代婷婷，何文祥，車 橋，毛 俊，吳曉明

（1.長(zhǎng)江大學(xué)資源與環(huán)境學(xué)院，湖北武漢 430100；2.長(zhǎng)江大學(xué)外國(guó)語(yǔ)學(xué)院；3.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第七采油廠）

三角洲前緣儲(chǔ)層構(gòu)型及對(duì)剩余油分布的影響
——以鄂爾多斯盆地白豹油田為例

代婷婷1，何文祥1，車 橋2，毛 俊1，吳曉明3

（1.長(zhǎng)江大學(xué)資源與環(huán)境學(xué)院，湖北武漢 430100；2.長(zhǎng)江大學(xué)外國(guó)語(yǔ)學(xué)院；3.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第七采油廠）

為了深入探查三角洲前緣儲(chǔ)層構(gòu)型特征及剩余油分布，針對(duì)鄂爾多斯盆地白豹油田白 157區(qū)儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、剩余油分布復(fù)雜等特點(diǎn)，充分利用巖心、測(cè)井等資料，對(duì)儲(chǔ)層內(nèi)部構(gòu)型進(jìn)行深入分析，闡明了三角洲前緣儲(chǔ)層構(gòu)型要素的類型和特點(diǎn)，對(duì)單一砂體邊界具有4種識(shí)別方法，提出了垂向和側(cè)向上構(gòu)型要素的疊置模式，在垂向上主要分為侵蝕沖刷型、疊置相望型和孤立型，在側(cè)向上可分為側(cè)向相切型和側(cè)向相隔型兩種。不同構(gòu)型要素剩余油富集不同，反韻律河口壩砂體具有上、中、下三種剩余油富集模式，正韻律水下分流河道砂體剩余油一般集中在中上部。

鄂爾多斯盆地；白豹油田；三角洲前緣；儲(chǔ)層構(gòu)型；剩余油分布

白豹油田白157區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中南部（圖1），處于三角洲前緣亞相，其地形較復(fù)雜，地勢(shì)向湖盆自然傾斜，水體激烈交鋒加劇了沉積物的堆積；成因和級(jí)次不同的砂體在空間上反復(fù)沉積，使得砂體內(nèi)部構(gòu)型更加復(fù)雜多變，剩余油開采難度大，因此對(duì)三角洲前緣儲(chǔ)層構(gòu)型深入解剖非常重要[1–2]。

本文以鄂爾多斯盆地白豹油田白157區(qū)三疊系延長(zhǎng)組4+5儲(chǔ)層為例，擬探討三角洲前緣儲(chǔ)層構(gòu)型模式及對(duì)剩余油分布規(guī)律的影響。

1 儲(chǔ)層概況

白豹油田長(zhǎng)4+5儲(chǔ)層巖性簡(jiǎn)單，顆粒粒度中等、分選較好，磨圓度多為次棱；河道頻繁分叉、交匯，平面上呈現(xiàn)網(wǎng)狀分布，反映了水動(dòng)力較弱、水體較淺、地形較為平緩、河道擺動(dòng)遷移等特點(diǎn)。前人研究認(rèn)為水下分流河道整體呈北東–南西向展布，自下而上沉積微相呈現(xiàn)繼承性發(fā)育的特征；砂體分布由下部相對(duì)不發(fā)育到發(fā)育再到不發(fā)育這樣一個(gè)完整的湖平面下降、上升的特點(diǎn)，且砂體分布受控于沉積微相。長(zhǎng)4+5油藏埋藏深度1 910～1 950 m，主力油層厚度為80～100 m，孔隙度15.76%，滲透率6.23×10-3μm2，屬于低孔低滲儲(chǔ)層，原油密度0.73 g/cm3，溫度60 ℃下原油粘度1.14 MPa·s，油水分異差，含水飽和度高，原油乳化嚴(yán)重，局部存在邊底水。

圖1 鄂爾多斯盆地白豹油田白157區(qū)位置

2 儲(chǔ)層構(gòu)型要素類型與界面級(jí)次

儲(chǔ)層構(gòu)型要素是構(gòu)成儲(chǔ)集層的基本單元。通過對(duì)取心井的分析，結(jié)合測(cè)井曲線形態(tài)、剖面沉積相和平面沉積相，認(rèn)為該區(qū)內(nèi)砂體以水下分流河道、河口壩、席狀砂、支流間灣和湖泥5種構(gòu)型要素為主。主要發(fā)育的水下分流河道是三角洲平原河道在水下的延伸部分；三角洲前緣砂體重要組成部分河口壩砂體，厚度大、規(guī)模較小，平面上在南部發(fā)育；席狀砂，厚度小，測(cè)井曲線呈尖峰狀，砂巖上下為各種成因形成的支流間灣隔夾層。

