渤海A 油田明化镇组下段河-坝砂体储层构型及剩余油分布

邓 猛，邵英博，赵军寿，廖 辉，邓 琪

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459；2.中法渤海地质服务有限公司，天津 300450）

0 引言

储层构型是控制地下水运动及预测剩余油分布的主要地质因素，开展储集砂体构型研究对剩余油分布预测及油田挖潜意义重大［1-2］。近年来，国内外学者对地下储层构型作了大量研究，在储层构型级次划分、界面识别、空间展布及对油水运动和剩余油分布控制等方面取得了长足进步［3-8］，尤其在河流相储集砂体、三角洲前缘水下分流河道、河口坝砂体构型解剖及剩余油分布规律研究中应用广泛［9-10］。渤海A 油田为渤海海域亿吨级大油田之一，该油田经过十多年注水开发，取得了良好的生产效果。近年来，随着油田进入中高含水开采阶段，其垂向上、平面上注采矛盾日益凸显，而这一矛盾主要是由单砂体构型及储层内部物性非均质性等因素所致。考虑到储层内部剩余油分布与储集砂体内部构型关系密切［11］，因此有必要对研究区开展精细储层构型解剖，分析其油水运动规律及剩余油分布特征，为寻找隐秘“甜点”，实现稳油控水奠定基础。

本次研究利用钻井、测井、生产动态等资料，以沉积学、储层地质学理论为指导，运用储层构型要素分析方法，对研究区主力油层开展精细储层构型解剖，分析研究区剩余油分布主控因素，总结剩余油分布模式，并提出相应挖潜策略，以期为老油田进入中高含水期后的产量接替和开发后期的综合调整研究提供理论指导。

1 研究区概况

渤海A 油田位于渤海南部海域，渤中凹陷与黄河口凹陷分界处，东邻渤南低凸起、西接埕北低凸起，北靠渤中生油凹陷，为油气聚集的有利场所［12-13］（图1）。该油田主要含油层段为明化镇组下段，自上而下划分为6 个油组：NmⅠ，NmⅡ，NmⅢ，NmⅣ，NmⅤ和NmⅥ，其中主力油组为NmⅣ和NmⅤ。研究表明，研究区明化镇组下段为典型鸟足状浅水三角洲前缘沉积，发育水下分流河道、河口坝、溢岸及水下分流间湾等微相，其中随着湖平面频繁升降，河道发育程度差异较大，并在湖盆方向河道向河口坝演化［14-15］。

图1 研究区构造位置图①渤南低凸起西段；②渤南低凸起中段；③渤南低凸起东段；④莱北低凸起；⑤垦东凸起；⑥埕北低凸起Fig.1 Tectonic location of the study area

研究区明化镇组下段沉积砂体类型多样，主要发育有水下分流河道砂体、河口坝砂体及河坝复合砂体等3 种类型，其中水下分流河道砂体和河坝复合砂体更为发育，垂向上表现为典型的正韵律和复合韵律特征。

2 储层构型及特征

水下分流河道砂体和河坝复合砂体是渤海A油田三角洲前缘亚相的骨架砂体，具有复杂的空间结构。研究区平面连片分布的较厚层砂体，一般由多期河道砂体和河坝复合砂体在空间上相互切割叠置形成。由于不同期河道与河坝复合砂体复杂的连通方式及自身质量差异，该类型砂体储层非均质性较为复杂。单一河坝砂体识别是本次储层构型研究的关键。通过对研究区目的层不同类型单一河坝砂体的精细解剖，共总结了4 种垂向分期标志和3 种侧向划界标志（图2）。

图2 渤海A 油田主力油层单砂体识别标志Fig.2 Recognition marks of single sand body of main oil layer in Bohai A oilfield

2.1 单砂体识别

2.1.1 垂向分期标志

根据岩心观察及测井曲线分析，总结出4 种垂向分期标志：①韵律组合差异。单期河坝砂体为反正韵律组合，若小层内部垂向上存在多期完整的韵律砂体，说明小层内部砂体形成于多个时期，两期韵律的分界，即为不同期砂体的界线。②顶面高程差。2 个砂体顶面存在高程差，说明形成砂体的时期不一致，因此，当2 口邻井的砂体顶面出现高程差时，可以作为判断砂体归属不同期次的标志。③泥岩夹层。两期砂体之间发育较连续分布的细粒泥岩沉积，可以作为判断砂体归属不同期次的标志。④曲线回返。厚层砂体中见明显曲线回返响应，可以作为不同期砂体的界线［图2（a）］。

