海安南地区泰一段储层构型对剩余油分布的影响

杨少春，王燕，钟思瑛，罗海宁，温雅茹

(1.中国石油大学 地球科学与技术学院，山东 青岛，266580；2.中国石化江苏油田分公司 地质科学研究院，江苏 扬州，225009；3.中国石油天然气股份有限公司 塔里木油田分公司 勘探开发研究院，新疆 库尔勒，841000)

苏北盆地海安南地区注水开采后，随着含水的不断上升，剩余油的分布变得尤为复杂。影响剩余油分布的因素复杂多样，最重要的影响因素是储层的非均质性。目前海安南地区水下分流河道厚砂体内部结构的差异而导致的储层非均质性严重，因此，首先要认清厚砂体的内部结构才能准确预测剩余油的分布。在以往的剩余油研究工作中，以小层为单位建立的剩余油分布模型忽略了储层内部结构的影响，难以掌握剩余油的分布规律。储层构型主要是从层次结构的角度研究砂体内部由各级次构型界面所限定的岩相组合单元的几何形态、大小、方向及其相互关系，其中构型界面为一套具有等级序列的岩层接触面。自从 Miall等[1−4]提出储层构型分析方法以来，在胜利、马岭、羊三木等油田运用储层构型理论，识别储层内部结构单元，以及分析其对剩余油分布的影响，并取得了良好的效果[5−12]。本文作者运用储层构型理论，以海安南地区台7断块晚白垩统泰州组一段(简称泰一段K2t1)辫状河三角洲前缘水下分流河道为例，从储层内部的构型要素和构型界面研究对剩余油分布的影响，这对认识储层内部非均质性以及剩余油挖潜具有指导意义。

1 研究区概况

海安南地区主要是指富东断层以南、海北断层以北、曲塘次凹以东的区域，主要包括新街次凹和海北次凹，是海安凹陷油气成藏有利区之一(图 1)。台 7断块位于新街次凹的深凹斜坡带，主要受走向北东东向的南掉正断层—杨①断层所控制，地层南抬北倾。泰一段为主要含油层位，自下而上细分为2个砂层组(K2和K2)，2个砂层组砂体的展布形态不一致，从下而上，砂体分布的稳定性变差。其中K2砂层组地层厚度25～35 m，岩性以细砂岩为主，局部含砾石，向东南超覆减薄，砂岩厚度为10～15 m，砂体分布稳定(图2)，沉积微相类型为辫状河三角洲前缘水下分流河道。

图1 海安南地区构造位置图Fig.1 Regional tectonic location of southern Hai’an area

图2 海安南地区K2砂岩等厚图Fig.2 Isopach maps showing sandstone thickness of second submember of Member 1 of Taizhou Formation in southern Hai’an area

2 储层构型特征

泰一段 2砂层组(K2)发育辫状河三角洲前缘水下分流河道厚砂体，根据泰州组的沉积演化特征分析[13−15]，在泰一段 2砂层组(K2)沉积期发生一次小规模的水进，沉积范围向四周扩展，砂体以垂向加积模式为主。本文在划分泰一段 2砂层组(K2)水下分流河道砂体构型界面时，主要分析了与河流相沉积特征的异同，并考虑砂体内部结构单元的层次性，将构型界面划分为5级：1级、2级界面与河流相储层界面类似，分别为交错层的层系及交错层系组的界面；3级界面是水下分流河道砂体内部的一个沉积韵律，相当于河道砂体的增生面，该类界面为不稳定的泥质或物性界面，界面上下岩相组合相似；4级界面为单一水下分流河道的分界面，其间为稳定的泥质、物性或钙质界面；5级界面为多个水下分流河道砂体垂向或者侧向叠加而形成的砂体复合体的界面，为稳定的前辫状河三角洲泥岩所限定。

构型要素为沉积体系的组成部分，其规模介于河道充填与单一岩相单元之间，并以岩相组合的内部、外部几何形态和垂向剖面特征所表述。通过对岩心的观察和描述，将泰一段水下分流河道砂体划分为 10种岩相，见表1。结合测井解释成果识别出2种构型要素：河道主体和河道侧缘。河道主体发育在河流的主流线上，岩性以粉砂—细砂为主，主要为块状构造。砂体厚度为1～3 m，主要由岩相Sm和FSm等组成，同时可见FSh，Sh和FSr。孔隙度为10%～25%，其中峰值为 17.5%～20%，渗透率为 1×10−3～50×10−3μm2，以 2×10−3～15×10−3μm2的区间分布为主，电测曲线特征为微电极幅度差较大，自然电位曲线呈箱形、钟形、钟形−箱形复合型，平面上呈条带状分布；河道侧缘发育在主体河道的边缘，水动力条件较主体部位减弱，泥质含量增加。厚度集中在1 m以下，主要由岩相FSm和FSr等组成，偶见Sm。砂体物性较河道主体变差，孔隙度分布在5.0%～17.5%，渗透率以小于2×10−3μm2为主，电测曲线特征表现为微电极幅度差变小，自然电位曲线呈指形，呈窄条带状分布在河道主体的边缘。

