薩北油田北二西區(qū)點壩內(nèi)部側積層定量表征

周銀邦 吳勝和 岳大力 鐘欣欣

（1.中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石油大學（北京）資源與信息學院，北京 102249）

薩北油田北二西區(qū)點壩內(nèi)部側積層定量表征

周銀邦1，2吳勝和2岳大力2鐘欣欣2

（1.中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石油大學（北京）資源與信息學院，北京 102249）

薩北油田北二西區(qū)薩Ⅱ1+2b小層層內(nèi)非均質性強，剩余油分散，難以挖潛。文中依據(jù)研究區(qū)的地質特征和沉積環(huán)境，總結出該區(qū)點壩內(nèi)部側積層的壩面分布為水平斜列式，分布形態(tài)呈“緩—陡”模式?；谘芯繀^(qū)的密井網(wǎng)資料，在點壩內(nèi)部側積層分布模式的指導下，綜合利用經(jīng)驗公式、巖心及密井網(wǎng)剖面的方法，對點壩內(nèi)部側積層進行了定量表征，分析了各種方法的局限性。通過研究得出：研究區(qū)位于點壩頂部的側積層傾角多在5°以內(nèi)，位于點壩中部的側積層角度在4～10°，側積層間距為40 m左右，單一側積體水平寬度在70 m左右。以此參數(shù)為基礎結合研究區(qū)側積層的“緩—陡”模式，建立了能夠用于油藏數(shù)值模擬的三維構型模型，分析了側積層控制的剩余油分布模式，認為點壩內(nèi)部剩余油在剖面上主要分布在中上部，注采井間側積體內(nèi)的剩余油更富集，平面上由于不同側積層頂部的水驅油狀況存在較大差異而使得剩余油呈條帶狀分布。按照剩余油分布模式總結出相應的挖潛措施，為厚油層剩余油挖潛提供更準確的地質依據(jù)。

儲層構型；側積層；點壩；廢棄河道

目前，國內(nèi)大多數(shù)油田已經(jīng)進入了高含水期，油層水淹嚴重，剩余油高度分散，尤其對于河流相儲層而言，層間的非均質性研究已經(jīng)不能滿足開發(fā)的需要，儲層精細描述的重點已經(jīng)由層間轉為層內(nèi)。裘懌楠［1］指出如何利用地下地質資料，正確的地質描述或預測層內(nèi)非均質特性，是油田開發(fā)工作者主要努力的方向之一。點壩內(nèi)部的側積層作為儲層內(nèi)部的非滲透遮擋夾層直接影響砂體內(nèi)部連通狀況及注采受效情況，其控制的剩余油儲量逐漸成為挖潛的主要目標。自從1985年A D Miall［2］提出構型要素分析法后，國內(nèi)外很多專家學者在不同程度上豐富了點壩內(nèi)部側積層的沉積理論，并且分別在不同的研究區(qū)取得了很好的成果［3-7］，但對于地下點壩內(nèi)部側積層定量化的識別方法方面尚需進一步深入，因此，本次研究在側積層空間組合模式的指導下，針對薩北油田北二西區(qū)三隊試驗區(qū)薩Ⅱ1+ 2b小層層內(nèi)非均質性強的特點，研究地下側積層的識別方法和分布規(guī)律，建立點壩內(nèi)部側積層的構型模型，為河流相儲層剩余油挖潛指明方向。

1 研究區(qū)地質概況

薩北油田北二西區(qū)位于大慶長垣薩爾圖油田純油區(qū)內(nèi)，構造較為平緩，地層傾角3°左右，地面平均海拔高度150 m左右。研究區(qū)三隊試驗區(qū)位于北二西區(qū)中部，面積0.3 km2，井距平均在100 m以內(nèi)，發(fā)育薩爾圖、葡萄花和高臺子3套含油層系，均屬于河流—三角洲沉積。前人已在“旋回對比、分級控制”的地層對比原則指導下建立了研究區(qū)精細的地層格架，薩Ⅱ1+2b小層屬于薩Ⅱ油組中薩Ⅱ（1+2）—3砂層組，主要為三角洲平原分流河道沉積，油層砂泥質交互分布，非均質嚴重。目前由于特高含水期剩余油高度分散，各層系間含水差異越來越小，迫切需要分析厚油層的內(nèi)部結構，研究剩余油分布規(guī)律。

2 側積層的模式

按照側積層的壩面形態(tài)可以將側積層的模式歸納為：水平斜列式、階梯斜列式及波浪式［8］。研究區(qū)薩Ⅱ1+2b小層位于姚家組三段末期沉積，湖泊開始擴張，水位變化不大，點壩表面地形平緩，氣候略為濕潤，這種條件下形成的側積層模式多為水平斜列式。整個側積層的傾角在剖面上呈“緩—陡”模式，即在點壩內(nèi)側積層頂部側積層角度較緩，中部側積層角度較陡，在靠近廢棄河道的部位角度相對較大，在點壩的凸岸角度相對較小。

形成這種模式的原因主要由于側積層是披覆于活動點壩的壩面而形成的，而壩面形態(tài)又受控于活動河道的河床底形，因此河床底形形態(tài)影響了側積層的分布形態(tài)。

