扇三角洲厚储层构型解剖及在高含水期剩余油挖潜中的应用*——以珠江口盆地文昌B油田为例

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司 广东湛江 524057）

扇三角洲储层作为一类重要的油气储层，其可动剩余油储量占我国碎屑岩储层可动剩余油储量的17.4%[1]。由于该类储层靠近物源区，且水下分流河道频繁迁移和摆动，往往造成厚储层内部多期河道相互切割叠置，导致内部结构强非均质性，进入开发后期，储层内部构型单元之间发育的构型界面以及不同构型单元之间物性差异都对地下流体运动有显著的阻隔和控制作用，是导致剩余油形成和富集的重要也是主要地质原因。而传统的以砂组或小层为基础的研究已无法满足研究精度要求，需要更精细的层次划分。在此背景下，通过开展储层构型研究来厘清储层内部结构及其非均质性则成为行之有效的手段。近些年，国内外很多学者对不同类型的沉积储层构型开展了较为深入的研究：吴胜和、岳大力等[2-4]提出了层次约束、模式拟合、多维互动的构型模式研究思路；林煜[5]总结了扇三角洲前缘复合砂体的平面分布组合样式，以及统计分析了不同类型单砂体的宽度和厚度分布概率；李云海等[6]研究表明构型界面分析是识别三角洲前缘河口坝储层非均质性的有效方法；范廷恩[7]等根据复合砂体的成因及结构特征，总结了其内部结构的井震响应特征。李岩、陈善斌等[8-9]对扇三角洲前缘构型单元及其控油模式做了深入研究。

陆地油田整体开发井网较密，而海上油田开发受平台、井槽数目的影响，往往研究到复合砂体级别，而对单砂体及其内部的剩余油研究较少。文中以珠江口盆地B油田珠海组二段一油组（简称“ZH2Ⅰ油组”）扇三角洲前缘为研究对象研究储层构型，海上油田含油气储集层精细表征的关键在于如何做好“井、震”结合，把海上油田开发尺度与地震可分辨尺度有机结合在一起，分析不同层次构型界面及构型单元，以及扇三角洲相储层构型与剩余油分布的关系，为扇三角洲相储层剩余油分布挖潜、增加水驱可采储量、提高油藏采收率提供参考。

1 油藏概况

文昌B油田位于南海北部大陆架珠江口盆地西部珠三坳陷的文昌B凹陷中部东侧（图1），珠三南大断裂带西侧，油田所处海域水深约125 m。油田共包括3个区块，其中ZH2Ⅰ油组是C区块中的主力油组。ZH2Ⅰ油组属于扇三角洲前缘沉积，扇三角洲前缘亚相，空间上多期水下分流河道迁移叠置，储层垂厚超百米，油藏类型属于受断层遮挡的边水油藏，目前已进入高含水开发阶段，边水沿优势相带顺层驱替，厚储层内部出现明显的不均匀水淹。

图1 珠江口盆地西部构造区划图及研究区位置（据文献[10]）Fig.1 Local western structural map of the Pearl River Estuary and the location of the study area（according to the reference[10]）

2 储层构型精细表征

2.1 岩相认知及构型单元识别

取心泥岩为灰色，反映浅水的沉积环境。岩性以砂砾岩、含砾粗砂岩、中细砂岩、泥质粉砂岩等为主，成分分类以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主，成分成熟度中等偏低，表明为近源沉积。发育递变层理、块状层理、槽状交错层理、冲刷面等构造，整体以正粒序为主。粒度概率曲线呈两段或三段式，其中跳跃、悬浮总体占75%以上，水动力较强。OP、RS段为主，其次为QR、PQ段，显示为近源牵引流沉积。砂体形态平面呈朵状，剖面上砂体呈现顶凸底平的特点，均符合扇三角洲前缘砂体沉积特征。

依据岩心观察、岩石薄片鉴定、岩石粒度分析等方法对研究区取心井资料的分析表明，ZH2Ⅰ油组主要发育扇三角洲前缘水下分流河道主体、水下分流河道侧缘、河口坝、席状砂以及支流间湾等5种构型单元（图2）。

1）水下分流河道主体。水下分流河道主体岩性较粗，为细砾岩、含砾粗砂岩、中砂岩，具有槽状交错层理、块状层理，发育下粗上细的正韵律，底部多发育冲刷面。砂体宽度约150～450 m，厚度1.5～6 m。测井曲线形态为小型中幅锯齿状钟形，底部突变特征明显，顶部则表现为渐变特征。

