小层尺度储层质量对致密砂岩油分布的影响1油藏为例——以华庆地区延长组长8

王 涛，邓西里，吴胜和，李恕军，吴琼螈

(1.中国地质科学院，北京 100037；2.中国石油勘探开发研究院， 北京 100083； 3.中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 102249； 4.中国石油长庆油田公司，陕西 西安 710018； 5.中海石油( 中国)有限公司 天津分公司， 天津 300452)

致密砂岩油是覆压基质渗透率小于0.2×10-3μm2或者空气渗透率小于2 μm2的砂岩油层,单井一般无自然产能,或自然产能低于工业油气流下限,但其在一定经济条件和压裂、水平井、多分支井等技术措施下可以获得工业油气产量,石油赋存于烃源岩内或者与之相邻的砂岩中[1-2]。随着水平井及水力压裂等技术的突破，致密砂岩油成为继页岩气之后非常规油气勘探开发的一个新热点[3],被石油工业界誉为“黑金”。

与国外致密砂岩油的海相沉积环境有所不同,中国的致密砂岩油大多为陆相湖盆沉积背景,以大面积“连续”分布且局部富集为特征[4]。在盆地尺度上,油藏范围巨大但边界模糊,几乎没有圈闭的概念。近年来,研究人员发现，致密砂岩油所谓的“连续”分布的规模远没有早期认识的那么庞大。因此,赵靖舟等又提出了“准连续型油气聚集”的概念,用来描述发生在众多横向上彼此相邻、纵向上相互叠置的中、小型非常规岩性圈闭构成的大面积分布的圈闭群中的油气聚集[5]。

随着勘探开发的持续细化,关于致密砂岩油的找油思路也从“油气藏”深入到“油气层”[4]。在组规模上,鄂尔多斯盆地延长组已知油区基本大面积连续分布于近源区,致密砂岩油的聚集具有“源控区、相控带及源储压力差控位”的聚集规律[6]。在段规模上,油藏分布受控于沉积储层、烃源岩及源储之间的组合关系[7]。

实际上，宏观上“连续分布”的致密砂岩油藏,只是由于研究的尺度较粗造成的一种假象。从更精细的砂体尺度上看,致密砂岩油所谓的“连续型分布”是由于多个小的含油砂体叠合造成的假象。华庆油田目前勘探开发的实践表明,组段规模上含油面内石油的分布仍然存在极强的非均质性。由于陆相沉积相变快,单一砂体规模小[8-19],横纵向上叠合后,组段尺度上认识的砂体规模及连续性远远超出了单个含油砂体的实际规模,形成“假连片”，在一定程度上掩盖了致密砂岩油藏差异分布的规律。这些规模较小的含油砂体的分布以及遵循的规律等问题，目前尚不能很好解决，使得开发人员面对致密砂岩油藏进行开发选区及井网布置时面临很大的困难。

另一方面,砂体作为石油输导及聚集的载体,石油在其内部分布更多受到砂体自身渗流性能差异的影响,直观体现为受储层质量的影响。Schowalter在20世纪70年代就提出，油气总是沿最大孔隙和最小排驱压力的通道进行运移,这一过程主要受控于输导体的物性和非均质程度[20]。优质储层由于具有良好的渗流特性往往成为储层内油气聚集的有利场所[18]。石油受到的运移动力大于孔喉中的毛细管力时,石油即可沿这些运移通道发生运移和聚焦。

华庆地区三叠系延长组长8段发育致密砂岩油藏,其烃源岩为上覆的长7段富含有机质的地层,为典型的上生下储的源储关系。本研究选取鄂尔多斯盆地华庆地区三叠系延长组长81致密砂岩储层作为主要研究对象，开展致密砂岩油差异分布机理及规律研究：利用研究区丰富的岩心及测井资料,精细刻画小层尺度的砂体分布样式,通过成岩演化及成藏史分析进而恢复主要成藏时期的储层质量及石油分布样式；通过对储层质量展布以及流体差异分布的对比,探讨小层级次的石油差异分布规律,从而有效指导相似油气藏的高效勘探与开发。