儲(chǔ)層構(gòu)型界面是指通過層次界面將不同層次實(shí)體分隔開來(lái)的具有等級(jí)序列的地層單位分界面[3]。層次界面可以是含泥質(zhì)的非滲透性界面，也可以是不含泥質(zhì)的滲透性界面；可以是層組、小層、單砂體內(nèi)各要素界面，也可以是地層單位的分界面。不同級(jí)次的儲(chǔ)層構(gòu)成要素的幾何形態(tài)、內(nèi)部結(jié)構(gòu)、空間展布及其砂體疊置關(guān)系都有所不同。本文參照Maill提出的河流相構(gòu)型界面分級(jí)系統(tǒng)，結(jié)合區(qū)塊的實(shí)際情況，將本區(qū)三角洲前緣儲(chǔ)層內(nèi)部構(gòu)型劃分為6級(jí)（表1），本文重點(diǎn)表征3級(jí)～5級(jí)構(gòu)型單元。

表1 白豹油田白157區(qū)三角洲前緣儲(chǔ)層構(gòu)型級(jí)次劃分

3 單一砂體識(shí)別方法

在研究區(qū)砂體精細(xì)對(duì)比的基礎(chǔ)上，參照已有河道單砂體界面識(shí)別劃分方法，結(jié)合白豹油田157區(qū)井網(wǎng)資料，總結(jié)出研究區(qū)三角洲前緣單砂體主要有以下4類邊界識(shí)別方法。

3.1 通過砂體間泥質(zhì)沉積劃分單砂體

在同一期河道砂體沉積的中后期，水動(dòng)力逐漸減弱，沉積物逐漸卸載，在河道上部漸漸沉積細(xì)粒泥質(zhì)[4]。由于后期河道的擺動(dòng)和向下侵蝕，沉積物被破壞，最終在不同期次河道間形成厚度不一的泥質(zhì)沉積物[5]。在側(cè)向上，在同一小層內(nèi)，同一時(shí)期發(fā)育的多條單一河道間形成河道間泥或細(xì)粒沉積，是不同河道識(shí)別的標(biāo)志之一（圖2a）。

3.2 通過測(cè)井曲線形態(tài)差異劃分單砂體

在沉積時(shí)期，水動(dòng)力條件和碎屑沉積物的性質(zhì)存在差異，使其在測(cè)井響應(yīng)上存在差異[6]，故可以利用這種差異進(jìn)行識(shí)別（圖2b）。

3.3 通過砂體橫向厚度變化劃分單砂體

分流河道呈現(xiàn)出“頂平低突”的“船型”特征，而河口壩呈現(xiàn)出“低平頂突”的“倒船型”特征。在同一時(shí)期沉積的砂體側(cè)向上沉積是穩(wěn)定的。當(dāng)砂體厚度呈現(xiàn)“薄—厚—薄”特征時(shí)[7]，證明發(fā)育兩個(gè)時(shí)期沉積的砂體（圖2c）。

3.4 通過砂體頂面高程差異劃分單砂體

由于發(fā)育在不同期次的同一小層砂體，形成的環(huán)境不盡相同，故其頂面一般會(huì)形成一定的高程差（圖2d）[8]，可以利用這個(gè)差異來(lái)劃分砂體。

4 單一砂體內(nèi)部夾層類型

研究區(qū)發(fā)育的三級(jí)界面表現(xiàn)為夾層。油田生產(chǎn)開發(fā)實(shí)踐證明，內(nèi)部夾層的分布規(guī)律對(duì)油田開發(fā)中后期單砂體注采關(guān)系和剩余油分布有著重要的影響，因此，如何正確地預(yù)測(cè)單砂體內(nèi)部構(gòu)型顯得尤為重要[9]。根據(jù)單井巖心和測(cè)井綜合分析，研究區(qū)夾層多以泥質(zhì)夾層和鈣質(zhì)夾層為主[10]。

4.1 泥質(zhì)夾層

泥質(zhì)夾層主要由泥巖組成，沉積水動(dòng)力環(huán)境發(fā)生改變時(shí)，水下分流河道分流改道，形成的泥質(zhì)夾層切割河道，滲透性變差，其厚度較薄。這種夾層的厚度愈大，分布愈廣泛。測(cè)井響應(yīng)特征主要表現(xiàn)為微電極幅度明顯下降，幅度差幾乎為零或很小，自然電位明顯回返靠近基線，伽馬曲線明顯偏高，電阻率值較低，聲波時(shí)差較高。

