河控三角洲河口壩地下儲層構型精細解剖方法

溫立峰 ，吳勝和 ，王延忠，岳大力 ，李艷平

(1. 中國石油大學 地球科學學院，北京，102249；2. 中國石油大學 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京，102249；3. 中國石化勝利油田有限公司，山東 東營，257000；4. 新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院地球物理研究所，新疆 烏魯木齊，830013)

對于河控三角洲，前緣河口壩是最重要的儲集砂體之一，不同的單一河口壩側向拼接使得地下儲層常常以“壩群”形式出現。在單一河口壩內部，發(fā)育多個增生體，以上原因導致河口壩儲層結構極其復雜。其研究成果多集中在野外露頭和現代沉積，人們對地下儲層構型研究則剛剛起步[1-3]。在此，本文作者以勝坨油田勝二區(qū)沙二段8砂組河控三角洲沉積儲層為例，探討地下河口壩識別及內部構型解剖方法，并建立研究區(qū)三維儲層構型模型。

1 油藏地質概況

勝坨油田位于濟陽坳陷東營凹陷北部的陳南-勝北區(qū)帶內，是一個受近EW走向的陳南鏟式正斷層派生的分支斷層—勝北斷層控制所形成的逆牽引背斜構造油田。勝二區(qū)是勝坨油田一個主要開發(fā)區(qū)，為一內部斷層少、構造簡單、具有一定邊水能量的單斜構造油藏，是一個規(guī)模較大的整裝大油田。北、東分別以二級斷層7號、9號為界(圖1)。勝坨油田主力含油層系沙河街組二段由 15個砂層組組成，油藏埋深1.83~2.50 km，厚度670 m左右。沙二段為一套完整的河流—三角洲沉積，其中8砂組為三角洲前緣沉積。

勝坨油田從1965年6月開始生產，1990年9月進入特高含水采油階段，綜合含水達90%以上，剩余油呈整體分散、局部集中的分布特征。為了研究河口壩內部構型對剩余油的控制作用，為老油田提供剩余油挖潛依據，迫切需要開展河口壩內部構型精細解剖研究[4]。

圖1 勝坨油田構造位置圖Fig.1 Structural location map of Shengtuo Oilfield

2 單一河口壩識別標志及定量規(guī)模

勝二區(qū)8砂組分為3個小層(81，82和83)，共17個韻律層，每個韻律層垂向上為單一河口壩沉積體。

2.1 單一河口壩的識別標志

通過對研究區(qū)沉積微相平面展布特征研究發(fā)現，連片狀的河口壩砂實則為多個單一河口壩側向拼接的“壩群”。在“壩群”中識別出單一河口壩是構型分析的需要，通過研究河口壩組合關系，確定了以下3種單一河口壩疊置邊界識別標志(圖2)。

(1) 區(qū)域性曲線形態(tài)及地層厚度差異。測井曲線的形態(tài)變化反映了水動力條件的差異。因此，在相同沉積微相條件下，當一個區(qū)域內井的測井曲線形態(tài)與鄰井區(qū)域井測井曲線相比差異較大，可作為判斷不同河口壩沉積的標志。

地層厚度反映了沉積的古地理條件，因為三角洲具有填平補齊的沉積特征，地層厚度較薄反映當時的古地形較高，與地層較厚的河口壩沉積不同期，可作為判斷不同河口壩沉積的標志。

(2) 壩緣微相的出現。從河口壩沉積模式上看，壩緣發(fā)育在河口壩的邊部，所以，當壩緣微相出現時，也意味著單一河口壩分界的出現。

(3) 夾層個數的差異。夾層的發(fā)育情況在一定程度上反映了三角洲沉積時的水流能量和碎屑物質供給情況。因此，夾層的變化，尤其是夾層個數的變化可能是不同單一河口壩疊加的產物。

2.2 單一河口壩的規(guī)模

前人通過大量露頭研究發(fā)現，單一河口壩長度/厚度、長度/寬度具有較好的相關性[5-6](圖 3)。應用河口壩砂體厚度可大體預測砂體規(guī)模，研究區(qū)內單一河口壩厚度為3.5~12.0 m，長度為1.6~4.5 km，寬度為0.8~2.5 km。