2.1.2 侧向划界标志

在对各成因砂体类型单井识别及剖面上合理配置组合的基础上，总结出3 种侧向划界标志：①水下分流间湾泥岩。对于鸟足状浅水三角洲沉积模式，水下分流间湾泥岩意味着单一河道砂体、河坝复合砂体的外侧，即存在单一河道、河坝复合砂体条带的边界，可作为侧向边界的标志；②坝缘微相。坝缘即是单一条带的最边缘，平面上表现为环带状绕坝主体分布特征，可作为侧向边界的标志；③溢岸砂体。鄱阳湖现代沉积模式及研究区单井解释成果表明，天然堤多存在于坝缘之上，且决口水道位于水下分流河道、河口坝复合体条带外侧并与之相连，因此靠近条带砂体边缘的溢岸沉积可作为侧向边界的标志［图2（b）］。

2.2 单砂体构型特征

基于对研究区储层构型在平面上和剖面上展布特征的精细刻画，参考前人对单砂体接触样式的研究成果［16-18］，总结出研究区浅水三角洲单砂体垂向、侧向上的接触样式，并结合基准面旋回特征，明确了不同旋回阶段储层构型样式（图3）。

2.2.1 垂向接触样式

不同期次砂体垂向组合形成多种类型垂向接触样式。垂向上，将砂体划分成3 种接触样式：分离型、叠合型和切叠型［图3（a）］。

分离型：包括侧向分离型和垂向分离型，垂向上为两期砂体之间存在泥岩隔挡，砂体间垂向不连通。该类型接触样式主要发育在基准面旋回上升晚期和下降早期，研究区以河道-河坝分离型、河坝分离型为主。

叠合型：包括侧向叠合型和垂向叠合型，垂向上为多期单砂体叠加，多期砂体间以溢岸泥质粉砂岩相接触，垂向上相互连通，但连通性较差。该类型接触样式主要发育在基准面旋回上升中期和下降中期，研究区以河道-河坝叠合型和河坝叠合型为主。

切叠型：后期河道下切能力较强，下切至先期的单砂体，导致垂向上两期砂体彼此连通，且连通性好。该类型接触样式主要发育在基准面旋回上升早期及下降晚期，研究区以河道-河坝切叠型和河坝切叠型为主。

2.2.2 侧向拼接样式

同期形成的不同河道或同一河道的不同分支河道单砂体侧向上相互接触，形成多种拼接样式。结合本研究区单层解剖情况，侧向上，将砂体划分成3 种接触类型：分离型、拼接型及侧切型［图3（b）］。

分离型：同期形成的河道只发育一条主支或同一河道的不同分支河道单砂体间沉积细粒泥质沉积物，侧向由水下分流间湾泥岩分隔，彼此不接触。该种接触样式主要发育在基准面旋回上升晚期和下降早期，研究区以河道-河坝侧缘分离和河坝侧缘交错分离为主。

拼接型：同期形成的河道或同一河道不同分支河道单砂体彼此接触，且单砂体间未见明显切割。该种接触样式主要发育在基准面旋回上升中期和下降中期，研究区以河道-河坝横向拼接和河坝侧缘拼接为主。

侧切型：受河道频繁改道和侧向迁移等因素影响，同期形成的多期河道侧向上相互切割，平面呈交织网状。该种接触样式主要发育在基准面旋回上升早期和下降晚期，研究区以河道-河坝侧切型及河坝侧切型为主。

图3 渤海A 油田主力油层单砂体构型单元接触样式［据文献16 修改］Fig.3 Contact patterns of single sand body architectural units of main oil layer in Bohai A oilfield

3 构型对剩余油分布的控制

油田进入中高含水期后，剩余油分布研究是制定挖潜措施以提高最终采收率的基础工作。注水开发实践表明，储层构型是影响剩余油分布的主要因素［19］。笔者在精细储层构型解剖基础上，结合生产动态资料和油藏数值模拟方法，探讨了储层构型对剩余油分布的控制作用。

