J 油田侏羅系邊底水油藏單砂體刻畫及應用

曲夢緋，吳勤博，鄒 焰，駱高俊，趙曉紅，陳貞萬

（1.中國石油長慶油田分公司第八采油廠，陜西西安 710018；2.北京凱博瑞石油科技有限公司，北京 100083）

單砂體是指在垂向上及平面上均連續分布，但是相鄰砂體之間存在著泥巖或者非滲透性隔夾層的砂體[1]。在評價儲層非均質性變化過程中，通過精細刻畫主力層單砂體及其內部構型單元，明確單砂體的接觸關系及連通性[2]。精細刻畫后進一步完善單砂體級別注采對應關系，提高水驅動用程度是中后期提高采收率的重要途徑之一[3-5]。通過精細刻畫沉積微相構型單元來優選分流河道側翼砂體，利用相帶構型間滲流差異即相控剩余油挖潛技術是當今單砂體級別剩余油措施挖潛的主要方向[6]。本次論文通過識別單砂體構型，明確單砂體空間展布規律，為下步挖潛措施注采調整提供了依據。

1 研究區概況

J 油田侏羅系油藏位于鄂爾多斯盆地中部，主體構造位置屬于陜北斜坡構造單元，構造平均坡度小于1°，每千米坡降6～7 m。油藏為典型巖性-構造油藏，原始驅動類型為彈性弱水壓驅動。巖心分析平均有效孔隙度17.4%，平均滲透率29.2×10-3μm2。油藏2006 年投入開發，2007-2011 年為綜合勘探、試驗建產階段，試油平均日產油2.0 t，展示了該區較好的增儲建產前景。2012-2017 年為大規模建產階段，主要采用三角形井網同步注水規模開發。

2 單砂體精細刻畫

2.1 單砂體識別思路

2.1.1 單砂體識別的一般原則 在掌握更多的沉積學知識，了解研究區儲層的沉積模式和基本沉積特征的基礎上，同時根據井點測井曲線所反映出的儲層沉積層位的高低、測井曲線的微細差別，微相組合關系，砂巖厚度演變趨勢和泥巖尖滅區的分布規律進行精細對比，預測性地描述不同儲層單砂體井間邊界位置和連通狀況，識別描繪出由一次性沉積事件上形成的單一成因砂體，從而判別出它們的成因類型及其與主體砂巖的連通關系。

2.1.2 識別單砂體方法步驟

（1）在側向復合型砂體中識別和描述單一河道砂體往往較為困難，首先必需圈定復合砂體的邊界輪廓，看清復合砂體的成因類型、幾何形態（如席狀、網格狀、枝狀或拼合條帶狀等）、沉積層序、構造、巖性、電性等分布特征。再利用復合砂體內部局部河間沉積出現的位置和分布狀態，初步勾繪出單一河道砂體的分布輪廓。

（2）根據與之相關的砂巖層位、發育程度、測井曲線形態的變化，以及每條河道砂體的寬度、厚度、河曲形態和演變趨勢等資料，結合復合砂體的宏觀分布模型綜合識別單一河道砂體的分布狀況。并采用模式預測描述法預測性描述單一砂體的井間邊界位置、幾何形態、分布規模、連續性、方向性及其組合面貌，進一步識別描繪出由一次性沉積事件形成的單一成因砂體，同時判別它們的成因類型及其與主體砂巖的連通關系。

2.2 單砂體劃分方案

單砂體與上、下砂體間有泥巖或不滲透夾層分隔，盡管也有一些單砂體中的一部分因無隔層而與鄰層相連接，但其內部流體仍大體自成系統，構成獨立油藏。

單砂體的劃分是在地層精細劃分對比的基礎上，結合取心井觀察及測井資料綜合進行砂體沉積結構界面識別。J 油田延9 儲層碳質泥巖在巖心觀察中普遍存在，可以作為縱向單砂體劃分的沉積界面，通過巖電響應特征在全區范圍內對主力油層延9 進行了砂體細分，將延91、延92分別細分為延911、延912、延921、延922四個單砂體。

2.3 單砂體識別

2.3.1 單砂體垂向識別 依據不同巖性在測井上的響應特征，可以識別出縱向砂體接觸的三種模式：切疊式、疊加式以及分離式，通過垂向上來識別和劃分單砂體個數（見圖1）。

圖1 J 油田侏羅系油藏縱向單砂體間接觸模式

泥質夾層：自然電位、自然伽馬曲線明顯偏向泥巖基線，聲波時差偏高，電阻率曲線低值。

物性夾層：自然電位、自然伽馬曲線有回返，幅度相對泥質夾層低，聲波時差偏高，電阻率曲線低值。

鈣質夾層：一般發育在兩期河道的交界面處或單期河道內部，聲波時差明顯偏低，電阻率偏高特征。

底部沖刷界面：對于晚期河道因流速達大對先期河道頂面或下伏的細粒沉積物沖刷所造成的凸凹不平的沉積面，沖刷面上通常沉積有小礫石和泥礫，自然電位、自然伽馬曲線急速向負方向偏移，響應特征明顯。

