砂体叠置结构及构型特征对水驱规律的影响——以哈萨克斯坦南图尔盖盆地Kumkol油田为例

赵 伦，王进财，陈 礼，陈 希，范子菲，张祥忠，田中元

（中国石油勘探开发研究院）

砂体叠置结构及构型特征对水驱规律的影响
——以哈萨克斯坦南图尔盖盆地Kumkol油田为例

赵 伦，王进财，陈 礼，陈 希，范子菲，张祥忠，田中元

（中国石油勘探开发研究院）

以哈萨克斯坦南图尔盖盆地Kumkol高含水油田为例，建立曲流河、辫状河、三角洲3种沉积砂体构型模式，研究不同类型砂体接触叠置关系及内部构型特征对水淹规律、水驱开发效果的影响。曲流河砂体内部以侧积层为主要构型特征，砂体间叠置关系简单，注入水主要沿砂体下部突进，造成底部优先水淹，中强水淹厚度比例占51.8%；辫状河砂体内部以近水平分布的落淤层发育为特征，砂体非均质程度低，纵向上水驱波及比较均匀，中强水淹比例高达81.7%；三角洲砂体叠置结构与构型特征相对比较复杂，不同砂体之间频繁叠置，砂体内部发育泥质夹层，注入水推进一方面受到砂体间的不渗透或者低渗透层遮挡，同时在砂体内部受泥质夹层的影响，水驱波及范围小，中强水淹仅占32.6%。数值模拟研究表明，辫状河砂体含水上升速度慢，无水采出程度高，水驱开发效果最好；三角洲砂体水驱波及差，含水上升快，无水采出程度低，水驱开发效果最差，潜力较大；曲流河砂体介于二者之间。图17表1参21

南图尔盖盆地；砂体类型；曲流河；辫状河；三角洲；水淹程度；水驱特征；剩余油

0 引言

在油田注水开发过程中，砂体内部构型和砂体间的叠置结构直接控制注水开发油田的水淹特征。自Miall[1]提出河流相砂体构型概念以来，国内外学者对砂体构型研究的重点是沉积露头和现代沉积特征[2-8]，有关砂体叠置结构及构型特征与水驱规律之间关系的研究较少。在高含水油田开发后期，明确砂体构型对水驱开发效果的影响，对不同类型砂体剩余油分布表征以及开发调整技术对策的制定都具有重要意义。本文以哈萨克斯坦南图尔盖盆地Kumkol高含水油田为例，建立了曲流河、辫状河、三角洲3种沉积砂体构型模式，评价不同构型模式的非均质参数，通过对比不同类型砂体水淹特征，明确不同类型砂体接触叠置关系及内部构型特征对水淹规律的控制，最后结合生产动态资料，利用数值模拟手段，明确了3类砂体构型与叠置结构特征对水驱效果的影响。

1 研究区油藏地质及开发概况

Kumkol油田位于哈萨克斯坦共和国南图尔盖盆地南部坳陷阿希塞凸起上（见图1），是一个大型带气顶和边水的背斜型砂岩油气藏（见图2），主要含油层系为下白垩统阿雷斯库姆组和上侏罗统库姆科尔组砂岩，其中下白垩统M-Ⅰ层为曲流河沉积砂体，储集层岩性主要为粉砂岩、细砂岩和细—中砂岩。下白垩统M-Ⅱ层为辫状河沉积砂体，储集层岩性主要为中—粗砂岩、粗砂岩和砾岩。上侏罗统J-Ⅰ、J-Ⅱ、J-Ⅲ、J-Ⅳ层为三角洲前缘沉积砂体，储集层岩性主要为粉砂岩、粉—细砂岩、细砂岩和细—中砂岩。主力储集层中高孔中高渗，孔隙度24%～30%，渗透率170×10-3～800×10-3μm2。