3.1 构型单元内部韵律性控制剩余油分布

根据渤海A 油田25 口井水淹分析资料，统计分析了水下分流河道砂体和河坝复合砂体等2 种主力砂体的水淹特征。结果表明：①水下分流河道砂体内部以单一正韵律为主，层内垂向岩性、物性具有明显正韵律组合关系，砂体底部颗粒粗、物性好，向上粒度变细，泥质含量增高，物性变差，测井曲线响应为钟形或箱形。油藏数值模拟结果表明，注入水在重力作用下沿储层底部高渗透通道运动，驱替相对较差，水淹厚度较小，底部易形成无效水循环，顶部剩余油富集，从而形成正韵律顶部剩余油富集模式。②河坝复合砂体内部不同位置韵律样式差异明显，在条带砂体中部主要表现为单一正韵律和复合韵律，而边部表现为单一反韵律。油藏数值模拟结果表明，受重力及物性等综合因素的影响，注入水主要沿储层中部—中下部运动，驱替相对均衡，水淹厚度较大，剩余油分布相对较少。但对于不同韵律特征的河坝复合砂体，其剩余油富集模式也存在差异：对于复合韵律的河坝复合砂体，主要形成顶部、底部剩余油富集模式；对于反韵律河坝复合砂体，主要形成顶部侧翼剩余油富集模式。从新增加密井实钻结果来看，典型正韵律砂体实钻水淹厚度较小，占比（水淹厚度/油层厚度）约12.7%，以顶部剩余油富集为特征；复合韵律实钻水淹厚度较大，占比约45.2%，反韵律砂体实钻水淹厚度大，占比约56.6%，复合韵律和反韵律砂体整体驱替效果好，以顶部侧翼剩余油少量富集为特征（图4）。

图4 构型单元内部韵律性控制剩余油机制Fig.4 Control mechanism of reservoir rhythmicity of various architecture units

3.2 构型单元间接触样式控制剩余油分布

构型界面为储层物性转折面，对油水垂向运动规律起重要作用，表现为渗流的阻隔和减缓。平面上，受不同构型单元横向上的相互接触关系影响，看似连片分布的厚层砂体内部单砂体间连通性相对复杂，使得剩余油分布研究更为困难［18-20］。笔者在前人研究基础上，结合油田生产动态资料，分析单砂体间不同接触样式对剩余油分布的影响，建立了不同接触样式下的剩余油分布模式。

3.2.1 垂向渗流遮挡控油模式

分离型接触样式表现为两期单砂体间以细粒泥岩沉积隔挡，彼此间不连通。在合采合注的开发方式下，注入水沿高渗区迅速推进，见效快，相对低渗区波及小，剩余油富集，发育“顶部型”剩余油富集模式；叠合型接触样式表现为两期单砂体相互接触且无明显切割，彼此不连通或弱连通，在单砂体接触界面及顶部剩余油富集，发育“垂向渗流遮挡型”及“顶部型”剩余油富集模式；切叠型接触样式表现为两期单砂体间相互切割，彼此连通，但存在高程差。受物性、重力作用影响，注入水波及下部砂体，驱替效果较好，剩余油仅在上部砂体侧缘零星分布（图5）。

图5 构型单元间垂向接触样式控制剩余油机制Fig.5 Control mechanism of vertical contact patterns between architecture units

3.2.2 侧向拼接分割控油模式

分离型接触样式单砂体间以水下分流间湾泥岩沉积分隔，横向不连通，且单砂体内部各期砂体平面上呈窄条弯曲状，部分砂体发育区难以形成完善的注采对应关系，造成局部砂体有注无采或有采无注，从而形成“段塞式”和“欠注型”剩余油分布［20］，一般在河道砂体顶部及河坝复合砂体底部剩余油富集；拼接型接触样式单砂体间相互接触，但不切割，横向上不连通或弱连通，注采对应关系较差，同样可形成“段塞式”和“欠注型”剩余油分布；侧切型接触样式单砂体间相互切割，横向性好，注采对应关系好，注水开发效果显著，无剩余油富集（图6）。

