近岸水下扇多級次儲層構型特征及剩余油分布
——以Bongor盆地X油田下白堊統油層為例

馮 爍， 劉 倩， 彭子霄， 付 超， 李蘇磊， 劉明慷

( 中國地質大學(北京) 能源學院，北京 100083 )

0 引言

近岸水下扇通常分布于陸相斷陷湖盆陡坡帶，在重力流作用下快速堆積形成砂礫巖扇體，典型特征為高地陸源碎屑物由季節性洪水攜帶直接進入湖泊深水沉積區，扇體緊鄰斷層邊界發育[1-2]。物性較好的砂礫巖儲集體與湖相烴源巖直接匹配，成藏條件良好，近岸水下扇成為近年來油氣勘探開發重要的油氣儲集體之一[1,3-4]。人們對這種事件性沉積作用下特殊沉積體進行研究，王星星等[5]、梁官忠等[6]、陳慶等[7]分析近岸水下扇的沉積特征(巖相、測井響應、地震反射特征)；宋榮彩等[8]、劉家鐸等[9]認為近岸水下扇的形成受構造、物源、氣候和地形等因素共同控制；羅曦等[10]、隋風貴等[4]探討近岸水下扇儲層的油氣成藏模式(沉積相、構造形態)；操應長等[11]分析近岸水下扇儲層的物性特征。近岸水下扇具有沉積區近物源、沉積物粒度粗、扇體疊置多期次、內部結構復雜難識別、非均質性強、巖性橫縱向變化快等特點，在油氣勘探中特別是在油氣開發中后期，面臨剩余油分布規律復雜、挖潛難度大、提高采收率困難等問題。

儲層構型是儲層內部不同級次構成單元的形態、規模、方向及其疊置關系[12]。自MIALL A D提出“構型”概念以來[13]，人們不斷拓展儲層構型應用范圍，在河流、三角洲、扇三角洲、沖積扇和深水沉積構型研究中取得成果[14-20]。盧海嬌等[21]識別辮狀河砂體構型的四類空間疊置模式；馮文杰等[22]建立斷陷湖盆長軸緩坡辮狀河三角洲前緣沉積構型模式；李巖[23]認為扇三角洲前緣構型控制內部的油水運動；吳勝和等[24-25]認為沖積扇構型是影響儲集體非均質性的主要因素；張磊夫等[26]、張文彪等[27]解剖深水濁積巖露頭，建立深海濁積朵葉體沉積構型模式。由于內部界面識別困難、延伸變化復雜，關于近岸水下扇構型的研究相對較少。

以乍得Bongor盆地X油田下白堊統PI2厚油層為研究對象，基于巖心、測錄井、動態監測等資料，采用層次分析、模式解析方法，對近岸水下扇儲層內部構型進行精細解剖，探討儲層構型控制剩余油分布模式，為近岸水下扇復雜砂礫巖儲層開發后期剩余油挖潛提供指導。

1 地質概況

Bongor盆地位于乍得共和國西南部、中非剪切斷裂帶北側，是一個中新生代陸內反轉裂谷盆地[28-30]，沉積巨厚的陸源湖相碎屑巖地層(見圖1(a))。盆地呈東偏南—西偏北走向，中部寬度大，兩端逐漸變窄，長度為280 km，寬度為40～80 km，面積約為1.8×104km2。根據構造特征，將盆地劃分為南部坳陷、南部隆起、中央坳陷、北部斜坡4個構造單元(見圖1(c))。X油田位于盆地北部斜坡帶北部，南部緊鄰斷層(見圖1(b))，開發目的層系為白堊系PI油組，主力產層為PI2厚油層(見圖1(d))，目前面臨開發中后期注水調整。近源近岸水下扇沉積發育，晚白堊世，受到強烈的構造反轉和剝蝕作用共同影響，研究區扇體僅保留部分中扇和外扇亞相，主要發育多期疊置扇中分支水道砂體，水動力變化劇烈，巖性為含礫砂巖、粗砂巖、中砂巖、細砂巖、粉砂巖和泥巖，巖性橫向、側向變化快。PI2厚油層沉積序列反映一個持續水退的沉積過程，物源自西部山區穩定供給，近岸水下扇范圍逐漸擴大，分支水道砂體側向相切，疊置延伸分布，厚度變化大，側向相變快，順物源方向連續性較好，具有快速堆積、高砂地比、多層厚砂體疊加的特征。