4.2 鈣質(zhì)夾層

鈣質(zhì)夾層主要是由鈣質(zhì)粉砂巖和礫巖等構(gòu)成，是在長(zhǎng)期沉積成巖過程中，隨著埋深增加、溫度升高、壓力增大，有機(jī)質(zhì)熱演化所釋放大量的CO2與地層水中的某些離子結(jié)合形成的碳酸鹽礦物，在膠結(jié)、交代等成巖作用下形成的夾層。該類夾層致密，測(cè)井曲線上呈以下特征：聲波時(shí)差低，微電極高值呈尖峰鋸齒狀，電阻率升高，自然電位無(wú)明顯變化。

圖2 單一砂體構(gòu)型要素邊界劃分

5 儲(chǔ)層砂體構(gòu)型疊置模式

在研究區(qū)儲(chǔ)層單砂體垂向上和側(cè)向上展布特征精細(xì)描述的基礎(chǔ)上，結(jié)合前人對(duì)單砂體構(gòu)型疊置模式的研究，提出以下構(gòu)型模式。

5.1 垂向疊置模式

（1）侵蝕沖刷型：分為多期河道垂向沖刷型和河道與河口壩垂向沖刷型兩種類型。多期河道垂向沖刷型（圖3a）是指當(dāng)早期河道沉積后，其頂部砂體被晚期河道沖刷侵蝕而形成的砂體疊置模式。若沉積環(huán)境中水動(dòng)力較弱，沉積物下降沉積的速度遠(yuǎn)大于晚期河道侵蝕沖刷的速度，早期河道頂部細(xì)粒物質(zhì)被沖刷走，在兩期河道之間形成泥質(zhì)沉積物和細(xì)粒巖等組成的低滲透界面。若沉積環(huán)境中水動(dòng)力較強(qiáng)，晚期河道侵蝕沖刷的速度遠(yuǎn)大于沉積物下降沉積的速度，則兩期河道間無(wú)明顯泥質(zhì)隔夾層，滲透性較好，測(cè)井曲線中自然電位呈現(xiàn)帶有鋸齒狀的箱型。河道與河口壩垂向沖刷型多以河道侵蝕河口壩形成“壩上河”的形式存在。晚期沉積的河道在早期沉積的河口壩上部削蝕，兩期砂體間具有良好的滲透性，測(cè)井曲線上表現(xiàn)為由漏斗形到鐘型（圖3b）。

（2）疊置相望型：由同一構(gòu)型要素多期垂向疊置或者兩個(gè)不同構(gòu)型要素垂向疊置形成（圖3c）。晚期河道將早期河道頂部部分沉積物沖刷掉，但砂體間依然存在泥質(zhì)粉砂巖、砂巖等沉積物，砂體間無(wú)連通性。測(cè)井曲線上呈現(xiàn)多個(gè)箱型或鐘型疊加，中間有明顯回返。

（3）孤立型：砂體單獨(dú)存在，砂體間被泥質(zhì)填充，無(wú)連通性（圖3d）。

圖3 儲(chǔ)層構(gòu)型砂體垂向疊置模式

5.2 側(cè)向疊置模式

（1）側(cè)向相切型：是由兩個(gè)同期沉積的砂體側(cè)向相切形成，這兩個(gè)砂體可以是同種構(gòu)型要素，也可以是不同的構(gòu)型要素。若是河道砂體側(cè)向相切型，可以通過砂體頂部高程差識(shí)別單砂體；若是河道與河口壩相切型，可以通過測(cè)井曲線形態(tài)差異來(lái)識(shí)別單砂體。這類復(fù)合砂體連通性較好（圖2b）。

（2）側(cè)向相隔型：兩個(gè)同期形成的相鄰砂體被同期形成的非滲透性泥巖相隔，砂體間不存在任何接觸，無(wú)連通性（圖2a）。

6 剩余油分布的控制因素

6.1 韻律對(duì)剩余油分布的影響

構(gòu)型要素內(nèi)部韻律變化與剩余油富集關(guān)系緊密。河口壩一般呈現(xiàn)反粒序，其在自然電位（SP）曲線上為清晰的漏斗形。韻律與重力綜合作用將其分為上部富集型、中部富集型和下部富集型三類[11]。上部富集型：若儲(chǔ)層頂?shù)醉嵚勺兓幻黠@，滲透率級(jí)差較小，則注入水在重力的作用下往儲(chǔ)層下部滲流，使得儲(chǔ)層上部受到的水波及小于下部，最終上部富集的剩余油較多；中部富集型：若儲(chǔ)層頂?shù)醉嵚勺兓黠@，則綜合韻律及重力兩個(gè)因素，剩余油驅(qū)替相對(duì)均勻；下部富集型：若儲(chǔ)層頂?shù)醉嵚勺兓浅４?，下部滲透率很小，注入水沿頂部高滲帶突進(jìn)，導(dǎo)致中下部水洗程度低，則剩余油集中在下部。