3.3 平面物性非均质性控制剩余油分布

选取渤海A 油田井网较密井区，在单井构型解剖基础上，建立了解剖区构型平面分布。从构型解剖结果来看，不同构型单元平面组合形成以河坝复合砂体为主的指状砂坝［图7（a）］。根据800 多个样本分析化验数据统计，河口坝主体、坝缘和水下分流河道平均渗透率分别为2 300 mD，1 000 mD，2 645 mD，平面上物性差异较大。示踪剂测试结果显示，注水开发过程中示踪剂在水下分流河道内渗流速度明显高于由河道向河口坝方向的渗流速度，同一河道内注采井间容易形成优势通道，水线推进速度快，砂体底部明显水淹，形成“顶部型”剩余油［图7（a）—（b）］，而河-坝复合砂体边部由于受注入水旁超作用影响，注水受效较差，剩余油相对富集，形成“欠注型”剩余油，如新钻调整井D44H 和D45H，2 口井均钻遇NmⅣ6 小层砂体，实钻证实位于河道砂体中部的D45H 井水淹明显，为中水淹层，而位于河-坝复合砂体边部的D44H 井未水淹，河-坝复合砂体边部剩余油相对富集［图7（c）］。此外，由于受平面物性非均质性影响，位于同一河道内的注采井组间若无法形成完善的注采关系，且仅以注水井为主，平面上油层被分割成段塞状，形成“段塞式”剩余油。

图6 构型单元间侧向接触样式控制剩余油机制Fig.6 Control mechanism of lateral contact patterns between various architecture units

图7 平面宏观非均质性控制剩余油分布机制Fig.7 Control mechanism of the macroscopic heterogeneity

4 现场应用

在储层构型研究基础上，通过精细刻画构型单元剖面、平面展布规律，结合不同构型单元以及平面非均质性对剩余油分布的控制，精准判断剩余油分布位置并制定相应开发策略，有效指导油田调整挖潜。

基于储层构型精细解剖及控油模式研究成果，针对“顶部型”剩余油，采用水平井层内挖潜技术取得了良好的开发效果。如新钻调整井D21H1 井实施后，分析剖面、平面构型解剖及生产动态特征，D21S 井投产初期不含水，D20 井周期注水后，D21S井爆性水淹，后期多次调剖效果不明显，综合分析认为原井位砂体顶部剩余油富集［参见图7（b）］。因此设计水平井D21H1 井在该层位挖潜，自2019年投产至今持续稳产，平均产油量60 m3/d，含水率为16%，增油效果显著［图8（a）］；针对“垂向渗流遮挡型”剩余油，采用“厚注薄采”开发方式，即在单砂体叠加部位厚层砂体注水，薄砂层位置采油，同样取得了良好的开发效果。结合精细构型解剖研究成果，优选E3S 井进行转注，该井自2016 年转注以后，位于砂体边部的受效采油井E2 井增油效果显著，日增油达15 m3［图8（b）］；针对“段塞式”和“欠注型”剩余油，主要利用井间加密、侧钻水平井和井网调整等方式进行挖潜，其中对于平面非均质性控制的“欠注型”剩余油，通过采用“边部低渗注水，中部高渗采油”注水开发方式在油田注水开发过程中取得了良好的生产效果。如注采井组E17-E35-E22 井，根据构型解剖研究成果，注水井E35 位于河-坝复合砂体边部，且与周边E17 和E22 采油井注采连通关系较好，生产动态表明E35 井增注后，E17 井和E22 井油量、液量均明显上升，井组日增油约17 m3，注水开发效果显著［图8（c）］。

图8 渤海A 油田不同类型剩余油分布挖潜实践Fig.8 Tapping potentials practices of different types of remaining oil in Bohai A oilfield

5 结论

（1）通过单砂体的识别与划分，认为渤海A 油田发育韵律组合差异、顶面高程差、泥岩夹层和曲线回返等4 种垂向分期识别标志；发育水下分流间湾泥岩、坝缘微相和溢岸砂体等3 种侧向划界识别标志。

（2）通过单砂体的精细构型解剖，认为渤海A油田河-坝砂体主要发育分离型、叠合型和切叠型等3 种垂向接触样式和分离型、拼接型和侧切型等3 种侧向拼接样式，且随基准面变化，单砂体接触样式呈规律性变化。

（3）构型单元内部韵律性、构型单元间接触样式及平面非均质性均是剩余油分布的主要控制因素。渤海A 油田剩余油主要为“顶部型”、“垂向渗流遮挡型”、“段塞式”和“欠注型”等4 种类型。针对不同剩余油分布类型，结合储层构型精细解剖，通过侧钻水平井、厚注薄采、井间加密、边部低渗注水中部高渗采油等开发方式挖潜剩余油，取得了良好的开发效果。