扇三角洲厚儲層構型解剖及在高含水期剩余油挖潛中的應用*
——以珠江口盆地文昌B油田為例

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057）

扇三角洲儲層作為一類重要的油氣儲層，其可動剩余油儲量占我國碎屑巖儲層可動剩余油儲量的17.4%[1]。由于該類儲層靠近物源區，且水下分流河道頻繁遷移和擺動，往往造成厚儲層內部多期河道相互切割疊置，導致內部結構強非均質性，進入開發后期，儲層內部構型單元之間發育的構型界面以及不同構型單元之間物性差異都對地下流體運動有顯著的阻隔和控制作用，是導致剩余油形成和富集的重要也是主要地質原因。而傳統的以砂組或小層為基礎的研究已無法滿足研究精度要求，需要更精細的層次劃分。在此背景下，通過開展儲層構型研究來厘清儲層內部結構及其非均質性則成為行之有效的手段。近些年，國內外很多學者對不同類型的沉積儲層構型開展了較為深入的研究：吳勝和、岳大力等[2-4]提出了層次約束、模式擬合、多維互動的構型模式研究思路；林煜[5]總結了扇三角洲前緣復合砂體的平面分布組合樣式，以及統計分析了不同類型單砂體的寬度和厚度分布概率；李云海等[6]研究表明構型界面分析是識別三角洲前緣河口壩儲層非均質性的有效方法；范廷恩[7]等根據復合砂體的成因及結構特征，總結了其內部結構的井震響應特征。李巖、陳善斌等[8-9]對扇三角洲前緣構型單元及其控油模式做了深入研究。

陸地油田整體開發井網較密，而海上油田開發受平臺、井槽數目的影響，往往研究到復合砂體級別，而對單砂體及其內部的剩余油研究較少。文中以珠江口盆地B油田珠海組二段一油組（簡稱“ZH2Ⅰ油組”）扇三角洲前緣為研究對象研究儲層構型，海上油田含油氣儲集層精細表征的關鍵在于如何做好“井、震”結合，把海上油田開發尺度與地震可分辨尺度有機結合在一起，分析不同層次構型界面及構型單元，以及扇三角洲相儲層構型與剩余油分布的關系，為扇三角洲相儲層剩余油分布挖潛、增加水驅可采儲量、提高油藏采收率提供參考。

1 油藏概況

文昌B油田位于南海北部大陸架珠江口盆地西部珠三坳陷的文昌B凹陷中部東側（圖1），珠三南大斷裂帶西側，油田所處海域水深約125 m。油田共包括3個區塊，其中ZH2Ⅰ油組是C區塊中的主力油組。ZH2Ⅰ油組屬于扇三角洲前緣沉積，扇三角洲前緣亞相，空間上多期水下分流河道遷移疊置，儲層垂厚超百米，油藏類型屬于受斷層遮擋的邊水油藏，目前已進入高含水開發階段，邊水沿優勢相帶順層驅替，厚儲層內部出現明顯的不均勻水淹。

圖1 珠江口盆地西部構造區劃圖及研究區位置（據文獻[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 儲層構型精細表征

2.1 巖相認知及構型單元識別

取心泥巖為灰色，反映淺水的沉積環境。巖性以砂礫巖、含礫粗砂巖、中細砂巖、泥質粉砂巖等為主，成分分類以巖屑砂巖和巖屑石英砂巖為主，成分成熟度中等偏低，表明為近源沉積。發育遞變層理、塊狀層理、槽狀交錯層理、沖刷面等構造，整體以正粒序為主。粒度概率曲線呈兩段或三段式，其中跳躍、懸浮總體占75%以上，水動力較強。OP、RS段為主，其次為QR、PQ段，顯示為近源牽引流沉積。砂體形態平面呈朵狀，剖面上砂體呈現頂凸底平的特點，均符合扇三角洲前緣砂體沉積特征。

依據巖心觀察、巖石薄片鑒定、巖石粒度分析等方法對研究區取心井資料的分析表明，ZH2Ⅰ油組主要發育扇三角洲前緣水下分流河道主體、水下分流河道側緣、河口壩、席狀砂以及支流間灣等5種構型單元（圖2）。

1）水下分流河道主體。水下分流河道主體巖性較粗，為細礫巖、含礫粗砂巖、中砂巖，具有槽狀交錯層理、塊狀層理，發育下粗上細的正韻律，底部多發育沖刷面。砂體寬度約150～450 m，厚度1.5～6 m。測井曲線形態為小型中幅鋸齒狀鐘形，底部突變特征明顯，頂部則表現為漸變特征。