1 研究区概况

1.1 地层及沉积概况

华庆地区在行政区域上北起陕西省延安市吴起县长官庙镇,南至甘肃省庆阳市华池县城壕乡,西起华池县白马,东抵华池县山庄乡,面积约4.3×103km2,约占盆地总体面积的15%。构造单元属于伊陕斜坡构造,为一个东高西低的单斜构造,是鄂尔多斯盆地目前主要的油气富集区域之一。全区共完钻430口井(其中包括取心井138口),均包含完整的常规测井序列。探评井井距多为2 km,井位分布较为均匀,基本能控制住砂体的展布。区内建有白455，白465等多个开发加密井区,井距在200～400 m(见图1)。丰富的测井资料为砂体、储层质量及油层的刻画提供了基础。

前人对延长组的堆积样式及11个具有等时意义的界面进行了识别[21]。其中整个延长组对应于一个二级层序,内部包含自下而上的SQ1(LSCⅠ)，SQ2(LSCⅡ)，SQ3(LSCⅢ)，SQ4(LSCⅣ)和SQ5(LSCⅤ)5个三级层序,对应于5个开发层段。长8油层组位于延长组第二段上部,厚度约100～150 m,包含长81，长82两个砂层组。其中,长81砂层组位于LSCⅢ三级层序的下部,为一个完整的中期旋回,其内部又可分为3个向上的短期旋回,分别对应于长811，长812，长813三个小层(见图2)。长82砂层组位于LSCⅡ三级层序的上部,向下整体表现为一个反旋回。其内部发育两个向下的短期反旋回,对应于长821和长822，分为2个小层。

图1 华庆地区区域位置Fig.1 Location map of Huaqing Area

图2 长8油组地层对比示意图Fig.2 Schematic diagram of stratigraphic correlation, Chang 8

1.2 沉积及储层岩石学特征

华庆地区位于盆地的沉积中心，延长组长8地层沉积时伴随着盆地沉降,湖盆开始向四周扩张,但整体水体仍较浅。自南西、北东两个方向的三角洲沉积体在华庆地区中心区域交汇,形成混源沉积[22]。在研究区内发育三角洲前缘及滨浅湖亚相。沉积砂体受频繁的水退水进旋回的影响,平面上砂体分布范围较大。

研究区长8段至长7段属于水体迅速变深的湖侵序列。长8沉积时期,位于盆地中心位置的华庆地区主要发育浅水三角洲前缘及滨浅湖沉积[23],包括分流河道、河口坝、分流间湾等3种沉积微相类型,以浅水三角洲前缘的分流河道及河口坝为主要砂体类型。

统计发现,华庆地区长8储层中砂岩粒度较细,以细砂岩为主,其次为中砂岩,含少量的粉砂岩，各小层粒度差异不大。长811与长812储层粒度特征与长8总体特征相似,以细砂岩为主,粉砂岩和细砂岩含量基本相当,二者质量分数大于90%,其中长822储层中砂岩含量相比于其他层位含量较高,但仍以细砂岩和粉砂岩为主。

本研究收集了华庆地区长81油层组138口井共523块砂岩样品。通过统计发现,长8油层组储层碎屑成分中石英相对含量较低,质量分数约为30%;长石含量相对较高,质量分数多大于30%,其中长811和长822质量分数大于35%;岩屑含量相对较高,质量分数大于30%(见表1)。整体成分成熟度Q/(F+R)相对较低,约为0.5。小层之间存在较大差异,长821的成分成熟度最高,可达0.52,长813的成分成熟度最低,仅为0.44。

表1 华庆地区长81各小层储层碎屑成分相对含量统计表Tab.1 Relative content clastic component statistics of small layers in Chang 81, Huaqing Area

2 储层质量展布样式

华庆地区高角度构造裂缝不发育，叠置的渗透性砂体是石油主要的输导储集空间。在砂体内部,储层质量是影响储层含油的重要因素。本研究在精细解剖砂体展布的基础上，重构了研究区成藏时期的孔渗特征。

2.1 砂体展布样式

前人对致密砂岩的研究尺度多为组段规模。在这个规模上,砂体往往由于叠置造成假连片，造成对油藏认识较粗,无法满足精细描述石油分布的要求。本研究借助丰富的测井资料,将研究尺度细化为砂体,并分小层对其描述。

研究区长813受南西物源控制的河道—河口坝组合向前进积,受北东物源控制的分流河道—河口坝组合向物源方向退积(见图3a)。分流河道与河口坝存在共生的组合关系。规模相对较大的分流河道,由于物源供给充足,砂体在河道前方卸载形成河口坝的规模也较大；沉积后的河口坝被进积的分流河道继续破坏,在原河口坝残留的残余坝上穿过。规模相对较小的分流河道进入盆地中心后逐渐分叉变细,形成的河口坝规模小。

