砂体构型特征与剩余油分布模式——以哈萨克斯坦南图尔盖盆地Kumkol South油田为例

赵伦，梁宏伟，张祥忠，陈礼，王进财，曹海丽，宋晓威（.中国石油勘探开发研究院；.中国石油天然气勘探开发公司）



砂体构型特征与剩余油分布模式
——以哈萨克斯坦南图尔盖盆地Kumkol South油田为例

赵伦1，梁宏伟1，张祥忠1，陈礼1，王进财1，曹海丽1，宋晓威2
（1.中国石油勘探开发研究院；2.中国石油天然气勘探开发公司）

摘要：以哈萨克斯坦南图尔盖盆地Kumkol South油田为例，通过对曲流河、辫状河和三角洲砂体构型特征、开发效果、剩余油分布特征的对比研究，提出了不同类型砂体构型特征对剩余油分布的控制模式。辫状河砂体构型特征简单，为近水平泥质夹层分布的“泛连通体”构型模式，水驱波及较均匀，边底水推进快，高含水期剩余油分布模式为近水平的泥质落淤层“垂向遮挡控油模式”；曲流河砂体构型特征为废弃河道和点坝内泥质侧积层的“半连通体”构型模式，注入水主要沿砂体中下部波及，高含水期剩余油分布模式为废弃河道和泥质侧积层“侧向遮挡控油模式”；三角洲砂体构型特征复杂，为侧向与垂向泥岩隔层和泥质夹层发育的“镶嵌式”构型模式，注入水主要沿水流优势通道波及，波及程度相对较弱，高含水期剩余油分布模式为泥岩隔层和泥质夹层的“复合遮挡控油模式”。不同类型砂体剩余油分布规律不同，应采取针对性措施进行剩余油挖潜。图6表3参24

关键词：三角洲砂体；曲流河砂体；辫状河砂体；砂体构型；水驱开发效果；剩余油分布；剩余油挖潜；南图尔盖盆地

0 引言

砂体构型特征是控制剩余油分布的重要因素之一，砂岩油藏进入高含水开发阶段后，剩余油的分布更加复杂，地下储集层砂体构型控制的剩余油挖潜已逐渐成为油田开发调整的主要目标［1］。曲流河、辫状河、三角洲砂体是陆相含油气盆地的主要储集层类型，由于河流负载能力、沉积物搬运沉积方式、沉积环境水动力能量的不同，砂体间的接触关系和砂体内部的夹层分布模式不同，这些差异直接控制注水开发过程中的水驱波及特征和高含水期剩余油的分布模式［2-3］。

本文以哈萨克斯坦南图尔盖盆地Kumkol South油田为例，通过分析曲流河、辫状河、三角洲砂体的成因，对比不同类型砂体构型特征与水驱开发效果，在精细三维储集层构型模型与油藏数值模拟的基础上，建立不同类型构型特征控制下的剩余油分布模式［4］，用于指导不同类型油田的储集层精细表征与剩余油挖潜研究。

1 研究区地质与开发概况

Kumkol South油田位于哈萨克斯坦南图尔盖盆地阿雷斯库姆坳陷的阿西赛凸起，是1个大型带边底水的背斜砂岩油藏［5-6］。Kumkol South油田发育多套储集层：上侏罗统J-Ⅰ—J-Ⅳ层为三角洲前缘沉积（见图1a），岩性主要为粉砂岩、粉细砂岩，储集层平均孔隙度22%～25%，平均渗透率（273～720）×10-3μm2；下白垩统下段的M-Ⅱ层为辫状河沉积（见图1b），岩性为中粗砂岩、粗砂岩和砾岩，储集层平均孔隙度28%，平均渗透率813×10-3μm2；下白垩统上段的M-Ⅰ层为曲流河沉积（见图1c），岩性主要为粉砂岩、细砂岩和中—细砂岩，储集层平均孔隙度26%，平均渗透率745×10-3μm2。油田于1990年实施分层系注水开发，目前地质储量采出程度53.3%，综合含水97.2%。