圖1 Bongor盆地位置、構造單元、地層綜合柱狀圖和X油田沉積相Fig.1 Position, tectomic unit, comprehensive stratigraphic profile of Bongor Basin and sedimentary facies of X Oilfield

2 近岸水下扇構型單元

2.1 界面識別

界面識別是構型要素分析的基礎。單一構型要素的界面是受各種地質界面控制的不連續隔夾層，多為泥質沉積，是造成地下砂體儲層非均質性和流體滲流特征復雜的主要原因(見圖2(a-b))。識別構型要素及其界面有助于進一步認識沉積體內部流體的運動規律[31]。

(1)泥質沉積面。水動力強度由強逐漸減弱過程中，單一分支水道頂部通常沉積細粒沉積物，厚度取決于低水動力條件持續時間，以及下一期次的單一分支水道對前一期次的水道侵蝕作用的強弱，由于侵蝕作用具有差異性，通常厚度變化大。巖性主要為粉砂巖、泥質粉砂巖、粉砂質泥巖和泥巖。測井曲線響應特征為自然電位趨近泥巖基線，回返幅度明顯。泥質沉積面是劃分三級及以下構型單元的標志，代表短期的沉積水動力條件波動，僅能通過巖心識別。

(2)沖刷/侵蝕面。近岸水下扇分支水道發育時，從上游位置搬運粗粒物質，對河道下伏細粒沉積物進行持續沖刷和侵蝕，在河道底部、河床沖刷面上沉積形成不連續分布的砂礫體透鏡體，表現為具有一定厚度的底部滯留沉積，稱為河道沖刷面，粒度較粗，巖性主要為泥礫巖。在長期沉積物供給缺乏、水退作用下，出現持續下切侵蝕，具有典型的層序邊界特點。測井響應特征為自然伽馬曲線突然向低值偏移，自然電位曲線回返不明顯。沖刷/侵蝕面通常代表四級及以上構型單元的界面標志。

圖2 研究區不同尺度的構型界面劃分方案Fig.2 Architecture interface division schemes in different scales in study area

2.2 級次劃分

近岸水下扇沉積的內部構型[32-33]尚未形成統一的認識。參考MIALL A D河流相構型分級[13]，考慮研究區近岸水下扇砂體發育特點和沉積特征，提出近岸水下扇儲層內部構型的劃分方案，將近岸水下扇儲層構型劃分為7個級次(見圖2和表1)。七級為近岸水下扇復合體，反映多期次近岸水下扇扇體持續疊置，頂底部為大套穩定分布的厚層泥巖，是油組的邊界，與中長期旋回層序界面對應，反映水下扇總體發育特征；六級為多期分支水道復合沉積體，代表單期扇體朵體，頂底部廣泛發育厚度變化大的泥巖段，與短期旋回一致；五級為同期復合分支水道，由多個單砂體疊置組成，反映持續水進或水退的短期旋回，界面為側向延續性好的泥巖段；四級為單一分支水道，對應儲層內部夾層，底部為河道沖刷面；三級為單一分支水道增生體；二級為交錯層系組界面；一級為交錯層系界面。

一級和二級界面只能借助取心井巖心資料識別，且在以重力流成因為主的近岸水下扇體系中發育較少。三級界面限于單砂體內部，在水動力變化復雜的水下扇分支水道中分布不穩定，劃分難度大，測井曲線識別困難。四級和五級界面對應單一分支水道和復合分支水道單砂體和復合砂體，以沖刷面為主要邊界，兩類界面在近岸水下扇油層開發中是主要滲流屏障，對剩余油分布起重要控制作用，影響開發后期剩余油挖潛調整。六級界面為小層頂底界面，屬于短期旋回沉積轉換面。七級界面控制水下扇扇體展布，難以反映儲層內部結構特征。因此，近岸水下扇內部剩余油的分布主要受單一砂體和復合砂體對應的四、五級構型單元及其界面影響，需要明確單一分支水道和復合分支水道結構特征及其界面發育特點。