研究区长812小层沉积时期,华庆地区的沉积样式主要以河口坝的大规模切叠为主。分流河道整体不发育,规模也减小。受水体变深的影响,河口坝经湖水的改造呈现席状化,坝的数量及规模都迅速减小(见图3b)。研究区长811小层发育时,华庆地区内分流河道及河口坝的规模增大。东北及西南两个物源所形成的河口坝在华庆地区中部交汇连片,形成了一个垂直于物源的河口坝条带,呈现出良好的连片态势(见图3c)。整体上看，不同物源形成的河口坝规模及样式差异不大。在这个条带内部,河口坝主要以两种形式出现:彼此相邻的河口坝连片呈席状；彼此较远或规模小的分流河道的河口。

图3 华庆地区长81沉积平面图Fig.3 Planar sedimentary facies of Chang 81

2.2 成岩作用类型

成岩作用对储层孔隙的形成、演化及保存起着重要的决定作用,致密储层物性很大程度上受控于成岩作用。研究区长8致密砂岩储层在沉积埋藏过程中发生了以压实及胶结为主的破坏性成岩作用及溶解为主的建设性成岩作用[24]。

2.2.1 压实作用 鄂尔多斯盆地延长组经历了长期的深埋过程。压实作用是造成华庆地区长8储层致密的主要成岩作用之一(见图4)。研究区砂岩的成分成熟度较低,塑性岩屑的含量相对较高。随着埋深的加大,抗压能力较弱的碎屑物质(塑性岩屑、云母、泥岩等)在上覆地层压力的作用下发生变形,迅速填充颗粒的原始孔隙,造成储层孔渗降低(见图4a)。

2.2.2 胶结作用 胶结作用是造成研究区储层孔隙度和渗透率下降的另一主要原因。

1)硅质胶结物。华庆地区长8储层的硅质胶结物多以石英颗粒次生加大的形式出现，以次生加大3期为主,部分石英颗粒次生加大可达4期。尽管次生加大普遍出现,但由于长8储层的石英含量相对较低,整体上看，硅质胶结物造成的损孔率较低,对储层的破坏程度有限(见图4a，b)。

2)钙质胶结物。碳酸盐胶结物的质量分数为3.05%～3.61%,是研究区长8油层组主要的胶结物类型之一,各小层钙质胶结物含量没有明显差异。碳酸盐胶结物类型主要为铁方解石(见图4b),其次为菱铁矿、含铁白云石及白云石。钙质胶结物的广泛发育,造成了原始储集空间的大大降低,同时也阻塞喉道,造成储层质量变差。而且，一旦发生强烈胶结,该储层则较难再发生大规模的溶解作用。

3)黏土胶结物。黏土胶结物主要类型依次为绿泥石、伊利石及高岭石。统计分析表明,黏土矿物在长811层含量最高，质量分数达6.57%,从长811向下含量逐渐减少,质量分数在4.0%～6.0%。其中，长812及长813伊利石含量较高,质量分数多超过50%。长811绿泥石相对含量较高，质量分数大于50%。

绿泥石是来自北部伊盟隆起及南部渭北隆起富含铁镁的矿物在碱性环境下沉淀形成的,多形成于早成岩A期。由于其主要以衬边的形式吸附在颗粒表面(见图4a),对储层减孔的影响较小。然而,这些绿泥石膜增加了颗粒的抗压能力,同时又防止了储层内的石英发生大规模的次生加大,对原始孔隙具有良好的保护效应。另一方面,绿泥石由于其天然的亲油特征,是致密砂岩中石油运移的一个有利条件。伊利石常呈毛发状依附于颗粒表面,高岭石多充填粒间孔。以上两种矿物对孔隙度的损失量很小,一般不超过3%；但是，其多产出在孔隙之间，阻塞喉道,对渗透率的有一定影响。

2.2.3 溶解作用 华庆地区长8油层组富含岩屑及长石,为成岩过程中发生广泛的溶解作用提供了良好的物质基础(见图4)。由于发生溶解作用的酸性物质从长7烃源岩自上而下排出,顶部储层有机酸充注量大,故而溶孔较为发育；自上而下，溶孔的面孔率整体上由大减小。发生溶解作用的矿物组分主要为长石(质量分数大于40%),其次为岩屑,同时部分杂基及沸石也会发生溶解。小层溶蚀组分整体不存在大的差异。

