三角洲前緣河口壩單砂體劃分及剩余油分布

李俊飛，葉小明，尚寶兵，黨勝國，于 斌

(1.中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459；2.中海油研究總院，北京 102200)

0 引 言

三角洲前緣沉積是陸相河流—三角洲沉積體系重要的構成單元[1]，河口壩和水下分流河道是其重要的儲集砂體，砂體之間連片分布，其非均質程度是制約油田精細開發的關鍵。經過多年的注水開發，渤海灣盆地S油田已進入高含水開發階段，剩余油分布復雜，常規的基于小層的復合砂體研究已難以滿足油田生產需要，為改善油田開發效果，亟需開展單砂體精細解剖研究。目前，前人關于三角洲單砂體研究主要集中在分流河道單砂體的儲層非均質性和定量規模上[2-9]，而對河口壩單砂體的研究以沉積特征[10-12]為主，關于河口壩的定量規模和剩余油分布研究較少。因此，以渤海灣盆地S油田東營組二段下亞段為例，探討河口壩單砂體的識別標志及定量規模，并分析其對剩余油分布的控制作用，以期為S油田綜合調整提供科學的地質依據。

1 研究區概況

S油田位于渤海灣盆地遼東灣凹陷、遼西低凸起中段，是古潛山背景上發育起來的北東走向的斷裂背斜。目的層為三角洲前緣亞相沉積，發育水下分流河道、水下分流間灣、河口壩、遠砂壩；隨著湖平面升降和水下分流河道頻繁擺動，形成大面積連片、呈朵狀分布的復合河口壩砂體。研究區Ⅰ砂層組和Ⅱ砂層組儲層以中砂巖、細砂巖為主，顆粒分選較好，磨圓以次棱角狀—次圓狀為主。儲層孔隙度為28%～35%，滲透率為10.0～10 000.0 mD，屬于高孔、高滲儲層。

S油田于1993年開始投產，經過近30 a的注水開發，已進入高含水階段，綜合含水為79.4%，儲層水淹規律復雜，剩余油高度分散。為滿足油田開發生產需求，需對河口壩單砂體平面接觸樣式和規模進行定量表征，并研究其對剩余油分布的控制作用。

2 河口壩單砂體劃分

2.1 河口壩單砂體平面接觸樣式及識別標志

湖平面升降使得可容納空間與沉積物供給量發生變化，加之水下分流河道改道，使得河口壩單砂體的平面接觸關系發生較大變化。在研究區精細地層對比的基礎上，對順物源和垂直物源方向連井剖面的單砂體接觸關系進行統計，認為研究區單砂體存在4種平面接觸關系：河壩接觸、壩主體接觸、壩緣接觸和壩間泥接觸。

2.1.1 河壩接觸

河壩接觸是水下分流河道攜帶的沉積物逐漸發散、卸載，形成規模逐漸增大的河口壩，水下分流河道和河口壩在平面上呈河壩接觸。由于水下分流河道的沖刷作用強，使得2個單砂體之間連通較好，可以形成良好的油氣運移通道。這種接觸類型的砂體主要分布在三角洲前緣河口壩近端和中端，由水下分流河道向湖盆方向不斷推進，形成河壩接觸(圖1a)。

2.1.2 壩主體接觸

壩主體接觸是后期形成的壩主體與前期形成的壩主體相拼接。由于壩主體物性較好，且兩者之間接觸部分較多，連通性較好。研究區這種接觸類型的砂體相對較多，由于水下分流河道的分叉或改道，使得同一時期形成的不同河口壩單砂體主體部位會相互拼接。這種類型砂體可通過砂體的曲線形態差異、砂體頂面高程差異或砂體“厚—薄—厚”變化特征進行識別(圖1b)。

2.1.3 壩緣接觸

壩緣接觸是指2個壩主體之間彼此不接觸，單砂體之間接觸。由于壩緣主要為粉細砂巖或細砂巖，因此，2個單砂體之間為不連通或弱連通。這種接觸類型的砂體主要分布在三角洲前緣復合河口壩的中端和遠端，越靠近湖盆中心，不同河口壩砂體側向拼接之后，易形成壩緣接觸(圖1c)。

2.1.4 壩間泥接觸

壩間泥接觸是指2個河口壩單砂體之間不接觸，單砂體之間為壩間泥巖沉積。因此，2個單砂體之間不連通，相互之間不會發生油氣運移。這種接觸類型的砂體主要分布在三角洲前緣河口壩的遠端，隨著水下分流河道的分叉和改道，使得不同河口壩砂體遠端之間相互獨立，為壩間泥巖接觸(圖1d)。

2.2 河口壩單砂體規模

由于單砂體定量刻畫的井間預測性強，砂體的幾何形態成為定量表征的關鍵，而砂體的幾何形態與其形成機理、沉積模式密不可分。由于河流和湖水的能量強弱不同，可形成鳥足狀三角洲、鳥嘴狀三角洲和朵狀三角洲等不同的沉積模式，而不同沉積模式的幾何形態均不相同。因此，最終定量刻畫得到的單砂體規模也不同。針對渤海灣盆地遼東灣地區東營組二段沉積模式[13]，結合相似沉積背景三角洲相現代沉積考察，認為研究區東營組二段下亞段為朵狀三角洲沉積，河口壩砂體多為朵狀或寬帶狀。朵狀或寬帶狀砂體的長寬比等于或小于3∶1[14]，應在此模式指導下開展河口壩單砂體的定量刻畫。

