河控三角洲河口坝地下储层构型精细解剖方法

温立峰 ，吴胜和 ，王延忠，岳大力 ，李艳平

(1. 中国石油大学 地球科学学院，北京，102249；2. 中国石油大学 油气资源与探测国家重点实验室，北京，102249；3. 中国石化胜利油田有限公司，山东 东营，257000；4. 新疆油田分公司勘探开发研究院地球物理研究所，新疆 乌鲁木齐，830013)

对于河控三角洲，前缘河口坝是最重要的储集砂体之一，不同的单一河口坝侧向拼接使得地下储层常常以“坝群”形式出现。在单一河口坝内部，发育多个增生体，以上原因导致河口坝储层结构极其复杂。其研究成果多集中在野外露头和现代沉积，人们对地下储层构型研究则刚刚起步[1-3]。在此，本文作者以胜坨油田胜二区沙二段8砂组河控三角洲沉积储层为例，探讨地下河口坝识别及内部构型解剖方法，并建立研究区三维储层构型模型。

1 油藏地质概况

胜坨油田位于济阳坳陷东营凹陷北部的陈南-胜北区带内，是一个受近EW走向的陈南铲式正断层派生的分支断层—胜北断层控制所形成的逆牵引背斜构造油田。胜二区是胜坨油田一个主要开发区，为一内部断层少、构造简单、具有一定边水能量的单斜构造油藏，是一个规模较大的整装大油田。北、东分别以二级断层7号、9号为界(图1)。胜坨油田主力含油层系沙河街组二段由 15个砂层组组成，油藏埋深1.83~2.50 km，厚度670 m左右。沙二段为一套完整的河流—三角洲沉积，其中8砂组为三角洲前缘沉积。

胜坨油田从1965年6月开始生产，1990年9月进入特高含水采油阶段，综合含水达90%以上，剩余油呈整体分散、局部集中的分布特征。为了研究河口坝内部构型对剩余油的控制作用，为老油田提供剩余油挖潜依据，迫切需要开展河口坝内部构型精细解剖研究[4]。

图1 胜坨油田构造位置图Fig.1 Structural location map of Shengtuo Oilfield

2 单一河口坝识别标志及定量规模

胜二区8砂组分为3个小层(81，82和83)，共17个韵律层，每个韵律层垂向上为单一河口坝沉积体。

2.1 单一河口坝的识别标志

通过对研究区沉积微相平面展布特征研究发现，连片状的河口坝砂实则为多个单一河口坝侧向拼接的“坝群”。在“坝群”中识别出单一河口坝是构型分析的需要，通过研究河口坝组合关系，确定了以下3种单一河口坝叠置边界识别标志(图2)。

(1) 区域性曲线形态及地层厚度差异。测井曲线的形态变化反映了水动力条件的差异。因此，在相同沉积微相条件下，当一个区域内井的测井曲线形态与邻井区域井测井曲线相比差异较大，可作为判断不同河口坝沉积的标志。

地层厚度反映了沉积的古地理条件，因为三角洲具有填平补齐的沉积特征，地层厚度较薄反映当时的古地形较高，与地层较厚的河口坝沉积不同期，可作为判断不同河口坝沉积的标志。

(2) 坝缘微相的出现。从河口坝沉积模式上看，坝缘发育在河口坝的边部，所以，当坝缘微相出现时，也意味着单一河口坝分界的出现。

(3) 夹层个数的差异。夹层的发育情况在一定程度上反映了三角洲沉积时的水流能量和碎屑物质供给情况。因此，夹层的变化，尤其是夹层个数的变化可能是不同单一河口坝叠加的产物。

2.2 单一河口坝的规模

前人通过大量露头研究发现，单一河口坝长度/厚度、长度/宽度具有较好的相关性[5-6](图 3)。应用河口坝砂体厚度可大体预测砂体规模，研究区内单一河口坝厚度为3.5~12.0 m，长度为1.6~4.5 km，宽度为0.8~2.5 km。