华庆地区岩屑的溶解量要远低于长石。这是因为溶解作用需要连续的地层酸性流体注入,而华庆地区的岩屑多为塑性矿物。富含岩屑的储层在早期的压实过程中孔隙度已大大降低,不利于酸性流体的通过。反观长石含量相对较高的储层,由于长石属于刚性矿物,在早期未被胶结致密，为酸性流体的注入提供了良好的孔隙条件,继而溶解作用要强于岩屑。

2.3 成岩序列与孔隙演化

前人研究表明,华庆地区长8储层经历了早期低熟油充注(第一期成藏)及早白垩世晚期石油大规模充注(第二期成藏)[25-27]。本研究关注的主要是以上两个时期(尤其是第二期成藏)储层质量的特征,借助恢复该时期内孔隙度的演化,可以最大程度上利用现今丰富的研究资料,反推到成藏时期各小层砂体的储层质量。

在长期埋藏过程中,华庆地区长8储层经历了压实→石英次生加大→绿泥石胶结→浊沸石、早期方解石胶结→溶蚀→烃类充注→铁方解石胶结的成岩演化过程(见图4,5)。早白垩世期间，少量的烃类开始被缓慢排替到储层中,此时长8砂岩储层已经经历了早期强烈的压实以及绿泥石、早期方解石的胶结,整体已经较为致密。之后，储层继续埋深压实,在储层已经致密的背景之下,随着成藏酸性流体的进入,储层局部发生溶解而改善。充注完成后,在未被石油经过的孔隙内，后期含铁碳酸盐胶结物发生胶结。之后，致密砂岩油藏处于相对稳定的深埋环境,储层质量变化不大。

图4 华庆地区长8储层演化镜下特征Fig.4 Evolution characteristics of Chang 8 reservoir under microscope, Huaqing Area

图5 华庆地区长8储层成岩序列孔隙演化模式图Fig.5 Diagenesis sequence & porosity evolution of Chang 8 reservoir, Huaqing Area

在研究过程中,利用岩心测试复查了已有的测井解释成果。通过检验,523块样品中有74块解释存在较大误差,已有测井解释成果的回判准确率可达80%以上，因而可以应用于研究区的孔隙度分析。研究现有的测井资料发现，华庆地区长8储层的孔隙度和渗透率具有良好的线性关系,相关系数为0.81,因此，可将古孔隙度作为表征其储层质量的主要参数。

研究区现今与第二期成藏孔隙度的变化主要来自于含铁碳酸盐胶结物损失孔隙度:

φ2nd=φp+φFe，

(1)

φ1st=φ2nd-φd+φc，

(2)

其中,φ2nd为第二期成藏古孔隙度,%;φp为现今孔隙度,%;φFe为含铁碳酸盐胶结物损失的孔隙度，%;φ1st为第一期成藏古孔隙度,%;φ2nd为第二期成藏古孔隙度,%;φd为溶蚀增加的孔隙度,%;φc为第二期成藏至第一期成藏间压实损失孔隙度,%。

由于华庆地区长8储层中的石油主要来自于第二期成藏,因此本研究主要对第二期的储层孔隙度进行恢复。

从研究区的成岩演化可知,第一期成藏与第二次成藏之间,孔隙的变化主要是由于成藏酸性流体溶蚀增加的孔隙度和这一时期地层埋深压实损失的孔隙度。主成藏期后，储层主要经历了晚期铁碳酸盐胶结物的胶结。考虑到成藏储层物性的变化很小[25],因此晚期铁碳酸盐胶结物的胶结是造成第二次成藏时期孔隙度与现今孔隙度差异的主要因素。

1) 溶蚀增加的孔隙度。镜下观察发现,华庆地区长8砂岩中溶蚀作用虽然较为普遍，但并不十分强烈。这是由于鄂尔多斯盆地古地温梯度较低,烃源岩有机质成熟时产生酸性水的时间晚于早白垩世末期,此时延长组已经变得非常致密,影响了酸性水的渗透扩散，因而成藏时期形成的溶蚀孔隙占溶蚀孔隙总量的绝大部分。早白垩世以后,由于燕山运动盆地抬升,导致了晚期溶蚀作用持续时间较短，溶蚀作用较弱,所以在计算时将这部分忽略。因此,结合临区前人的研究成果和本次的观察、测试分析的结果得知,华庆地区长81储层溶蚀增加的孔隙度为2%～7%，均值为5.37%。