图2 研究区ZH2Ⅰ油组3-2-2单层构型平面分布Fig.2 Planar distribution of 3-2-2 single layer configuration of ZH2Ⅰoil group in the study area

2）水下分流河道侧缘。水下分流河道侧缘位于河道主体两侧，属于沉积厚度较小的分流河道砂体，其沉积特征与河道主体类似，单一河道砂体的沉积厚度一般小于2 m。

3）河口坝。河口坝是由中砂岩、细砂岩构成，自下而上呈明显的反韵律，发育块状层理、波状交错层理，分选较好，含泥质纹层。

4）前缘席状砂。呈席状或带状广泛分布于河口处，分选好。由于取心井靠近物源，未钻遇远端席状砂，主要依据录井及测井资料识别，岩性主要以粉砂岩、泥质粉砂岩为主，单层厚度常小于1 m。在测井曲线上，席状砂表现为低幅、细指状、齿化、无明显的韵律特征。

5）水下分流河道间。静水沉积产物，岩性较细，常为粉砂质泥岩、泥质粉砂岩，在测井曲线上，水下分流河道间常表现为低幅的曲线突变或低幅锯齿状形态。

2.2 构型界面分级系统及识别特征

Miall A D认为地层是由连续沉积单元和沉积间隔的界面组成，连续的沉积单元即构型单元，沉积间断界面即构型界面。参照Miall A D提出的河流相储集层构型界面分级[11-13]，并参考前人关于扇三角洲构型分类方案研究成果[14-16]，综合考虑研究区实际情况，结合岩心、测井、高分辨率三维地震、生产动态等资料，采用井震结合、模式约束、多维互动的方法[2-3，17-18]，将目的层构型界面按正序由大到小从七级划分到三级构型界面（表1、图3）。

1）七级构型单元为扇三角洲前缘复合朵叶体之间的界面，顶底发育由中期基准面或转换界面控制形成的厚层泥岩，地震剖面上为连续强反射特征。

2）六级界面为扇三角洲前缘朵叶体顶界面，为一个中期旋回内部几个复合水下分流河道的顶界面，其间被泥质夹层隔开，该界面在地震上可识别，地震反射为中—强振幅、中—好连续波峰反射，与砂组的界面相对应。

3）五级界面为多个水下分流河道垂向叠加与侧向叠合形成的水下分流河道复合体的顶界面，限定的构型单元为水下分流河道叠置体，其间为泥岩所围限，与小层组的界面相对应，在地震剖面上较难识别，主要依据测井曲线的旋回变化划分。

4）四级界面为单一水下分流河道砂体的顶界面，在单井上表现为泥岩夹层或者较大程度的曲线回返面，在岩心上对应厚度较薄的砂泥过渡段，物性差，且延伸短。

表1 研究区扇三角洲前缘层次结构划分及研究方法Table1 Classification and research methods of fan delta frontier hierarchy in the study area

图3 研究区ZH2Ⅰ油组构型模式Fig.3 Configuration area of the ZH2Ⅰoil group in the study area

5）三级界面指的是单一内部河道内顶部静水沉积形成泥质夹层或底部滞留沉积形成砂砾混杂物性差的夹层[19]，由于受到河道迁移摆动相互切割，发育往往局限，表现为低渗条带，对流体起局部遮挡及延缓流动作用。

2.3 六级朵叶体级次构型表征

ZH2Ⅰ油组储层是发育在断陷盆地断层下降盘陡坡带一侧扇三角洲前缘沉积，纵向上多期水下分流河道叠置导致储层厚度大，而井点均位于靠近断层构造高部位，远离物源区无井控制，为弥补井点资料不足的缺陷，依据三维高分辨率地震资料刻画朵叶体发育期次。从地震反射特征看，三期朵叶体期次界面地震响应特征较为明显。从垂直于物源方向的地震剖面来看，三期朵叶砂体形态均呈顶平底凸，自下而上，砂体延伸范围变小，表明随着水体的加深，扇三角洲发育规模缩小（图4）。

进一步通过井震结合，在ZH2Ⅰ油组确定出了三期复合朵叶体，对应划分为3个砂层组，早期砂体广泛发育，规模大，后期随着水体加深，砂体逐渐萎缩，顶部一期朵叶体规模较小。三期复合朵叶体均在B3-B7井区附近砂体最为发育，砂体厚度较大，而向南北两翼，砂体厚度减薄（图5）。

