扇三角洲前缘储层构型界面划分与识别——以辽河盆地欢喜岭油田锦99区块杜家台油层为例

宋 璠，杨少春，苏妮娜，张瑞雪，温 静

(1.中国石油大学(华东) 地球科学与技术学院，山东 青岛 266580； 2.中国石油辽河油田分公司 勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124000)

扇三角洲前缘储层构型界面划分与识别
——以辽河盆地欢喜岭油田锦99区块杜家台油层为例

宋 璠1，杨少春1，苏妮娜1，张瑞雪1，温 静2

(1.中国石油大学(华东) 地球科学与技术学院，山东 青岛 266580； 2.中国石油辽河油田分公司 勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124000)

为了查明扇三角洲前缘储层构型特征与分布模式，以辽河盆地欢喜岭油田锦99区块杜家台油层为例，综合储层构型理论与高分辨率层序地层学研究方法，应用岩心、测井及录井资料，分析了扇三角洲前缘储层构型单元的特征，明确了构型界面的分级系统，建立了单砂层级构型界面的定性识别标准与定量判别模式。研究结果表明：扇三角洲前缘储层中3级、4级构型界面是单砂层内主要的渗流屏障，控制着剩余油的形成与分布。4级构型界面主要为洪泛泥岩、辫状水道顶部泥质层以及河口坝顶部落淤泥，3级构型界面常为砂体顶部的细粒沉积与单期辫状水道底部滞留沉积，二者均具有较明显的测井响应特征。

扇三角洲前缘；储层构型；构型界面；测井响应；锦99区块；欢喜岭油田

我国陆相油田绝大多数已进入开发中后期，剩余油分布规律复杂，如何有效提高采收率已成为各大油田的重点攻关方向[1]。对于井距较小(平均小于150 m)的密井网区，综合利用测井资料能够准确刻画出砂体边界，但对于砂体内部的多级层次界面即“构型界面”的识别较为困难。构型界面作为储层内部天然的渗流屏障，是导致储层内渗流差异，造成大量可动剩余油滞留地下的重要原因[2-4]。因此，准确识别单砂体构型界面对于油田剩余油挖潜具有重要意义。

学者Miall于1985年首次提出储层构型要素分析方法，并分别于1988年和1991年将早先提出的构型界面补充完善至6级和8级界面[5-7]。近些年来，国内学者针对地下储层构型开展了大量卓有成效的研究，研究对象多集中于曲流河、辫状河以及部分冲积扇沉积[8-9]，而对于三角洲特别是扇三角洲的构型研究较为薄弱。扇三角洲前缘储层作为我国陆相油藏的一种重要类型，其剩余油储量占我国碎屑岩油藏可动油储量的17.4%[10]，精细解剖该类储集体构型在油田开发中后期显得尤为重要。

储层构型研究是一项系统而细致的工作，构型界面的划分与识别作为构型研究的首要任务，为构型单元组合与构型模式建立奠定了基础。鉴于此，本文选取辽河盆地欢喜岭油田锦99区块扇三角洲前缘储层为对象，在综合岩心与测录井资料进行构型单元划分的基础上，总结了一套扇三角洲前缘单砂体构型界面划分与识别的方法，为储层构型理论的发展提供有效补充。

1 地质背景及单砂层划分

欢喜岭油田位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡南部的断鼻构造带上，区内断层发育，可进一步划分为若干断块。锦99块密井网区位于欢喜岭滚动背斜断裂带南端，面积近4 km2，地质储量为483×104t(图1)。锦99区块开发目的层系为古近系沙河街组四段杜家台油层，该油层沉积时期，由西部凹陷北侧注入湖盆的水系十分发育， 形成了大规模扇三角洲沉积。锦99块以扇三角洲前缘水下分流河道与河口砂坝微相为主，垂向上多期水道砂体交错叠置，岩性主要包括含砾砂岩、粗砂岩、细砂岩以及泥质粉砂岩等，交错层理较为发育。

图1 辽河油田锦99块区域构造位置

锦99块1983年投入开发，期间经历了多次井网层系与注采关系调整，目前有钻井110余口，平均井距约为120 m，综合含水率95.3%，采出程度仅为24.5%。原水驱开发方式难以有效改善驱油效果，迫切需要在砂体构型研究基础上，建立扇三角洲前缘储层构型控制下的剩余油分布模式，进而优选出有利层段及区域开展调驱研究。