表1 近岸水下扇構型級次及其特征

3 近岸水下扇構型單元特征

3.1 基礎巖相劃分

根據沉積巖的巖性、粒度、顏色及沉積構造，將沉積巖巖相劃分為不同的能量單元，反映沉積時不同水動力條件強弱及搬運方式差異，巖相是分析碎屑巖沉積物形成過程的第一要素[34]。在河流巖相劃分基礎上[14]，對巖性、粒度、沉積構造等特征進行識別，可識別8種巖相類型，即塊狀層理礫巖相(Gm)、槽裝交錯層理砂巖相(St)、板狀交錯層理砂巖相(Sp)、塊狀砂巖相(Sm)、平行層理砂巖相(Sh)、流水沙紋層理粉砂巖相(Fr)、塊狀層理粉砂巖相(Fm)和塊狀層理泥巖相(Mm)(見圖3)。

3.2 河道砂體及界面識別

單砂體邊界劃分是識別構型單元的基礎，也是四級、五級構型單元研究過程中的關鍵。基于研究區密井網，對單砂體橫向進行精細對比，總結近岸水下扇單砂體邊界識別標志并確定延伸范圍(見圖4)。

水道頂界面高程差異：同一沉積地層單元中，在等時地層界面選取準確的情況下，受沉積時期差異性影響，不同時期形成的分支水道砂體頂界面通常具有一定高程差。另外，由于近岸水下扇發育地形起伏變化大，同一時期不同位置的分支水道也表現高程差(見圖4(a))。

水道砂體厚度差異：同河流、三角洲沉積體中的河道一樣，近岸水下扇的分支河道砂體具有由水道中心向兩側厚度變薄的特征，在同一時間單元，不同的分支水道形成側向上的拼接，剖面上的厚度連續表現為“厚—薄—厚”的變化特征，可識別分支水道砂體的邊界并確定大致延伸范圍。

水道間泥質沉積：同時期不同分支水道之間發育不連續分布的泥質沉積，如果空間上不接觸，則不同時期分支水道間可發育廣泛分布的泥巖段，泥質沉積在縱向上是識別單一分支水道邊界的重要標志。

水道砂體測井曲線響應相似性：不同分支水道形成時的水動力條件存在差異，測井曲線的形態特征反映砂體沉積過程中水動力的變化，如自然伽馬、自然電位的形態和幅度差異反映分支水道的水動力特點(韻律性)。因此，同一分支水道通常具有相似的測井曲線特點，如箱形、鐘形等，內部回返特征代表的夾層發育也保持一致，可識別復合砂體對應的分支水道的界面(見圖4(b))。

3.3 構型單元類型

研究區目的油層主要識別4種四級界面對應的基礎構型單元：分支水道、席狀砂、分支水道間和末端水道(見圖5)。

(1)分支水道。分支水道是研究區近岸水下扇主要的構型單元，剖面上表現頂平底凸的透鏡狀，水道中心砂體厚度最大，向水道兩側邊緣逐漸減薄。完整的沉積序列在垂向上表現為Gm→St→Sp→Sh→Fr→Mm組合。巖性以含礫粗砂巖、中粗砂巖為主，細砂巖和細礫巖次之；垂向上為典型正韻律，發育槽狀交錯層理、板狀交錯層理、平行層理等沉積構造，可見泥巖撕裂屑，反映近物源、快速沉積和水動力較強等特征。測井曲線以高幅度不規則箱形和復合鐘形為特征，具有底突變、頂突變或漸變特征。粒度概率累積曲線為二段式，主要為滾動搬運組分和懸浮搬運組分。單一分支水道是四級構型單元，可見多期水道在垂向上相互疊加，組成的復合分支水道屬于五級構型單元。分支水道在水下扇沉積體中是優勢連通方向，有利于內部油水的整體運動。