2.3.2 單砂體側向識別 在沉積微相研究的基礎上，依據不同測井曲線形態變化、河道砂體頂面高程差異、砂體側向疊加及薄層砂泥巖尖滅等來識別單河道規模。

不同分流河道形成時水動力作用、地形等沉積因素存在差異，導致測井曲線的響應特征也產生差異。自然電位和電阻率曲線的形態、規模及幅度差異可以很好地反映分流河道的水動力特點，這種差異可用來識別單砂體。值得注意的是，同一構型單元的不同部位可能產生類似的差異，例如分流河道中部的測井響應大多為箱型，而向兩側逐漸變為鐘型或指型。相反，不同構型單元也可能產生相同的測井響應，因此在測井響應差異時要綜合其他的平面識別單砂體標志使用。

單一分流河道厚度在剖面上通常表現為“中間厚兩邊薄”的特點，如果同一沉積單元內井間沉積砂體厚度變化連續出現“厚-薄-厚”的變化特征，其向兩側“由薄變厚”的位置可作為分流河道的界線。

研究區可以識別出四種側向接觸模式：分別是替代式、側切式、對接式及間灣接觸（見圖2）。

圖2 J 油田侏羅系油藏側向單砂體間接觸模式

2.4 單砂體展布規律

2.4.1 單砂體剖面展布 借鑒野外露頭剖面單砂體觀察及其對單砂體規模范圍認識的基礎上，針對單砂體河道寬度及厚度的綜合認識來判斷河道規模參數。

研究區儲層縱向上不同期次單砂體以孤立式為主，在主河道處縱向疊置或疊切為主；側向上同期單砂體間以側切為主，不同期單砂體以對接式為主；河道寬度在200～500 m，寬厚比70～76。

2.4.2 單砂體平面展布特征 依據單砂體垂向側向接觸關系識別，明確不同期次河道規模精細刻畫了研究區侏羅系單砂體單河道平面展布特征。

延911平面上劃分19 條相互交匯且發育程度不等的單砂體，其中工區北部發育2 條較大規模單河道，河道延伸距離較長，延伸距離約3 600 m；5 條較小規模河道，河道發育距離較短，延伸距離600～1 500 m，河道間主要為側切和對接接觸；工區南部發育1 條較大規模河道，延伸距離約3 200 m，5 條較小規模河道延伸距離550～1 200 m，以及6 條微型河道，延伸距離220～450 m，河道之間相互接觸關系以側切為主，部分河道間以對接或孤立接觸。

延912平面上劃分18 條相互交匯且發育程度不等的單砂體，其中工區北部發育1 條較大規模單河道，河道延伸距離較長，延伸距離約3 700 m，6 條較小規模河道，河道發育距離較短，延伸距離800～1 100 m，5 條微型河道，延伸距離205～440 m，河道間主要為側切和對接接觸；工區南部發育2 條較小規模河道，延伸距離900～1 300 m，4 條微型河道，延伸距離195～455 m，河道之間相互接觸關系以側切為主，部分河道間以對接或孤立接觸。

延921平面上劃分19 條相互交匯且發育程度不等的單砂體，其中工區北部發育1 條小規模河道，延伸距離約1 300 m，13 條微型河道，延伸距離330～450 m，河道間主要為側切和對接接觸；工區南部發育1 條較大規模河道，延伸距離約4 600 m，4 條較小規模河道，延伸距離650～970 m，河道之間相互接觸關系以側切為主，部分河道間以對接或孤立接觸。

3 單砂體應用

注采井組分布在不同單砂體時，受單砂體間側向接觸關系（對接接觸和孤立接觸）影響造成油井不見效或見效差。通過油藏單砂體刻畫，結合生產井生產特征，找出由于采油井和注水井不在同一單砂體內，造成注水不見效或見效差，引起產能下降的井有7 井次，針對未見效低產井提出爆燃壓裂改造單砂體連通性。

4 結論

（1）研究區單砂體縱向上接觸關系劃分為切疊式、疊加式以及分離式三種模式，單砂體側向接觸關系劃分為替代式、側切式、對接式及間灣接觸四種側向接觸模式。

（2）借鑒野外露頭剖面觀察，研究區不同期次河道垂向上以相互疊置及疊切為主，同期單河道側向接觸以對接式與側切式為主。單一河道寬度在200～500 m，寬厚比70～76。

（3）平面上多條單河道相互交匯且發育程度不等的單砂體，延伸距離600～1 500 m，河道間主要為側切和對接接觸，部分河道間以對接或孤立接觸；注采井組分布在不同單砂體時，受對接接觸和孤立接觸影響造成油井不見效或見效差。