表1 海安南地区K2t1层砂体岩相特征Table 1 Lithofacies characteristics of Member 1 of Taizhou Formation in southern Hai’an area

3 构型要素对剩余油分布的控制

构型要素之间的接触关系对剩余油的分布具有重要的制约作用，结合前期对泰一段构型要素及构型界面的特征分析，可将水下分流河道砂体内部的构型要素分为好的构型要素和差的构型要素，水下分流河道砂体内部的构型界面按照岩性可以分为泥质界面、物性界面和钙质界面。分析结果表明，泰一段水下分流河道主体为好的构型要素(G型)，河道侧缘为差的构型要素(P型)，构型界面为构型要素间的渗流屏障。构型要素的接触关系是砂体内部剩余油形成的重要影响因素。研究发现，台7断块泰一段2砂层组(K2)构型要素的空间接触关系主要有3种：并肩型、切叠型和隔挡型。

(1) 并肩型剩余油。并肩型为 2个单期次河道砂体的横向接触关系，可分为2类：① 2个好的构型要素的接触关系(G-G型)；② 1个好的构型要素和1个差的构型要素的接触关系(G-P型)，如图3所示。

图3 并肩型构型要素剩余油分布Fig.3 Distribution of remaining oil in side by side type for architecture element

泰一段2砂层组(K2)河道主体孔隙度大于13%，渗透率大于2×10−3μm2；河道侧缘孔隙度小于13%，渗透率小于2×10−3μm2，水下分流河道主体砂体的延伸方向决定了油水运移的方向，从而使储层存在非均质性。如图3中G-G型的接触关系，该类储层物性较好，较均匀，油水在其中能比较容易运移，但在两构型要素内部物性差的区域以及搭接的部位渗流性能较弱，容易形成剩余油富集。若一个好的构型要素与一个差的构型要素相接触，如图3中的G-P型，在该类储层中，油水很难由好的构型要素运移到差的构型要素中，因此剩余油多富集在好−差构型要素相接触的区域。

(2) 切叠型剩余油。对于两期河道砂体垂向切叠是指由后期河道砂体向下侵蚀至前一期河道砂体，造成后期河道砂体与前期河道砂体直接接触，两期河道砂体之间没有明显的渗流屏障，可分为3类：① G-G型；② G-P型；③ P-P型。但对于不同期次的河道砂体垂向上的接触部位存在物性差异，使得剩余油容易富集在该部位，油水的运移优先发生在同期河道砂体中。

G-G型构型要素接触关系对油水运移阻挡作用较弱，容易发生流体运移和交换，但在两构型要素接触部位存在物性差异，因此，剩余油易在该区域富集；而G-P型为河道主体和河道侧缘的垂向接触关系，油水很难由河道主体运移到河道侧缘中，在注水开采中，注入水很难波及到河道侧缘，使得剩余油易富集在河道侧缘中。P-P型为河道侧缘与河道侧缘的垂向上的接触关系，该类储层渗流性能最差，储层的非均质性最强，注水效果差，剩余油在该类组合中的分布较少，多富集在构型要素相接触的区域，见图4。

图4 切叠型构型要素剩余油分布Fig.4 Distribution of remaining oil in cutting-piling type for architecture element

(3) 隔挡型剩余油。指垂向上两期河道砂体间发育的泥质界面、物性界面或者钙质界面的接触关系，如图5所示。台7断块泰一段2砂层组(K2)河道主体与河道侧缘垂向上由构型界面间隔的接触关系，其间发育的构型界面对流体起到一定程度的遮挡作用，使得垂向上两构型要素间难于进行流体运移，但因该构型界面延伸范围较小，且构型界面之下的河道主体，物性特征较好，界面下部构型要素更易水淹，受到该界面的影响使得界面之上构型要素的下部易形成剩余油富集。但若该类构型界面之下的构型要素为河道侧缘，其渗流性能较差，使得注入水在井间界面不发育的区域很难运移到界面之下的构型要素中去，从而使剩余油易富集在差的构型要素中。