2.4 五级复合砂体构型表征

在朵叶体内部进一步进行复合砂体的划分，该级别对应的是开发单元中小层级别的划分，针对目的层沉积特征，采用了“标志层控制、旋回对比、模式指导”的方式完成地层细分工作。

通过2口钻井岩心的观察与描述、测井响应特征等研究，在ZH2Ⅰ油组1小层中上部有一段高放射性砂岩段，由于含铀、钍等放射性元素，伽马值异常高值（171～272 API），厚度2.1～4.9 m，分布稳定，可作为小层对比标志层。在标志层控制之下，利用各小层的沉积旋回特点进行对比。在横向上可存在岩层对岩层、界面对界面和界面对岩层的多种对比关系。从过典型井的连井剖面开始逐级对比，达到全区的三维闭合。最终将ZH2Ⅰ油组划分为7个超短期正旋回，对应划分为7个小层，为单砂体刻画奠定基础（图6）。

图4 研究区ZH2Ⅰ油组六级构型界面地震反射特征（垂直物源方向）Fig.4 Seismic reflection characteristics of the ZH2Ⅰoil group in the study area（vertical source direction）

图5 研究区ZH2Ⅰ油组砂层组划分对比图（垂直物源方向）Fig.5 ZH2Ⅰoil group sand layer group division comparison in the study area（vertical source direction）

图6 研究区ZH2Ⅰ油组小层划分对比图（垂直物源方向）Fig.6 Comparison of small layer division of ZH2Ⅰoil group in the study area（vertical source direction）

2.5 四级单砂体构型表征

复合砂体内部进一步细分单砂体，以单井构型为基础，选取多条骨干剖面，根据岩性变化、测井曲线形态、砂体厚度以及水淹情况等资料，采用垂向分期、侧向划界[20-22]的原则进行单砂体的细分，识别出井点砂体期次和相邻井点处的砂体结构关系。

2.5.1 单砂体边界的识别

1）不同期次构型单元垂向叠置。垂向上，不同期次分流河道砂体往往发育底部冲刷面、顶部泥质隔夹层及物性突变面等[23]。具体识别标志主要体现在：一是每期河道沉积结束时由于水动力强度变弱往往沉积漫流细粒物质，由于岩性细泥质含量高，表现为夹层特点；其二是由于水下分流河道的不断迁移摆动，造成后期砂体对前一期砂体切割后形成的物性差的砂岩过渡段，根据以上2种标志可将垂向上不同单砂体进行有效区分。

2）同期不同构型单元侧向拼接。在同一地质时期，可能存在多个分流河道，同时分流河道也可能迁移改道，导致不同构型单元侧向上叠置拼接，主要的拼接关系有：河道主体-河道主体、河道主体-河道侧缘、河道-河口坝、河道-溢岸砂、河道-席状砂等类型。①河道主体-河道主体，2个河道主体的岩性和物性相似，自然伽马曲线都表现为箱型或钟形特征。因此，以此种方式拼接的单一河道之间的界限较难识别，识别标志主要有2种：其一，在同一沉积微相条件下，当一口井的测井曲线形态和邻井差异较大，可作为判断不同水下分流河道沉积的标志；其二，同一条分流河道或河口坝，从沉积主体向边缘砂体厚度逐渐减薄，因此在剖面上同一地层单元内砂体具有薄-厚-薄特征，若井间存在厚度差异，则其间可能存在单一分流河道边界。②河口坝-分流河道，河口坝为反韵律，水下分流河道为正韵律，由于这种韵律差异性，若邻井间测井曲线呈现明显的韵律差异，考虑为2个不同的单砂体沉积，其间可划分单砂体界面位置。③水下分流河道-席状砂或溢岸砂，区分这2种构型单元的砂体边界主要依据岩性的变化，由于席状砂多为砂泥薄互层，而河道则以砂为主，邻井之间若存在这种岩性差异面则为砂体发育的终止界面，可以作为横向识别界面的标志。

2.5.2 单砂体构型解剖

构型解剖成果表明ZH2Ⅰ油组沉积时期由于水下分流河道的不断迁移摆动，导致纵向上多期河道相互切割叠置，平面上连片分布的特征。在单一分流河道砂体划分的基础上，通过统计7个复合砂体内部各单砂体沉积时期分流河道砂体规模（表2），单砂体宽度40～420 m，厚度1.1～8.5 m，宽厚比主要在40～80。回归砂体厚度与宽度的定量关系，具体公式为，y=3.033lnx-11.762，为井网调整及剩余油挖潜的措施部署提供指导。

