杏北油田低弯度分流河道储层构型及其控制的剩余油分布模式

李伟强，尹太举，赵 伦，李 峰，谢鹏飞，阳 成，严少怀

(1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083; 2.长江大学 地球科学学院，湖北 武汉 430100；3.中国石油天然气勘探开发公司，北京 100034; 4.中国石油 青海油田采油一厂，甘肃 敦煌 736202；5.中国石油 大庆头台油田开发有限责任公司，黑龙江 大庆 166512)

0 引 言

分流河道砂体主要发育于三角洲分流平原地区，是大庆油田的重要储集砂体[1]，其复杂的储层构型特征对剩余油具有较强的控制作用，尤其是油田进入高含水开发之后，开展储层构型研究能够准确定位剩余油的分布，可进一步提高采收率2%以上[2-3]，十分可观，对于高含水期油田稳产意义重大[4-5]。分流河道砂体又可以进一步细分为高弯度分流河道砂体和低弯度分流河道砂体，其中前者的河流水动力、河道规模以及河道弯曲度均(强)大于后者，具有不同的沉积模式和构型特征。自著名河流沉积学家MIALL于1985年提出储层建筑结构要素分析法后[6]，国内外众多学者对高弯度分流河道储层构型和剩余油分布进行了大量研究[7-15]，主要包括根据储层构型理论和沉积模式，采用层次分析、模式拟合和动态验证的方法[16-18]，建立高弯度分流河道构型模式和三维构型模型[10, 19-20]，确定剩余油的分布规律，但并没有分析不同弯曲度分流河道的储层构型，即对于低弯曲度分流河道储层构型的分析较少，而实际上低弯度分流河道砂体为大庆油田萨葡油层的重要成因砂体，占比可达25.7%[1]，剩余油也十分富集[21-22]；再者，各学者都对河道内部或点坝内部的剩余油较为关注，而对于非河道席状砂内部的剩余油分布分析较少，而事实上这一部分储层同样具有较大的剩余油潜力，并且大庆油田表外独立开发试验区已经针对表外等薄差层展开了独立开发，平均单井日产油量可达3.7 t[23]，效果显著。因此，开展低弯度分流河道内部和非河道席状砂储层构型以及剩余油分布研究，对于满足油田目前开发需要具有重要意义。

本文以杏北油田S23—S24-1层段为研究对象，在前人研究的基础上，通过对地质过程再认识和测井响应特征分析后，认为该段发育低弯度分流河道沉积。基于密井网岩心、测井和生产动态资料，在储层构型理论和沉积模式指导下，构建了低弯度分流河道储层构型模式和三维构型模型；结合密闭取心井、水淹层测井解释资料和生产动态数据分析了不同时期水淹特征和剩余油分布，并开展基于三维构型模型的油藏数值模拟对剩余油分布模式进行验证，最终总结出低弯度分流河道储层构型控制下的剩余油分布模式。

1 研究区概况

研究区位于大庆长垣中部、杏树岗油田北部的杏北油田内，构造平缓，共发育萨尔图、葡萄花和高台子三套油层，油藏埋深700～1 200 m，沉积了一套具有“多旋回性、岩性变化快、砂泥频繁交互”特征的河流—三角洲储层，非均质性很强，属于受构造控制的块状油气藏。油田从1966年开发至今，根据不同阶段开发调整的需要，共进行了5次重大井网调整，目前已进入高含水开发后期，剩余油分布特征复杂，调整难度加大，尤其是剩余油潜力巨大的低弯度分流河道储层，亟需深入研究其储层构型和剩余油分布模式，为油田进一步挖潜和提高采收率提供地质依据。

2 储层构型特征

2.1 储层特征

不同河型的分流河道砂体具有不同的沉积模式和构型特征[1, 22, 24]。高弯度分流河道与曲流河沉积特征类似，其点坝较为发育，多期次的侧积夹层和废弃河道等低渗屏障造成其严重的非均质性。而低弯度分流河道则表现为沉积能量较弱、河道规模和弯曲度较小、点坝通常不发育，因此其改道和迁移能力也较弱，砂体横向连续性较差，平面上常呈离散的窄条带状分布，空间上展现出多个局限的窄河道砂体充填单元相互叠加的分布样式。洪水期时，在河道间的洪泛区，高弯度分流河道通常有大量的决口沉积，但低弯度分流河道由于有较充分的可容纳空间，洪水多直接漫流形成片状漫流溢岸砂体，这些溢岸砂体将相对较为局限的窄河道砂体连接，形成面积相对较大的砂体，因此造就了低弯度分流河道的迷宫式储层结构特征，不同砂体之间的连通情况非常复杂，常有孤立窄小的砂体未被钻遇[25]，但研究区丰富的密井网动静态资料为储层构型的精细刻画提供了可能。