图1 Kumkol油田构造位置图

图2 Kumkol油田SW—NE向油藏剖面图

主力油藏于1990—1995年相继投入开发，目前地质储量采出程度42%～52%，综合含水88%～96%，油田整体已经进入高含水开发后期。但是近年来，在油田整体高含水的背景下，新井开发效果差异很大：初期产量最低1 t/d，最高205.6 t/d；初期含水率最低2%，最高58.6%，说明在注水开发过程中，油层水淹状况复杂。建立不同类型储集层构型及叠置结构特征，明确其对油田水淹规律的控制作用，对准确刻画剩余油分布规律、优化高含水老油田开发后期调整部署具有重要的意义。

2 不同类型砂体构型模式及非均质特征

研究区发育3类共计7种砂体：曲流河砂体（点坝砂和溢岸砂）、辫状河道砂（心滩砂、河道砂）和三角洲前缘砂体 （水下分流河道砂、河口坝砂和侧缘席状砂）。

2.1 曲流河砂体构型模式及非均质性

曲流河沉积砂体发育于下白垩统M-Ⅰ层，包括点坝砂和溢岸砂2种。点坝砂垂向上具加积特征，单井厚度为6～7 m，单砂体内部发育泥质侧积层，自然伽马和微梯度曲线有回返（见图3a）；溢岸砂为薄层砂，厚度2 m左右，砂体上部和下部为河漫滩泥，测井曲线呈指状（见图3b）。废弃（末期）河道之下为2～4 m前期沉积的点坝砂，河道为厚2～3 m的泥质或粉砂质等细粒充填，测井曲线呈塔松状的正韵律（见图3c）；平面上，点坝砂呈透镜状，单砂体相互叠置，在废弃（末期）河道处减薄，平均厚度4.8 m。相互叠置的点坝形成了宽的复河道，以废弃河道为边界，废弃河道内部的泥质充填为渗流屏障。点坝单砂体内发育向废弃河道方向倾斜的泥质侧积层，垂向上延伸的长度为点坝厚度的2/3。点坝内倾斜泥质侧积层的发育使得其在垂向上为一“半连通体”[9-11]，砂体顶部流体不连通或者弱连通。

图3 曲流河砂体岩性及测井响应特征

在研究区平面上共识别出废弃河道98条，末期河道4条，河流深度6～7 m，河流宽度100～140 m，河道复合体跨度600～800 m，在垂直物源方向有2～5个河道复合体，以废弃河道和末期河道为边界（见图4），河道规模大，相互叠置切割作用强，不同期次河道之间难以区分，砂体间连通性好。利用经验公式定量-半定量化解剖点坝砂体，计算河道、侧积体和侧积层相关参数。首先根据点坝砂在单井上的厚度得出河流满岸深度为6～7 m，利用Leeder[12]有关高弯度曲流河经验公式估算出单河道宽度为100～140 m；利用吴胜和等[13]关于点坝跨度与河流宽度的经验公式计算出点坝跨度约600～800 m；再利用Leeder的经验公式估算出侧积层倾角为5°～6°，然后运用公式L=H/tanσ（L为侧积层水平间距，H为侧积体厚度即垂向上延伸的长度，一般H=2h/3，h为满岸深度，σ为侧积层倾角）估算出侧积层水平间距为50～60 m。

图4 曲流河砂体构型特征

点坝砂体侧积层厚0.2～0.6 m，倾斜的侧积层把点坝划分成2～4个侧积体，单个侧积体的厚度在4～5 m，单个侧积体的宽度66～92 m。点坝砂体孔隙度均值为26%，渗透率均值为745.9×10-3μm2，变异系数均值为1.29，非均质程度高。溢岸砂孔隙度均值为24%，渗透率均值为318.6×10-3μm2，变异系数均值为1.64，储集层物性差。总体上溢岸砂储集层物性比点坝砂差，且非均质性比点坝强。

2.2 辫状河砂体构型模式及非均质性

辫状河砂体主要发育于下白垩统M-Ⅱ层，包括心滩和辫状河道2种。心滩砂垂向上表现为明显的加积特征，砂体厚度较大，平均10.5 m，测井曲线呈箱形，底部有粗砂岩—砾岩沉积，单砂体内有泥质夹层，测井曲线有明显回返（图5a）；辫状河道砂与心滩砂特征类似，区别是辫状河道砂沉积颗粒较细，单砂体内部不发育落淤层（图5b）。平面上，心滩单砂体和辫状河道单砂体相互叠置，呈片状分布，辫状河道平均厚度8 m，在心滩砂顶部有泥质沟道充填，形成了单砂体内近水平的泥质落淤层。心滩单砂体沉积结构简单，落淤层的发育使其成为“泛连通体”[14]，砂体内部容易形成高渗大孔道。由于沉积水动力强，在辫状河道与心滩砂体间缺少泥质遮挡层。