圖3 近岸水下扇巖相類型及沉積解釋Fig.3 Lithofacies types and sedimentary interpretation of nearshore subaqueous fan

圖4 分支水道砂體識別Fig.4 Sand body identification of distributary channels

圖5 研究區四級構型單元類型Fig.5 Types of four level architectural units in study area

單一分支水道：單一分支水道是近岸水下扇構型研究中最基礎、最重要的單元，對剩余油挖潛具有指導意義。根據單砂體邊界標志，水道底部常見泥巖，可識別沖刷面，沖刷面之上發育不定向排列的滯留礫石。單一分支水道在研究區主要可見兩種分布形式：一種是孤立式單一分支水道，橫向延伸距離較短，垂向上被連續性較好的泥巖段分隔，呈條帶狀孤立分布，相互間不接觸，連通關系差。另一種是垂向切疊式單期分支水道，長期穩定物源供給形成多條水道組合分布，形成復合水道，具有高砂地比特征。

復合分支水道：研究區主要的儲層單元為五級構型單元，由多個單期分支水道垂向上相交或切割疊置組成，形成多期分支水道的復合砂體，表現為多套正粒序結構的組合。砂體連片分布，河道頂底部是連續性較好的泥巖沉積，內部單一分支河道底部沖刷作用較強烈，細粒較少保留，發育不連續分布夾層。整個復合分支水道構型單元連通性較好。

(2)席狀砂。席狀砂由分支水道中的細粒物質沿河道邊緣沉積形成，受湖水改造影響，橫向延伸距離較遠。巖性主要為細砂巖、粉砂巖和泥質粉砂巖，水動力條件較弱。巖相組合在垂向上表現為Sm→Sh→Fr→Fm→Mm，粒度相對分支水道較細，分選較差，發育平行層理、塊狀層理和流水沙紋層理等沉積構造。測井曲線為中—高幅度漏斗形、高幅指形，具有頂部突變、底部漸變特征。粒度概率累積曲線為三段式，含有細粒懸浮成分。

(3)分支水道間。分支水道間由洪水期大量細粒碎屑物質在水道兩岸緩慢懸浮沉降形成，巖相組合在垂向上表現為Fr→Fm→Mm。巖性主要為多套粉砂巖或薄層細砂巖與泥巖互層，發育流水沙紋層理、塊狀層理等沉積構造，粉砂巖中偶爾可見流水沙紋層理。測井曲線呈中—低幅度指形、鋸齒形，整體幅度變化不大，富含泥質成分。受多期性洪水影響，垂向上多表現為韻律性。粒度概率累積曲線為兩段式，主要包含跳躍和懸浮組分。

(4)末端水道。發育于水下扇扇體最外緣地形變緩位置，水道能量和物源供給逐漸衰弱，水動力條件趨于穩定，具有低密度流特點。巖性為多套泥巖、薄砂巖和細砂巖互層。巖相組合在垂向上表現為St→Sm→Fr→Fm→Mm、向上變細的正旋回沉積，多為快速堆積過程形成的塊狀層理構造，部分砂巖保存小型槽狀交錯層理、塊狀層理和流水沙紋層理。測井曲線為低幅度鋸齒形或平滑形。粒度概率累積曲線為一段式。

4 多級次構型控油模式及剩余油分布

構型單元對油氣分布，特別是剩余油分布具有控制作用[35-36]。單一儲層構型組合導致儲層內部形成滲流屏障和滲流差異，是造成注水驅替剩余油富集的主要原因。構型研究可以表征儲層內部滲透層與非滲透層的物理特性與空間分布，分析剩余油分布，合理調整部署開發井[37]。