表2 研究区ZH2Ⅰ油组7个小层单一水下分流河道参数Table2 Single subaqueous distributary channel parameters of 7 layers of ZH2Ⅰoil group in the study area

2.6 三级单砂体内部夹层构型表征

三级单砂体内部夹层指的是水下分流河道内部夹层[24-25]，分两种：一种是河道底部的滞留沉积，岩性主要为砂砾岩，颗粒分选差，一般表现为物性夹层特征：自然伽马40～80 API，中子15%～35%，密度2.3～2.5 g/cm3，声波70～90μs/ft，电阻率大于4Ω·m，孔隙度小于14%，渗透率小于1.7 mD；另一种是河道发育晚期顶部的静水环境下沉积的细粒物质，包括水下堤岸、漫溢等沉积，岩性细，主要为泥质粉砂岩、粉砂质泥岩等，类似于河流相二元结构顶部沉积，一般表现为泥质夹层特征：自然伽马110～150 API，中子25%～40%，密度2.1～2.3 g/cm3，声波90～120μs/ft，电阻率大于1～3Ω·m，孔隙度小于14%，渗透率小于1.7 mD。

3 储层构型对剩余油分布的控制

储层构型对剩余油的控制主要体现在构型界面即渗流屏障对流体流动的阻隔作用，以及不同构型单元拼接组合造成水驱差异导致的井间剩余油富集，分别形成“不渗透构型界面控油模式”（全遮挡型夹层、半遮挡型夹层控制）、“差异渗流构型单元控油模式”（不同构型单元储层质量差异控制）。

3.1 不渗透构型界面控油模式

不同构型单元之间界面对油水运移的遮挡作用受到诸多因素的影响，如构型单元的渗流性能以及相互之间的接触关系、构型界面的延伸范围、生产井射孔段等等，其中最主要的为夹层延伸范围及射孔层段。通过构型剖析结果表明，ZH2Ⅰ油组发育了2套稳定的夹层，分别对应五级构型界面和四级构型界面。五级构型界面厚度大于1.5 m，四级构型界面厚度大于1 m，在研究区分布均比较稳定，而三级构型界面一般较薄，大多小于1 m，横向延伸范围较小，一般不会超过一个井距，界面的产状平行砂体的顶底界面，且以水平状为主。

依据夹层发育的类型，将夹层分为2种：全遮挡型夹层和半遮挡型夹层（图7），全遮挡型夹层主要指的是稳定分布的五级或四级界面，半遮挡型夹层主要指局部发育的三级界面。对于全遮挡型夹层发育区，射孔段直接影响水驱方向及剩余油分布，若在夹层上部射孔，因界面遮挡，边水无法波及遮挡面之下；若射开夹层下部，则上部因受到界面屏蔽而剩余油全区富集。而无夹层遮挡发育区，驱替较干净，剩余油存在可能性较小，而半遮挡型夹层发育区，则是在夹层发育的局部下部存在一定的剩余油，剩余油分布零散。

3.2 差异渗流构型单元控油模式

图7 研究区ZH2Ⅰ油组1-1-2—1-2-1小层构型界面样式Fig.7 Configuration interface style of 1-1-2—1-2-1 small layers of ZH2Ⅰoil group in the study area

由于扇三角洲各构型单元沉积环境及沉积成因不同，使得砂体间和砂体内部物性存在差异，看似连片分布的厚层砂体实际上是由水下分流河道主体、水下分流河道侧缘、河口坝、席状砂等不同的构型单元拼接组合而成。边水在驱替过程中受到储层物性差异影响，选择物性好的储集层段推进，容易形成水驱优势通道，而物性差的储层水驱程度弱，剩余油相对富集。统计发现河道主体、河口坝、河道侧缘、溢岸砂方向，储层物性依次减小（表3）。

表3 研究区ZH2Ⅰ油组构型单元储层质量差异统计表Table3 Statistical table of reservoir quality differences of ZH2Ⅰoil group configuration units

3.2.1 水下分流河道主体与侧缘

虽然水下分流河道主体与侧缘紧邻发育，但是当其位于同一水驱系统时，由于河道主体为高渗单元，注入水容易波及，使得其动用程度较高，而河道侧缘因物性较河道主体差，受河道主体的干扰，注入水优先沿着河道主体高渗带突进，导致河道侧缘内注入水很难波及，从而使河道侧缘内剩余油富集，例如B1井整个射孔段只有中部位置水淹程度弱（图8）。