利用单砂体的平面展布特征，半定量化表征心滩砂、辫状河道及落淤层的构型参数。研究区共识别出43个心滩，心滩面积0.13～20.30 km2，垂直物源方向发育3～4个复合心滩。河流深度10.5 m，河流宽度200～1 500 m，心滩内的落淤层单层厚度0.2～1.0 m，近平行的落淤层把心滩砂体分割成2～4个垂向叠置的单砂体，落淤层横向延伸50～500 m（见图6）。相对于曲流河砂体，辫状河砂体构型简单，储集层物性明显变好。心滩砂体孔隙度均值为28%，渗透率均值为813.2×10-3μm2，变异系数均值为0.97，非均质程度低。辫状河道砂体孔隙度均值为26%，渗透率均值为357.5×10-3μm2，变异系数均值为0.75，非均质程度较低。在辫状河砂体内部，心滩砂体物性优于辫状河道砂，非均质性相对较弱。

图5 辫状河砂体岩性及测井响应特征

图6 辫状河砂体构型特征

图7 三角洲砂体岩性及测井响应特征

2.3 三角洲砂体构型模式及非均质特征

三角洲沉积主要发育于侏罗系，包括水下分流河道、河口坝、侧缘席状砂3类砂体。水下分流河道砂垂向上表现为正韵律，测井曲线呈箱形或钟形，为粗砂岩、细砂岩、粉—细砂岩沉积，单砂体内有泥质夹层，测井曲线有回返（见图7a），厚度为4～10 m；河口坝砂具明显的反韵律特征，测井曲线呈漏斗形，底部为泥质、粉砂质沉积，顶部为细—粗砂岩或者粉砂岩沉积（见图7b）；水下分流河道和河口坝单砂体内发育近水平分布的泥质夹层，泥质夹层的倾角一般小于4°[15-16]；侧缘席状砂包括河道迁移过程中形成的薄层砂和三角洲前缘与滨浅湖交界处的前缘席状砂，砂体较薄，横向连续性好，但物性较差，曲线呈指状，为细粒沉积，厚度小（见图7c）。平面上三角洲频繁摆动，水下分流河道等单砂体交错叠置，不同砂体间存在不渗透或者低渗透遮挡层。

利用单砂体的平面展布特征，半定量化表征水下分流河道砂、河口坝砂和泥质夹层的构型参数。水下分流河道河流深度为4～10 m，河道宽度为200～800 m。水下分流河道单砂体和河口坝单砂体内部存在1～2条泥质夹层，厚度0.2～0.3 m，延伸长度30～300 m。与曲流河、辫状河砂体相比，由于受湖水作用和三角洲的频繁摆动，三角洲砂体空间叠置结构与内部构型都更为复杂（见图8）。单砂体规模小、横向展布范围有限，切割叠置后往往会形成隔挡层，阻挡流体的流动。单砂体储集层物性分析结果表明，水下分流河道砂体孔隙度均值为25%，渗透率均值为720.4×10-3μm2，变异系数均值为2.08；河口坝砂体孔隙度均值为23%，渗透率均值为296.9×10-3μm2，变异系数均值为1.94；侧缘席状砂孔隙度均值为22%，渗透率均值为272.9×10-3μm2，变异系数均值为2.69。整体来看，水下分流河道砂体物性最好，河口坝砂次之，侧缘席状砂最差；非均质性方面，侧缘席状砂非均质性最强，水下分流河道砂和河口坝砂非均质性相近。