圖2 單一河口壩邊界識別標志Fig.2 Identification marks for single mouth bar

圖3 河控三角洲河口壩長度-厚度及長度-寬度相關圖(據Lowry等[5])Fig.3 Correlation diagram of length-thickness and length-width of mouth bar in fluvial dominated delta

根據以上邊界識別標志，在平面和剖面進行邊界點的識別，最后將識別出來的邊界點投影到復合微相平面圖上，在定量規(guī)模的約束下，遵循相似標志相連接的原則，將相鄰的同種類型識別標志作為同一個邊界連接起來進行合理組合，最終完成研究區(qū)單一河口壩劃分，為下一步河口壩內部構型解剖打下堅實基礎。

3 單一河口壩內部構型解剖

3.1 河口壩內部構型模式

在單一河口壩內部，發(fā)育多期增生體，即河口壩砂體在向湖(海)推進過程中不斷前積而形成的單一河口壩內部多個沉積單元，單元之間界面向湖(海)方向傾向，對應Miall的3級構型界面[7-9]，界面處發(fā)育的泥質或者鈣質夾層對剩余油分布起控制作用。研究區(qū)三角洲為深水沉積(20 m左右)，為吉爾伯特三角洲，前積作用占主導地位，夾層延伸方向與三角洲前積方向一致，傾角略大于單一河口壩的傾斜角(圖4)。

3.2 3級夾層傾角的確定

單一河口壩內部的構型解剖存在的主要問題是在3級界面處夾層如何井間預測。

首先，在取芯井上進行3級界面處夾層識別；然后在三角洲增生體發(fā)育模式的指導下，結合典型井區(qū)動態(tài)資料進行夾層井間預測，最終確定該區(qū)夾層定量模式，定量模式中傾角確定尤為關鍵，是本次研究主要目標。

本文作者選擇2J1402密井網井組的814小層為解剖對象進行單一河口壩內部構型解剖，最小井距 40 m，平均井距60 m左右，動態(tài)資料豐富(圖5)。2J1402井各層段垂向上水洗程度存在較大區(qū)別，分別為未見水、弱見水、見水、水洗以及強水洗等不同級別，其中 814韻律層鈣質夾層以上剩余油飽和度基本為原始含油飽和度(圖6)。這種垂向上的非均質性主要是儲層構型復雜性的表現，該井組的動態(tài)資料為研究儲層構型單元的剖面分布情況提供了依據。

3.2.1 單一河口壩內部夾層特征

單一河口壩內部夾層為3級界面所對應的河口壩內部增生面，為垂向兩期增生體間夾層，研究區(qū)夾層按巖性分為鈣質夾層，泥質夾層，粉砂質泥巖3種。其中鈣質夾層厚度變化大(0.2~2 m)；深淺電阻、微電極均呈高阻尖峰狀，與上下巖石的電阻相差3~6倍，常位于單一河口壩的頂部。泥質夾層低阻 (Rt＜6 Ω·m)微電極常回返至低值；自然伽馬較高(＞80 API)，常位于單一反韻律的底部。粉砂質泥巖與泥質夾層類似，但曲線的峰值幅度、回返程度隨泥質含量的降低而變小。根據以上夾層定量特征，可以較好地識別出單井上單一河口壩內部夾層。

3.2.2 單一河口壩內部夾層傾角的確定

定性地講，3級界面處夾層在橫切古水流方向近水平展布，順古水流方向則向湖方向傾斜，傾角略大于三角洲前積傾角，根據這一定性模式指導夾層的井間擬合(圖7和圖8)。

為了了解井間夾層預測的可靠程度，必須結合動態(tài)資料進行驗證。根據檢驗后的夾層展布結果，可以定量地確定夾層的傾角范圍，為資料較少的區(qū)域提供預測指導。

圖4 單一河口壩內部構型模式Fig.4 Architecture model within single mouth bar

圖5 2J1402密井網井組井位分布圖Fig.5 Well location in dense well pattern area of 2J1402

在 2J1402井組，2J1402和 3J1502為采油井，2-122，2-140，2-14和 2-128為注水井，射孔情況見圖7和圖8。在2J1402井單層，夾層上部油基本未動用，而下部水淹(圖6)。分析認為：2J1402井韻律層的 3級界面之下的鈣質夾層將 2J1402井和2-140井之間的部分砂體隔開，構成滲流遮擋層(圖7)。2-140井的注水部位均在鈣質夾層之下，對2J1402井韻律層鈣質夾層之上沒有影響，而2-122盡管對整個韻律層注水，但受重力作用影響，注入水更多的是沿底部推進，主要對鈣質夾層下面的砂巖起作用；另外，2-218井全段注水，但2J1402上部未見效，說明在層內兩口井之間存在滲流屏障，從而認為2-218頂部的夾層與 2J1402中部的夾層連續(xù)(圖 8)[10-13]。