单砂层划分与对比是储层构型研究的基础，综合测录井、地震资料以及沉积旋回特征，将研究区杜家台油层进一步细分为2个油组、6个砂层组、36个单砂层。Ⅰ油组、Ⅱ油组的特征较为相似，垂向上均为多期水道砂体叠置，岩性为含砾砂岩、粗砂岩、细砂岩夹泥质粉砂岩与泥岩，油组间有厚层泥岩分隔。杜家台油层沉积序列总体反映一个持续水进的沉积过程，Ⅱ油组沉积时期，北西方向物源供给能力强，水道宽度大，横向连续性好，单砂体厚度平均约8 m，含油性较好；Ⅰ油组沉积早期，沉积物供给减少，平面上单砂体常呈条带状分布，横向连续性有所降低，单砂体厚度平均约5 m，含油性好，是本区最主要的产油层；Ⅰ油组沉积晚期，湖盆范围进一步扩大，砂体沉积范围明显减小，在区内呈窄条带或土豆状局限分布，横向连续性差(图2)。

图2 锦99区杜Ⅰ油组单砂层对比剖面

2 构型界面分级系统

目前国内关于扇三角洲沉积的内部构型并未形成统一的级次划分方案[11]。笔者参照Maill提出的河流相构型界面分级系统，在构型单元识别与划分的基础上，结合高分辨率层序地层学研究方法，建立了一套扇三角洲前缘储层内部构型界面的划分方案。

2.1 构型单元类型

储层构型单元实质上就是某一沉积时间单元内的沉积微相或微相复合体。通过对区内10余口取心井详细描述，认为锦99区扇三角洲前缘单砂层内主要发育辫状水道主体、辫状水道侧缘、水道漫溢以及河口坝4类构型单元，其基本性质及测井响应特征如表1所示。

辫状水道主体位于单期水道主流线上，呈条带状分布，砂砾岩厚度一般大于3 m，水道宽度150～250 m。从水道主体向边缘部位水动力条件逐渐减弱，水道侧缘常呈窄条带状分布在水道主体的一侧或两侧，连续性较差，剖面上以透镜状薄砂层为主。水道漫溢位于辫状水道间，主要为水道间低洼地带的薄层细粒泥质沉积夹少量粉砂岩，泥岩中可见杂乱分布的炭屑。辫状水道前方发育规模较小的河口砂坝，砂岩厚度平均约为3～5 m，粒度与水道沉积相比较细，具有一定的重力流作用特征。

表1 扇三角洲前缘储层构型单元特征

2.2 构型界面划分

对Maill建立的构型界面划分系统进行分析，不难发现除了第7级沉积体系边界与第8级盆地充填复合体边界以外，其余级次构型界面的识别依据多与地层记录的冲刷面、洪泛面、岩相转换面、粒度突变面等密切相关。洪泛面一般对应于层厚较大的泥岩段；冲刷面不平整，上部常形成明显的泥砾层，在岩心上易于识别，测井曲线上主要表现为上部砂岩与下部泥岩突变接触；岩相转换面主要表现为相邻地层岩性、岩相发生明显变化，厚度较小且形态规则，是沉积环境变更导致沉积方式变化的结果；垂向粒度突变面主要是指储层内砂岩粒度转换面。本文将储层构型理论与高分辨率层序地层学研究方法相结合，利用上述4种成因界面识别出中期、短期以及超短期基准面旋回，并以此为约束划分构型界面(图3)。

在构型界面划分时，为了便于对比与河流相沉积体的相似性及差异性，将扇三角洲前缘储层构型界面划分为6个级次(第7、第8级不作为研究对象)。其中，6级界面为扇三角洲复合体的包络面，主要为大套厚层泥岩，该界面限定了扇三角洲的空间分布范围；5级界面为多套成因砂体组成的复合砂体界面，属于单个扇三角洲朵叶体的自旋回，通常呈平坦或上凹形，但由于侵蚀作用会形成局部的侵蚀—充填，以底部滞留砾石为标志；4级界面为单一成因砂体界面，标志着一期洪水事件的开始或结束，是单砂体层间主要的渗流屏障；4级界面之内可划分出3级界面，主要由后期砂体侵蚀前期砂体形成，界面上有泥砾披覆沉积，界面上下的岩相组合相同或相似。与曲流河点砂坝侧向加积成因3级横切侵蚀面不同，扇三角洲前缘储层3级构型界面是一种倾角较大、倾向大多与主流线方向相近的侵蚀面，主要由三角洲前缘砂体前积作用所造成。2级交错层系组与1级交错层系界面识别难度较大，主要为岩相转换面以及部分弱侵蚀界面。

