渤海A油田大厚层油藏储层构型研究

刘玉娟，郑 彬，李红英，张 静，胡端男

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

近年来，基于沉积过程和层次分析法的储层构型研究，将储层描述由微相层次发展到储层成因砂体内部，从砂体的形成过程、层次结构角度出发刻画储层内部复杂的非均质特征及剩余油的富集原理，将油气田开发带到一个新的领域。储层构型起源于对河流相的露头和现代沉积研究，近年来逐渐发展到几乎涵盖了所有水道化沉积，并运用于实际指导油田的开发生产。国内各油田针对河流相展开了大量构型研究工作，并应用于剩余油分析与挖潜上，取到了良好的效果[1-4]。本文以渤海A油田东营组辫状河三角洲大厚层储层为对象，开展砂体解剖研究。

A油田位于渤海辽东湾海域，属于辫状河三角洲前缘沉积，储层厚度大，单井单层厚度最大可达60 m，厚油层纵向多期叠置，横向变化大。该油田2005年投产，经过 11年高效开发后进入高含水高采出阶段，纵向上大厚层复合砂体出现严重的水淹不均，平面各井区含水率差异明显，油田面临着油层动用不均衡、层内及平面剩余油分布规律不清的局面，其原因为小层内部构型（多级次储集单元与渗流屏障）及储层单元内部质量差异。本文开展辫状河三角洲沉积大厚层储层构型研究，为油田后期细分层系及井网加密挖潜剩余油奠定基础。

1 单砂体构型级次划分

为适应油田开发不同阶段的需要，参考Miall的储层结构层次划分方案，可将A油田主体区块内部结构划分为8个级次（表1），本次研究将主要基于4级、5级展开。

表1 储层内部结构层次划分方案

研究区主要为辫状河三角洲前缘亚相，水下分流河道摆动不大，单成因砂体（5级）与单一河道（4级）基本存在一对一的关系。在复合河道（3级）内识别出单期河道，首先必须清楚单期河道（4级）边界的识别标志及其规模，然后从单井、剖面、平面、三维等不同层次和角度解剖复合河道（3级）。本文提出了一种多维度、多层次、多资料融合单河道识别思路，通过建立单成因砂体（5级）的边界识别模板，确定各单成因砂体（5级）河道边界，根据不同的适用条件采用不同的河道边界识别标志，采用密井网及水平井资料预测单砂体规模，进一步从不同维度分析、刻画出单河道的时空展布特征。

2 构型界面划分与对比

沉积单元的划分与对比是进行储层研究的基础，按照“旋回对比、分级控制、不同相带区别对待”的原则，在三角洲前缘亚相采用不等厚对比方法进行沉积单元划分，在垂向上进一步划分出单期次的河道砂体。根据同一沉积单元中平均发育层数和曲线特征识别出不同期次的砂体。

2.1 泥质沉积间断面

泥质岩性为泥岩、泥质粉砂岩和粉砂质泥岩，其成因往往是一期河道沉积到晚期，由于水动力逐渐减弱而在早期的砂岩沉积物上沉积形成的一套泥岩或水下分流河道间、分流间湾的泥质沉积。后期沉积的河道持续不断扩张和下切，对这些泥质产生局部侵蚀，但是作用强度又不足以对其下伏的河道砂体进行侵蚀，从而在前后两期的河道砂体中间出现了泥质构型界面，在自然电位及自然伽马曲线上表现为回返，较易划分辨别。

2.2 砂砾岩夹层

A油田沉积环境为辫状河三角洲前缘沉积，离物源区较近，河流携带的大量大颗粒的含砾砂岩在进入稳定的湖盆中，由于水动力条件减弱而发生沉积，水下分流河道底部沉积了大量的砂砾岩，代表了一期水下分流河道沉积的开始，是两期河道沉积界面识别的重要标志。砂砾岩多被泥质等细粒物质胶结，在测井曲线上显示出不同于砂岩和泥岩的测井响应特征，即自然伽马、电阻率曲线呈较高值，与上下砂岩段有明显区别，同时孔隙度测井曲线也明显区别于上下的砂体测井响应特征，据此可以在单井上根据测井曲线的响应特征识别出典型的砂砾岩夹层，作为两期切割叠置的河道的沉积界面。

2.3 曲线回返界面

河道型砂体的复杂性在于多期冲刷充填，相互叠加，有时造成早期河道上部形成的泥质间歇层被晚期河流冲刷而在早期河道上直接沉积。两期河流因气候、物源、坡降、流速、流量、输砂量等方面的差别，造成粒径、分选性、储层物性上的差别；同时河道的频繁改道造成河道在纵向和横向上切割叠置情况复杂，早期河道上部的细粒沉积或者河道边部的物性较差的部分被晚期河道切割剥蚀，在接触面上只出现一个物性变化的界面，反映在自然伽马和电阻率曲线上出现一个台阶，可认为是沉积界面。