河道砂體一般表現(xiàn)為正韻律，且砂體較厚。其在SP曲線上一般呈箱型–鐘型。注入水由于重力作用向下滲流驅(qū)替剩余油，導(dǎo)致下部油氣優(yōu)先動(dòng)用、水淹較為嚴(yán)重；中上部注入水較難波及，故剩余油主要集中在儲(chǔ)層頂部[12]（圖4）。

6.2 砂體疊置模式對(duì)剩余油分布的影響

砂體垂向疊置類型中多期河道垂向沖刷型疊置時(shí)，由于兩期河道砂體接觸面沉積物的物性變化產(chǎn)生了低滲透界面，油水首當(dāng)其沖是在同期河道砂體中運(yùn)移，剩余油易富集于該界面附近[13]。河道砂體主體與側(cè)緣存在物性差異，注入水較難波及到砂體側(cè)緣，故剩余油也容易遺留在河道側(cè)緣中。河道與河口壩垂向沖刷型疊置時(shí)，河道與河口壩兩者接觸部位砂體粒度相對(duì)較粗，由于產(chǎn)生的低滲透面，富集的剩余油較多期河道垂向沖刷型的要少。河口壩側(cè)緣也易有剩余油殘余。砂體側(cè)向疊置類型中側(cè)向相切型疊置時(shí)，兩砂體側(cè)向接觸面既是砂體側(cè)緣又是低滲透面，故剩余油易富集在該部位周圍。

6.3 構(gòu)型界面對(duì)剩余油分布的影響

構(gòu)型界面對(duì)剩余油的影響與諸多方面有關(guān)，如構(gòu)型界面展布范圍、注采關(guān)系等。若對(duì)四級(jí)界面垂向注水，由于隔層的遮擋作用，在界面之下水洗程度較低，注水效果不理想，易富集剩余油。三級(jí)界面部分遮擋、不穩(wěn)定，對(duì)剩余油分布也有一定影響。

圖4 白豹油田白157區(qū)關(guān)32–51構(gòu)型剖面

7 結(jié)論

（1）白豹油田白157區(qū)塊為一套三角洲前緣沉積，主要發(fā)育水下分流河道、河口壩等構(gòu)型要素，其中以水下分流河道最為發(fā)育?；跇?gòu)型要素的特點(diǎn)，將三角洲前緣儲(chǔ)層內(nèi)部構(gòu)型劃分為5級(jí)。

（2）運(yùn)用砂體間泥質(zhì)沉積、測(cè)井曲線形態(tài)差異、砂體橫向厚度變化和砂體頂面高程差異等方法，進(jìn)行單成因砂體界面識(shí)別。根據(jù)測(cè)井曲線形態(tài)差異，結(jié)合巖性可分為泥質(zhì)、鈣質(zhì)兩種界面。提出了研究區(qū)在垂向和側(cè)向上構(gòu)型要素的疊置模式，在垂向上主要分為侵蝕沖刷型、疊置相望型和孤立型，在側(cè)向上可分為側(cè)向相切型和側(cè)向相隔型兩種。

（3）不同構(gòu)型要素剩余油富集不同。在韻律與重力綜合作用下，提出了反韻律河口壩砂體上、中、下三種剩余油富集模式；正韻律水下分流河道砂體剩余油一般集中在中上部。相接觸的砂體疊置類型中剩余油易富集在兩砂體接觸面和砂體邊緣部位，構(gòu)型界面遮擋部位也易富集剩余油。

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TE112.23

A

1673–8217（2017）06–0069–05

2017–05–10

代婷婷，1992年生，長(zhǎng)江大學(xué)地球化學(xué)專業(yè)在讀碩士研究生，研究方向?yàn)橛蜌獾厍蚧瘜W(xué)、油氣儲(chǔ)層地質(zhì)及油氣田開發(fā)。

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”（2016ZX05046–002）資助。

蒲洪果