图8 三角洲砂体构型特征

图9 曲流河单砂体水淹特征

3 不同类型砂体水淹特征及控制因素

对研究区近年来367口新井进行了水淹程度解释，划分水淹程度（强水淹层、中水淹层、弱水淹层和未水淹层），在此基础上对不同砂体的水淹特征进行对比分析。

曲流河砂体内部以侧积层为主要构型，由于侧积层的存在，点坝砂被若干个倾斜的泥质侧积层分割成底部连通、上部不连通或者弱连通的侧积体，单砂体呈正韵律，砂体底部渗透率较高。由于砂体顶部受到侧积层的遮挡作用，注入水主要沿下部高渗段波及，从而造成底部中强水淹，而上部多为弱水淹或者未水淹（见图9a），中强水淹厚度占51.8%（见图10a）。点坝砂体未水淹层和弱水淹层的厚度比例为39.6%，底部强水淹层厚度比例为40.6%（见图10a）。溢岸砂为细—粉砂岩构成的薄层砂，单砂体物性差，与河漫滩泥互层发育，砂体平面延伸较窄，横向变化快，连通性差，注入水波及程度受不同砂体之间的连通性影响大，水淹程度低（见图9a），未水淹层厚度占45.4%（见图10a）。

由于砂体内部发育近水平的落淤层，辫状河砂体表现为层状的构型特征，并且不同砂体间的不渗透或者低渗透遮挡层不发育，砂岩内部非均质较弱。心滩砂由于落淤层的存在，非均质性相对较强，底部突进现象明显，落淤层下部一般为强水淹，而上部为中水淹或弱水淹（见图11a），强水淹层厚度比例为51.8%（见图10b）。辫状河道内部不发育落淤层，注入水整体推进，水淹均匀（见图11b），中强水淹层厚度比例为81.7%（见图10b）。

三角洲砂体叠置结构与构型特征相对比较复杂，一方面，不同砂体间相互叠置，存在着不渗透或者低渗透边界；另一方面在水下分流河道及河口坝砂体内部发育泥质夹层。注入水在推进过程中同时受这两方面的影响，主要沿某些优势界面或者通道推进，整体波及范围小，强水淹层厚度比例相对较小。水下分流河道砂内部发育泥质夹层，对注入水推进具有遮挡作用，泥质夹层上部和下部水淹特征有差异（见图12a），强水淹层厚度比例23.8%，未水淹层厚度比例47.4%（见图10c）；河口坝由于物性特征呈反韵律，底部水淹相对较弱（见图12b），强水淹段厚度比例6.6%；席状砂多为薄层砂，横向变化快，水淹波及程度低（见图12c），未水淹油层厚度占62.8%（见图10c）。

整体上辫状河砂体水淹程度最强，强水淹层所占比例最高（51.8%～81.7%），注水未波及的油层厚度比例小（18.3%），剩余油潜力较小；其次是曲流河砂体，其强水淹层厚度比例20.8%～40.6%，未水淹油层比例占30.5%～45.4%；三角洲砂体整体水淹程度低，强水淹层占6.6%～23.8%，未水淹层占47.4%～64.7%，是下步剩余油挖潜的主要砂体类型。

图10 不同类型砂体水淹程度统计

图11 辫状河砂体水淹特征

图12 三角洲砂体水淹特征

以吸水剖面测试分析为基础，以吸水厚度占射孔厚度的比例评价不同类型砂体水驱动用程度（见图13）。由图13可见：心滩砂体水驱动用程度最高，吸水厚度85.1%。辫状河道砂体水驱动用程度较高，吸水厚度60.3%。侧缘席状砂、点坝砂体水驱动用程度一般，吸水厚度52.6%～57.1%。水下分流河道与河口坝砂体水驱动用程度最差，吸水厚度比例小于45%，这一结果与水淹层评价的结果相符。溢岸砂无吸水数据。