图3 锦99块取心井储层构型综合柱状图

上述构型界面中，5级和6级界面规模较大，目前研究已经较为成熟；1级和2级界面测井曲线上基本无法识别，目前仍缺乏有效的研究手段[12]。4级界面与3级界面主要围绕单砂层进行划分，且由于二者属于单油层开发中层间与层内的主要渗流屏障，因此，准确识别这两类构型界面，对于开发区块深入调整挖潜工作具有重要指导意义。

3 单砂体构型界面识别

3.1 构型界面测井响应

由于单砂体构型界面上下常存在岩相转换或沉积物粒度突变，因此，在测井曲线上具有一定响应。

4级构型界面岩性主要包括泥岩、粉砂质泥岩和泥质粉砂岩等，界面上下岩相组合明显不同。研究区该界面的成因主要有3种：其一是湖侵时期形成的洪泛泥岩，厚度相对较大，可作为单砂体间稳定的隔层；其二是辫状水道水动力明显减弱时期形成的顶部泥质沉积，通常厚度较小且后期易被改造；其三是河口砂坝顶部落淤泥，常出现在砂坝侧缘或辫状水道与砂坝的转换部位[13]，部分夹有碳屑与植物碎屑。3类成因界面测井响应主要反映为泥岩特征(图4)，自然电位靠近泥质基线，井径扩径明显，自然伽马呈高值，微电极显著减小，幅度差几乎为零，声波时差呈明显低值，补偿密度、补偿中子曲线略显高值。此外，后两类成因界面微电极曲线偶见尖峰状特征，井径稍显扩径，主要由于水体较浅时泥岩中富含碳酸钙而形成。

扇三角洲前缘储层的3级构型界面主要在水道砂前积或坝砂顺流加积过程中形成，界面上下的岩相组合相同或相似，识别难度较大。通过对取心井岩心及测井曲线进行精细刻画，认为研究区储层3级构型界面主要包括以下2种成因类型：其一是位于水道砂体或者砂坝顶部的细粒沉积，岩性主要为粉砂岩、泥质粉砂岩等，可见碳质纹层及变形构造；其二是单期辫状水道底部的薄层滞留沉积，岩性主要为含砾石的泥质粉砂岩，颗粒分选差，对下部地层造成弱侵蚀(图4)。上述2类3级构型界面与4级界面相比，孔渗性相对较好，但大多仍未达到有效储层的物性下限。自然伽马呈中幅齿状凸起，自然电位幅度低，井径扩径不明显，微电极曲线幅度较小，但具有一定的幅度差，声波时差值相比4级界面有所升高，尤其是底部滞留型的构型界面常具有较高的声波时差。

图4 锦99块3级、4级构型界面测井响应特征

依据上述构型界面识别标准，能够利用测井曲线定性划分出扇三角洲前缘储层的3级、4级构型界面，在实际应用过程中，还需结合各单砂层沉积微相展布特征与主流线方向，合理筛选并组合单井构型单元，从而建立扇三角洲前缘储层各级构型界面的空间分布样式。

3.2 定量判别标准

依据上述扇三角洲前缘单砂体构型界面的测井响应特征，采用岩心-岩屑-测井相互标定精细刻画的方法，对锦99区块10余口取心井进行构型界面识别与划分。然而，由于开发区块往往取心井数量有限，仅靠取心井识别出的构型界面尚不能建立全区构型界面的分布样式。因此，有必要综合具有良好响应特征的测井曲线，建立起构型界面的定量识别标准，对于构型研究具有普遍意义。本文选择取心井3级、4级构型界面响应特征明显的6条测井曲线，分别绘制4级界面与2类不同成因3级界面的蛛网模式图[14-15]，通过比较其形状，可看出3类成因界面具有不同的网形模式(图5)，该模式可作为本区扇三角洲前缘单砂体构型界面的划分依据