2.2 解剖方法

图1 高弯度分流河道与低弯度分流河道的复合河道测井响应特征(两侧为比例尺，单位m)Fig.1 Log response of amalgamated channel between high and low sinuosity distributary channel

储层构型是指不同级次等时界面分隔开的不同级次储层构型单元的形态、规模、方向及其叠置关系[4, 20]。高弯度分流河道储层点坝较为发育，学者们基本都是在层次分析和模式指导下，分复合河道、复合河道内部单期河道、点坝和点坝内部侧积夹层4个层次进行解剖，其中侧积夹层和废弃河道的构型特征是高弯度分流河道储层剩余油形成与分布的主控因素；而低弯度分流河道由于点坝通常不发育，不同期次河道之间的接触关系、河间溢岸砂体的物性以及溢岸砂体与河道较差的连通质量是控制储层剩余油形成与分布的主控因素。由于以上两类储层特征和剩余油成因控制因素存在明显差异，因此低弯度分流河道储层构型的解剖方法不同于高弯度分流河道储层，其重点在于依次识别出复合河道和河道间溢岸砂体，并确定单期河道及其相互接触关系，进而完成储层构型的表征。

2.2.1 复合河道和溢岸砂体识别

图2 研究区S23-1沉积单元小层微相平面图Fig.2 Plan view of sedimentary micro facies of S23-1 layer in study area

图3 单期河道接触关系Fig.3 Contact relationships of single channel

解剖的第一个层次是识别复合河道，相当于MIALL构型要素理论的5级界面[6, 26]，等同于沉积微相研究层次。复合河道是由多期宽度较窄、分布较为局限的单河道叠置而成的大面积连续分布的河道带。为确定河道带的分布，首先进行单井相分析，确定河道带的测井响应特征:河道带的自然电位(SP)曲线具有箱形、钟形、圆头形特征，部分曲线有明显齿化，与高弯度分流河道相比，圆头形所占的比例较大，自然伽马(GR)曲线值增高，微电位(RMN)和微梯度(RMG)曲线值降低，幅度差减小，砂体厚度减薄，整体代表了一种水动力能量低于高弯度分流河道的沉积特征(图1)。

然后对研究区的溢岸砂体进行识别，单井相分析发现，溢岸砂体SP曲线特征主要有指状、锯齿化指状和复合锯齿状，相比河道沉积而言，其GR曲线值增高，RMN和RMG曲线值降低，幅度差很小或者基本重合，沉积厚度也较薄，代表了水动力能量降低、物性变差的趋势。溢岸砂体又可进一步细分为表内溢岸砂和表外储层，其中表外储层是在大型河流-三角洲沉积体系内低能环境下的沉积物，可作为河道砂体、表内溢岸砂体的自然延续[27]，岩性以泥质粉砂岩为主，含油产状主要为油斑、油浸，分布于河道砂体等高能环境下形成的沉积储层的顶、底、内部和周边等部位，通常不能被划为有效厚度界限以内，未被列入储量表内，其与表内溢岸砂体区分主要依据油田的相解释，辅助以其略低于表内溢岸砂体的RMN和RMG曲线值与幅度差来判定，但并不绝对。

最后综合前人的物源方向、区域河流流向分析和测井相研究成果，确定复合河道和溢岸砂体的平面分布(图2)。

2.2.2 确定单期河道及其相互接触关系

复合河道内部由多期单一河道互相切割和叠置而成，每期单一河道即为一个单砂体，是由一期沉积事件形成和保存的成因砂体，而复合河道即为各期次成因砂体的复合体。高弯度分流河道的单一河道以侧向加积为主，形成的点坝侧积夹层是造成储层非均质性的主要原因；与之不同，低弯度分流河道在平面上不断摆动迁移、决口改道和废弃，局部发生分叉合并，废弃复活，在纵向上主要以垂向加积为主，因此垂向上作为骨架的各期河道的接触关系是形成储层非均质性的主要因素，它决定了注水开发中流体的流动特征。

单期河道的垂向划分主要分为以下三种情况:(1)相离。两期相邻河道之间存在明显的一定厚度的沉积间歇面(泥质隔层)，河道之间不连通，各自为独立的流动单元；沉积间歇面处测井响应特征表现为SP曲线回返幅度较大且接近基线，GR曲线值增大，RMN和RMG曲线幅度差很低甚至重合，可直接在测井曲线上识别(图3a)；(2)切割。早期河道砂体沉积后，被晚期沉积的河道砂体切割顶层，两期河道砂体之间没有明显的沉积间歇面，接触面处测井响应特征表现为SP曲线回返幅度不明显，但 GR曲线值略微增大，RMN和RMG曲线幅度差减小且曲线值显示较小的低阻回返，因而两期河道一般具有较好的连通关系(图3b)；(3)连接。介于相离和切割之间的接触关系，即河道之间相互接触，但不存在切割关系，SP曲线有回返，GR曲线值增大明显，RMN和RMG曲线幅度差大幅度减小且具明显的低阻回返，河道之间的连通关系需要进一步观察岩心讨论接触点处岩性组成及渗流特征，结合水淹层测井解释结果和密闭取心井水洗资料以确定河道之间连通关系(图3c)。