图1　不同层系沉积微相平面图

2 砂体构型特征及成因

2.1 三角洲砂体构型特征及成因

侏罗纪断陷湖盆沉积末期的J-Ⅰ—J-Ⅳ层为大型浅水三角洲沉积，研究区位置为三角洲前缘亚相，砂体发育受可容纳空间和物源供给变化的控制，具体表现为地层由下至上A/S逐渐增加，水体逐渐变深，分流河道由蛇曲型向直流型转化。同时，湖泊水体的能量不断增强，湖水对分流河道砂体的改造作用逐渐变大，使改造后的薄层席状砂分布于条带状的水下分流河道间。由于湖盆坡度较小，河道的卸载沉积不发育，故少见河口坝沉积。由于河流进入湖泊后受湖水能量的影响，侵蚀下切作用大大减弱，故不同时期的河道垂向叠置，横向切割，砂体间的垂向泥岩隔层和横向泥岩/泥质遮挡层保存程度较好。分流河道在变迁摆动过程中，砂体内部形成侧积状、向心状和水平状的泥质夹层，并且泥质夹层的规模和倾角逐渐增大，分布频率和密度不断增加［7-8］。

三角洲前缘沉积的砂岩与泥岩整体表现为一种镶嵌式的结构特征，纵向上砂体间的泥岩隔层发育，厚度一般为1.00～12.00 m，延伸长度100～5 000 m，垂向上泥岩隔层分布频率为0.04 条/m。不同期次单砂层间横向泥岩遮挡层得到较好保留，延伸大于1/2单砂层接触范围。同时砂体内部泥质夹层发育，厚度为0.1～0.8 m，延伸长度为10～100 m。垂向上单砂层间和单砂层内部泥质夹层的分布频率为0.30条/m。总体上，研究区浅水三角洲砂体构型特征复杂，为侧向与垂向泥岩隔层和内部泥质夹层发育的“镶嵌式”构型模式（见图2a）。

2.2 辫状河砂体构型特征及成因

侏罗纪沉积末期研究区整体抬升遭受剥蚀后，进入坳陷湖盆发展阶段，白垩纪初期M-Ⅱ层沉积时期研究区气候湿润，可容纳空间较小，物源供给充分，A/S比值相对较低，广泛发育辫状河泛滥平原，沉积了1套厚度为100多米的辫状河储集层。在平面上研究区全部被辫状河砂体覆盖，心滩坝宽度与辫状河道的宽度比约为3∶1，心滩坝与辫状河道呈现“宽坝窄河道”的网状分布样式［9］。由于沉积时期持续保持较强的水动力和充足的物源供给，辫状河道频繁改道，后期砂体在河道改道过程中对前期砂体的冲刷作用强，横向上不同类型或不同期次的砂体直接接触，砂体间的泥岩隔层保留少且厚度薄，辫状河沉积整体表现为“砂包泥”的砂岩与泥岩结构特征，砂层间泥岩隔层厚度0～5.00 m，延伸长度50～1 300 m。

由于砂体在沉积过程中的垂向加积作用，砂体内部泥质夹层几乎为近水平分布。心滩坝内部泥质夹层与心滩坝在平面分布范围和形态特征方面相近，且坝上冲沟发育较少，反映洪水期水流能量较小，对泥质夹层改造能力较弱，使泥质夹层在平面上稳定分布［9］。心滩坝内部泥质夹层厚度为0.15～0.40 m，夹层频率为0.06～6.00 条/m；辫状河道内部泥质夹层与河道规模在分布范围和形态特征方面相近，但连续性相对较差，反映洪水期水流能量较强，对泥质夹层改造能力较强。辫状河道内部泥质夹层厚度为0.10～0.40 m、夹层频率为0.08～3.00 条/m。

总体上，辫状河砂体储集层构型特征简单，为近水平泥质夹层分布的“泛连通体”构型模式（见图2b）。

2.3 曲流河砂体构型特征及成因

下白垩统M-Ⅰ层沉积时期，盆地沉降幅度增大，物源供给相对减弱，研究区广泛发育曲流河泛滥平原沉积，发育2期高弯度曲流河，由于河流能量的不同，第2期河道对第1期河道的冲刷程度有所差异，2期河道间的泥岩隔层保留厚度不同，厚度为0～8.00 m。在同1期河道内发育5～6个单一曲流带，高弯度曲流河频繁改道，发生侧向迁移，各曲流河砂体表现为侧向拼接方式，由于河流水动力较强，砂体间的泥质遮挡层不发育［10-11］。

