渤海A油田大厚層油藏儲層構型研究

劉玉娟，鄭 彬，李紅英，張 靜，胡端男

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

近年來，基于沉積過程和層次分析法的儲層構型研究，將儲層描述由微相層次發展到儲層成因砂體內部，從砂體的形成過程、層次結構角度出發刻畫儲層內部復雜的非均質特征及剩余油的富集原理，將油氣田開發帶到一個新的領域。儲層構型起源于對河流相的露頭和現代沉積研究，近年來逐漸發展到幾乎涵蓋了所有水道化沉積，并運用于實際指導油田的開發生產。國內各油田針對河流相展開了大量構型研究工作，并應用于剩余油分析與挖潛上，取到了良好的效果[1-4]。本文以渤海A油田東營組辮狀河三角洲大厚層儲層為對象，開展砂體解剖研究。

A油田位于渤海遼東灣海域，屬于辮狀河三角洲前緣沉積，儲層厚度大，單井單層厚度最大可達60 m，厚油層縱向多期疊置，橫向變化大。該油田2005年投產，經過 11年高效開發后進入高含水高采出階段，縱向上大厚層復合砂體出現嚴重的水淹不均，平面各井區含水率差異明顯，油田面臨著油層動用不均衡、層內及平面剩余油分布規律不清的局面，其原因為小層內部構型（多級次儲集單元與滲流屏障）及儲層單元內部質量差異。本文開展辮狀河三角洲沉積大厚層儲層構型研究，為油田后期細分層系及井網加密挖潛剩余油奠定基礎。

1 單砂體構型級次劃分

為適應油田開發不同階段的需要，參考Miall的儲層結構層次劃分方案，可將A油田主體區塊內部結構劃分為8個級次（表1），本次研究將主要基于4級、5級展開。

表1 儲層內部結構層次劃分方案

研究區主要為辮狀河三角洲前緣亞相，水下分流河道擺動不大，單成因砂體（5級）與單一河道（4級）基本存在一對一的關系。在復合河道（3級）內識別出單期河道，首先必須清楚單期河道（4級）邊界的識別標志及其規模，然后從單井、剖面、平面、三維等不同層次和角度解剖復合河道（3級）。本文提出了一種多維度、多層次、多資料融合單河道識別思路，通過建立單成因砂體（5級）的邊界識別模板，確定各單成因砂體（5級）河道邊界，根據不同的適用條件采用不同的河道邊界識別標志，采用密井網及水平井資料預測單砂體規模，進一步從不同維度分析、刻畫出單河道的時空展布特征。

2 構型界面劃分與對比

沉積單元的劃分與對比是進行儲層研究的基礎，按照“旋回對比、分級控制、不同相帶區別對待”的原則，在三角洲前緣亞相采用不等厚對比方法進行沉積單元劃分，在垂向上進一步劃分出單期次的河道砂體。根據同一沉積單元中平均發育層數和曲線特征識別出不同期次的砂體。

2.1 泥質沉積間斷面

泥質巖性為泥巖、泥質粉砂巖和粉砂質泥巖，其成因往往是一期河道沉積到晚期，由于水動力逐漸減弱而在早期的砂巖沉積物上沉積形成的一套泥巖或水下分流河道間、分流間灣的泥質沉積。后期沉積的河道持續不斷擴張和下切，對這些泥質產生局部侵蝕，但是作用強度又不足以對其下伏的河道砂體進行侵蝕，從而在前后兩期的河道砂體中間出現了泥質構型界面，在自然電位及自然伽馬曲線上表現為回返，較易劃分辨別。

2.2 砂礫巖夾層

A油田沉積環境為辮狀河三角洲前緣沉積，離物源區較近，河流攜帶的大量大顆粒的含礫砂巖在進入穩定的湖盆中，由于水動力條件減弱而發生沉積，水下分流河道底部沉積了大量的砂礫巖，代表了一期水下分流河道沉積的開始，是兩期河道沉積界面識別的重要標志。砂礫巖多被泥質等細粒物質膠結，在測井曲線上顯示出不同于砂巖和泥巖的測井響應特征，即自然伽馬、電阻率曲線呈較高值，與上下砂巖段有明顯區別，同時孔隙度測井曲線也明顯區別于上下的砂體測井響應特征，據此可以在單井上根據測井曲線的響應特征識別出典型的砂礫巖夾層，作為兩期切割疊置的河道的沉積界面。

2.3 曲線回返界面

河道型砂體的復雜性在于多期沖刷充填，相互疊加，有時造成早期河道上部形成的泥質間歇層被晚期河流沖刷而在早期河道上直接沉積。兩期河流因氣候、物源、坡降、流速、流量、輸砂量等方面的差別，造成粒徑、分選性、儲層物性上的差別；同時河道的頻繁改道造成河道在縱向和橫向上切割疊置情況復雜，早期河道上部的細粒沉積或者河道邊部的物性較差的部分被晚期河道切割剝蝕，在接觸面上只出現一個物性變化的界面，反映在自然伽馬和電阻率曲線上出現一個臺階，可認為是沉積界面。