2) 第二期成藏至第一期成藏期间压实损失的孔隙度。长81储层孔隙度随着最大埋藏深度的增加而减小。根据付金华等对延长组成藏事件的研究成果[25],在第一期成藏时期,长8储层整体埋深在2 000 m左右,在早白垩世晚期第二期成藏时埋深达到最大,约为2 800 m。利用前人建立的针对长8储层埋深与孔隙度的机械压实方法[28-29]计算可知，这一时期经历机械压实作用之后孔隙度损失约为3.50%。

3) 含铁碳酸盐胶结物损失的孔隙度。华庆地区长8储层中晚期含铁碳酸盐胶结物形成于大规模溶蚀作用发生之后,其一旦析出，很难再溶蚀形成次生孔隙,对原生孔隙、次生孔隙造成极大的破坏。同时，其堵塞喉道而使渗透率急剧下降。通过统计可知,华庆地区长8储层中铁方解石胶结损失孔隙度2.19%～3.26%,均值为2.98%。

通过以上分析计算,可以获得不同时期孔隙度平均值(见表2)。第一期成藏时期的平均古孔隙度为10.12%,经历了溶蚀及持续压实过程,至第二期成藏时期的平均古孔隙度略微升高至11.99%。无论在早成藏期还是第二期的主成藏期,华庆地区长8储层整体上都处于较为致密的状态。

表2 华庆地区长8储层不同时期孔隙度平均值

Tab.2 The average porosity value of different periods of Chang 8 reservoir Huaqing Area

时期孔隙度/%含铁碳酸盐胶结孔隙损失/%溶蚀增加孔隙度/%两期间隔压实损失孔隙度/% 第一期成藏10.12///第二期成藏11.99/5.373.50 现今9.012.98//

2.4 储层质量展布特征

利用单井测井解释成果,以大量的井点为约束，对全区储层的孔隙度进行相控插值,得到小层砂体的孔隙度等值线(见图6)。在研究中发现,华庆地区长81储层的孔渗具有良好的相关性,因此本文以孔隙度作为表征储层质量的主要参数，分析研究区内储层质量的差异分布样式。

研究区长811小层砂体的古孔隙度多为5%～10%，在分流河道砂体及河口坝砂体的边部位置,孔隙度进一步降低,呈环状围绕在分流河道及河口坝砂体边缘(孔隙度多在1%～5%)。分流河道中部存在不连续条带状分布的高孔区域,孔隙度可达15%。在河口坝砂体的中部,高孔区域则呈透镜状分布,孔隙度为10%～15%(见图6a)。

研究区长812小层砂体主成藏期的储层质量整体上与长811小层砂体相似。 但是， 其高孔区规模相对长811小层砂体明显减小,多呈条带状和孤立透镜状分布在研究区东北部和东南部砂体的中部,西部储层质量较差,西北部局部地区储层质量较好(见图6b)。

研究区长813小层砂体在主成藏期，储层质量较好。东北部、西北部和东南部局部可见条带状连续分布的高孔区,局部孔隙度可达16%,这种甜点式砂体在所有小层中发育程度最高(见图6c)。

图6 长81小层古孔隙度等值线图Fig.6 The palaeo-porosity contourline map of Chang 81

综上所述,华庆地区长8油层组主成藏期古孔隙度总体较小,储层质量受沉积相展布控制明显。高孔部位基本沿分流河道和河口坝砂体中部展布,分流河道砂体的两侧和坝缘储层孔隙度较小。

3 致密砂岩油分布样式

根据本区产能的下限，将砂体划分为有效储层和非有效储层(干层),利用243口井试油数据中的日产油/日产液值,将储层试油分为油层、含水油层、含油水层以及水层4类。

研究表明,在各个小层中,长811小层整体含油性最好。油层、含水油层及含油水层在华庆地区广泛发育,水层相对较少。分流河道砂体及河口坝砂体的中部，油层含油性好,向边部逐渐过渡为含水油层。区内南北含油差异不明显(见图7a)。