点坝是曲流河主要的构型单元，于曲流河侧向加积过程中形成，单一点坝厚度4.00～10.00 m，点坝内部发育泥质侧积层，厚度0.20～0.50 m，倾角5°～6°，泥质侧积层保存在河道砂体中上部，把点坝分成2～4个侧积体。河流在改道过程中，形成废弃河道，废弃河道上部为泥岩，底部为砂岩，泥岩厚度比例20%～52%，废弃河道是单一点坝的终止，即点坝的边界。在洪水期，水流携带泥砂漫过堤岸形成溢岸砂沉积，只在局部井区发育，一般沉积厚度0.10～3.00 m，垂直河道方向延伸50～300 m，沿河道方向延伸500～1 600 m，为单期次成因的砂体，内部夹层不发育。

曲流河砂体四级构型包括点砂坝、废弃河道和溢岸砂等，但主力构型单元为点坝砂体，构型特征为废弃河道和点坝内泥质侧积层的“半连通体”构型模式（见图2c）［12-14］。

图2　3种不同类型砂体构型模式（GR—自然伽马；SP—自然电位；RLLS—浅侧向电阻率；RLLD— 深侧向电阻率）

通过以上分析可以看出，研究区三角洲、辫状河、曲流河砂体构型特征存在明显差异，包括单砂体在平面和纵向的接触与叠置关系，以及单砂体内部泥质夹层的发育与分布特征。辫状河水体能量最强侵蚀下切作用最强，导致砂体间垂向隔层与横向遮挡层局部不发育，单砂体内部夹层近水平分布，构型特征最为简单。三角洲砂体类型多样，受湖水能量作用，分流河道的侵蚀下切作用较弱，砂体间垂向隔层与横向遮挡层均发育，向湖盆方向，分流河道砂体内部依次发育倾斜状、向心状和近水平状泥质夹层，构型特征最为复杂。曲流河水体能量相对较强，侵蚀下切作用相对较强，砂体间垂向隔层和横向遮挡层局部发育，受河流侧向迁移作用影响，砂体内部发育分布有限的泥质侧积层，构型特征的复杂性介于辫状河与三角洲之间（见表1）。

表1　不同类型砂体构型特征对比

3 构型特征对水驱开发效果的影响

研究区3类砂体油层1990年投入开发，经历了相似的水驱开发历程，由于受构型特征的控制，开发效果有所差异。根据油田360余口井的开发生产动态和生产测试数据及近年来完钻的新井水淹特征资料，对不同类型砂体开发效果进行对比（见表2）。

表2　不同类型砂体吸水与水淹状况统计

三角洲砂体构型特征复杂，泥质夹层发育，砂体间和砂体内部物性变化大，整体非均质性最强，因此注入水在波及过程中受到各类泥质夹层的遮挡，选择物性好的储集层段推进，容易形成注水优势通道，水驱波及程度低，注水井吸水厚度比例43.3%～57.1%。水淹特征表现为局部层段强水淹，平均强水淹层厚度比例9.7%～23.8%，弱水淹层和未水淹层厚度比例高。

辫状河沉积由于砂体内部近水平分布的泥质落淤层的存在，并且横向上砂体间的泥质遮挡层不发育，整个砂体为泛连通体，砂体内部被水平泥质夹层分布几个渗流单元，各渗流单元间非均质性弱。注入水在波及过程中受侧向遮挡作用小，垂向上受近水平落淤层的遮挡作用，导致由重力引力的底部突进作用减弱，因此水驱波及较为均匀，注水井吸水比较均匀，吸水厚度占射孔厚度的60.3%～85.1%。同时该类砂体储集层底水发育，垂向上单砂体间泥质隔层不发育，辫状河道砂体泥质夹层不发育，底水容易锥进，造成油层快速水淹。由于上述两个原因，油层整体水淹程度较高，强水淹层的平均厚度较大，并且由于泥质夹层发育的不均，底水锥进和注入水突进速度有所差异。心滩砂体夹层发育程度要好于辫状河道，水驱波及更均匀，强水淹层厚度比例占51.8%，辫状河道砂体强水淹层厚度比例占81.7%，水淹程度要高于心滩砂体，多表现为注入水和底水造成的快速暴性水淹。