3.2.2 水下分流河道与席状砂

河道侧缘隔夹层厚度和数量会明显增加，相变为天然堤、席状砂等，油水渗流受到阻碍[14]，因此也易形成剩余油富集。例如B5井射孔段处饱和度测井显示未水淹，而对应B6、B1井相同层段显示为中、强水淹，差异原因在于B5井储层为席状砂沉积，岩性细，泥质含量重，储层物性差，边水难以波及所致，而另外两口井分别处于河道侧缘和河道主体的位置，水淹程度强（图9）。

图8 研究区ZH2Ⅰ油组2-1-2单层构型样式剖面图Fig.8 Configuration style profile of 2-1-2 single layer of ZH2Ⅰoil group in the study area

图9 研究区ZH2Ⅰ油组1-1-2单层构型样式剖面图Fig.9 Configuration style profile of 1-1-2 single layer of ZH2Ⅰoil group in the study area

3.2.3 不同水下分流河道

此类型又可进一步分为平面同期不同支河道与纵向不同期河道2种情况。其中，两期河道砂体垂向切叠是指后期河道砂体下部侵蚀切割前一期砂体，造成后期河道砂体与前期砂体直接接触，两期砂体之间没有明显的夹层。但不同期次的河道砂体垂向上的接触部位存在物性差异，且不同期次砂体因沉积环境、成分、粒度等的不同造成物性存在差异，油水的运移优先在物性好的河道内，而物性相对较差的河道则剩余油富集。对于同期不同支的河道，由于沉积位置、水动力强度等的不同，造成平面不同河道物性有差异，油水运移优先在物性好的河道内推进，物性差的河道水淹程度相对弱一些，例如B7、B8井为同一期实施的2口调整井，钻后证实在相同层段，水淹程度差异较大，主要原因2口井处于不同的河道，边水驱替程度不同，导致水淹状况不同（图10）。

图10 研究区ZH2Ⅰ油组2-1-1单层构型样式剖面图Fig.10 Configuration style profile of 2-1-1 single layer of ZH2Ⅰoil group in the study area

4 应用效果

应用以上构型研究成果指导了B3S1/B2 H2井井位部署及实施以及射孔方案优化，效果显著。

1）指导B3S1井井位部署及实施。

构型成果研究表明，南块储层中部单砂体之间有一套稳定的四级界面厚度大于1 m，生产井射孔段位于夹层上部，夹层下部由于被遮挡，构造高部位剩余油富集，因此部署一口定向井B3S1井，该井实施后，初期日产油276 m3，不含水（图11），预计当年贡献产量2×104m3，累产油5.8×104m3，可提高南断块局部采收率14个百分点。

图11 研究区B3S1井钻前钻后累产油-含水对比图Fig.11 Cumulative oil production vs.water cut before and after drilling Well B3S1 in the study area

2）指导B5/B6井下返补孔挖潜方案研究。

依据构型成果，ZH2Ⅰ油组发育了2套稳定的夹层，分别对应5级界面和4级界面，B5/B6井射孔段位于夹层的上部，受夹层遮挡，下部剩余油富集，据此进行下返补孔措施进行挖潜，实施后效果显著，累增油15.05×104m3，提高采收率1.5个百分点。

5 结论及认识

1）文昌B油田ZH2Ⅰ油组扇三角洲前缘储层构型解剖认为发育水下分流河道主体、分下分流河道侧缘、河口坝、席状砂以及支流间湾等5种构型单元，以水下分流河道为主。构型界面按正序由大到小从六级划分到三级构型界面，六级界面为扇三角洲前缘复合朵叶体顶界面，五级界面为多个水下分流河道复合体的顶界面，四级界面为单一水下分流河道砂体的顶界面，三级界面指的是单一内部河道内部夹层。

2）储层构型对剩余油的控制分两种模式：“不渗透构型界面控油模式”、“差异渗流构型单元控油模式”。对剩余油分布具有明显控制作用的构型界面有2套，分别对应五级界面和四级界面，结合射孔段可以判断夹层上部还是下部剩余油富集。储层质量差的构型单元例如河道侧缘、席状砂及部分分支河道水驱波及程度弱，剩余油较富集。