杏树岗油田浅水三角洲储集层构型及剩余油分布特征

宋金鹏 ，林承焰，2，任丽华，2，吕端川 ，由春梅

（1.中国石油大学 地球科学与技术学院，山东 青岛 266580；2.山东省油藏地质重点实验室，山东 青岛 266580；3.中国石油 大庆油田有限责任公司 勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712）

自Miall提出构型要素分析法以来，经过几十年的发展，针对曲流河、辫状河、三角洲等沉积相的储集层构型研究已相当成熟[1-4]。而对于浅水三角洲相储集层，由于其分流河道砂体窄、厚度小、迁移频繁[5-6]，储集层构型研究程度低，目前尚未形成较完整的研究思路和方法。同时，目前的研究多基于现代沉积和野外露头，刻画分流河道的平面形态，分析其垂向分布模式[5-7]。针对地下储集层的层次结构划分[8-10]、厚层连片砂体的内部结构分析[11-12]及分流河道的定量表征方面[12-14]仍需进一步研究。为此，选取大庆杏树岗油田杏六区浅水三角洲相储集层，综合利用多尺度资料开展储集层构型的定量表征，为老油田剩余油挖潜提供指导。

1 研究区概况

杏树岗油田位于大庆长垣背斜带北部（图1），构造形态较平缓，倾角3°～5°，两翼基本对称。萨尔图油层、葡萄花油层和高台子油层为油田的主力油层，其中，葡萄花油层自上而下划分为葡一油组和葡二油组。此次研究的目的层葡一油组沉积于下白垩统姚家组—嫩江组二级复合旋回下部，为多旋回性、多岩性相、砂泥岩薄互层的浅水三角洲沉积，内部分为4个砂组8个小层。主力油层为葡一油组1—3小层，埋深1 000～1 050 m，平均地层压力9.21 MPa，储集层平均孔隙度25.35%，平均渗透率680 mD，地层条件下原油黏度6.74 mPa·s.

图1 杏树岗油田构造位置及葡一油组综合柱状图

杏树岗油田自1968年投入开发以来，先后经历了水驱、聚合物驱及后续水驱，目前已进入特高含水后期，综合含水率达91.97%.由于长期大段合注合采，储集层非均质性增强，加之砂体内部结构解剖不够精细，剩余油分布规律认识不清，亟需开展储集层构型分析，为挖潜剩余油和提高采收率提供指导。

2015年以来，在杏树岗油田中部垂直物源方向钻取了6口密闭取心井，针对萨尔图油层和葡萄花油层连续取心约220 m，为地下储集层结构解剖提供了丰富的第一手资料。

2 研究区浅水三角洲构型特征

2.1 层次结构划分

通过对各取心井岩心的精细观察，将研究区浅水三角洲的构型划分为8级（表1）。

（1）八级构型单元为三角洲复合朵体，顶底发育由中期基准面控制形成的厚层泥岩，地震剖面上为连续强反射特征。

（2）七级构型单元为三角洲单期朵体，顶底多见由短期湖泛形成的较厚层暗色泥岩，地震反射同相轴连续、振幅较强；X射线荧光光谱分析测试中，铁锰比和锶钡比等反映气候和水体变化的元素指标[15-16]明显异常（图1，表1）。

（3）六级构型单元为分流河道复合体，顶底部多发育流水间歇形成的薄—中厚层泥岩，测井曲线回返明显。

八级—六级构型单元区域分布范围广，厚度较稳定。

（4）五级构型单元为单期分流河道，由一次连续的稳定水流形成。界面处泥质含量较高，自然伽马、声波时差曲线突起，微电极幅度差小。

八级—五级构型单元界面多由沉积环境明显变化引起，因此，在铁、锶等元素含量上均有相应的体现（表1）。

（5）四级构型单元是一期持续时间较长、水动力变化明显的水流形成，厚度不大，界面多为泥岩和粉砂质岩类，测井曲线均明显回返。

（6）三级构型单元由季节性沉积微事件形成，厚度较小，但期次较多；界面多为物性夹层，电阻率曲线回返较明显。

表1 研究区浅水三角洲层次结构划分及研究方法

（7）二级构型单元为层系组，反映流动条件或流动方向的变化。

（8）一级构型单元为层系，其界面倾向与古水流方向有关。

一级和二级构型单元由于规模太小，通常只能在岩心上识别，不作为主要研究对象。

2.2 构型单元定量表征

在层次划分和界面识别的基础上，采用“岩心、测井资料定相，地震资料定形，密井网资料定量”的思路，分级次对研究区葡一油组上部的分流河道砂体进行刻画。

2.2.1 单一分流河道

八级—六级构型单元厚度较大，利用地震资料可实现对其形态的刻画。而浅水三角洲厚层砂体通常由多期单一分流河道相互叠置而成，砂体内部结构异常复杂。在开发中后期，单一分流河道砂体的划分是复合砂体解剖的基础。