图13 不同类型砂体水驱动用程度对比图

4 不同类型砂体构型对剩余油分布的影响

4.1 不同类型砂体构型模型建立

砂体构型方法在中国油田得到了很好的应用[17-20]，提高了对储集层非均质性的认识精度。Kumkol油田砂体构型分析结果表明，曲流河砂体以点坝砂体为主，辫状河砂体心滩与辫状河道砂体构型相近，三角洲砂体表现为水下分流河道、河口坝砂体、侧缘席状砂体的频繁叠置。因此，在研究区选取典型井组，建立了点坝砂、心滩砂、三角洲砂体等3种储集层构型模型。曲流河构型模型为点坝砂体模型，内部为侧积层。辫状河砂体构型模型主要为心滩砂体模型，内部为近水平的落淤层。三角洲砂体构型模型为水下分流河道、河口坝、席状砂3类砂体的叠置。

利用角点网格划分法建立了3类砂体的三维构型模型，点坝砂的网格步长为7 m×7 m×0.7 m，总网格数为180×170×10=306 000个；心滩砂体为10 m×10 m×1 m，总网格数为114×93×12=127 224个；三角洲前缘砂体为10 m×10 m×1 m，总网格数为136×130×12=212 160个。三维构型地质模型中，不同砂体的物性参数由实际井资料确定，点坝砂体中的侧积层、心滩砂体中的落淤层和三角洲砂体中的泥质夹层均按非渗透层处理，孔隙度值和渗透率值均为0（见表1）。高压物性参数均为油田实际数据，地下原油密度0.67～0.79 g/cm3、黏度1.15～2.98 mPa·s。

表1 不同类型砂体构型物性参数

4.2 剩余油分布特征及开发效果对比

对于高含水油田，分析不同储集层水驱油效率具有重要意义[21]。本文对3类砂体构型模型开展数值模拟研究，分析砂体内注入水流动特征、剩余油分布特征及水驱油效率。

点坝砂体注水开发时，由于侧积层的存在使点坝砂体在垂向上为一“半连通体”，导致注入水在点坝砂体底部形成水驱优势通道，底部水淹严重，驱油效率高；而储集层中上部受侧积层的遮挡作用，注水波及程度低，水淹程度弱，剩余油富集（见图14）。

辫状河心滩砂体在注水开发过程中，注入水在垂向上受到落淤层的阻挡作用，整体波及范围较为均匀，水淹程度高，剩余油主要分布于落淤层下部及侧部遮挡部位以及砂体顶部（见图15），但顶部波及的范围明显大于曲流河砂体。

图14 曲流河点坝储集层不同含水期剩余油分布

图15 辫状河心滩储集层不同含水期剩余油分布

三角洲砂体注水开发过程中，水驱波及过程更为复杂，在水下分流河道内部主要沿砂体底部推进，在河口坝砂体内部波及相对较为均匀，但由于不同类型砂体间频繁叠置形成的不渗透或者低渗透层的存在，注入水在砂体间的推进受阻，注入水首先波及距离注入井较近的砂体内部，而在砂体间选择优势通道窜流，因此不同砂体间的波及程度差异较大，这取决于注采井网和不同类型砂体的组合关系。整体而言，三角洲砂体波及范围最低，剩余油主要分布在砂体中上部及泥质夹层遮挡层段（见图16）。

图16 三角洲储集层不同含水期剩余油分布

由3种构型砂体开发效果的数值模拟结果可见，三角洲砂体的水驱波及范围最小，注入水突进快，辫状河砂体水驱波及最为均匀，注入水突进速度最慢，曲流河砂体介于两者之间，因此辫状河砂体无水采出程度最高，为23.5%（见图17），而三角洲砂体无水采出程度最低，为4.8%。在相同采出程度（30%）时，辫状河砂体含水率最低（43.5%），曲流河砂体次之（67.0%），三角洲砂体最高（79.9%）。研究区实际生产数据表明，在采出程度30%时，辫状河砂体、曲流河砂体、三角洲砂体的含水率分别为57.0%、63.4%、69%，与构型模型模拟结果基本一致。总之，辫状河砂体的水驱开发效果最好，无水采出程度高，含水上升速度慢。曲流河砂体次之，三角洲砂体开发效果最差，潜力较大。

