鄂尔多斯盆地镇北油田长3 油层组储层构型及剩余油精细表征

张皓宇，李 茂，康永梅，吴泽民，王 广

（1.西安石油大学石油工程学院，西安 710065；2.陕西省油气井及储层渗流与岩石力学重点实验室·西安石油大学，西安 710065；3.中国石油长庆油田分公司第十一采油厂，甘肃庆阳 745000）

0 引言

三角洲前缘是三角洲沉积亚相之一，水下分流河道是该类储层重要的有利微相。部分学者利用实验、模拟或生产动态等不同方式，揭示了不同环境成因的河道砂体，其构型特征、开发特征和流体渗流规律不尽相同。任双坡等［1］、胡光义等［2］、封从军等［3］和田景春等［4］从储集层构型的角度出发，对砂体叠置关系进行了研究。张玉攀［5］总结了姬黄32区块长811小层单砂体叠置样式，并使用密井网小井距资料建立了该区单砂体宽厚比定量预测模型。张瑞等［6］结合调整井水淹状况对单砂体进行了剖析，以侧向接触类型为切入点，判别井间储层连通性。张建兴等［7］从射孔角度出发，利用数值模拟方法，通过多种对比方案，建立了胜利油区孤东油田七区西曲流河点坝储层地质模型，利用油藏数值模拟方法预测曲流河点坝储层剩余油分布特征。已有研究主要通过储层构型、韵律变化、沉积构造等方面在影响剩余油分布的主要因素上取得了重要认识，这些研究往往只停留在单一的开发或地质因素，而对渗流特征、储层构型等多种因素综合影响下剩余油的分布特征未做出足够的说明。随着对油藏精细描述的不断深入，单河道间叠置方式和接触关系复杂性的加剧使储层内部表现出很强的层间和平面非均质性，而且接触关系所带来的砂体韵律变化也直接影响着砂体连通性，进而控制着剩余油分布。对于储层砂体的研究不能仅局限对构型的解读，而应该结合砂体渗流特征和生产动态特征，多方面综合判断连通性，在此基础上对剩余油的形成做更精细的表征。

以镇北油田镇300 井区长3 油层组为例，参考Maill［8］提出的构型界面分级理论，精细刻画主力油层单砂体的构型和接触关系并分析绘制其展布特征。把单砂体模型作为约束条件，构建可靠的地质和数值模型一体化模拟方案，并从高含水期油田实际生产出发，在传统的储层构型理论基础上引进流动单元，综合考虑砂体接触关系、渗流屏障遮挡等对油藏剩余油分布的影响，以期为油田后期开发调整提供新的思路。

1 区域地质概况

镇北油田位于甘肃省陇东地区，构造上处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部［图1（a）］。通过近几年的勘探实践均证明了镇北油田为主要油气富集区之一，发现长3 等层系储层物性好,试油试采产量高,表现出了很好的增储上产前景。其中长3 油层组沉积速率大于沉降速率，处于湖盆建设的萎缩期［9］。此后全区的三角洲建设再一次开始，沉积作用开始变强［10］，深湖亚相的范围逐渐减少。通过对镇300 井区取心井岩心观察，结合电测曲线、沉积旋回性、沉积构造、粒度特征、岩心物性实验等资料对单井相进行综合分析，目的层长3 油层组为三角洲前缘沉积［11］，微相组合为水下天然堤、决口扇、水下分流间湾和水下分流河道。长3 油层组是受岩性变化影响侧向封堵形成的构造—岩性油藏，无明显油水界面。依据延长组标志层特征和沉积旋回特征，将长3 油层组自上而下细分为长311、长312和长313共3 个小层［图1（b）］。

图1 鄂尔多斯盆地镇北油田构造位置（a）及岩性地层综合柱状图（b）Fig.1 Tectonic location（a）and stratigraphic column（b）of Zhenbei oilfield in Ordos Basin