研究区长812整体含油性略低于长811,含油面积减小且多以油层的形式发育,含水油层的发育程度大大降低,水层的发育程度开始升高。从区域上讲，石油在全区都有分布,差异分布不明显。但是，在分流河道砂体及河口坝砂体内部,石油差异分布明显。大部分油层都呈条带状或呈朵状发育在分流河道砂体或河口坝砂体的中部储层较好的位置,向边部过渡为水层(见图7b)。

研究区长813的含油性进一步变差。西南位置的砂体多以油层及含油水层产出,西北位置的砂体则多以水层形式产出。从区域上讲，含油性呈现西南高东北低的态势。在分流河道砂体及河口坝砂体内部,油层依稀能看出条带或朵状形态,但连续性变差(见图7c)。

4 储层质量对致密砂岩油差异分布的影响

研究中发现,油层往往出现在储层质量比较好的位置,因此需对储层质量与石油差异分布的关系做进一步分析。由于研究区密闭取心获得的含油饱和度测试资料较少,无法建立小层级次的含油性与储层质量关系。因此，本研究通过统计油层、含水油层对应的孔隙分布区间来分析储层质量对含油性的影响。

图7 长81小层油水分布平面图Fig.7 Oil and water distribution planar of Chang 81

为了排除烃源岩因素的影响,在生烃强度相似的华池西南地区选取了72口井进行对比研究。选用单井解释成果分别对这些井长8段所有砂体的孔隙度求取平均值,作为该砂体的孔隙度值。参照孔隙度6%的干层储层质量下限，分区间对以上样本点按小层进行归类；之后分小层统计不同孔隙度区间内油层及含水油层出现的频率(见图8)。

统计结果显示，研究区长811小层内74.6%的油层主要发育在孔隙度大于12%的砂体中，22.3%的油层发育在孔隙度为9%～12%的砂体中，仅有3.1%的油层发育在孔隙度不到5%的砂体中。含水油层孔隙度分布符合油层的分布规律，但储层质量分布的范围相对要广。研究区长811小层中油层及含水油层的发育程度与砂体储层质量具有良好相关关系，储层质量越好，石油的富集程度就越高。

研究区长812小层和长813小层孔隙度与油层、含水油层分布也都明显地呈现了上述趋势,但是略有差异:随着源储距离的增大,油层及含水油层对应的砂体孔隙度分布范围减小,开始集中于孔隙度大于12%的砂体中。

由于剔除了烃源岩及源储距离因素的影响,此时影响致密砂岩油差异聚集的主要因素是储层质量差异。石油会优先充注储层质量较好的储层,储层质量条件差的储层不利于石油的富集。

随着源储距离的增大,油层及含水油层更多地开始集中于储层质量好的砂体中。石油可充注到一些储层质量相对较差(孔隙度6%～9%)的砂体内,形成油层或含水油层。而随着向下充注地不断进行,石油运移能力降低,对砂体储层质量条件的要求更为苛刻。此时，只有储层质量较好的砂体才有可能富集石油,表现为源储距离越大,砂体的含油性对储层质量越敏感。

图8 长81油层、含水油层分布柱状图Fig.8 Oil layers and water-cut oil layers in Chang 81

5 结 论

1)源储距离在垂向上控制着致密砂岩储层内含油砂体的分布。自上而下，各小层随着源储距离的增大，砂体含油性降低,随着源储距离的增大,油层及含水油层对应的砂体孔隙度分布范围减小。华庆地区长8油层组中的长811小层由于邻近烃源岩,石油可以在其内部相对快速地充注、因而富集程度较高。

2)在同一源储距离下,油层组内各小层在主成藏时期的储层质量受到沉积相控制,同一小层不同相带内部储层质量分布样式存在较大差异,由于毛细管力较大，不存在连续稳定油柱,因此砂体内部也无法在浮力的作用下自发分异,造成砂层内部短距离内油水组合也较为复杂。

3)研究区内，石油优先充注物性较好的储层,物性条件差的储层不利于石油的富集，且充注主要发生在物性较好的分流河道砂体及河口坝砂体的中心部位。在差异充注的过程中,物性较差的分流河道砂体及河口坝砂体侧缘，在充注强度足够大的情况下也可以捕捉少量石油,但是富集程度明显比分流河道及河口坝中心部位差,形成油水同层或含水油层；而更差的砂体石油则难以进入,形成水层或者干层。