因此，通过对以上两个层次的详细解剖分析，可以较好地表征低弯度分流河道储层的构型特征(图4)，即储层构型具有迷宫式分布特征，河道砂体如同“树干”，溢岸砂体和表外储层为“树枝”，将河道砂体连接成空间上广布连片的泛砂体，不同级次构型单元的连通关系复杂，需要结合密闭取心井和水淹层测井资料进一步验证。

3 储层构型控制下的剩余油分布模式

储层构型样式直接控制了注水开发中流体的流动特征，是造成剩余油富集的主控因素[7]。因此低弯度分流河道储层构型控制下的剩余油分布模式的建立，首先应进行单井水淹特征分析；然后基于储层构型表征的结果，结合密闭取心井水洗数据、不同开发时期的水淹层测井解释结果以及生产动态资料，进行剖面水淹特征和剩余油分布分析，并尝试恢复地下储层构型控制下的不同开发时期的水淹特征；最后通过开展油藏数值模拟进行验证，总结出不同结构模式控制下剩余油分布模式，为油田开发提供指导作用。

3.1 基于静动态资料的不同时期水淹特征分析

以研究区3号剖面为例，依据以下原则恢复不同时期的水淹特征。

(1)单井各层在不同时期的水淹解释情况需综合储层构型，砂体连通情况和新、老井不同时期的水淹解释结果来判定。新井的水淹层测井解释结果代表目前时期地下储层的水淹状况，而老井目前各层的水淹解释结果需根据各层劈分后的生产动态数据计算的含水率来判定。

(2)密闭取心井能够准确精细表征地下储层内部由于岩性、物性、夹层和韵律变化导致的水洗差异[28]，而水淹层测井解释仅对具有有效厚度的砂体进行整体、粗略的解释，无法反映出砂体内部的水淹差异。因此，依据密闭取心井资料可对基于构型分析和水淹层测井解释的整体水淹状况进行验证，还可以进一步表征储层内部水洗差异。

(3)杏北油田二次加密调整井和三次加密调整井都是针对表外储层和表内薄层进行投产[29]，但是研究区各时期井并没有对表外储层进行水淹层测井解释，因此本研究中需要根据表外储层的类别、厚度和物性，以储层构型研究为基础，对表外储层的水淹程度进行定义。例如一类表外、厚度大于1 m的表外以及物性相对较好的表外储层，根据其与优势储层的连通情况定义水淹状况[28]，即若表外储层与水淹程度较高的优势储层相连接，则可定义其水淹程度不高于优势储层的水淹程度。

(4)对于沉积体的末端[30]，由于注采不完善而造成油田开发中的死油区，因此将沉积体末端位置处理为未水淹较为符合实际情况。

3.2 基于静动态资料的剩余油分布模式

基于低弯度分流河道储层构型解剖结果，在以上原则的指导下，开展了基于静动态资料的不同时期水淹特征分析(图5)，即整体呈现均匀层状水淹特征，并具有分段水淹特点，未水淹区分布较为零散，体现了较强的储层非均质性。因此，基于单井和剖面的水淹特征和剩余油分析，进一步总结了基于静动态资料的剩余油分布模式。

3.2.1 低渗河间溢岸砂体中的剩余油

漫流溢岸沉积过程中洪水来临时形成的漫溢砂体，具有将局限的河道砂体连接成片的作用，但物性差的低渗部位则会影响开发效果，导致剩余油富集。如图6剖面中S23小层的X2-10-J3E7井的31-32岩样段(对应剩余油标记①a)和38-39(①c)、X2-1-J29井的28-31岩样段(①b)和①中的砂岩中泥质含量较高，导致物性变差，是控制剩余油分布的重要因素(图6)。

3.2.2 夹层控制的剩余油

图6 基于低弯度分流河道储层结构和密闭取心井验证的剩余油分布模式(杏二中区S23—S24-1层段2号剖面，(d)、(e)、(f)为X2-10-J3E7井，(g)为X2-1-J29井)Fig.6 Distribution patterns of remaining oil pockets based on low sinuosity distributary channel architecture and verification of sealed cored wells