通過文獻調研[5-10]和結合研究區沉積特征，建立了本地區構型單元和測井曲線之間的關系（圖 1）。運用本油田構型單元與測井曲線相關性，對油田單井進行單砂體縱向刻畫，將主力層段沉積砂體劃分為水下分流河道、河道邊緣、河口壩、席狀砂、分流間灣等4、5級界面構型單元。

圖1 A油田Ⅱ-Ⅲ油組構型單元綜合劃分

3 構型邊界劃分與組合樣式

根據A油田辮狀河三角洲前緣沉積特征和儲層砂體的特點，總結出單砂體的邊界識別標志，包括砂體內部隔夾層、橫剖面上砂體厚度趨勢、砂體間泥質沉積、測井曲線形態橫向剖面上的變化。

砂體內部隔夾層。隔夾層是劃分不同期次單砂體的重要標志，同時鄰井小層中存在的隔夾層如果數目上不同，則可能存在砂體的尖滅或者缺失，綜合運用隔夾層在小層中的發育情況可以實現對單砂體邊界的確定。因此，在劃分單砂體邊界的時候可以參考隔夾層作為單砂體邊界（圖2a）。

橫剖面上砂體厚度趨勢。不同時期沉積的水下分流河道，由于受到其沉積時的水體能量、規模、物源供給的綜合影響，砂體厚度出現不同。同一河道一般從中心到河道邊部砂體厚度變薄、物性變差，因而可認為如果砂體厚度由厚到薄再變厚，那么則可能存在不同單一河道邊界；若河口壩主體中間出現砂體厚度由厚變薄再變厚，則也可認為存在不同河口壩主體的邊界（圖2b）。

橫剖面上砂體間泥質沉積。不同河道在平面上側向拼接是水下分流河道出現大面積展布、垂向上厚度大的主要原因。在水下分流河道向下游發育的過程中，兩條河道或多條河道之間會發育河道間泥，因此，兩期單砂體的邊界泥質沉積可以作為單砂體在橫向剖面的邊界（圖2c）。

測井曲線形態橫向剖面上的變化。不同成因的單砂體、不同期次相同成因的單砂體，其形成過程中的水動力條件、物源供給等方面因素的差異，最終導致測井曲線形態不同。不同類型的單砂體測井曲線特征，可以作為單砂體的劃分邊界（圖2d）。

結合本區辮狀河三角洲沉積特點，構建儲層構型模式（圖3）。

圖2 單砂體構型邊界識別標志

4 單砂體構型展布特征

根據以上思路方法和單砂體識別標志，對A油田主力油組油層進行4級構型單元解剖，結果表明，水下分流河道砂體可解剖為多個單一河道及河口壩的組合。以Ⅱ-1小層為例，Ⅱ-1小層（3級）主要發育兩期水下分流河道沉積，連片分布，主河道橫跨1 km，解剖后縱向上劃為3個單砂體，平面上為多支水下分流河道和河口壩的組合，該組合在平面上呈朵狀、寬帶狀，單一水下分流河道寬200～300 m，側向遷移改道頻繁，先后疊加關系明顯（圖4）。

圖3 4級旋回儲層構型剖面模式

由此可見小層級別（3級）的沉積微相是小層內優勢相，并不能將小層內每一個砂體的沉積類型表現出來。因此，小層沉積微相平面圖并不是真實沉積微相的反映，而是多個疊置的朵葉體優勢相在平面的分布趨勢，解剖后更加精細地刻畫了單砂體各成因單元的空間配置關系和垂向疊置關系。

5 應用效果

單砂體構型研究將油藏描述精度更進一步，單砂體平面展布圖刻畫了沉積演化過程，明確了單砂體沉積方向，解決了油水井間注采連通性問題。據此研究成果，渤海A油田從2016年底開始實施精細優化注水，注水井從以往的防砂段籠統配注轉變為以單砂體連通性為基礎的精細配注，提高了注水精度。2017年該油田自然遞減率下降，增加產量1.12×104m3。

儲層構型研究對油田開發后期剩余油研究及挖潛是非常有必要的。根據本次構型單元劃分結果，對研究區地下儲層開展定量表征，在單層沉積微相研究的基礎上，分析各單層物源方向，在屬性建模過程中根據物源方向設定各層變差函數值，較以往的建模方法更加精準，模擬結果更符合實際，模型擬合度更高；同時在此基礎上開展基于儲層構型的剩余油精細描述結果更加可信。2017年新增3口調整井，預計提高采收率 0.3%，增油 14.57×104m3。

6 結論

（1）渤海A油田大厚層儲層可分為水下分流河道、河道邊緣、河口壩、席狀砂、分流間灣等構型單元。可根據砂體內部隔夾層、橫剖面上砂體厚度趨勢、橫剖面上砂體間泥質沉積及測井曲線形態橫向剖面上的變化進行單砂體的識別。

（2）A油田大厚層砂體可進一步解剖成多個單砂體構型單元的組合，研究精度更進一步。單砂體平面展布特征很好地反應了油田沉積演化過程，有效地指導了油田精細優化注水及精細油藏模型的建立，指導了大厚層剩余油挖潛并取得顯著效果。