曲流河沉积以点坝砂体为主要构型单元，溢岸砂仅局部发育。点坝内部的泥质侧积层主要分布在中上部，下部为半连通体，注入水在波及过程中受泥质侧积层的遮挡，主要沿下部推进，表现为砂体下部吸水，吸水厚度比例52.6%。下部水淹程度高，中上部弱水淹—未水淹，中强水淹层厚度占60.4%。

三角洲和曲流河砂体边底水不发育，含水上升主要受注入水影响，三角洲砂体在注水开发前期容易形成优势水流通道，经历了长期水驱后逐渐演化成大孔道，而曲流河砂体注入水波及相对更均匀，优势水流通道和大孔道的发育程度都远低于三角洲砂体。从含水和采出程度关系上看（见图3），三角洲砂体初期含水上升慢，在采出程度20.0%时，综合含水6.6%～10.8%，当采出程度达到40.0%时，含水快速上升至76.1%～85.5%，目前采出程度47.1%～52.6%，综合含水93.1%～95.5%。而曲流河砂体注水开发过程中含水上升明显低于三角洲砂体，采出程度20.0%时综合含水只有1.3%，当采出程度达到40.0%时，综合含水35.2%，目前采出程度59.8%，综合含水93.5%，曲流河砂体开发效果明显好于三角洲砂体。辫状河砂体含水上升受边底水和注入水双重影响，并且其砂体间的泥岩隔层不发育，使底水更容易锥进造成油层快速水淹，表现为在开发过程中含水上升快。但是由于心滩砂体泥岩夹层发育程度明显高于辫状河道，对注入水的分流作用和对底水的遮挡作用都更强，因此心滩的含水上升速度明显低于辫状河道（见图4）。如果统计局部由注入水引起的的油井含水上升状况，辫状河砂体含水上升速度要低于曲流河和三角洲砂体。

图3　不同类型砂体采出程度与综合含水关系

图4　不同类型辫状河砂体含水上升速度

4 构型特征对剩余油分布模式的控制

在各类砂体构型特征研究的基础上，分别选择典型井组采用嵌入式建模方法分级次建立复合河道带、单一河道带、构型单元及其内部夹层模型，从而建立3类砂体精细地质模型。首先，构建单层砂体与层间隔层模型，将单层间泥岩隔层作为一个单独建模层，以隔层厚度图为约束建立三维隔层模型；其次，构建构型单元的分布模型，如辫状河的心滩坝与辫状河道分布模型，在单层砂体中，采用基于界面的嵌入式构型建模方法，刻画构型单元的空间分布；最后，构建构型单元内部泥质夹层分布模型，在构型单元分布范围内，将泥质夹层作为建模目标，采用基于界面的嵌入式构型建模方法，刻画泥质夹层的空间分布［15-19］。在此基础上分别建立孔隙度、渗透率和含油饱和度模型，并对模型储量进行拟合，保证模型储量与容积法计算的储量误差小于3%，各模型参数如表3所示。

表3　不同类型砂体精细三维构型模型参数

在上述模型的基础上开展数值模拟研究。数值模拟过程中，油藏基本参数、流体与岩石物理特征参数均采用油田实际分析测试数据，3类砂体采用不同的油水相渗曲线，并且对油井产油、含水、产液剖面数据和注水井的注水量、吸水剖面和压力等生产数据进行历史拟合，模型单井产油和含水拟合率达到95%以上，产液剖面和吸水剖面拟合率达到80%以上，根据历史拟合的结果，研究不同类型砂体的剩余油分布规律。

数值模拟结果结合生产动态分析可以看出，在高含水期剩余油整体分散，但仍然有剩余油局部富集区和富集层，剩余油分布主要受开发因素（注采井网）和地质因素（构型特征）影响，这里重点讨论砂体构型特征，特别是泥岩隔层和泥质夹层分布模式对剩余油分布的控制作用，不同的构型模式是控制剩余油分布规律的内在因素（见图5）［5-6，20-24］。

