浅水三角洲前缘砂体沉积及渗流特征精细表征——以松辽盆地大庆长垣杏树岗油田为例

吕端川，宋金鹏

(1.中国石油大学(华东) 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 塔里木油田分公司 勘探事业部，新疆 库尔勒 841000)

剩余油的形成和分布主要是由储层内部油水两相渗流差异引起的[1-2]。开发实践表明，在多层合采条件下，非均质性较强的陆相沉积储层中物性发育程度相对较差的部位储量动用程度低，流体渗流能力的层间差异造成弱动用剩余油的形成[3-5]。而在单砂体内部，较高的水油流度比所引起的水相突破，也可以导致绕流式剩余油的形成[6-7]。我国东部油田大多为河流—三角洲储层类型，目前水驱开发程度平均为30%，地下仍存在大量的剩余储量，确定剩余油类型及分布特征是后续挖潜措施调整的前提[8-12]。随着油田的精细化开发，目前已达到小层及单砂体级别，沉积环境控制着砂体的物性发育程度，进而决定了其内部油水的相渗特征，因此不同成因类型的单砂体间流体的渗流能力差异明显[13-14]。相渗数据是研究油藏尺度的油水渗流特征的依据[15-18]。以往的研究大多是针对不同微相类型的样品进行统计分析[19-21]，或者模拟油藏条件进行相渗测试[22]，很少结合连续取心对样品点的砂体沉积特征进行精细表征，导致砂体沉积特征与相渗特征的联系较弱。本文选择一口连续取心井为研究对象，利用岩心扫描照片确定砂泥组合关系，利用粒度分析数据确定其沉积条件，利用电镜扫描照片确定其内部结构，利用压汞测试数据确定其排驱压力，利用模拟油藏温度条件下的相渗测试数据确定其内部油水两相渗流特征，利用物性测试数据确定其流体饱和度分布情况。通过测试数据与沉积特征的紧密结合，可以确定不同沉积成因砂体内相渗情况对剩余油形成的影响，从而为后续挖潜方案制定提供理论指导。

1 地质背景

研究区位于大庆长垣杏树岗油田杏六区东部(图1)，由下至上依次发育高台子油层、葡萄花油层和萨尔图油层。该套地层形成于中白垩统青山口组、姚家组和嫩江组沉积时期，处于地壳快速沉降向缓慢沉降的转换阶段[23]。在青山口组至姚家组沉积时期，该地区位于松辽盆地内大型沉积坳陷东侧的平缓斜坡上；在嫩江组沉积时期，该地区局部隆起。研究区沉积相类型以浅湖相和浅水三角洲相为主，产油层砂体类型主要为浅水三角洲水下分流河道砂体，其次为席状砂。主力油层埋深仅940 m，成岩作用弱。研究区面积约1.2 km2，作为长垣整装油藏的一部分在1968年以600 m注采井距的行列式井网投产，之后在1988年、1998年和2008年分别针对不同小层进行了一次、二次、三次和三元复合驱井网加密调整。在2008年钻取某连续取心X井，累计取心长度达163 m(图1)。

2 取样点特征

在岩心观察的基础上，分别在分流河道微相和席状砂微相内各选择3个样品，以精确表征河道砂体垂向上、席状砂平面不同位置的沉积特征及对应的油水渗流情况。

图1 松辽盆地大庆长垣构造区域划分及取心井位置

2.1 分流河道微相

为了确定河流沉积“二元结构”内的油水两相渗流特征，在取心井X上选取1、2和3号样品(图2)。该取心井段以距顶6.4 m处的浅灰色泥岩为界，下部为分流河道沉积主体，上部为河床溢岸沉积。1号样品位于分流间湾微相，该含泥粉砂岩与下部深色泥岩突变接触，主体厚0.2 m，内部见浅色毫米级的泥质交错纹层，向上发育厚0.01 m的浅色泥质条带，砂体呈透镜状沉积，之后被层状粉砂质泥岩覆盖，表现为突发水体之后短暂沉积过程。2和3号样品位于分流河道沉积主体，该分流河道在距顶15.2 m处与下伏浅灰色泥岩接触部位未见明显的冲刷构造，且分流河道厚8.4 m，其内部发育多个厚0.2 m左右的粉砂质泥岩夹层，表示沉积过程中有多期水体变化。按照泥岩夹层所划分的河道沉积期次，2号样品位于单期沉积的中部，3号样品位于单期沉积的底部。由于该套砂体沉积时期的地质构造稳定，因此所选样品对于反映分流河道沉积系统中垂向上的不同特征具有代表性。