4.1 夾層控油模式

泥巖沉積通常是構型單元的界面，在儲層內部作為夾層制約油氣開發。不同級別的夾層限制不同類型的構型單元，夾層的發育直接影響不同構型單元間流體的流動能力。

4.1.1 四級夾層

四級夾層與四級構型單元單一分支水道對應，為復合分支水道中單砂體間的泥巖段或河道底部滯留泥礫巖。通過密井網砂體對比，切物源方向延伸100.0～200.0 m，順物源方向延伸170.0～380.0 m，厚度多在0.3～0.9 m之間(見圖6)。同時期多個單一分支水道垂向上疊置形成復合砂體，內部不穩定分布泥質沉積夾層；單一分支水道間部分砂體呈切疊相交，相互流通，部分被夾層分隔，成為滲流屏障。垂向上四級夾層對流體的阻礙作用相對較小，注水開發時，四級夾層通常不會成為主要的滲流屏障。只有當復合砂體內部夾層角度較大，單砂體呈側向拼接時，如A-21與A-1井底部油層，當A-21井注水時，兩井之間夾層側向阻礙流體運移，A-1和A-15井下部油層未受注入水波及影響，復合水道底部成為剩余油富集區域(見圖7)。

圖6 研究區不同級次的夾層和分支水道定量特征Fig.6 Quantitative characteristics of interlayer and distributary channels in different hierarchy in study area

圖7 研究區夾層、分支水道對剩余油分布的控制作用Fig.7 Control effect of interlayer and distributary channels on remaining oil distribution in study area

4.1.2 五級夾層

五級夾層是五級構型單元界面，復合分支水道、孤立式單一分支水道頂底部的厚層泥巖段平面分布范圍廣，抗壓性和阻滲能力較強。各個疊置分支河道復合砂體垂向上被穩定分布的水道間漫溢沉積的泥質夾層分開；單個復合分支水道內部連通性較好，作為一個流動單元，而不同期次復合分支水道間的砂體被五級夾層穩定分隔，相互之間流體難以流動。五級夾層切物源方向延伸200.0～420.0 m，順物源方向延伸280.0～570.0 m，厚度為0.9～2.4 m(見圖6)。A-21作為注水井，A-15井上部厚油層與A-21井油層屬于不同期次復合分支水道，二者之間存在穩定分布的夾層，厚度超過1.2 m，A-21井注水驅替時，A-15井下部油層油水運動不受影響，上部水道受夾層阻隔流體難以通過，容易形成局部剩余油富集(見圖7)。

4.2 分支水道控油模式

4.2.1 單一分支水道

砂體統計結果表明，單一分支水道切物源方向延伸220.0～360.0 m，順物源方向延伸260.0～610.0 m，厚度為1.4～3.2 m(見圖6)。分支水道垂向上底部粒度粗，物性較好，向上泥質含量增加，粒度變細，物性變差，表現為典型的正韻律沉積。注水開發時，底部是主要滲流通道，上部容易形成剩余油富集區。孤立式單一分支水道多分布在中扇近外扇區域，與外扇砂泥巖互層接觸，形成零星的剩余油富集，如A-13井即使注水，也難以對A-16井孤立砂體內驅替，分散類型剩余油后期開采價值不高(見圖7)。

4.2.2 復合分支水道

受五級夾層約束的復合分支水道在注水開發時作為主要的滲流單元，在同一條復合分支水道內部呈有效砂體拼合板狀分布，具有良好的注采連通率。復合分支水道砂體切物源方向延伸360.0～570.0 m，順物源方向延伸570.0～890.0 m，厚度為3.4～9.5 m(見圖6)。順物源方向驅替程度高，與A-21井屬于同一個復合分支水道砂體的A-14井位上部油層注水容易通過，井間砂體屬于優勢滲流通道，每個復合砂體屬于單獨的流通體，剩余油較少保存，沿扇體主要軸向的厚層砂體間是運移效率最高的通道，很難存在富集的剩余油區域。相對而言，切物源方向上，在復合分支水道邊部，不同復合砂體之間在側向上隔層封堵，連通性極低，注入水波及程度較低，局部發育剩余油富集區(見圖7)，井網加密才是最有效的驅替方式。