河道之间的夹层对于注水开发的动用程度有着重要影响。若新的一期河道对老的一期河道切割不完全，则当后者顶部发生钙化或者沉积泥质夹层后都会导致其物性变差，造成其中的剩余油得不到动用。如图5(d)中三次加密水淹剖面中X2-1-128和X2-1-S706井的第一期河道(最下面的一期)，在X2-1-S706井中的第一期河道与第二期河道(第一期上面的河道)存在切割接触，但在它们接触部位的微电极和微梯度曲线值降低，物性变差，存留泥质夹层；同时X2-1-128井处第一期河道被第二期河道切割的不彻底，微电极和微梯度存在低阻回返，同样仍保留部分泥质夹层，因此泥质夹层导致两井钻遇的第一期河道整体动用程度较差，控制了剩余油的分布。

3.2.3 溢岸砂体与河道砂体较差的连通质量所控制的剩余油

从低弯度分流河道沉积模式可知，漫流溢岸砂体可以作为沟通各个局限窄小河道的纽带，但如果连接河道的溢岸砂体物性变差，且窄小河道与其它河道或物性较好的溢岸砂体处于相离接触关系时，则会造成溢岸砂体与河道的连通质量变差，将极大影响窄小河道的水驱动用情况，造成剩余油的富集。图6(a)中X2-10-S3E5井钻遇的②河道，其与它下面早期河道之间存在沉积间歇面，为相离关系，而且仅与旁井X2-10-S706处的溢岸沉积体相连，水淹层测井解释结果显示②河道砂体为未水淹，而其下部的河道为中水淹，因此推测主要由于与②河道相连的漫流溢岸砂体物性较差，而下部河道与②河道相离，导致②河道无法被水驱波及而造成注采不完善，形成剩余油的富集。

3.2.4 注采不完善导致孤立砂体和沉积体末端富集的剩余油

从图6剖面中可见X2-10-J3E7井钻遇的孤立溢岸砂体④(岩样段35～37)和X2-10-S3E5井钻遇的砂体⑤处于未水淹状态。大量沉积体末端(河道砂体、溢岸砂体和表外砂体的末端)的未水淹区域③，其中X2-10-J3E7的41～42岩样段(①d)，大部分都是由于溢岸沉积体的末端没有泄压点而导致无法水驱动用，导致剩余油的富集。

图7 构型模型切片和相应切片数值模拟结果(S23—S24-1层段2号剖面)Fig.7 The slice of architectural model and the corresponding numerical simulation results

3.3 基于油藏数值模拟的剩余油分布模式验证

基于研究区沉积微相和构型研究成果，建立符合井点和井间地质认识的三维构型模型，精细表征不同级次储层构型单元的形态、规模、方向、相互叠置关系[20]以及物性参数的空间分布，并将模型不经粗化直接导入模拟器中；结合杏北油田S2油藏实际参数、PVT、相渗、实际油水井射孔情况及生产制度，水驱模拟开发动态[19]至极限含水率(fw=98%)，得到基于油藏数值模拟的剩余油分布模式:在河道内，剩余油主要分布在河道顶部(图7中A)、边部(图7中B)以及仅与低渗溢岸砂体连通造成注采不完善的河道内(图7中C)，但剩余油饱和度相对较低；在河道外，剩余油主要分布在河道间物性较差的溢岸砂体内(图7中D)及注采不完善的溢岸砂末端(图7中E)和孤立砂体中(图7中F)，剩余油饱和度相对较高。该模式验证了基于静动态资料的剩余油分布模式。

因此，综合基于密闭取心井、水淹层测井解释等资料的水淹特征和剩余油分布分析以及基于油藏数值模拟的剩余油分布模式的验证，最终总结了不同结构模式控制下的剩余油分布模式:在河道内，剩余油在顶部、边部、河道间夹层控制部位以下以及仅与低渗溢岸砂体连通造成注采不完善的河道内部富集；在河道外，剩余油在河间物性较差的溢岸砂体内、注采不完善的溢岸砂体末端和孤立砂体内富集。该模式对于油田进一步挖潜剩余油具有一定的指导意义。

4 结 论

(1)低弯度分流河道储层是以局限窄小河道为“树干”、河间溢岸砂体为“树枝”，连接河道形成空间广布的砂体为特征，不同期次河道之间的接触关系、溢岸砂体的物性特征以及河道与河间溢岸砂体之间较差的连通质量造成了储层的非均质性。针对这种储层特征，基于储层构型理论，采用层次分析和模式指导的研究方法，分“复合河道和溢岸砂体、单期河道及其相互接触关系” 两个主要层次对储层内部构型进行了精细解剖，建立了符合井点、井间地质认识的低弯度分流河道三维储层构型模型。

(2)综合基于密闭取心井、水淹层测井解释和生产动态等动静态资料开展水淹特征和剩余油分布分析，以及基于三维构型模型的油藏数值模拟对剩余油模式的验证，最终总结了低弯度分流河道在不同储层构型控制下的剩余油分布模式，为杏北油田进一步挖潜调整提供地质依据。

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