三角洲前缘河口坝单砂体划分及剩余油分布

李俊飞，叶小明，尚宝兵，党胜国，于 斌

(1.中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459；2.中海油研究总院，北京 102200)

0 引 言

三角洲前缘沉积是陆相河流—三角洲沉积体系重要的构成单元[1]，河口坝和水下分流河道是其重要的储集砂体，砂体之间连片分布，其非均质程度是制约油田精细开发的关键。经过多年的注水开发，渤海湾盆地S油田已进入高含水开发阶段，剩余油分布复杂，常规的基于小层的复合砂体研究已难以满足油田生产需要，为改善油田开发效果，亟需开展单砂体精细解剖研究。目前，前人关于三角洲单砂体研究主要集中在分流河道单砂体的储层非均质性和定量规模上[2-9]，而对河口坝单砂体的研究以沉积特征[10-12]为主，关于河口坝的定量规模和剩余油分布研究较少。因此，以渤海湾盆地S油田东营组二段下亚段为例，探讨河口坝单砂体的识别标志及定量规模，并分析其对剩余油分布的控制作用，以期为S油田综合调整提供科学的地质依据。

1 研究区概况

S油田位于渤海湾盆地辽东湾凹陷、辽西低凸起中段，是古潜山背景上发育起来的北东走向的断裂背斜。目的层为三角洲前缘亚相沉积，发育水下分流河道、水下分流间湾、河口坝、远砂坝；随着湖平面升降和水下分流河道频繁摆动，形成大面积连片、呈朵状分布的复合河口坝砂体。研究区Ⅰ砂层组和Ⅱ砂层组储层以中砂岩、细砂岩为主，颗粒分选较好，磨圆以次棱角状—次圆状为主。储层孔隙度为28%～35%，渗透率为10.0～10 000.0 mD，属于高孔、高渗储层。

S油田于1993年开始投产，经过近30 a的注水开发，已进入高含水阶段，综合含水为79.4%，储层水淹规律复杂，剩余油高度分散。为满足油田开发生产需求，需对河口坝单砂体平面接触样式和规模进行定量表征，并研究其对剩余油分布的控制作用。

2 河口坝单砂体划分

2.1 河口坝单砂体平面接触样式及识别标志

湖平面升降使得可容纳空间与沉积物供给量发生变化，加之水下分流河道改道，使得河口坝单砂体的平面接触关系发生较大变化。在研究区精细地层对比的基础上，对顺物源和垂直物源方向连井剖面的单砂体接触关系进行统计，认为研究区单砂体存在4种平面接触关系：河坝接触、坝主体接触、坝缘接触和坝间泥接触。

2.1.1 河坝接触

河坝接触是水下分流河道携带的沉积物逐渐发散、卸载，形成规模逐渐增大的河口坝，水下分流河道和河口坝在平面上呈河坝接触。由于水下分流河道的冲刷作用强，使得2个单砂体之间连通较好，可以形成良好的油气运移通道。这种接触类型的砂体主要分布在三角洲前缘河口坝近端和中端，由水下分流河道向湖盆方向不断推进，形成河坝接触(图1a)。

2.1.2 坝主体接触

坝主体接触是后期形成的坝主体与前期形成的坝主体相拼接。由于坝主体物性较好，且两者之间接触部分较多，连通性较好。研究区这种接触类型的砂体相对较多，由于水下分流河道的分叉或改道，使得同一时期形成的不同河口坝单砂体主体部位会相互拼接。这种类型砂体可通过砂体的曲线形态差异、砂体顶面高程差异或砂体“厚—薄—厚”变化特征进行识别(图1b)。

2.1.3 坝缘接触

坝缘接触是指2个坝主体之间彼此不接触，单砂体之间接触。由于坝缘主要为粉细砂岩或细砂岩，因此，2个单砂体之间为不连通或弱连通。这种接触类型的砂体主要分布在三角洲前缘复合河口坝的中端和远端，越靠近湖盆中心，不同河口坝砂体侧向拼接之后，易形成坝缘接触(图1c)。

2.1.4 坝间泥接触

坝间泥接触是指2个河口坝单砂体之间不接触，单砂体之间为坝间泥岩沉积。因此，2个单砂体之间不连通，相互之间不会发生油气运移。这种接触类型的砂体主要分布在三角洲前缘河口坝的远端，随着水下分流河道的分叉和改道，使得不同河口坝砂体远端之间相互独立，为坝间泥岩接触(图1d)。

2.2 河口坝单砂体规模

由于单砂体定量刻画的井间预测性强，砂体的几何形态成为定量表征的关键，而砂体的几何形态与其形成机理、沉积模式密不可分。由于河流和湖水的能量强弱不同，可形成鸟足状三角洲、鸟嘴状三角洲和朵状三角洲等不同的沉积模式，而不同沉积模式的几何形态均不相同。因此，最终定量刻画得到的单砂体规模也不同。针对渤海湾盆地辽东湾地区东营组二段沉积模式[13]，结合相似沉积背景三角洲相现代沉积考察，认为研究区东营组二段下亚段为朵状三角洲沉积，河口坝砂体多为朵状或宽带状。朵状或宽带状砂体的长宽比等于或小于3∶1[14]，应在此模式指导下开展河口坝单砂体的定量刻画。