根据该河道砂体的粒度分析(图3a)，分流河道砂体中部及底部粒径跨度范围明显大于分流间湾溢岸沉积，其粒度中值分别为0.15 mm和0.13 mm，高于溢岸砂体的0.06 mm。由于河道主体部位水体搬运能力较高，该位置处0.25 mm粒径颗粒的比例远高于溢岸沉积位置，且粒径小于0.016 mm的颗粒比例低于溢岸沉积位置。根据空气渗透率数据，溢岸沉积1号样品为115×10-3μm2，而河道中部和底部的2和3号样品分别为1 191×10-3μm2，和1 134×10-3μm2，可知该分流河道沉积系统内渗透率级差已超过10。

图2 松辽盆地大庆长垣X取心井浅水三角洲水下分流河道砂岩心扫描图

图3 松辽盆地大庆长垣X取心井浅水三角洲水下分流河道样品粒径分布及扫描电镜照片

扫描电镜照片(图3b)显示，分流河道内不同位置的砂体内部结构差异明显。河道顶部溢岸沉积位置的1号样品内部颗粒排列紧密，大部分呈镶嵌状，连通性差，孔隙发育程度低。单期河道中部的2号样品内部颗粒排列紧密，部分呈镶嵌状，连通性一般，孔隙发育程度一般。单期河道底部的3号样品的内部结构与2号样品基本一致。由于埋深较浅，其压实和成岩作用弱，孔隙类型主要为原生粒间孔，其发育程度受沉积时期水动力的控制。压汞测试结果显示分流河道砂体中部及底部的排驱压力分别为0.05 MPa和0.1 MPa，而溢岸沉积的排驱压力则为0.2 MPa。溢岸沉积的排驱压力为河道中部排驱压力的4倍，因此，河道主体的喉道半径明显大于溢岸砂的喉道半径。

使用黏度为6.5 mP·s、密度为0.83 g/cm3的原油，黏度为0.56 mP·s、密度为0.99 g/cm3的水，利用HW-单联恒温箱模拟油藏温度50 ℃对样品进行预处理，利用恒速泵设置0.2 mL/min的速率在岩心夹持器一侧进行注入，用非稳态法通过计量系统对样品进行相渗测试，结果如图4a所示。河道中部及底部的相渗曲线形态相似，与溢岸沉积的相渗曲线差别明显。由于河道主体内黏土类组分含量低，物性发育程度高，河道底部与河道中部的束缚水饱和度分别为36.2%和36.9%。河道中部及底部水相的相对渗透率随着含水饱和度的增加，均呈先缓慢增加、后急速增加的特征。同时河道主体内油相的相对渗透率随着含水饱和度的增加呈单调下降趋势，并且河道底部油相的相对渗透率下降速率略高于河道中部。溢岸沉积内泥质细粒组分含量高，物性普遍较差，其内部的束缚水饱和度明显偏高，为54%。随着含水饱和度的增加，其内部油相的相对渗透率呈先快后缓的单调下降趋势，水相的相对渗透率增加趋势逐渐变缓。这是由于该位置黏土物质含量高，其遇水膨胀导致孔喉堵塞，不利于内部流体渗流。

将上述相渗数据进行水油两相渗流比值计算，求对数后得到了分流河道内水油相渗比值与含水饱和度的关系(图4b)。由于在一定的开发条件下，水油两相的黏度可看作是恒定的，则该曲线能够反映河道系统内的水油流度比随含水饱和度的变化[24]。根据曲线可知，当河道主体见水后，河道底部位置的水油流度比大于河道中部，即在相同的水相有效渗透率时，底部位置水油流动差异更大，其含水饱和度升高趋势比中部更快，其水淹程度逐渐高于河道中部，在稳定的生产压差下，河道中下部贡献出更多的产水量。在一定的排液生产条件下，水油流度的差异导致井间砂体中上部形成绕流式剩余油。在河道沉积系统顶部的溢岸沉积位置，在相同的含水饱和度下，其内部的水相渗流能力低于河道主体，其水油流度比与河道主体内的差别更大。对于河流相储层来说，垂向上不同部位流体的渗流能力差异是导致水相突进的主要因素。由于在河道主体位置的残余油饱和度数值接近26%，因此如何实现对河道主体垂向上的水油流度比的控制是后期制定挖潜方案的重点。

2.2 席状砂

研究区内席状砂较为发育，且在其沉积时湖盆斜坡平缓，导致其平面分布范围大。为了确定不同位置砂体的存在形式及其内部渗流情况，在X井的不同深度选择4、5、6号样品(图5)。4号样品泥质粉砂岩位于萨尔图油层，受水流的裹挟和冲刷，砂体呈不等厚层状或透镜状形式存在，单层最厚约1.5 cm，该沉积层段持续厚度约40 cm。根据砂体周围泥岩的弱还原色，判断该砂体沉积水体较浅，且水流具突发性，水体能量弱，砂泥分异明显。结合样品周围砂泥的接触关系，可认为其位于席状砂外缘，接近前三角洲。5号样品含泥细砂质粉砂岩位于葡萄花油层，砂质被深灰色泥质包裹呈透镜状，单层最厚约2 cm，所夹泥质主要由毫米级泥质纹层组成，其稳定且密集分布。该位置水体活动性强，流速较快，可认为其位于席状砂中部位置。6号样品含泥细砂质粉砂岩位于葡萄花油层，砂质组分厚约4cm，内部存在楔状浅色泥质条带。该砂岩段上下均为层状明显的泥岩沉积，表示携带砂质的水流突然进入安静水体，快速卸载而形成，可认为其靠近席状砂主体位置。因此，4、5和6号样品可分别代表席状砂平面上的外缘、中部和内缘等不同位置。