2 水下分流河道单砂体刻画

水下分流河道是三角洲形成中重要的组成部分，上游方向的河流体系对这些较低弯度的水下继承部分的河道沉积有一定的控制作用［12］。水下分流河道是镇300 井区长3 油层组主要储集相带，北东向南西方向砂体连续成片发育，随河道走势呈条带状分布，北西向南东方向砂体多成透镜状或舌状发育，呈孤岛状分布。长3 油层组发育10 条水下分流河道，河道宽度为300～700 m，砂厚为4～10 m，河道彼此间的叠置接触关系如图2 所示。其中长小层平均砂厚为7.3 m；长小层平均砂厚为6.7 m；长312小层砂体不发育。长311小层为主力层，发育由北东向南西的水下分流河道，河道宽度为0.7～1.6 km，单层厚度一般为2～6 m，摆动幅度较小，小层顶部粉砂岩常见波状层理或平行层理［13］。由于河道水流能量的强弱变化，水下分流河道微相电测曲线高幅特征明显，有箱形、钟形和漏斗状等3 种表现形式。

图2 镇北油田长3 油层组水下分流河道展布图Fig.2 Distribution of underwater distributary channel of Chang 3 reservoir in Zhenbei oilfield

2.1 单砂体垂向界面特征及叠置样式

不同时期沉积的单砂体由于沉积期次和水动力环境的差异，在空间上垂向叠置，互相切割，不同的位置关系和冲刷程度形成不同的叠置样式［14］。通过取心井岩电标定，并应用高分辨率层序地层学［15］，剖析顺物源方向和垂直物源方向的纵横多井对比剖面，总结出研究区长3 油层组水下分流河道单砂体4 种类型的垂向叠置样式，每种叠置样式都有各自典型的测井曲线响应标志（图3）。

2.1.1 完整型单期河道垂向孤立式

如图3（a）所示，此类砂体为单期水下分流河道砂体沉积形成，岩心物性实验显示砂层中部孔隙度、渗透率最好，砂体顶底部物性较差，表现出复合反韵律的特征［16］。砂体中部自然电位曲线振幅最大，电阻率也呈高幅箱形，顶底部回返明显，接近泥岩基线。砂体上下被泥质隔层分开，隔层厚度1～2 m，垂向无连通。垂向孤立式单砂体在研究区大量分布，出现频率达60%以上［图5（a）］。

图3 镇北油田长3 油层组垂向界面特征及叠置样式测井曲线识别Fig.3 Logging curves of vertical interface characteristics and superimposed patterns of Chang 3 reservoir in Zhenbei oilfield

2.1.2 完整型多期河道垂向分离叠置式

后期水下分流河道逐渐发育，对前期河道的泥质沉积物不断的侵蚀，但还达不到下切至前期沉积砂体的程度［17］，此时2 期砂体之间仍留有泥质夹层。如图3（b）所示，此类单砂体测井曲线表现出的自然伽马和电阻率测井曲线有明显的回返特征，常用于完整式多期河道垂向分离叠置样式的边界识别标志。多期分离叠置的单砂体在研究区广泛分布，主要分布在河道侧翼，呈点状分布，占比达到23%以上［图5（a）］。

2.1.3 完整型多期河道垂向叠加式

在湖平面沉降的不同阶段，由于沉积速率与沉积物补给速率的不同，致使水下分流河道单砂体的空间位置关系有较大的变化。湖平面沉积速率较快发生在下降的早、中期和上升的中、晚期，此时后期形成的单砂体对前期砂体的侵蚀作用加剧，2 期砂体之间的泥质部分被完全冲刷干净，最终后期单砂体置于早期单砂体的顶部。叠加后的砂体自然电位和电阻率曲线整体表现为1 个阶梯状的箱形或钟形［图3（c）］。根据取心井岩心物性实验可知，此时叠置砂体顶底部渗透率较低，中部渗透率最高，呈尖峰状分布，具有明显的复合正反韵律的沉积特征。此类砂体叠置方式分布较少［图5（a）］。

2.1.4 削截型多期河道切叠式

如图3（d）所示，后期形成的单砂体对前期单砂体有明显的侵蚀作用。随着后期水动力的不断增强，前期河道中心的部分沉积砂体被冲刷、破坏，仅保留河道两翼部分单砂体。此时自然电位曲线阶梯式回返，但小于峰值幅度的一半。说明前期沉积的砂体被完全或局部冲刷，保留厚度较薄。岩心物性实验数据说明，此时复合砂的渗透率接近均质，是一种对注水开发比较有利的叠置关系。此类砂体叠置方式分布较为分散，零星分布于研究区西南部［图5（a）］。

2.2 单砂体侧向接触关系及识别标志

侧向接触是不同单砂体在平面上的位置关系，砂体之间不同的叠切形态和接触方式促成了储集层较强的平面非均质性。通过绘制多条单砂体剖面图明确研究区长3 油层组水下分流河道单砂体的平面接触样式主要分为间湾接触、堤岸接触、侧切式接触、替代式接触和对接式接触等5种类型（图4）。