平面上，曲流河砂体剩余油受废弃河道以及泥质侧积层分布的控制明显，废弃河道或者泥质侧积层的组合分布往往形成相邻河道砂体之间的渗流屏障，造成局部区域有注无采或者有采无注的注采失衡现象，由于渗流屏障的侧向遮挡作用，在废弃河道附近，剩余储量丰度一般较高［24］。纵向上，受重力影响，同时由于点坝中上部泥质夹层的侧向遮挡作用，在点坝中上部剩余储量丰度较大，剩余油富集（见图5）。总体上，曲流河砂体水驱开发高含水期剩余油分布模式为构型单元“侧向遮挡控油模式”。曲流河砂体平均剩余油饱和度30.1%，其中点坝平均剩余油饱和度29.6%，溢岸砂平均剩余油饱和度33.8%。剩余油饱和度呈现明显的正态分布特征（见图6a），剩余油饱和度为20.0%～40.0%的网格占76.5%，剩余油饱和度大于40.0%的网格占到21.3%，主要分布在砂体中上部和废弃河道附近。剩余油饱和度小于20.0%的网格占2.2%，主要分布在点坝砂体的下部。曲流河砂体剩余油局部富集，具有一定的剩余油潜力。

图5　不同类型砂体剩余油分布模式

图6　不同类型砂体高含水期剩余油饱和度分布频率直方图

平面上，在强边底水和注入水双重作用下，辫状河砂体剩余油的分布明显受辫状河道和心滩的网状分布形态影响，辫状河道剩余储量丰度较小，而心滩砂体剩余油储量丰量相对较大。纵向上，心滩砂体近水平的泥质夹层对注入水以边底水的垂向遮挡作用较强，剩余油主要布在规模较大的泥质夹层附近。辫状河道内部泥质夹层不发育，受底水锥进和注入水沿底部突进影响，剩余油主要分布在砂体中上部注入水和边底水未波及区域。总体上，辫状河砂体高含水期剩余油分布模式为构型单元“垂向遮挡控油模式”。辫状河砂体平均剩余油饱和度21.7%，其中心滩储集层平均剩余油饱和度24.7%，辫状河道平均剩余油饱和度17.1%。从剩余油饱和度分布来看，剩余油饱和度主要分布低饱和度区间，剩余油饱和度小于20.0%的网格占到46.8%，其他饱和度分布区间的比例均小于6.0%，剩余油饱和度大于40.0%的网格只占26.4%（见图6b），主要分布在规模较大的泥质夹层或者泥岩隔层附近。整体上辫状河波及均匀，剩余油饱和度整体较低，剩余油潜力小。

三角洲砂体在水驱开发过程中，注入水波及在平面上和垂向上均受到砂体间泥岩隔层、构型单元间泥质遮挡层和砂体内部泥质夹层的影响，注入水主要沿砂体内和砂体间的优势通道波及，剩余油分布相对更为复杂。在平面上，不同构型单元均有剩余油富集区。纵向上，不同构型单元均有剩余油富集层。总体上，三角洲砂体高含水期剩余油分布模式为构型单元“复合遮挡控油模式”。三角洲砂体平均剩余油饱和度38.3%，其中水下分流河道储集层平均剩余油饱和度37.4%，前缘席状砂体平均剩余油饱和度40.9%。从剩余油饱和度分布来看，剩余油饱和度主要分布在中—高饱和度区间，剩余油饱和度大于40.0%的网格占到72.8%，主要分布在受泥质夹层、泥岩隔层遮挡，注水未波及或者波及比较弱的区域。其他饱和度分布区间的比例均小于6.0%，剩余油饱和度小于20.0%的网格只占10.6%，低含油饱和度网格主要位于砂体底部的高渗带上。整体上三角洲砂体剩余油潜力较大（见图6c）。