图4 松辽盆地大庆长垣X取心井浅水三角洲水下分流河道样品相对渗透率及相渗比值随饱和度的关系

图5 松辽盆地大庆长垣X取心井浅水三角洲席状砂岩心扫描图

根据席状砂样品的粒径分析结果(图6a)，随着与席状砂主体部位的距离逐渐增加，颗粒的粒径跨度范围逐渐减小。席状砂内缘的6号样、席状砂中部5号样和席状砂外缘的4号样，其粒度中值分别为0.065，0.036，0.02 mm，其分布趋势与水体能量朝前三角洲方向逐渐减弱是一致的。根据空气渗透率数据，席状砂外缘位置为36×10-3μm2，内缘及中部位置均为12×10-3μm2，也即该三块样品均为低渗。

扫描电镜显示(图6b)，席状砂外缘的4号样品中颗粒排列紧密，部分呈镶嵌状，孔隙发育较差，连通性较差。席状砂中部的5号样品中颗粒排列紧密，大部分颗粒呈镶嵌状，孔隙发育差，连通性差。席状砂内缘的6号样品中颗粒排列较紧密，部分呈镶嵌状，孔隙发育一般，连通性一般。根据压汞测试数据，得到4、5、6号样品，也即席状砂外缘、中部到内缘的排驱压力分别为2.8，0.5，0.2 MPa，外缘位置排驱压力是内缘位置的14倍，意味着外缘位置的喉道半径小于内缘位置。

与上述河道系统样品的相渗测试条件一致，对席状砂样品的相渗测试结果如图7a所示。砂质受流水淘洗冲刷程度越高，其束缚水饱和度越低。席状砂外缘4号样品砂泥分异程度高，砂质组分更为纯净，其束缚水饱和度最低，为38.9%。席状砂中部的5号样品由于内部纹层发育密集，泥质组分含量高，其束缚水饱和度为49.8%。席状砂内缘的6号样品砂泥分异程度低，细粒组分的存在导致颗粒间孔隙喉道发育程度低，束缚水饱和度为46.7%。随着含水饱和度的增加，席状砂外缘位置砂质内，水相的相对渗透率先缓慢增加，后快速增加。中部位置水相的相对渗透率单调增加，且增加速率逐渐增大。内缘位置水相的相对渗透率单调增加，但增加速率逐渐减小。由于该位置颗粒间存在的黏土物质遇水堵塞孔隙，导致其渗流能力减弱。油相的相对渗透率在平面不同位置均呈单调下降，其中外缘位置下降速率最慢，中部位置次之，内缘位置下降速率最快。

图6 松辽盆地大庆长垣X取心井浅水三角洲席状砂样品粒径分布及扫描电镜照片

图7 松辽盆地大庆长垣X取心井浅水三角洲席状砂样品相对渗透率及相渗比值随饱和度的关系

将上述相渗数据进行水油两相渗流比值计算，求对数后得到了席状砂内水油相渗比值与含水饱和度的关系(图7b)，当油水黏度为恒定时，该关系曲线能够反映砂体内部的水油流度比与含水饱和度的关系。据图7b可知，席状砂见水后，不同位置均表现为水油流度比单调增加，且升高速率逐渐加大。结合各样品的绝对渗透率值，则席状砂外缘处油水相的有效渗透率均高于中部及内缘位置。同时该位置的水油流度比高，则注入水易于沿着外缘突进，对席状砂中部及内缘形成绕流，使驱替效果变差。因此，在对席状砂进行开发时，需要按照其平面渗流能力的不同调整各井的生产参数。例如降低席状砂外缘处注水井的注入压力，增加席状砂内缘及中部注水井的注入压力，以使注水前缘相对均匀地推进，从而提高其采出程度。

3 结论

(1)浅水三角洲分流河道沉积系统内河流二元结构的相渗差异明显，河道主体垂向上的相渗形态变化不大，但水油流度差异使底部更易水淹，是造成井间剩余油形成的主要因素，后期调整需要控制水油流度比。

(2)席状砂沉积特征的平面差异使注入水更易沿外缘推进，是造成内缘及中部的储量动用程度低的主要因素，后期调整应实现其平面差异化的注入强度。