圖2 研究區ZH2Ⅰ油組3-2-2單層構型平面分布Fig.2 Planar distribution of 3-2-2 single layer configuration of ZH2Ⅰoil group in the study area

2）水下分流河道側緣。水下分流河道側緣位于河道主體兩側，屬于沉積厚度較小的分流河道砂體，其沉積特征與河道主體類似，單一河道砂體的沉積厚度一般小于2 m。

3）河口壩。河口壩是由中砂巖、細砂巖構成，自下而上呈明顯的反韻律，發育塊狀層理、波狀交錯層理，分選較好，含泥質紋層。

4）前緣席狀砂。呈席狀或帶狀廣泛分布于河口處，分選好。由于取心井靠近物源，未鉆遇遠端席狀砂，主要依據錄井及測井資料識別，巖性主要以粉砂巖、泥質粉砂巖為主，單層厚度常小于1 m。在測井曲線上，席狀砂表現為低幅、細指狀、齒化、無明顯的韻律特征。

5）水下分流河道間。靜水沉積產物，巖性較細，常為粉砂質泥巖、泥質粉砂巖，在測井曲線上，水下分流河道間常表現為低幅的曲線突變或低幅鋸齒狀形態。

2.2 構型界面分級系統及識別特征

Miall A D認為地層是由連續沉積單元和沉積間隔的界面組成，連續的沉積單元即構型單元，沉積間斷界面即構型界面。參照Miall A D提出的河流相儲集層構型界面分級[11-13]，并參考前人關于扇三角洲構型分類方案研究成果[14-16]，綜合考慮研究區實際情況，結合巖心、測井、高分辨率三維地震、生產動態等資料，采用井震結合、模式約束、多維互動的方法[2-3，17-18]，將目的層構型界面按正序由大到小從七級劃分到三級構型界面（表1、圖3）。

1）七級構型單元為扇三角洲前緣復合朵葉體之間的界面，頂底發育由中期基準面或轉換界面控制形成的厚層泥巖，地震剖面上為連續強反射特征。

2）六級界面為扇三角洲前緣朵葉體頂界面，為一個中期旋回內部幾個復合水下分流河道的頂界面，其間被泥質夾層隔開，該界面在地震上可識別，地震反射為中—強振幅、中—好連續波峰反射，與砂組的界面相對應。

3）五級界面為多個水下分流河道垂向疊加與側向疊合形成的水下分流河道復合體的頂界面，限定的構型單元為水下分流河道疊置體，其間為泥巖所圍限，與小層組的界面相對應，在地震剖面上較難識別，主要依據測井曲線的旋回變化劃分。

4）四級界面為單一水下分流河道砂體的頂界面，在單井上表現為泥巖夾層或者較大程度的曲線回返面，在巖心上對應厚度較薄的砂泥過渡段，物性差，且延伸短。

表1 研究區扇三角洲前緣層次結構劃分及研究方法Table1 Classification and research methods of fan delta frontier hierarchy in the study area

圖3 研究區ZH2Ⅰ油組構型模式Fig.3 Configuration area of the ZH2Ⅰoil group in the study area

5）三級界面指的是單一內部河道內頂部靜水沉積形成泥質夾層或底部滯留沉積形成砂礫混雜物性差的夾層[19]，由于受到河道遷移擺動相互切割，發育往往局限，表現為低滲條帶，對流體起局部遮擋及延緩流動作用。

2.3 六級朵葉體級次構型表征

ZH2Ⅰ油組儲層是發育在斷陷盆地斷層下降盤陡坡帶一側扇三角洲前緣沉積，縱向上多期水下分流河道疊置導致儲層厚度大，而井點均位于靠近斷層構造高部位，遠離物源區無井控制，為彌補井點資料不足的缺陷，依據三維高分辨率地震資料刻畫朵葉體發育期次。從地震反射特征看，三期朵葉體期次界面地震響應特征較為明顯。從垂直于物源方向的地震剖面來看，三期朵葉砂體形態均呈頂平底凸，自下而上，砂體延伸范圍變小，表明隨著水體的加深，扇三角洲發育規模縮小（圖4）。