Lowery等通过对河控三角洲露头河口坝砂体的测量，认为河口坝厚度、长度和宽度的相关数据呈双对数线性关系[15-20]：

L=2.44h0.34

(1)

L=2.14w0.96

(2)

式中：L为河口坝的长度，km；h为河口坝的厚度，km；w为河口坝的宽度，km。

图1S油田东营组二段下亚段单砂体平面接触样式

研究区单一河口坝砂体厚度为2.0～10.0 m，由式(1)可知，单一河口坝砂体长度为3.1～5.3 km，宽度为1.5～2.6 km。在此定量规模约束下，结合砂体接触样式，对研究区东营组二段下亚段河口坝砂体进行定量刻画，在复合河口坝较发育的1～7小层，划分出84个河口坝单砂体。统计结果表明：三角洲前缘河口坝单砂体厚度为3.0～8.0 m的占83.3%，河口坝单砂体宽度为0.8～2.4 km的占90.5%，且随着湖平面的升高，河口坝单砂体的厚度和宽度随之减小。

研究区4.2小层发育大规模连片的河口坝砂体，平面上可分为6个单砂体，其中，第3、4、5个单砂体相互之间坝主体侧向拼接明显。单砂体沉积受北西西和北西向2个物源的控制，其中，第1、2、3个单砂体受北西西向物源的影响，主要由西向东呈宽带状展布；第4、5、6个单砂体受北西向物源的影响，主要呈北西—南东向宽带状展布(图2)。统计结果表明，4.2小层单砂体最厚为10.0 m，最薄为2.7 m；单砂体最宽为2.3 km，最窄为0.7 km。

图2 S油田东营组二段下亚段4.2小层单砂体平面分布

3 河口坝单砂体平面接触样式对剩余油分布的控制

研究区东营组二段下亚段单砂体平面接触样式包括河坝接触、坝主体接触、坝缘接触、坝间泥接触4种类型，由于河口坝单砂体受顶部高渗向上运动和重力向下运动双重影响，使得单砂体水淹样式可分为顶部水淹和底部水淹。因此，在单砂体平面接触样式和垂向水淹样式的双重影响下，剩余油分布规律复杂。

河坝接触和坝主体接触的砂体之间连通性较好，水驱效果较好，剩余油不富集(图3)。坝缘接触的砂体由于坝主体到坝缘相变部位存在物性界面，对注入水的流动形成一定阻碍，导致相带边部注采连通较差，因此，在单砂体的侧翼易形成剩余油(图3)；若河口坝单砂体属顶部水淹型，则河口坝单砂体侧翼剩余油富集近似于正三角形，若河口坝单砂体属底部水淹型，则河口坝单砂体剩余油呈弧形富集于单砂体侧翼上部。坝间泥接触的砂体因砂体之间存在物性突变面，从而导致2个砂体之间不连通，易在单砂体的侧翼形成剩余油富集区(图3)。

当注水井和采油井处在同一个坝主体和水下分流河道时，由于两者之间的储层连通关系较好，后期在坝主体上的调整井表现为顶部强水淹(图4a)，表明河坝接触的砂体之间剩余油少。当注水井和采油井在相邻坝主体时，由于两者之间的储层连通关系较好，后期在坝主体上的调整井表现为全部强水淹(图4b)，表明坝主体接触的砂体之间水驱效果好，剩余油不富集。当注水井和采油井分别在坝主体和坝缘或坝间微相上，由于两者之间的储层连通性差，后期在坝主体侧翼上的调整井表现为未水淹(图4c)，表明坝缘接触的砂体剩余油富集在其侧翼。当注水井和采油井分别在坝主体和坝间微相上，两者之间的储层不连通，后期在坝缘上的调整井表现为未水淹(图4d)，表明坝间泥接触的砂体在其侧翼剩余油富集。在低品质薄层坝缘部位设计了1口水平井，钻井证实砂体厚度为4.0 m左右，测井解释为未水淹层，投产后日产油量为52 m3/d，

图3 单砂体对剩余油分布的控制机理

图4 单砂体平面接触样式影响的剩余油分布

含水率为24%，地层压力平稳。调整井实施效果较好，有力证实了河口坝单砂体平面接触样式对剩余油分布控制的合理性。

4 结 论

(1) 通过研究区密井网单砂体解剖，总结了河口坝单砂体4种平面接触样式：河坝接触、坝主体接触、坝缘接触、坝间泥接触。

(2) 在河控三角洲沉积模式指导下，以露头测量得到的定量规模为约束，在东营组二段下亚段1～7小层划分出84个河口坝单砂体。单砂体厚度为3.0～8.0 m，宽度为0.8～2.4 km。

(3) 河坝接触和坝主体接触的砂体连通性好，剩余油不富集；坝缘接触和坝间泥接触的砂体连通性差或者不连通，在单砂体侧翼易形成剩余油区。