图2 单一河口坝边界识别标志Fig.2 Identification marks for single mouth bar

图3 河控三角洲河口坝长度-厚度及长度-宽度相关图(据Lowry等[5])Fig.3 Correlation diagram of length-thickness and length-width of mouth bar in fluvial dominated delta

根据以上边界识别标志，在平面和剖面进行边界点的识别，最后将识别出来的边界点投影到复合微相平面图上，在定量规模的约束下，遵循相似标志相连接的原则，将相邻的同种类型识别标志作为同一个边界连接起来进行合理组合，最终完成研究区单一河口坝划分，为下一步河口坝内部构型解剖打下坚实基础。

3 单一河口坝内部构型解剖

3.1 河口坝内部构型模式

在单一河口坝内部，发育多期增生体，即河口坝砂体在向湖(海)推进过程中不断前积而形成的单一河口坝内部多个沉积单元，单元之间界面向湖(海)方向倾向，对应Miall的3级构型界面[7-9]，界面处发育的泥质或者钙质夹层对剩余油分布起控制作用。研究区三角洲为深水沉积(20 m左右)，为吉尔伯特三角洲，前积作用占主导地位，夹层延伸方向与三角洲前积方向一致，倾角略大于单一河口坝的倾斜角(图4)。

3.2 3级夹层倾角的确定

单一河口坝内部的构型解剖存在的主要问题是在3级界面处夹层如何井间预测。

首先，在取芯井上进行3级界面处夹层识别；然后在三角洲增生体发育模式的指导下，结合典型井区动态资料进行夹层井间预测，最终确定该区夹层定量模式，定量模式中倾角确定尤为关键，是本次研究主要目标。

本文作者选择2J1402密井网井组的814小层为解剖对象进行单一河口坝内部构型解剖，最小井距 40 m，平均井距60 m左右，动态资料丰富(图5)。2J1402井各层段垂向上水洗程度存在较大区别，分别为未见水、弱见水、见水、水洗以及强水洗等不同级别，其中 814韵律层钙质夹层以上剩余油饱和度基本为原始含油饱和度(图6)。这种垂向上的非均质性主要是储层构型复杂性的表现，该井组的动态资料为研究储层构型单元的剖面分布情况提供了依据。

3.2.1 单一河口坝内部夹层特征

单一河口坝内部夹层为3级界面所对应的河口坝内部增生面，为垂向两期增生体间夹层，研究区夹层按岩性分为钙质夹层，泥质夹层，粉砂质泥岩3种。其中钙质夹层厚度变化大(0.2~2 m)；深浅电阻、微电极均呈高阻尖峰状，与上下岩石的电阻相差3~6倍，常位于单一河口坝的顶部。泥质夹层低阻 (Rt＜6 Ω·m)微电极常回返至低值；自然伽马较高(＞80 API)，常位于单一反韵律的底部。粉砂质泥岩与泥质夹层类似，但曲线的峰值幅度、回返程度随泥质含量的降低而变小。根据以上夹层定量特征，可以较好地识别出单井上单一河口坝内部夹层。

3.2.2 单一河口坝内部夹层倾角的确定

定性地讲，3级界面处夹层在横切古水流方向近水平展布，顺古水流方向则向湖方向倾斜，倾角略大于三角洲前积倾角，根据这一定性模式指导夹层的井间拟合(图7和图8)。

为了了解井间夹层预测的可靠程度，必须结合动态资料进行验证。根据检验后的夹层展布结果，可以定量地确定夹层的倾角范围，为资料较少的区域提供预测指导。

图4 单一河口坝内部构型模式Fig.4 Architecture model within single mouth bar

图5 2J1402密井网井组井位分布图Fig.5 Well location in dense well pattern area of 2J1402

在 2J1402井组，2J1402和 3J1502为采油井，2-122，2-140，2-14和 2-128为注水井，射孔情况见图7和图8。在2J1402井单层，夹层上部油基本未动用，而下部水淹(图6)。分析认为：2J1402井韵律层的 3级界面之下的钙质夹层将 2J1402井和2-140井之间的部分砂体隔开，构成渗流遮挡层(图7)。2-140井的注水部位均在钙质夹层之下，对2J1402井韵律层钙质夹层之上没有影响，而2-122尽管对整个韵律层注水，但受重力作用影响，注入水更多的是沿底部推进，主要对钙质夹层下面的砂岩起作用；另外，2-218井全段注水，但2J1402上部未见效，说明在层内两口井之间存在渗流屏障，从而认为2-218顶部的夹层与 2J1402中部的夹层连续(图 8)[10-13]。