進一步通過井震結合，在ZH2Ⅰ油組確定出了三期復合朵葉體，對應劃分為3個砂層組，早期砂體廣泛發育，規模大，后期隨著水體加深，砂體逐漸萎縮，頂部一期朵葉體規模較小。三期復合朵葉體均在B3-B7井區附近砂體最為發育，砂體厚度較大，而向南北兩翼，砂體厚度減薄（圖5）。

2.4 五級復合砂體構型表征

在朵葉體內部進一步進行復合砂體的劃分，該級別對應的是開發單元中小層級別的劃分，針對目的層沉積特征，采用了“標志層控制、旋回對比、模式指導”的方式完成地層細分工作。

通過2口鉆井巖心的觀察與描述、測井響應特征等研究，在ZH2Ⅰ油組1小層中上部有一段高放射性砂巖段，由于含鈾、釷等放射性元素，伽馬值異常高值（171～272 API），厚度2.1～4.9 m，分布穩定，可作為小層對比標志層。在標志層控制之下，利用各小層的沉積旋回特點進行對比。在橫向上可存在巖層對巖層、界面對界面和界面對巖層的多種對比關系。從過典型井的連井剖面開始逐級對比，達到全區的三維閉合。最終將ZH2Ⅰ油組劃分為7個超短期正旋回，對應劃分為7個小層，為單砂體刻畫奠定基礎（圖6）。

圖4 研究區ZH2Ⅰ油組六級構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）

圖5 研究區ZH2Ⅰ油組砂層組劃分對比圖（垂直物源方向）Fig.5 ZH2Ⅰoil group sand layer group division comparison in the study area（vertical source direction）

圖6 研究區ZH2Ⅰ油組小層劃分對比圖（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 四級單砂體構型表征

復合砂體內部進一步細分單砂體，以單井構型為基礎，選取多條骨干剖面，根據巖性變化、測井曲線形態、砂體厚度以及水淹情況等資料，采用垂向分期、側向劃界[20-22]的原則進行單砂體的細分，識別出井點砂體期次和相鄰井點處的砂體結構關系。

2.5.1 單砂體邊界的識別

1）不同期次構型單元垂向疊置。垂向上，不同期次分流河道砂體往往發育底部沖刷面、頂部泥質隔夾層及物性突變面等[23]。具體識別標志主要體現在：一是每期河道沉積結束時由于水動力強度變弱往往沉積漫流細粒物質，由于巖性細泥質含量高，表現為夾層特點；其二是由于水下分流河道的不斷遷移擺動，造成后期砂體對前一期砂體切割后形成的物性差的砂巖過渡段，根據以上2種標志可將垂向上不同單砂體進行有效區分。

2）同期不同構型單元側向拼接。在同一地質時期，可能存在多個分流河道，同時分流河道也可能遷移改道，導致不同構型單元側向上疊置拼接，主要的拼接關系有：河道主體-河道主體、河道主體-河道側緣、河道-河口壩、河道-溢岸砂、河道-席狀砂等類型。①河道主體-河道主體，2個河道主體的巖性和物性相似，自然伽馬曲線都表現為箱型或鐘形特征。因此，以此種方式拼接的單一河道之間的界限較難識別，識別標志主要有2種：其一，在同一沉積微相條件下，當一口井的測井曲線形態和鄰井差異較大，可作為判斷不同水下分流河道沉積的標志；其二，同一條分流河道或河口壩，從沉積主體向邊緣砂體厚度逐漸減薄，因此在剖面上同一地層單元內砂體具有薄-厚-薄特征，若井間存在厚度差異，則其間可能存在單一分流河道邊界。②河口壩-分流河道，河口壩為反韻律，水下分流河道為正韻律，由于這種韻律差異性，若鄰井間測井曲線呈現明顯的韻律差異，考慮為2個不同的單砂體沉積，其間可劃分單砂體界面位置。③水下分流河道-席狀砂或溢岸砂，區分這2種構型單元的砂體邊界主要依據巖性的變化，由于席狀砂多為砂泥薄互層，而河道則以砂為主，鄰井之間若存在這種巖性差異面則為砂體發育的終止界面，可以作為橫向識別界面的標志。

2.5.2 單砂體構型解剖

構型解剖成果表明ZH2Ⅰ油組沉積時期由于水下分流河道的不斷遷移擺動，導致縱向上多期河道相互切割疊置，平面上連片分布的特征。在單一分流河道砂體劃分的基礎上，通過統計7個復合砂體內部各單砂體沉積時期分流河道砂體規模（表2），單砂體寬度40～420 m，厚度1.1～8.5 m，寬厚比主要在40～80。回歸砂體厚度與寬度的定量關系，具體公式為，y=3.033lnx-11.762，為井網調整及剩余油挖潛的措施部署提供指導。