Lowery等通過對河控三角洲露頭河口壩砂體的測量，認為河口壩厚度、長度和寬度的相關數據呈雙對數線性關系[15-20]：

L=2.44h0.34

(1)

L=2.14w0.96

(2)

式中：L為河口壩的長度，km；h為河口壩的厚度，km；w為河口壩的寬度，km。

圖1S油田東營組二段下亞段單砂體平面接觸樣式

研究區單一河口壩砂體厚度為2.0～10.0 m，由式(1)可知，單一河口壩砂體長度為3.1～5.3 km，寬度為1.5～2.6 km。在此定量規模約束下，結合砂體接觸樣式，對研究區東營組二段下亞段河口壩砂體進行定量刻畫，在復合河口壩較發育的1～7小層，劃分出84個河口壩單砂體。統計結果表明：三角洲前緣河口壩單砂體厚度為3.0～8.0 m的占83.3%，河口壩單砂體寬度為0.8～2.4 km的占90.5%，且隨著湖平面的升高，河口壩單砂體的厚度和寬度隨之減小。

研究區4.2小層發育大規模連片的河口壩砂體，平面上可分為6個單砂體，其中，第3、4、5個單砂體相互之間壩主體側向拼接明顯。單砂體沉積受北西西和北西向2個物源的控制，其中，第1、2、3個單砂體受北西西向物源的影響，主要由西向東呈寬帶狀展布；第4、5、6個單砂體受北西向物源的影響，主要呈北西—南東向寬帶狀展布(圖2)。統計結果表明，4.2小層單砂體最厚為10.0 m，最薄為2.7 m；單砂體最寬為2.3 km，最窄為0.7 km。

圖2 S油田東營組二段下亞段4.2小層單砂體平面分布

3 河口壩單砂體平面接觸樣式對剩余油分布的控制

研究區東營組二段下亞段單砂體平面接觸樣式包括河壩接觸、壩主體接觸、壩緣接觸、壩間泥接觸4種類型，由于河口壩單砂體受頂部高滲向上運動和重力向下運動雙重影響，使得單砂體水淹樣式可分為頂部水淹和底部水淹。因此，在單砂體平面接觸樣式和垂向水淹樣式的雙重影響下，剩余油分布規律復雜。

河壩接觸和壩主體接觸的砂體之間連通性較好，水驅效果較好，剩余油不富集(圖3)。壩緣接觸的砂體由于壩主體到壩緣相變部位存在物性界面，對注入水的流動形成一定阻礙，導致相帶邊部注采連通較差，因此，在單砂體的側翼易形成剩余油(圖3)；若河口壩單砂體屬頂部水淹型，則河口壩單砂體側翼剩余油富集近似于正三角形，若河口壩單砂體屬底部水淹型，則河口壩單砂體剩余油呈弧形富集于單砂體側翼上部。壩間泥接觸的砂體因砂體之間存在物性突變面，從而導致2個砂體之間不連通，易在單砂體的側翼形成剩余油富集區(圖3)。

當注水井和采油井處在同一個壩主體和水下分流河道時，由于兩者之間的儲層連通關系較好，后期在壩主體上的調整井表現為頂部強水淹(圖4a)，表明河壩接觸的砂體之間剩余油少。當注水井和采油井在相鄰壩主體時，由于兩者之間的儲層連通關系較好，后期在壩主體上的調整井表現為全部強水淹(圖4b)，表明壩主體接觸的砂體之間水驅效果好，剩余油不富集。當注水井和采油井分別在壩主體和壩緣或壩間微相上，由于兩者之間的儲層連通性差，后期在壩主體側翼上的調整井表現為未水淹(圖4c)，表明壩緣接觸的砂體剩余油富集在其側翼。當注水井和采油井分別在壩主體和壩間微相上，兩者之間的儲層不連通，后期在壩緣上的調整井表現為未水淹(圖4d)，表明壩間泥接觸的砂體在其側翼剩余油富集。在低品質薄層壩緣部位設計了1口水平井，鉆井證實砂體厚度為4.0 m左右，測井解釋為未水淹層，投產后日產油量為52 m3/d，

圖3 單砂體對剩余油分布的控制機理

圖4 單砂體平面接觸樣式影響的剩余油分布

含水率為24%，地層壓力平穩。調整井實施效果較好，有力證實了河口壩單砂體平面接觸樣式對剩余油分布控制的合理性。

4 結 論

(1) 通過研究區密井網單砂體解剖，總結了河口壩單砂體4種平面接觸樣式：河壩接觸、壩主體接觸、壩緣接觸、壩間泥接觸。

(2) 在河控三角洲沉積模式指導下，以露頭測量得到的定量規模為約束，在東營組二段下亞段1～7小層劃分出84個河口壩單砂體。單砂體厚度為3.0～8.0 m，寬度為0.8～2.4 km。

(3) 河壩接觸和壩主體接觸的砂體連通性好，剩余油不富集；壩緣接觸和壩間泥接觸的砂體連通性差或者不連通，在單砂體側翼易形成剩余油區。