三角洲前缘储层构型及对剩余油分布的影响——以鄂尔多斯盆地白豹油田为例

代婷婷，何文祥，车 桥，毛 俊，吴晓明

（1.长江大学资源与环境学院，湖北武汉 430100；2.长江大学外国语学院；3.中国石油长庆油田分公司第七采油厂）

三角洲前缘储层构型及对剩余油分布的影响
——以鄂尔多斯盆地白豹油田为例

代婷婷1，何文祥1，车 桥2，毛 俊1，吴晓明3

（1.长江大学资源与环境学院，湖北武汉 430100；2.长江大学外国语学院；3.中国石油长庆油田分公司第七采油厂）

为了深入探查三角洲前缘储层构型特征及剩余油分布，针对鄂尔多斯盆地白豹油田白 157区储层非均质性强、剩余油分布复杂等特点，充分利用岩心、测井等资料，对储层内部构型进行深入分析，阐明了三角洲前缘储层构型要素的类型和特点，对单一砂体边界具有4种识别方法，提出了垂向和侧向上构型要素的叠置模式，在垂向上主要分为侵蚀冲刷型、叠置相望型和孤立型，在侧向上可分为侧向相切型和侧向相隔型两种。不同构型要素剩余油富集不同，反韵律河口坝砂体具有上、中、下三种剩余油富集模式，正韵律水下分流河道砂体剩余油一般集中在中上部。

鄂尔多斯盆地；白豹油田；三角洲前缘；储层构型；剩余油分布

白豹油田白157区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中南部（图1），处于三角洲前缘亚相，其地形较复杂，地势向湖盆自然倾斜，水体激烈交锋加剧了沉积物的堆积；成因和级次不同的砂体在空间上反复沉积，使得砂体内部构型更加复杂多变，剩余油开采难度大，因此对三角洲前缘储层构型深入解剖非常重要[1–2]。

本文以鄂尔多斯盆地白豹油田白157区三叠系延长组4+5储层为例，拟探讨三角洲前缘储层构型模式及对剩余油分布规律的影响。

1 储层概况

白豹油田长4+5储层岩性简单，颗粒粒度中等、分选较好，磨圆度多为次棱；河道频繁分叉、交汇，平面上呈现网状分布，反映了水动力较弱、水体较浅、地形较为平缓、河道摆动迁移等特点。前人研究认为水下分流河道整体呈北东–南西向展布，自下而上沉积微相呈现继承性发育的特征；砂体分布由下部相对不发育到发育再到不发育这样一个完整的湖平面下降、上升的特点，且砂体分布受控于沉积微相。长4+5油藏埋藏深度1 910～1 950 m，主力油层厚度为80～100 m，孔隙度15.76%，渗透率6.23×10-3μm2，属于低孔低渗储层，原油密度0.73 g/cm3，温度60 ℃下原油粘度1.14 MPa·s，油水分异差，含水饱和度高，原油乳化严重，局部存在边底水。

图1 鄂尔多斯盆地白豹油田白157区位置

2 储层构型要素类型与界面级次

储层构型要素是构成储集层的基本单元。通过对取心井的分析，结合测井曲线形态、剖面沉积相和平面沉积相，认为该区内砂体以水下分流河道、河口坝、席状砂、支流间湾和湖泥5种构型要素为主。主要发育的水下分流河道是三角洲平原河道在水下的延伸部分；三角洲前缘砂体重要组成部分河口坝砂体，厚度大、规模较小，平面上在南部发育；席状砂，厚度小，测井曲线呈尖峰状，砂岩上下为各种成因形成的支流间湾隔夹层。

储层构型界面是指通过层次界面将不同层次实体分隔开来的具有等级序列的地层单位分界面[3]。层次界面可以是含泥质的非渗透性界面，也可以是不含泥质的渗透性界面；可以是层组、小层、单砂体内各要素界面，也可以是地层单位的分界面。不同级次的储层构成要素的几何形态、内部结构、空间展布及其砂体叠置关系都有所不同。本文参照Maill提出的河流相构型界面分级系统，结合区块的实际情况，将本区三角洲前缘储层内部构型划分为6级（表1），本文重点表征3级～5级构型单元。