泰一段 2砂层组(K2)河道主体的厚度介于1.2～6.0 m，平均厚度为2.8 m；孔隙度最小值为7.7%，平均为13.2%，其中孔隙度大于12%占75.5%；渗透率为 0.03×10−3～48.53×10−3μm2，渗透率大于 2×10−3μm2的占67.3%。河道侧缘的厚度为1.12～2.15 m，平均厚度为1.64 m；孔隙度最小为4.2%，平均为10.66%，其中孔隙度小于 12%的占 54.5%；渗透率为0.007×10−3～22.06×10−3μm2，渗透率小于2×10−3μm2的占72.7%。自2004年投产以来，截止到目前为止，台7断块泰一段2砂层组(K2)水下分流河道厚砂体累计产油210.3×104t，累计产水32.57×104t，其中河道主体累计产油199.32×104t，占94.8%；累计产水 31.75×104t，占 97.5%；河道侧缘累计产油10.98×104t，占 5.2%；累计产水 0.82×104t，占 2.5%。可见：河道主体为高渗流单元，注入水容易波及，使得其动用程度较高，而河道侧缘因物性较河道主体差，受河道主体的干扰，注入水沿着河道主体高渗透带突进，导致河道侧缘内注入水很难波及，从而使河道侧缘内剩余油富集。

4 构型界面对剩余油分布的控制

构型界面对油水运移的遮挡作用受到诸多因素的影响，如构型要素的渗流性能以及相互之间的接触关系、构型界面的延伸范围、油水井的注采对应关系等等，主要的因素为注采关系及界面的展布。台7断块泰一段 2砂层组(K2)水下分流河道厚砂体内部发育一个稳定的四级界面和两个不稳定的三级界面，四级界面厚度一般大于0.4 m，在研究区稳定分布，而三级界面一般较薄，大多小于0.4 m，横向延伸范围较小，一般不会超过一个井距，界面的产状平行砂体的顶底界面，且以水平状为主。

图5 隔挡型构型要素剩余油分布Fig.5 Distribution of remaining oil in blocking type for architecture element

对于四级界面若采用垂直构型界面的方向进行注水开采，因界面的遮挡，注水无法波及到遮挡面之下的构型要素，注水效果较差；如若平行构型界面方向进行注水，界面之上的构型要素开采程度较高，而界面之下构型要素因界面的遮挡，易在界面下部形成剩余油；而对于三级界面而言，平行或者垂直界面方向注水，注水效果相差不大，因其为局部遮挡，在界面不发育的区域界面上下的构型要素直接接触，若为G-G型接触关系，则因G型构型要素的渗流性能较好，注水容易波及界面之下的构型要素，从而使界面之下的构型要素水淹程度较高，剩余油易富集在界面之上构型要素的上部区域；若为G-P型接触关系，则因P型构型要素的渗流性能较差，注入水较难波及，剩余油易在P型构型要素中富集；若为P-P型接触关系，则储层的渗流性能最差，注水效果最差(图4和图6)。

如台7-6井(图7)泰一段2砂层组(K2)位于辫状河三角洲前缘水下分流河道部位，发育泥质隔层(四级界面)、泥质夹层(三级界面)各1个，其中单砂体2～4位于河道主体部位，砂岩厚度为2.3～4.8 m，孔隙度为13.88%～14.21% ， 渗 透 率 为 1.57×10−3～9.56×10−3μm2，单砂体2和3之间因四级界面的遮挡，注入水很难波及到界面以下的单砂体3。该层自2006年投产以来，累计产油0.13×104t，累计产水0.06×104t，而四级界面之上的2单砂体累计产油0.26×104t，累计产水0.12×104t，表明在稳定的四级界面遮挡下，界面以下构型要素动用程度较界面之上的构型要素低，造成剩余油易在界面以下的构型要素内部富集。单砂体3孔隙度为13.88%，渗透率为 1.57×10−3μm2，单砂体4孔隙度为14.21%，渗透率为 9.56×10−3μm2，单砂体3和4之间的三级界面因分布不稳定，其对流体的遮挡作用仅限于局部范围内，注入水比较容易波及到界面以下物性较好的单砂体 4，该层累计产油1.65×104t，累计产水0.75×104t，而位于界面之上的单砂体3累计产油0.13×104t，累计产水0.06×104t，可见在不稳定的三级界面局部遮挡下，界面以上构型要素动用程度较界面之下的构型要素要低，从而使剩余油易在界面之上的构型要素内部富集。

图6 构型界面控制的剩余油分布Fig.6 Distribution of remaining oil controlled by architectural boundary

图7 水下分流河道砂体内部构型要素对比剖面Fig.7 Section properties of architectural element in underwater distributary channel sand

5 结论

(1) 在海安南地区泰一段共识别出 5级构型界面和2种构型要素，其中河道主体为好的构型要素，河道侧缘为差的构型要素，构型界面为构型要素间的渗流屏障，按照岩性分为泥质界面、物性界面和钙质界面。

(2) 将构型要素的空间接触关系分为并肩型、切叠型和隔挡型，分析了构型要素对剩余油分布的制约作用，剩余油主要分布在差的构型要素内部、好构型要素内部渗流性能差的部位以及构型要素之间相接触部位。

(3) 泰一段水下分流河道砂体内部不同规模的构型界面对剩余油分布有控制作用：稳定的四级界面使剩余油更易富集在界面以下构型要素的上部区域，而不稳定的三级界面则会使剩余油在界面以上构型要素的下部区域富集。

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