根据以上思路，在模式和动态资料的综合指导验证下，可得到了井间可信的夹层预测结果(图9)。

在上述预测结果的基础上，按照下述公式进行单一河口坝内部夹层倾角的计算：

式中：L为同一夹层上两井之间的水平距离；h1和h2分别为两井夹层顶面距最近中期旋回顶面()的距离(图10)。则井2-128与井2J1402之间夹层向湖方向相对于中期旋回顶面倾角约为2°。

采用同样的思路，本文作者在研究区选取多个资料丰富的井区，得到了各自井区的倾角计算参数及结果(表1)，从统计结果来看，该区小层3级界面处夹层倾角范围为2°~ 4°。

图6 2-J1402井高含水期垂向剩余油饱和度分布图Fig.6 Vertical remaining oil distribution in high water cut stage of 2J1402

图7 河口坝内部隔夹层剖面分布图(切古水流方向)Fig.7 Distribution of interlayers and intercalation internal mouth in perpendicular paleo-flow profile

图8 河口坝内部隔夹层剖面分布图(顺古水流方向)Fig.8 Distribution of interlayers and intercalation internal mouth in parallel paleo-flow profile

图9 2J1402井组814单层3级夹层三维栅状图Fig.9 3D fence diagram of three-order intercalations in of 2J1402 well group

图10 3级夹层倾角计算示意图Fig.10 Diagram for calculating angle of three-order intercalations

图11 胜二区沙二段8砂组三维储层构型栅状图Fig.11 3D fence diagram of reservoir architecture in formation of Shengtuo Oilfield

3.3 三维构型建模

三维构型建模基本思路是：在三维构造建模的基础上，以已建立的适合本区的构型模式为指导，应用井资料进行井间三维预测(模拟或插值)，建立三维构型定量描述储集砂体的大小、几何形态及其三维空间分布。

表1 胜坨油田胜二区8砂组密井网单一河口坝内部夹层倾角计算参数及结果Table1 Parameters and results of calculating angle of three-order intercalations within single mouth bar

构型建模要注意其层次性，就研究区而言，由于4~5 级与3级构型单元的空间展布特点不同，所以，此次将分2个层次进行三维储层建模，即复合/单一河口坝模型及河口坝内部增生体模型。4级/5级构型界面的分布范围广，界面之上隔夹层易于识别, 井间对比可靠度高。因此，依据沉积学原理和生产动态资料对4级/5级界面进行井间对比，采用确定性三维建模方法建立三维分布模型。对于3级界面，应用已建立的定量模式，采用“模式拟合，动态验证”的研究思路，再现单一河口坝内部夹层空间分布，将其嵌入已建立的模型中(单一河口坝级次)，则得到真正意义上的三角洲前缘河口坝储层地质模型(图11)，为剩余油分析、油藏数值模拟及开发方案调整提供详实的地质依据[14-15]。

4 结论

(1) 确定研究区内单一河口坝边界3种识别标志：区域性曲线形态及地层厚度差异；坝缘微相的出现；夹层个数的差异。在此基础上，结合前人研究的单一河口坝厚-宽/长定量关系，有效地识别了研究区内“坝群”内单一河口坝。

(2) 以动态资料丰富的多个密井网区为基础，对密井网区单一河口坝砂体进行解剖，得到真实可靠的3级界面井间展布结果。经统计，研究区内3级界面切古水流方向近水平展布，相对中期旋回顶面，顺古水流方向倾角为2°~4°。

(3) 在“层次分析、模式拟合、多维互动、动态验证”思路指导下，建立了研究区基于3~5级构型界面的地质三维模型，为油田生产实际提供了地质依据。

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