通过文献调研[5-10]和结合研究区沉积特征，建立了本地区构型单元和测井曲线之间的关系（图 1）。运用本油田构型单元与测井曲线相关性，对油田单井进行单砂体纵向刻画，将主力层段沉积砂体划分为水下分流河道、河道边缘、河口坝、席状砂、分流间湾等4、5级界面构型单元。

图1 A油田Ⅱ-Ⅲ油组构型单元综合划分

3 构型边界划分与组合样式

根据A油田辫状河三角洲前缘沉积特征和储层砂体的特点，总结出单砂体的边界识别标志，包括砂体内部隔夹层、横剖面上砂体厚度趋势、砂体间泥质沉积、测井曲线形态横向剖面上的变化。

砂体内部隔夹层。隔夹层是划分不同期次单砂体的重要标志，同时邻井小层中存在的隔夹层如果数目上不同，则可能存在砂体的尖灭或者缺失，综合运用隔夹层在小层中的发育情况可以实现对单砂体边界的确定。因此，在划分单砂体边界的时候可以参考隔夹层作为单砂体边界（图2a）。

横剖面上砂体厚度趋势。不同时期沉积的水下分流河道，由于受到其沉积时的水体能量、规模、物源供给的综合影响，砂体厚度出现不同。同一河道一般从中心到河道边部砂体厚度变薄、物性变差，因而可认为如果砂体厚度由厚到薄再变厚，那么则可能存在不同单一河道边界；若河口坝主体中间出现砂体厚度由厚变薄再变厚，则也可认为存在不同河口坝主体的边界（图2b）。

横剖面上砂体间泥质沉积。不同河道在平面上侧向拼接是水下分流河道出现大面积展布、垂向上厚度大的主要原因。在水下分流河道向下游发育的过程中，两条河道或多条河道之间会发育河道间泥，因此，两期单砂体的边界泥质沉积可以作为单砂体在横向剖面的边界（图2c）。

测井曲线形态横向剖面上的变化。不同成因的单砂体、不同期次相同成因的单砂体，其形成过程中的水动力条件、物源供给等方面因素的差异，最终导致测井曲线形态不同。不同类型的单砂体测井曲线特征，可以作为单砂体的划分边界（图2d）。

结合本区辫状河三角洲沉积特点，构建储层构型模式（图3）。

图2 单砂体构型边界识别标志

4 单砂体构型展布特征

根据以上思路方法和单砂体识别标志，对A油田主力油组油层进行4级构型单元解剖，结果表明，水下分流河道砂体可解剖为多个单一河道及河口坝的组合。以Ⅱ-1小层为例，Ⅱ-1小层（3级）主要发育两期水下分流河道沉积，连片分布，主河道横跨1 km，解剖后纵向上划为3个单砂体，平面上为多支水下分流河道和河口坝的组合，该组合在平面上呈朵状、宽带状，单一水下分流河道宽200～300 m，侧向迁移改道频繁，先后叠加关系明显（图4）。

图3 4级旋回储层构型剖面模式

由此可见小层级别（3级）的沉积微相是小层内优势相，并不能将小层内每一个砂体的沉积类型表现出来。因此，小层沉积微相平面图并不是真实沉积微相的反映，而是多个叠置的朵叶体优势相在平面的分布趋势，解剖后更加精细地刻画了单砂体各成因单元的空间配置关系和垂向叠置关系。

5 应用效果

单砂体构型研究将油藏描述精度更进一步，单砂体平面展布图刻画了沉积演化过程，明确了单砂体沉积方向，解决了油水井间注采连通性问题。据此研究成果，渤海A油田从2016年底开始实施精细优化注水，注水井从以往的防砂段笼统配注转变为以单砂体连通性为基础的精细配注，提高了注水精度。2017年该油田自然递减率下降，增加产量1.12×104m3。

储层构型研究对油田开发后期剩余油研究及挖潜是非常有必要的。根据本次构型单元划分结果，对研究区地下储层开展定量表征，在单层沉积微相研究的基础上，分析各单层物源方向，在属性建模过程中根据物源方向设定各层变差函数值，较以往的建模方法更加精准，模拟结果更符合实际，模型拟合度更高；同时在此基础上开展基于储层构型的剩余油精细描述结果更加可信。2017年新增3口调整井，预计提高采收率 0.3%，增油 14.57×104m3。

6 结论

（1）渤海A油田大厚层储层可分为水下分流河道、河道边缘、河口坝、席状砂、分流间湾等构型单元。可根据砂体内部隔夹层、横剖面上砂体厚度趋势、横剖面上砂体间泥质沉积及测井曲线形态横向剖面上的变化进行单砂体的识别。

（2）A油田大厚层砂体可进一步解剖成多个单砂体构型单元的组合，研究精度更进一步。单砂体平面展布特征很好地反应了油田沉积演化过程，有效地指导了油田精细优化注水及精细油藏模型的建立，指导了大厚层剩余油挖潜并取得显著效果。