图17 不同类型砂体构型采出程度与含水率关系

5 结论

曲流河、辫状河、三角洲砂体叠置结构与构型特征明显不同。曲流河砂体以点坝单砂体内发育倾斜的侧积层为主要构型特征，砂体间叠置关系简单；辫状河砂体以心滩单砂体内发育垂向加积的落淤层为主要构型特征，相对曲流河砂体，平面上相带发育简单，非均质程度较弱；三角洲砂体由于水下分流河道和河口坝单砂体内发育近水平分布的泥质夹层，且不同砂体之间频繁叠置，沉积结构及构型特征复杂，非均质性最强。

不同类型砂体叠置结构与构型特征对水淹规律有明显的控制作用。曲流河砂体注入水主要沿砂体下部突进，底部中强水淹，水淹厚度比例为51.8%，未水淹和弱水淹层比例为48.2%；辫状河砂体纵向上水驱波及较为均匀，中强水淹层比例高达81.7%，未水淹和弱水淹层比例仅为18.3%；相对曲流河及辫状河砂体，三角洲砂体水驱波及范围明显降低，中强水淹层比例为32.6%，未水淹和弱水淹层比例高达67.4%。

不同类型砂体叠置结构与构型特征影响水驱开发效果。数值模拟表明，曲流河砂体剩余油主要分布在储集层顶部，辫状河砂体剩余油主要分布于砂体顶部和落淤层下部及侧部遮挡部位，三角洲砂体剩余油主要分布在砂体中上部及泥质夹层遮挡层段。不同类型砂体叠置结构与构型特征直接影响注水开发效果，辫状河砂体水驱开发效果最好，曲流河砂体次之，而三角洲砂体开发效果最差，潜力较大。

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Influences of sandstone superimposed structure and architecture on waterflooding mechanisms: A case study of Kumkol Oilfield in the South Turgay Basin, Kazakhstan

Zhao Lun, Wang Jincai, Chen Li, Chen Xi, Fan Zifei, Zhang Xiangzhong, Tian Zhongyuan
(Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina, Beijing 100083, China)

Taking the Kumkol oilfield of high water cut in the South Turgay Basin, Kazakstan as an example, this article built the architecture models of meandering river sandstones, braided river sandstones and delta sandstones, and analyzed the influence of the superimposed structure characteristics between different types of sandstones and internal architecture features on warterflooding mechanisms and effects. The meandering river sandstones are mainly characterized by lateral accretion shale beddings inside, with simple overlay-relationship in sand bodies. In meandering river sandstones, injected water almost sweeps through the bottom of sand bodies and the bottom part of the sandstones is previously waterflooded, and the thickness ratio of strong and moderate waterflooded zone is about 51.8%. Braided river sandstones are characterized by nearly horizontal interlayers inside, with low heterogeneity and uniform waterflooding sweep vertically, and the thickness ratio of strong and moderate waterflooded zone is as high as 81.7%. The superimposed structure and architecture of delta sandstone is relatively complicated; different types of sandstones overlay each other frequently and shale interbeds are developed in sandstones. The injected water is obstructed not only by impermeable or low-permeable layers between sand bodies but also by shale interbeds in sandstones, with low sweep range of injected water, and the thickness ratio of strong and moderate waterflooded zone is only 32.6%. The braided river sandstone has low rising velocity of water cut and high no-water recovery degree, and its waterflooding development effect is the best. The waterflood sweep of delta sandstones is poor, with fast rising velocity of water cut and low no-water recovery degree, and its waterflooding development effect is the worst. The waterflooding development effect of meandering river sandstones is moderate among these three types of sandstones.

South Turgay Basin; sandstone type; meandering river; braided river; delta; warterflooding degree; warterflooding characteristics; remaining oil

TE341

A

赵伦（1970-），男，重庆南川人，博士，中国石油勘探开发研究院高级工程师，主要从事海外油气开发研究。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院中亚俄罗斯研究所，邮政编码：100083。E-mail：zhaolun@cnpcint.com

2013-08-22

2013-12-30

（编辑 郭海莉 绘图 刘方方）

1000-0747(2014)01-0086-09

10.11698/PED.2014.01.11

国家科技重大专项“全球常规油气资源潜力分析与未来战略选区”（2011ZX05028-001）；中国石油天然气集团公司重大专项（2011E-2506）