在单井垂向上，不同期次分流河道砂体间往往发育底部冲刷面、顶部钙质层、泥质隔夹层及物性突变面等，根据岩心、测井、分析测试等资料很容易将其划分。而对于河道边界的厘定，是分流河道定量表征的重点和难点。此次研究主要采用井震结合的方法，对单一分流河道的形态进行刻画。

研究区砂体较薄，地震剖面中，葡一油组1—3小层多形成复合反射，内部沉积单元界面难以识别。基于地震沉积学理论，通过90°相位转换，将反射波主瓣提到薄层中心，使地震反射同相轴与地质上岩性界面相对应，赋予其岩性地层意义。同时，由于低频资料中反射同相轴更多地反映岩性界面信息，而高频中的同相轴更多地反映时间界面信息[17-19]。因此，通过分频解释，提高地震数据频率，将同相轴精度精确到了厚层沉积单元界面，从而将各五级单元分离。在此基础上，沿各层拾取地层切片，结合“高程差、砂体厚度变化、河道间细粒沉积及生产动态差异”等分流河道边界的识别标志[20]，分析分流河道平面形态。

葡一油组1—3小层各单元的地层切片表明，研究区葡一油组上部发育多期分流河道砂体，不同时期的分流河道平面形态特征存在明显差异（图2）。

在密井网区单一分流河道砂体划分的基础上，统计各时期分流河道砂体规模，回归砂体厚度与宽度之间的定量关系，为井网调整及剩余油挖潜的措施部署提供指导。其中，葡一油组1小层主要为顺直型水下分流河道，分叉明显，平面呈枝状；河道规模较小，平均宽约213 m，平均宽厚比78.1，且砂体厚度与宽度之间有较好的指数关系（图3a）。2小层发育低弯曲型分流河道，局部分叉，整体规模较大（图3b，图3c），平均宽381 m，平均宽厚比92.4.而3小层发育曲流型分流河道，测井曲线以箱形、叠置箱形和钟形为主，砂体厚度大，平面连片分布（图3d）。

2.2.2 单成因砂体

由于分流河道砂体的规模及形态特征差异较大，结合野外露头及现代沉积[6，21-22]，按照成因、平面分布位置及单井特征，将单一期次分流河道沉积进一步划分为主河道、次河道、废弃河道、末端河道及点坝等单成因砂体。

图2 杏树岗油田葡一油组1—3小层振幅切片及分流河道形态

主河道水动力强，发育冲刷面、槽状交错层理等构造；沉积物粒度较粗，多为中、细砂岩，局部含砾；砂体厚度多大于3 m，局部叠置，宽约200～650 m；测井曲线多为高幅钟形。水下部分砂体变薄，河道规模变小，一般厚约2 m，横向延伸井距少。次河道分布于主河道间，平面上与其组合呈枝状，构成浅水三角洲分流系统的主体；河道规模较小，宽约120～230 m，砂体厚度较小（多小于2 m）。末端河道分布于浅水三角洲分流体系的末端，河道窄而浅，宽约120～180 m，砂体厚度一般小于2 m；泥质含量较高，发育小型平行层理、波状层理等，测井曲线齿化明显。

图3 杏树岗油田葡一油组1—2小层分流河道砂体宽度与河道砂体厚度关系

曲流型分流河道发生截弯取直时，早期的分流河道废弃形成废弃河道，垂向韵律表现为下部的正常河道砂质沉积向上变为废弃后的细粒沉积。废弃河道规模小，宽约80～130 m，平面呈月牙状，是识别河道边界和点坝的重要标志。

图4 杏树岗油田葡一油组单元振幅切片及点坝期次划分

2.2.3 单一增生体

根据单成因砂体加积方式的不同，将三级构型单元分为垂积体与侧积体2类，可依据岩心、自然伽马和微电极曲线的微小变化及分析测试数据进行划分。

（1）垂积体 研究区葡一油组1小层和2小层各砂体内部的加积方式主要表现为垂积。单井上，主河道砂体内部含3～5个垂积体，单垂积体厚1.2～2.2 m，局部含泥质、钙质；次河道多由2～3个垂积体组成，单垂积体厚1.0～1.5 m，曲线微齿化；而末端河道含3～5个垂积体，单垂积体厚0.6～1.1 m，电阻率曲线锯齿状。

分流河道砂体冲刷-充填一般为顶平底凸的形态，因此将砂体顶拉平即可恢复砂体沉积时的原始形态。结合分流河道的规模，选取井间距80～200 m的9对曲线形态相似的井组，采取（1）式计算三级界面垂积层的倾角，9对井组的计算结果表明，垂积层倾角约0.45°～1.50°，产状近水平。