（1）间湾接触。间湾接触是指相邻的2个单砂体被水下分流间湾隔开，不直接接触［18］［图4（a）］。平面上岩性的突变导致2 个单砂体之间充填着泥质沉积，彼此不连通，各自拥有独立的渗流体系和不同的渗透率。连井剖面中砂体间的水下分流间湾电测曲线呈现低幅平直状态，物性较差，不能作为油气渗流的通道。分流间湾两端的河道砂体自然电位曲线表现为1 个孤立的箱形或钟形，砂体内部渗透性较好。

（2）堤岸接触。堤岸接触是指2个相邻单砂体之间由水下天然堤对接［18］［图4（b）］。水下天然堤形态和位置走向受分流河道摆动的控制，一般同河道流向走势相同，在河道两侧发育。粒度分选上较主河道细，多为粉砂岩与泥质粉砂岩互层，因此2个单砂体之间连通性较弱或不连通。在水下天然堤处自然电位曲线为指状的曲线形态，而在砂体处自然电位曲线显示为1 个单独的箱形。

（3）侧切式接触。伴随着水下分流河道的多次迁移和改道，容易造成砂体侧向切叠接触［图4（c）］，2 个单砂体之间接触部分较多，从地质沉积的角度判断，具有较好的连通性，可作为油气渗流的通道。从测井相可以看出，在砂体切叠处，自然电位曲线呈现单独的箱形，电阻率曲线有明显的指状特征，但是不同的单砂体，呈现的箱形自然电位的厚度有所不同。

（4）替代式接触。受古地貌的影响，高程差异导致2 个单砂体之间有大量的接触，甚至出现单砂体之间互相替代的现象［图4（d）］。在2 期砂体重叠处，自然电位和电阻率曲线折返明显，反映出较强的水动力环境，整体上显示为2 个箱形或钟形；未切叠处2 期砂体，自然电位和电阻率曲线上各自显示为单独的箱形。同侧切式接触一样，这类接触关系具有较好的连通性，在研究区主要以条带状分布［图5（b）］。

图4 镇北油田长3 油层组侧向接触样式及测井曲线识别Fig.4 Lateral contact pattern and logging identification of Chang 3 reservoir in Zhenbei oilfield

图5 镇北油田长311小层单砂体垂向叠置及侧向接触平面图Fig.5 Vertical superposition and lateral contact of single sand body of Chang 311sublayer in Zhenbei oilfield

（5）对接式接触。绘制研究区多条单砂体连通剖面图后发现，对接式的单砂体接触关系对油水井动态生产有不同的影响，不能笼统的解释为弱连通或不连通［图4（e）］。这类平面上并行流过的单砂体之间没有明显的切叠关系，同期或多期单砂体之间的连通性不能通过测井曲线形态或地质沉积环境单一的判断，需要结合流动单元和油水井生产动态综合判断。

2.3 单砂体定量预测公式

根据单砂体划分结果，统计镇300 井区不同沉积微相下的砂体长度、宽度和厚度等的范围，长3油层组水下分流河道微相宽厚比为58～106；水下天然堤微相单砂体宽厚比为40～135。

研究统计了优势微相的砂体厚度、宽度数据（图6），通过回归计算得到宽厚比公式：

图6 镇北油田长3 油层组宽厚比统计数据分布图Fig.6 Statistical data distribution of width to thickness ratio of Chang 3 reservoir in Zhenbei oilfield

长3 油层组：水下分流河道W=298.80 e0.0786h；水下天然堤W=122.25 e0.1780h。

2.4 流动单元单砂体连通性评价

虽然单砂体自提出后被广泛应用，但其内涵仍未有统一的定义［19］。从渗流体角度出发，单砂体是能够保存流体并提供渗流通道的独立渗流单元。从沉积角度来看，不同的单砂体之间存在沉积期次和空间位置关系的相互影响。具体来讲，储层构型反映的是地质沉积期次和盆地演化过程，是各个级次构型单元在空间上的分布方向、大小规模及相互叠置关系［20］；流动单元［21］则是基于储层物性、岩性特征、压实作用等的非均质单元，反映的是渗流特征。本文所述单砂体既考虑了地质沉积和砂体内在的渗流特性，又在储层构型单元的基础上赋予流动单元的特性。这种复合概念的单砂体连通性评价，可以更好地支撑储层剩余油分布规律的研究，并作为挖潜方案制定的有效手段。