表1 白豹油田白157区三角洲前缘储层构型级次划分

3 单一砂体识别方法

在研究区砂体精细对比的基础上，参照已有河道单砂体界面识别划分方法，结合白豹油田157区井网资料，总结出研究区三角洲前缘单砂体主要有以下4类边界识别方法。

3.1 通过砂体间泥质沉积划分单砂体

在同一期河道砂体沉积的中后期，水动力逐渐减弱，沉积物逐渐卸载，在河道上部渐渐沉积细粒泥质[4]。由于后期河道的摆动和向下侵蚀，沉积物被破坏，最终在不同期次河道间形成厚度不一的泥质沉积物[5]。在侧向上，在同一小层内，同一时期发育的多条单一河道间形成河道间泥或细粒沉积，是不同河道识别的标志之一（图2a）。

3.2 通过测井曲线形态差异划分单砂体

在沉积时期，水动力条件和碎屑沉积物的性质存在差异，使其在测井响应上存在差异[6]，故可以利用这种差异进行识别（图2b）。

3.3 通过砂体横向厚度变化划分单砂体

分流河道呈现出“顶平低突”的“船型”特征，而河口坝呈现出“低平顶突”的“倒船型”特征。在同一时期沉积的砂体侧向上沉积是稳定的。当砂体厚度呈现“薄—厚—薄”特征时[7]，证明发育两个时期沉积的砂体（图2c）。

3.4 通过砂体顶面高程差异划分单砂体

由于发育在不同期次的同一小层砂体，形成的环境不尽相同，故其顶面一般会形成一定的高程差（图2d）[8]，可以利用这个差异来划分砂体。

4 单一砂体内部夹层类型

研究区发育的三级界面表现为夹层。油田生产开发实践证明，内部夹层的分布规律对油田开发中后期单砂体注采关系和剩余油分布有着重要的影响，因此，如何正确地预测单砂体内部构型显得尤为重要[9]。根据单井岩心和测井综合分析，研究区夹层多以泥质夹层和钙质夹层为主[10]。

4.1 泥质夹层

泥质夹层主要由泥岩组成，沉积水动力环境发生改变时，水下分流河道分流改道，形成的泥质夹层切割河道，渗透性变差，其厚度较薄。这种夹层的厚度愈大，分布愈广泛。测井响应特征主要表现为微电极幅度明显下降，幅度差几乎为零或很小，自然电位明显回返靠近基线，伽马曲线明显偏高，电阻率值较低，声波时差较高。

4.2 钙质夹层

钙质夹层主要是由钙质粉砂岩和砾岩等构成，是在长期沉积成岩过程中，随着埋深增加、温度升高、压力增大，有机质热演化所释放大量的CO2与地层水中的某些离子结合形成的碳酸盐矿物，在胶结、交代等成岩作用下形成的夹层。该类夹层致密，测井曲线上呈以下特征：声波时差低，微电极高值呈尖峰锯齿状，电阻率升高，自然电位无明显变化。

图2 单一砂体构型要素边界划分

5 储层砂体构型叠置模式

在研究区储层单砂体垂向上和侧向上展布特征精细描述的基础上，结合前人对单砂体构型叠置模式的研究，提出以下构型模式。

5.1 垂向叠置模式

（1）侵蚀冲刷型：分为多期河道垂向冲刷型和河道与河口坝垂向冲刷型两种类型。多期河道垂向冲刷型（图3a）是指当早期河道沉积后，其顶部砂体被晚期河道冲刷侵蚀而形成的砂体叠置模式。若沉积环境中水动力较弱，沉积物下降沉积的速度远大于晚期河道侵蚀冲刷的速度，早期河道顶部细粒物质被冲刷走，在两期河道之间形成泥质沉积物和细粒岩等组成的低渗透界面。若沉积环境中水动力较强，晚期河道侵蚀冲刷的速度远大于沉积物下降沉积的速度，则两期河道间无明显泥质隔夹层，渗透性较好，测井曲线中自然电位呈现带有锯齿状的箱型。河道与河口坝垂向冲刷型多以河道侵蚀河口坝形成“坝上河”的形式存在。晚期沉积的河道在早期沉积的河口坝上部削蚀，两期砂体间具有良好的渗透性，测井曲线上表现为由漏斗形到钟型（图3b）。

（2）叠置相望型：由同一构型要素多期垂向叠置或者两个不同构型要素垂向叠置形成（图3c）。晚期河道将早期河道顶部部分沉积物冲刷掉，但砂体间依然存在泥质粉砂岩、砂岩等沉积物，砂体间无连通性。测井曲线上呈现多个箱型或钟型叠加，中间有明显回返。