表2 研究區ZH2Ⅰ油組7個小層單一水下分流河道參數Table2 Single subaqueous distributary channel parameters of 7 layers of ZH2Ⅰoil group in the study area

2.6 三級單砂體內部夾層構型表征

三級單砂體內部夾層指的是水下分流河道內部夾層[24-25]，分兩種：一種是河道底部的滯留沉積，巖性主要為砂礫巖，顆粒分選差，一般表現為物性夾層特征：自然伽馬40～80 API，中子15%～35%，密度2.3～2.5 g/cm3，聲波70～90μs/ft，電阻率大于4Ω·m，孔隙度小于14%，滲透率小于1.7 mD；另一種是河道發育晚期頂部的靜水環境下沉積的細粒物質，包括水下堤岸、漫溢等沉積，巖性細，主要為泥質粉砂巖、粉砂質泥巖等，類似于河流相二元結構頂部沉積，一般表現為泥質夾層特征：自然伽馬110～150 API，中子25%～40%，密度2.1～2.3 g/cm3，聲波90～120μs/ft，電阻率大于1～3Ω·m，孔隙度小于14%，滲透率小于1.7 mD。

3 儲層構型對剩余油分布的控制

儲層構型對剩余油的控制主要體現在構型界面即滲流屏障對流體流動的阻隔作用，以及不同構型單元拼接組合造成水驅差異導致的井間剩余油富集，分別形成“不滲透構型界面控油模式”（全遮擋型夾層、半遮擋型夾層控制）、“差異滲流構型單元控油模式”（不同構型單元儲層質量差異控制）。

3.1 不滲透構型界面控油模式

不同構型單元之間界面對油水運移的遮擋作用受到諸多因素的影響，如構型單元的滲流性能以及相互之間的接觸關系、構型界面的延伸范圍、生產井射孔段等等，其中最主要的為夾層延伸范圍及射孔層段。通過構型剖析結果表明，ZH2Ⅰ油組發育了2套穩定的夾層，分別對應五級構型界面和四級構型界面。五級構型界面厚度大于1.5 m，四級構型界面厚度大于1 m，在研究區分布均比較穩定，而三級構型界面一般較薄，大多小于1 m，橫向延伸范圍較小，一般不會超過一個井距，界面的產狀平行砂體的頂底界面，且以水平狀為主。

依據夾層發育的類型，將夾層分為2種：全遮擋型夾層和半遮擋型夾層（圖7），全遮擋型夾層主要指的是穩定分布的五級或四級界面，半遮擋型夾層主要指局部發育的三級界面。對于全遮擋型夾層發育區，射孔段直接影響水驅方向及剩余油分布，若在夾層上部射孔，因界面遮擋，邊水無法波及遮擋面之下；若射開夾層下部，則上部因受到界面屏蔽而剩余油全區富集。而無夾層遮擋發育區，驅替較干凈，剩余油存在可能性較小，而半遮擋型夾層發育區，則是在夾層發育的局部下部存在一定的剩余油，剩余油分布零散。

3.2 差異滲流構型單元控油模式

圖7 研究區ZH2Ⅰ油組1-1-2—1-2-1小層構型界面樣式Fig.7 Configuration interface style of 1-1-2—1-2-1 small layers of ZH2Ⅰoil group in the study area

由于扇三角洲各構型單元沉積環境及沉積成因不同，使得砂體間和砂體內部物性存在差異，看似連片分布的厚層砂體實際上是由水下分流河道主體、水下分流河道側緣、河口壩、席狀砂等不同的構型單元拼接組合而成。邊水在驅替過程中受到儲層物性差異影響，選擇物性好的儲集層段推進，容易形成水驅優勢通道，而物性差的儲層水驅程度弱，剩余油相對富集。統計發現河道主體、河口壩、河道側緣、溢岸砂方向，儲層物性依次減小（表3）。

表3 研究區ZH2Ⅰ油組構型單元儲層質量差異統計表Table3 Statistical table of reservoir quality differences of ZH2Ⅰoil group configuration units