2.4.1 单砂体流动单元划分

参考前期学者的研究并结合本区资料现状，选取孔隙度、渗透率、含油饱和度、泥质含量、流动层带指数FZI［22］等5个最具代表性的参数进行单砂体流动单元划分［23］。划分结果表明：镇300 井区长3油层组Ⅰ类流动单元单砂体322 个，Ⅱ类流动单元单砂体235 个，Ⅲ类流动单元单砂体117 个（图7）。

图7 镇北油田长311小层流动单元平面图Fig.7 Flow unit division of Chang 311sublayer in Zhenbei oilfield

利用SPSS 软件对分类结果聚类分析，判别符合率均大于95%，符合聚类分析的精度要求。

2.4.2 单砂体连通性评价

根据单砂体接触关系和流动单元划分结果进行连通关系分类，连通关系包括连通、弱连通和不连通。单砂体连通比例为56.6%，弱连通为34.5%，不连通为8.9%，不连通的井主要分布在间湾接触样式区域，弱连通的井主要分布在堤岸接触样式区域（图8）。通过注采响应判识，切叠式连通好，注采响应积极，驱替均匀。通过单砂体流动单元验证，部分对接式单砂体虽然在沉积成因上属于同一时期，自然电位和电阻率曲线相似，砂体厚度及高程值一致，但表现出有注无采的现象。

图8 镇北油田长311小层单砂体连通性平面图Fig.8 Single sand body connectivity of Chang 311 sublayer in Zhenbei oilfield

3 剩余油控制因素及分布特征

低渗透油田进入开发中后期，多数已经步入高含水期［25］。注水开发实践表明，储层构型控制着剩余油分布。笔者在构型研究基础上引进流动单元综合判断砂体连通性。在此基础上绘制构型平面展布图（参考图5）和流动单元平面展布图（图7），作为油藏数值模拟的约束条件，通过数值模型与生产数据的综合分析，明确了复合概念的单砂体对剩余油分布的控制作用（图9）。

图9 镇北油田长311 小层相控剩余油分布特征Fig.9 Distribution characteristics of remaining oil of Chang 311sublayer in Zhenbei oilfield

3.1 垂向渗流遮挡控油模式

3.1.1 单砂体之间渗流屏障控制的剩余油

镇北油田长3 油层组目前以300 m×300 m 正方形反九点井网注水开发。在储层精细研究的基础上细分单砂体后，水驱控制程度降低，由细分前的94.0%降低至77.4%。一般情况下，油田在发展初期，井网部署往往通过井震资料［26］，从油组再到小层，不断进行井网注采关系的优化，但细化到单砂体后，之前认为全区分布稳定的砂层组都有由薄厚不一，形态各异的单砂体叠置、侧切而成。这就导致研究区部分孤立式透镜状单砂体只能单向受效，往往是靠近水井的一侧油层很快被注入水波及甚至水淹，而其他方向未见明显驱替，造成油井单侧剩余油富集［图10（a）］。

分离式垂向叠置的2 期单砂体间往往发育较厚的泥质沉积，彼此之间不连通，各自拥有独立的储层物性和渗流体系。泥质沉积电阻率曲线呈尖峰状高阻，物性解释其渗透率极低，可形成很好的渗流遮挡。同时，岩心实验表明不同期的单砂体物性相差比较大，表现出强烈的纵向非均质性。数值模拟显示在合注合采的开发方式下，注入水优先进入物性较好的高渗透率区域，低渗区波及小，形成剩余油富集［图10（b）］。

图10 镇北油田长311小层剩余油分布模式及数值模拟Fig.10 Remaining oil distribution model and numerical simulation of Chang 311sublayer in Zhenbei oilfield