4.3 構型單元剩余油分布規律

基于近岸水下扇六級界面的限制，在多期復合分支水道構成的朵體范圍內，建立局部注采井網的砂體構型柵狀圖(見圖8)，明確井網內的構型樣式及其分布。四級夾層在復合分支水道中發育頻率高，個別井如南部A-21井頂部油層可見三期四級夾層，對流體的阻礙作用相對較小，垂向上不影響單砂體間的油層連通；橫向上順物源方向延伸范圍相較砂體小，對流體流動制約作用較小。切物源方向延伸程度和水道寬度一致，可能影響連通體內部油水的橫向滲流。五級夾層分布范圍較四級夾層的廣，特別是在扇體邊部區域，受靜水體作用影響，五級夾層具有很強的連續性及較大的厚度，垂向上容易阻礙復合水道砂體間的流體流動。

孤立式單一分支水道展布范圍相對復合分支水道的較小，扇體朵體邊緣的A-12、A-4井及其相鄰井之間是孤立單砂體剩余油富集區，形成零星分散狀剩余油分布，后期驅替難度大。復合分支水道是主要的連通體，相對四級夾層延伸距離更遠，順物源方向連通程度較好，A-20—A-1—A-19—A-8井方向，厚油層主要發育于同一期復合分支水道砂體，A-8井注水時，油水沿優勢滲流方向流動，A-20、A-8井之間高連通性導致剩余油驅替相對簡單。A-6—A-18—A-1—A-21井切物源方向，由于地形差異和水動力條件變化，分支水道頻繁改道形成多期接觸關系復雜的復合分支水道砂體，A-21注水井與采油井鉆遇不同復合分支水道砂體，兩井之間連通性較弱，注采關系差，剩余油在復合分支水道邊緣呈透鏡狀富集，若要加密，則南部是下一步主要的挖潛調整區域。由于復合分支水道延伸距離遠，構造高部位的A-20、A-14井西部無鉆采井，注入水難驅替，也可能形成剩余油富集區，向西部擴邊也是有效方法之一。

后期對A-8、A-22井PI2油層針對性注水，由于五級構型單元厚層復合分支水道有較好的橫向連通性，以及區域性五級夾層垂向封堵作用，有效驅動順物源方向連通井位之間水道砂體內剩余油，內部低角度小范圍的四級夾層未起到阻擋作用。構造高部位的A-1、A-18井動態資料表明注水效果良好，長期持續注水形成高效率穩產(見圖9)。在近岸水下扇體不同級次構型控制的連通性下，注水對剩余油開采具有良好的效果。

圖8 研究區注采井組構型分布柵狀圖Fig.8 Grid diagram of architecture distribution of injection-production well group in study area

圖9 A-1、A-18井PI2油層注水調整生產動態曲線Fig.9 Production performance curves of PI2 Oil Layer of well A-1 and A-18 adjusted by water injection

5 結論

(1)Bongor盆地X油田下白堊統PI油組發育近物源近岸水下扇沉積，識別泥質沉積面和沖刷/侵蝕面，劃分8種巖相類型，即塊狀層理礫巖相(Gm)、槽裝交錯層理砂巖相(St)、板狀交錯層理砂巖相(Sp)、塊狀砂巖相(Sm)、平行層理砂巖相(Sh)、流水沙紋層理粉砂巖相(Fr)、塊狀層理粉砂巖相(Fm)和塊狀層理泥巖相(Mm)。識別分支水道、席狀砂、分支水道間、末端水道四級構型單元，單一分支水道疊置的復合分支水道為主要的五級構型單元，是提高剩余油采收率的主要對象。

(2)多級次構型特征控制近岸水下扇內部的剩余油分布規律，表現構型界面垂向分隔控油和構型單元橫向連通控油兩類模式。四級界面限制流體作用較小，高角度發育橫向具有一定阻隔作用，五級界面是主要的垂向滲流屏障，導致多期復合分支水道砂體間流體難以流通。四級構型單元的孤立單一分支水道控制剩余油的零星分布，五級構型單元復合分支水道邊緣形成富集的大量剩余油，是主要的潛在驅替目標。

(3)對于近岸水下扇內剩余油分散和富集兩類分布模式，提出后期避開四級構型單元，加強五級構型單元開發，切物源方向以加密為主，順物源方向針對性注水的剩余油開發思路。