式中 l——井距，m；

h1，h2——分别为不同井中同一垂积层高程差，m；

θ——垂积层界面倾角，（°）。

（2）侧积体 对于葡一油组3小层的曲流型分流河道，点坝内部结构的精细解剖是分析剩余油分布规律的基础。点坝平面上为新月形，剖面呈楔状，内部含多个叠瓦状的侧积体。而对于侧积层的空间分布模式，目前认为主要有水平斜列式（多见于潮湿气候区的小型河流）、阶梯斜列式（多见于半干旱—干旱气候区或大型河流）及波浪式（过渡类型）[23-24]。X射线荧光光谱分析测试结果显示，研究区该时期锶钡比和锶钙比等指标明显下降，反映气候较湿润；而且分流河道规模较小，侧积层主要发育为水平斜列式，上下缓中间陡，底部连通。在此模式指导下，利用单井、对子井资料分析侧积层的产状及规模。

单井上，根据岩心对侧积层的测井响应特征进行标定。侧积层岩性主要为泥质粉砂岩和少量泥岩，自然电位曲线轻微回返，自然伽马回返明显，微电极曲线幅度差小。根据测井标定结果，分析未取心区域侧积层的数量及厚度。结果表明，单井点坝砂体厚4.0～13.0 m，各井多发育2～4期侧积层，厚约0.2～2.0 m.

在井间，可以利用曲流河点坝规模的经验公式[24-25]，预测侧积体宽度、侧积层倾角及点坝长度等参数。

式中 h——单一河道砂体厚度，m；

L——点坝长度，km；

W——河流满岸宽度，km；

β——侧积层倾角，弧度。

由于侧积层一般从凸岸指向凹岸，即向废弃河道方向倾斜[20]，因此，基于废弃河道的发育位置，结合测井曲线和水淹程度，在对子井中识别侧积层并连接（图5）。同时，研究区地形平缓，地层倾角对侧积层产状的影响较小。在密井网条件下，当对子井钻遇同一侧积层时，顶拉平后的侧积层在对子井中的高程差与井距的比值，即可视为侧积层倾角的正切值。

对子井计算结果和水平井岩心资料表明，曲流型分流河道点坝单一侧积体水平宽约110～130 m；内部侧积层发育期次较多，规模不等。其中泥质粉砂岩侧积层较厚，约1.2～2.0 m，纯泥岩侧积层厚度不大，约0.2～1.5 m.侧积层产状较缓，倾角多5°～13°，末端水平延伸远。

3 浅水三角洲内部剩余油分布特征

图5 杏树岗油田中部对子井中侧积层发育状况

储集层内部各单元的物性差异及连通状况，决定了注水、注驱的开发响应特征；而构型界面的发育程度及其渗流特征，控制着剩余油的分布特征。

对检查井岩心进行连续采样测试，得到各单元砂体的孔隙度、渗透率和含油饱和度等参数。测试结果表明，不同成因砂体内部剩余油分布特征存在明显差异。末端河道渗透率约181 mD，剩余油饱和度约59.00%；次河道物性较好，渗透率约807 mD，剩余油饱和度为45.43%；点坝渗透率为2 006 mD，剩余油饱和度约37.11%，是剩余油挖潜的主要对象。而主河道渗透率为2 000 mD，剩余油饱和度为24.13%，有一定的剩余潜力。同时，受沉积韵律性及水驱重力影响，河道及点坝砂体上部驱替效率低，剩余油相对富集，而向下水洗程度增高，剩余油饱和度降低。但是砂体内部发育的低级次（三级和四级）构型界面多为物性夹层，对水驱及聚合物驱起到一定的遮挡作用，导致界面下部往往剩余油富集（图6）。

图6 杏树岗油田X6-20-J646井葡一油组3小层构型单元划分及剩余油分布

高级别构型单元（五—八级）间多发育稳定的厚层泥岩，将砂体分隔成相互独立的渗流单元，控制了整体的注水开发效果。并且由于垂向各单元物性差异较大，长期注水合采，往往造成层间剩余油富集。X6-12-J650井的葡一油组3小层进行三元复合驱后，剩余油饱和度较低，为29.90%，而泥岩隔层之上的2小层为43.50%.六级构型界面对流体渗流起到了明显的遮挡作用。

4 结论

（1）利用多尺度资料，将浅水三角洲储集层划分出8个构型级别，各级界面与相应的地层界面对应较好，在地震、测井、岩心、元素含量等方面均有不同程度的响应。

（2）研究区五级构型单元类型多样，形态、规模差异较大。其中，顺直型水下分流河道宽约213 m，宽厚比约78.1；低弯曲型分流河道宽381 m，宽厚比89.4.曲流型分流河道砂体规模大，平面连片分布。各期分流河道间多发育稳定的隔层，易形成层间剩余油富集。

（3）各类四级构型单元单井及平面分布特征明显不同，内部剩余油分布也存在较大差异。聚驱后的主河道剩余油饱和度较低，而点坝、次河道等单元上部仍有较大的剩余潜力。

（4）三级构型单元发育多期，垂积体厚度不大，约0.6～2.2 m，界面产状近水平；侧积体平均宽110～130 m，界面倾角较平缓，多5.4°～12.9°，厚约0.2～2.0 m，末端水平延伸远。三级界面物性较差，对流体渗流起到遮挡作用，界面下部易形成剩余油富集区。

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