（3）孤立型：砂体单独存在，砂体间被泥质填充，无连通性（图3d）。

图3 储层构型砂体垂向叠置模式

5.2 侧向叠置模式

（1）侧向相切型：是由两个同期沉积的砂体侧向相切形成，这两个砂体可以是同种构型要素，也可以是不同的构型要素。若是河道砂体侧向相切型，可以通过砂体顶部高程差识别单砂体；若是河道与河口坝相切型，可以通过测井曲线形态差异来识别单砂体。这类复合砂体连通性较好（图2b）。

（2）侧向相隔型：两个同期形成的相邻砂体被同期形成的非渗透性泥岩相隔，砂体间不存在任何接触，无连通性（图2a）。

6 剩余油分布的控制因素

6.1 韵律对剩余油分布的影响

构型要素内部韵律变化与剩余油富集关系紧密。河口坝一般呈现反粒序，其在自然电位（SP）曲线上为清晰的漏斗形。韵律与重力综合作用将其分为上部富集型、中部富集型和下部富集型三类[11]。上部富集型：若储层顶底韵律变化不明显，渗透率级差较小，则注入水在重力的作用下往储层下部渗流，使得储层上部受到的水波及小于下部，最终上部富集的剩余油较多；中部富集型：若储层顶底韵律变化明显，则综合韵律及重力两个因素，剩余油驱替相对均匀；下部富集型：若储层顶底韵律变化非常大，下部渗透率很小，注入水沿顶部高渗带突进，导致中下部水洗程度低，则剩余油集中在下部。

河道砂体一般表现为正韵律，且砂体较厚。其在SP曲线上一般呈箱型–钟型。注入水由于重力作用向下渗流驱替剩余油，导致下部油气优先动用、水淹较为严重；中上部注入水较难波及，故剩余油主要集中在储层顶部[12]（图4）。

6.2 砂体叠置模式对剩余油分布的影响

砂体垂向叠置类型中多期河道垂向冲刷型叠置时，由于两期河道砂体接触面沉积物的物性变化产生了低渗透界面，油水首当其冲是在同期河道砂体中运移，剩余油易富集于该界面附近[13]。河道砂体主体与侧缘存在物性差异，注入水较难波及到砂体侧缘，故剩余油也容易遗留在河道侧缘中。河道与河口坝垂向冲刷型叠置时，河道与河口坝两者接触部位砂体粒度相对较粗，由于产生的低渗透面，富集的剩余油较多期河道垂向冲刷型的要少。河口坝侧缘也易有剩余油残余。砂体侧向叠置类型中侧向相切型叠置时，两砂体侧向接触面既是砂体侧缘又是低渗透面，故剩余油易富集在该部位周围。

6.3 构型界面对剩余油分布的影响

构型界面对剩余油的影响与诸多方面有关，如构型界面展布范围、注采关系等。若对四级界面垂向注水，由于隔层的遮挡作用，在界面之下水洗程度较低，注水效果不理想，易富集剩余油。三级界面部分遮挡、不稳定，对剩余油分布也有一定影响。

图4 白豹油田白157区关32–51构型剖面

7 结论

（1）白豹油田白157区块为一套三角洲前缘沉积，主要发育水下分流河道、河口坝等构型要素，其中以水下分流河道最为发育。基于构型要素的特点，将三角洲前缘储层内部构型划分为5级。

（2）运用砂体间泥质沉积、测井曲线形态差异、砂体横向厚度变化和砂体顶面高程差异等方法，进行单成因砂体界面识别。根据测井曲线形态差异，结合岩性可分为泥质、钙质两种界面。提出了研究区在垂向和侧向上构型要素的叠置模式，在垂向上主要分为侵蚀冲刷型、叠置相望型和孤立型，在侧向上可分为侧向相切型和侧向相隔型两种。

（3）不同构型要素剩余油富集不同。在韵律与重力综合作用下，提出了反韵律河口坝砂体上、中、下三种剩余油富集模式；正韵律水下分流河道砂体剩余油一般集中在中上部。相接触的砂体叠置类型中剩余油易富集在两砂体接触面和砂体边缘部位，构型界面遮挡部位也易富集剩余油。

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TE112.23

A

1673–8217（2017）06–0069–05

2017–05–10

代婷婷，1992年生，长江大学地球化学专业在读硕士研究生，研究方向为油气地球化学、油气储层地质及油气田开发。

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”（2016ZX05046–002）资助。

蒲洪果