图5 构型界面测井曲线蛛网模式

与识别标准。

图5(a)、图5(b)模式主要反映弱水动力沉积特点，泥质含量较高，其中4级构型界面为纯质泥岩，与3级构型界面相比具有高伽马、高密度、低电阻的特点。图5(c)模式中构型界面的测井曲线值跨度范围较大，声波时差、电阻率曲线值与前2种模式相比明显升高，对应于水道底部较粗粒的冲刷滞留沉积。3类测井曲线蛛网模式能有效地区分出不同成因界面的测井响应特征，可以此为定量标准对研究区所有井进行构型界面识别，为扇三角洲前缘储层构型精细解剖奠定基础。

4 应用效果分析

通过对研究区构型界面划分与识别，在研究单砂层沉积微相的基础上，进一步刻画了储层构型单元的分布特征，建立了辫状水道主体、辫状水道侧缘、水道漫溢、河口砂坝共4类构型要素的空间分布模型，并进行了油藏数值模拟，以期查明储层构型界面对剩余油分布的影响。

以杜Ⅰ-3-3单油层为例，该砂层平均厚度约为6 m，平面上呈宽条带状由北至南与西南方向展布(图6)。对全区百余口井3级、4级构型界面进行识别，编制了构型要素的平面分布图(图6)，可看出该单砂层在平面上主要发育辫状水道主体，其次为河口砂坝与水道侧翼。对该砂层进行油藏数值模拟，结果表明，水道两侧、水道分叉部位剩余油相对富集，研究区西侧辫状水道主体内部剩余油也较为富集。

图6 杜Ⅰ-3-3砂层构型单元平面分布

从储层构型要素分布与平面剩余油饱和度的关系来看，扇三角洲前缘的储层构型界面对剩余油富集起着重要影响。其中，4级构型界面对剩余油分布的控制较普遍，常出现于辫状水道侧缘与水道分叉部位，以及部分河口砂坝与辫状水道的转换部位，这些地区沉积水动力相对较弱，注水开发时水淹程度低，剩余油较富集(图7)。研究区2011年部署开发井j2-14-5421，针对该层段单层开采，日产油5.8 t，开发效果良好。三角洲前缘储层的3级构型界面主要为砂体前积作用形成的高角度侵蚀面，倾向平行于主流线方向，在本区主要分布于宽度较大、延伸较远且分支较少的辫状水道内。例如研究区西侧j2-14-5003井至j2-15-002井一带(图6)，单砂体中泥质薄层较为发育，地层倾角显示该泥质层倾向与主流线方向相近，油藏数值模拟证实水道中剩余油饱和度较高(图7)，表明构型界面的存在严重影响了水驱开发效果，因此，需要在构型模型建立与油藏数值模拟的基础上进一步优化开发方案。

图7 杜Ⅰ-3-3砂层剩余油饱和度分布

5 结 论

(1)建立了扇三角洲前缘储层构型界面的分级系统，其中：第6级界面为扇三角洲复合体的包络面，第5级为单个扇三角洲朵叶体的自旋回界面，第4级为单一成因砂体界面，第3级主要为砂体前积作用造成的与主流线方向相近的侵蚀面，2级与1级主要代表岩相转换面以及部分弱侵蚀界面。

(2)4级与3级界面属于单油层层间与层内的主要渗流屏障，4级构型界面分别有湖侵时期的洪泛泥岩、辫状水道顶部泥质层以及河口坝顶部落淤泥3种成因类型，3级构型界面有砂体顶部的细粒沉积与单期辫状水道底部滞留沉积2种成因类型。

(3)建立了单砂体构型界面的定性识别标准与定量判别模式，进而建立了各构型单元空间分布模型，油藏数值模拟结果表明单砂体3级、4级构型界面对剩余油分布起着重要的控制作用。

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责任编辑：王 辉

2014-08-23

国家科技重大专项(编号：2011ZX05009)；教育部博士点基金项目(编号：20120133120013)；中央高校基本科研业务费专项资金(编号：27R1201009A)

宋璠(1982-)，男，博士，讲师，主要从事油气藏地质研究。E-mail:songfan0026@163.com

1673-064X(2015)01-0007-07

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