3.2.1 水下分流河道主體與側緣

雖然水下分流河道主體與側緣緊鄰發育，但是當其位于同一水驅系統時，由于河道主體為高滲單元，注入水容易波及，使得其動用程度較高，而河道側緣因物性較河道主體差，受河道主體的干擾，注入水優先沿著河道主體高滲帶突進，導致河道側緣內注入水很難波及，從而使河道側緣內剩余油富集，例如B1井整個射孔段只有中部位置水淹程度弱（圖8）。

3.2.2 水下分流河道與席狀砂

河道側緣隔夾層厚度和數量會明顯增加，相變為天然堤、席狀砂等，油水滲流受到阻礙[14]，因此也易形成剩余油富集。例如B5井射孔段處飽和度測井顯示未水淹，而對應B6、B1井相同層段顯示為中、強水淹，差異原因在于B5井儲層為席狀砂沉積，巖性細，泥質含量重，儲層物性差，邊水難以波及所致，而另外兩口井分別處于河道側緣和河道主體的位置，水淹程度強（圖9）。

圖8 研究區ZH2Ⅰ油組2-1-2單層構型樣式剖面圖Fig.8 Configuration style profile of 2-1-2 single layer of ZH2Ⅰoil group in the study area

圖9 研究區ZH2Ⅰ油組1-1-2單層構型樣式剖面圖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

此類型又可進一步分為平面同期不同支河道與縱向不同期河道2種情況。其中，兩期河道砂體垂向切疊是指后期河道砂體下部侵蝕切割前一期砂體，造成后期河道砂體與前期砂體直接接觸，兩期砂體之間沒有明顯的夾層。但不同期次的河道砂體垂向上的接觸部位存在物性差異，且不同期次砂體因沉積環境、成分、粒度等的不同造成物性存在差異，油水的運移優先在物性好的河道內，而物性相對較差的河道則剩余油富集。對于同期不同支的河道，由于沉積位置、水動力強度等的不同，造成平面不同河道物性有差異，油水運移優先在物性好的河道內推進，物性差的河道水淹程度相對弱一些，例如B7、B8井為同一期實施的2口調整井，鉆后證實在相同層段，水淹程度差異較大，主要原因2口井處于不同的河道，邊水驅替程度不同，導致水淹狀況不同（圖10）。

圖10 研究區ZH2Ⅰ油組2-1-1單層構型樣式剖面圖Fig.10 Configuration style profile of 2-1-1 single layer of ZH2Ⅰoil group in the study area

4 應用效果

應用以上構型研究成果指導了B3S1/B2 H2井井位部署及實施以及射孔方案優化，效果顯著。

1）指導B3S1井井位部署及實施。

構型成果研究表明，南塊儲層中部單砂體之間有一套穩定的四級界面厚度大于1 m，生產井射孔段位于夾層上部，夾層下部由于被遮擋，構造高部位剩余油富集，因此部署一口定向井B3S1井，該井實施后，初期日產油276 m3，不含水（圖11），預計當年貢獻產量2×104m3，累產油5.8×104m3，可提高南斷塊局部采收率14個百分點。

圖11 研究區B3S1井鉆前鉆后累產油-含水對比圖Fig.11 Cumulative oil production vs.water cut before and after drilling Well B3S1 in the study area

2）指導B5/B6井下返補孔挖潛方案研究。

依據構型成果，ZH2Ⅰ油組發育了2套穩定的夾層，分別對應5級界面和4級界面，B5/B6井射孔段位于夾層的上部，受夾層遮擋，下部剩余油富集，據此進行下返補孔措施進行挖潛，實施后效果顯著，累增油15.05×104m3，提高采收率1.5個百分點。

5 結論及認識

1）文昌B油田ZH2Ⅰ油組扇三角洲前緣儲層構型解剖認為發育水下分流河道主體、分下分流河道側緣、河口壩、席狀砂以及支流間灣等5種構型單元，以水下分流河道為主。構型界面按正序由大到小從六級劃分到三級構型界面，六級界面為扇三角洲前緣復合朵葉體頂界面，五級界面為多個水下分流河道復合體的頂界面，四級界面為單一水下分流河道砂體的頂界面，三級界面指的是單一內部河道內部夾層。

2）儲層構型對剩余油的控制分兩種模式：“不滲透構型界面控油模式”、“差異滲流構型單元控油模式”。對剩余油分布具有明顯控制作用的構型界面有2套，分別對應五級界面和四級界面，結合射孔段可以判斷夾層上部還是下部剩余油富集。儲層質量差的構型單元例如河道側緣、席狀砂及部分分支河道水驅波及程度弱，剩余油較富集。