5 剩余油挖潜技术对策

曲流河砂体采出程度59.0%，剩余油潜力较小，辫状河受强边水作用，水淹速度较快，采出程度45.0%，剩余油虽具有一定潜力，但由于水驱开发过程中受泥质夹层和废弃河道侧向和垂向遮挡控制，在遮挡层附近注入水无法波及，剩余油局部富集，并且砂体间泥岩隔层不发育，无法实施分层注水开发，这两类砂体一方面在剖面上实施注水井调剖，减少注入水沿单层砂体内部的高渗条带突进，从而改善剖面动用状况。另一方面在平面上增加注水井点，改变液流方向，通过增加水驱波及面积挖掘剩余油潜力。三角洲砂体整体采出程度49.0%，并且剩余油分布复杂，层间和平面都存在剩余油富集区，剩余油挖潜方式多样。首先，砂层间泥岩隔层具有一定的厚度且分布范围大，一方面可以通过增加注水井点，提高平面波及系数。其次，由于垂向上砂体间泥岩隔层具有一定的厚度，且分布范围较大，具备分层注水条件，可以实施分层注水，减少强水淹段吸水量，增加弱和未水淹段吸水量，提高纵向水驱波及系数。第三，可以在注水未波及的剩余油饱和度大于60.0%的剩余油集中分布区域实施局部井网加密，提高井网对储量的控制程度。

6 结论

通过对Kumkol South油田曲流河、辫状河和三角洲砂体构型特征、开发效果、剩余油分布特征的对比研究，提出了不同类型砂体构型特征对剩余油分布的控制模式。辫状河砂体构型特征简单，为近水平泥质夹层分布的“泛连通体”构型模式，水驱波及较均匀，边底水推进快，高含水期剩余油分布模式为近水平的泥质落淤层“垂向遮挡控油模式”；曲流河砂体构型特征为废弃河道和点坝内泥质侧积层的“半连通体”构型模式，注入水沿砂体中下部波及，高含水期剩余油分布模式为废弃河道和泥质侧积层“侧向遮挡控油模式”；三角洲砂体构型特征复杂，为侧向与垂向泥岩隔层和泥质夹层发育的“镶嵌式”构型模式，注入水主要沿水流优质通道波及，波及程度弱，高含水期剩余油分布模式为泥岩隔层和泥质夹层的“复合遮挡控油模式”。

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（编辑 张敏）

Relationship between sandstone architecture and remaining oil distribution pattern：A case of the Kumkol South oilfield in South Turgay Basin， Kazakstan

ZHAO Lun1， LIANG Hongwei1， ZHANG Xiangzhong1， CHEN Li1， WANG Jincai1， CAO Haili1， SONG Xiaowei2
（1.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development， Beijing 100083， China；2.CNODC， CNPC， Beijing 100034， China）

Abstract：Taking the Kumkol South oilfield in South Turgay Basin， Kazakstan as an example， this article summarizes the controlling pattern of different types of sandstone architecture on remaining oil distribution through examining architecture characteristics，development effect and remaining oil distribution characteristics of meandering river sandstone， braided river sandstone and delta sandstone.The braided river sandstone has simple architecture which is extensive connecting body with horizontal mud-interlayers.The water flooding sweeps evenly and the edge-bottom water drives quickly in braid river sandstone.And the remaining oil distribution pattern of braid river sandstone is the vertical blocking pattern controlled by the horizontal mud-interlayers at the high water cut stage.The meandering river sandstone is a half connecting body with abandoned channels and the lateral accretion mud-interlayers， so the injected water sweeps through the middle and lower parts of point bar sandstone， and its remaining oil distribution pattern is the horizontal blocking pattern controlled by abandoned channels and the lateral accretion mud-interlayers.The delta sandstone has a complex architecture of mosaic structure with abundant horizontal and vertical mud-interlayers and mud-interbeds， in which the injected water sweeps along preferential path， with low sweeping efficiency， and the remaining oil distribution pattern is the complex blocking pattern controlled by horizontal and vertical mud-interlayers and mud-interbeds.The results show that different techniques should be used to enhance the remaining oil recovery because of the different remaining oil distribution patterns in different kind of sand bodies.

Key words：delta sand body； meandering river sand body； braided river sand body； sandstone architecture； water flooding development effect； remaining oil distribution； remaining oil development； South Turgay Basin

中图分类号：TE345

文献标识码：A

文章编号：1000-0747（2016）03-0433-09

DOI：10.11698/PED.2016.03.14

基金项目：中国石油天然气集团公司重大专项（2011E-2506）

第一作者简介：赵伦（1970-），男，重庆南川人，中国石油勘探开发研究院高级工程师，主要从事油藏描述、油气田开发方面的研究工作。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

收稿日期：2015-06-23 修回日期：2016-03-25