根據以上思路，在模式和動態(tài)資料的綜合指導驗證下，可得到了井間可信的夾層預測結果(圖9)。

在上述預測結果的基礎上，按照下述公式進行單一河口壩內部夾層傾角的計算：

式中：L為同一夾層上兩井之間的水平距離；h1和h2分別為兩井夾層頂面距最近中期旋回頂面()的距離(圖10)。則井2-128與井2J1402之間夾層向湖方向相對于中期旋回頂面傾角約為2°。

采用同樣的思路，本文作者在研究區(qū)選取多個資料豐富的井區(qū)，得到了各自井區(qū)的傾角計算參數及結果(表1)，從統計結果來看，該區(qū)小層3級界面處夾層傾角范圍為2°~ 4°。

圖6 2-J1402井高含水期垂向剩余油飽和度分布圖Fig.6 Vertical remaining oil distribution in high water cut stage of 2J1402

圖7 河口壩內部隔夾層剖面分布圖(切古水流方向)Fig.7 Distribution of interlayers and intercalation internal mouth in perpendicular paleo-flow profile

圖8 河口壩內部隔夾層剖面分布圖(順古水流方向)Fig.8 Distribution of interlayers and intercalation internal mouth in parallel paleo-flow profile

圖9 2J1402井組814單層3級夾層三維柵狀圖Fig.9 3D fence diagram of three-order intercalations in of 2J1402 well group

圖10 3級夾層傾角計算示意圖Fig.10 Diagram for calculating angle of three-order intercalations

圖11 勝二區(qū)沙二段8砂組三維儲層構型柵狀圖Fig.11 3D fence diagram of reservoir architecture in formation of Shengtuo Oilfield

3.3 三維構型建模

三維構型建模基本思路是：在三維構造建模的基礎上，以已建立的適合本區(qū)的構型模式為指導，應用井資料進行井間三維預測(模擬或插值)，建立三維構型定量描述儲集砂體的大小、幾何形態(tài)及其三維空間分布。

表1 勝坨油田勝二區(qū)8砂組密井網單一河口壩內部夾層傾角計算參數及結果Table1 Parameters and results of calculating angle of three-order intercalations within single mouth bar

構型建模要注意其層次性，就研究區(qū)而言，由于4~5 級與3級構型單元的空間展布特點不同，所以，此次將分2個層次進行三維儲層建模，即復合/單一河口壩模型及河口壩內部增生體模型。4級/5級構型界面的分布范圍廣，界面之上隔夾層易于識別, 井間對比可靠度高。因此，依據沉積學原理和生產動態(tài)資料對4級/5級界面進行井間對比，采用確定性三維建模方法建立三維分布模型。對于3級界面，應用已建立的定量模式，采用“模式擬合，動態(tài)驗證”的研究思路，再現單一河口壩內部夾層空間分布，將其嵌入已建立的模型中(單一河口壩級次)，則得到真正意義上的三角洲前緣河口壩儲層地質模型(圖11)，為剩余油分析、油藏數值模擬及開發(fā)方案調整提供詳實的地質依據[14-15]。

4 結論

(1) 確定研究區(qū)內單一河口壩邊界3種識別標志：區(qū)域性曲線形態(tài)及地層厚度差異；壩緣微相的出現；夾層個數的差異。在此基礎上，結合前人研究的單一河口壩厚-寬/長定量關系，有效地識別了研究區(qū)內“壩群”內單一河口壩。

(2) 以動態(tài)資料豐富的多個密井網區(qū)為基礎，對密井網區(qū)單一河口壩砂體進行解剖，得到真實可靠的3級界面井間展布結果。經統計，研究區(qū)內3級界面切古水流方向近水平展布，相對中期旋回頂面，順古水流方向傾角為2°~4°。

(3) 在“層次分析、模式擬合、多維互動、動態(tài)驗證”思路指導下，建立了研究區(qū)基于3~5級構型界面的地質三維模型，為油田生產實際提供了地質依據。

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