3.1.2 构型单元间韵律差别形成的剩余油

对于不同构型单元，2 期复合砂体不同位置物性特征差异明显，其剩余油富集模式也存在差异。根据取心井岩心分析实验以及测井曲线形态识别，2 期水下分流河道单体叠加后内部多以复合正反韵律为主。这是由于研究区单期水下分流河道砂体多以反韵律沉积序列为主，自下而上渗透率、孔隙度依次变好，高渗区位于砂层顶部。2 期砂体叠加，但未见明显的冲刷作用时，复合砂体高渗区处于顶部和底部。数值模拟结果表明，此时注入水在重力作用下沿着砂体下部通道运动，加大注水量后，注入水沿着中下—中部高渗区突进，复合砂体顶部和底部都有注入水流入，驱替相对均衡，水淹厚度较大，剩余油分布相对较少。后期砂体对前期沉积有明显冲刷而形成互相切叠时，砂体内部物性重新分配，此时复合砂体高渗区集中在中部，形成优势渗流通道，呈现复合反正沉积韵律。在重力作用下，注入水也会波及复合砂体的下部，但对于顶部物性较差的区域，水驱效果不明显，此时剩余油集中分布于复合砂体顶部（图11）。

图11 镇北油田镇343 井复合砂体吸水量与剩余油关系Fig.11 Water absorption and remaining oil of the composite sand body of well Zhen 343 in Zhenbei oilfield

3.2 侧向接触分割控油模式

3.2.1 侧向接触界面造成连通性变差

间湾接触的单砂体由于物性和岩性突变的关系，对注入水的流动有很强的阻挡作用，导致河道边部注采连通性最差，剩余油主要集中在河道侧翼［图10（c）］。砂体连通性较好的侧切式和替代式接触，水驱效率高，此类砂体不富集剩余油。对接式接触样式的单砂体渗流体系最为复杂。部分单砂体在同期沉积环境中表现出较强的物性差异，单从测井曲线或沉积剖面图中很难界定其连通性。针对这部分单砂体有必要划分流动单元，在地质沉积的基础上再建立渗流特性，综合判断砂体的连通情况。比如镇304 油井与镇353 注水井，注采井距120 m，长311小层砂体曲线特征一致，无明显高程差异，但生产动态曲线反映注采不对应，水驱程度均较低。虽然砂体呈对接式接触，但渗流特征不同，分属2 类流动单元，2 砂体之间仍定义为弱连通［参照图4（e）］。由于前期单一的判别方式导致砂体连通关系的误判，造成部分采油井未受到有效驱替，从而形成剩余油［图10（d）］。

3.2.2 井网不完善区剩余油连片滞留

堤岸接触类型［参照图4（b）］为弱连通，水驱采收率受注入水规模和井网完善程度的影响很大。现阶段镇300 井区部分区域采油井集中分布，而注水井相对较少，注采对应关系不明确，水驱波及系数较低，据采油井生产数据显示，注水受效井较少，整体采收率偏低。数值模拟结果显示，这部分采油井未受水驱波及，剩余油富集（图12），因此下一步挖潜措施主要以优化注水井部署，完善注采井网，提高水驱效率为主。

4 结论

（1）不同的储层构型影响着层间和平面非均质性，从而导致剩余油分布特征不同，因此储层构型的精细刻画对本研究十分重要。借助Maill 提出的构型分级系统，通过取心井的单井剖面图以及多条顺物源和垂直物源的砂体连通图明确了镇北油田长3 油层组水下分流河道单砂体垂向叠置样式主要有4 种类型，平面接触样式主要有5 种类型。作为地质建模和数值模拟的约束条件，绘制全区的构型平面展布可增加预测模型的准确性。

（2）基于地质沉积和剩余油分布特征，结合高含水期油藏注水开发的特点，以储层构型为主，流动单元为辅的单砂体概念贯穿了整个研究过程。利用取心井物性实验资料，对复合型单砂体进一步刻画，绘制平面展布图，能更准确的描述砂体的连通性。生产实际数据证明，在储层构型基础上开展流动单元研究能有效预测剩余油分布。

（3）综合地质、实验、动态、数值模拟等多种方法，开展剩余油精细表征。研究表明部分孤立式单砂体由于单一方向驱替导致剩余油富集，须采取压裂等措施提高水驱波及系数。分离式的单砂体由于渗透率不均，注入水优先进入物性较好的区域，相对的低渗区水驱波及小，形成剩余油。这部分油井可采取定向射孔的方式加大低渗部位的改造，从而提高剩余油采收率。部分切叠式复合砂体表现出复合反正韵律的特征，较强的非均质性造成水驱程度不均，形成剩余油。由于此类复合砂体厚度一般较大，可适当加大压裂改造规模，通过增加人工裂缝尺寸达到增产的效果。对接式接触最为复杂，可通过划分储层构型和流动单元综合判断其连通性，利用数值模拟的手段预测剩余油分布。