現(xiàn)代沉積和露頭成果顯示側積泥巖可以從上點壩向下點壩延伸，達到砂體厚度的1/2～2/3處，這是因為常年水位和水動力影響了側積層“陡”岸的沉積，如果常年水位較深，則側積層“陡”岸可能更短，也有可能不存在；當水動力較大時，側積層“陡”岸被沖刷及浸泡，保存下來的機會更小。

3 地下側積層分布

點壩內(nèi)部解剖的實質是在單井解釋側積層的基礎上，在點壩內(nèi)部構型模式指導下，對井間側積體（層）進行擬合，構建點壩內(nèi)部構型模型。依據(jù)點壩的識別標志（即沉積層序上的正韻律、砂體厚度呈“串珠狀”及緊鄰廢棄河道分布），按照廢棄河道所在位置及砂體厚度平面分布，在研究區(qū)識別出4個完整點壩，厚度平均為5.5 m，河流滿岸寬度為60～100 m，單一點壩長度為300～400 m。

3.1 單井解釋

分流河道內(nèi)泥質側積層的巖性主要包括泥巖、粉砂質泥巖及部分泥質粉砂巖。相對曲流河砂體，側積層較薄，一般在0.1～0.3 m。通過B2-351-JP61井的取心剖面識別出薩Ⅱ1+2b單層在單期河道沉積內(nèi)有3個側積體和2個側積層，測井曲線表現(xiàn)為微電極曲線明顯回返，幅度差減小，自然伽馬曲線見回返，自然電位曲線輕微回返。通過巖心標定測井，分析側積層的測井響應，據(jù)此在非取心井中進行解釋。

3.2 井間預測

側積層的厚度、寬度、傾向、間距及傾角是確定地下點壩砂體內(nèi)部側積層定量模式的必須條件，側積層厚度可以通過單井巖心標定測井識別，單一側積體水平寬度可以通過Leeder［9］的經(jīng)驗公式推算，側積層的傾向即廢棄河道的傾向，側積層的間距可以通過對子井來預測。因此，井間預測最重要的參數(shù)是側積層的傾角，識別側積層傾角的方法可以歸納為以下3個方面。

3.2.1 經(jīng)驗公式

經(jīng)驗公式是通過露頭以及現(xiàn)代沉積總結出的能夠反映構型單元間相互關系的定量特征。應用公式計算出的數(shù)值多為一個范圍，并不代表一個具體特定的值。根據(jù)經(jīng)驗公式，可以在構型分析時把握地下構型單元的大體規(guī)模（雖然不可能很精確，但是數(shù)量級沒有問題），這樣可以避免出現(xiàn)大的誤差。目前高彎度曲流河的經(jīng)驗公式較為完善，已在勝利孤東、孤島油田、大港油田等多個油田進行過預測，均取得了良好的效果。

3.2.1.1 曲率推算

首先在研究區(qū)利用Schumm公式［10］計算其原始活動河道曲率，Schumm公式是根據(jù)澳大利亞半干燥—半潮濕地區(qū)36條穩(wěn)定河流得出的，對于大慶的氣候條件是適用的。

式中：P為河道曲率；F為河道寬深比；M為粉砂、泥質質量分數(shù)。

據(jù)B2-350-J45巖心分析結果，薩Ⅱ1+2b沉積單元粉砂泥質質量分數(shù)為20%，由此估算曲率大于1.8。

3.2.1.2 河流滿岸深度推算

對于曲流河而言，河流滿岸深度與單一河道內(nèi)部點壩砂體最大厚度相當［9］。因此，地下河流滿岸深度可以通過壓實校正后的單一河道內(nèi)部點壩砂體的最大厚度來推算。研究區(qū)的壓實系數(shù)為1.1，通過研究區(qū)保存完整的單一向上變細的旋回厚度，經(jīng)過壓實校正后得到研究區(qū)薩Ⅱ1+2b河流滿岸深度為5 m左右。

3.2.1.3 側積層傾角推算

Leeder通過研究表明對于河道彎曲度大于1.7的樣本［9］，滿岸深度和滿岸寬度具有較好的雙對數(shù)關系（式3），點壩內(nèi)部單一側積體寬度大約等于2/3滿岸河流寬度（式4），并推導出計算點壩內(nèi)部泥質側積層傾角的公式（式5）。得到的關系式為

式中：w為河流滿岸寬度，m；h為河流滿岸深度，m；w1為單一側積體水平寬度，m；θ為側積層傾角，（°）。

通過上述公式推算薩Ⅱ1+2b平均河流滿岸寬度約100 m，而單一側積體水平寬度約為河流滿岸寬度的2/3，即70 m左右，點壩內(nèi)側積層傾角為4.5°左右。

3.2.2 巖心識別

巖心識別是側積層預測的最直觀方法，通過取心井的巖心資料既可以識別出側積層的規(guī)模，也可以很直觀地測量側積層的傾角，但通常因為取心資料稀缺，測量的角度只代表了局部點的角度，沒有宏觀的概念，所能達到的是僅僅可以確定側積層傾角位于點壩的具體部位。通過對研究區(qū)內(nèi)的幾口典型取心井B2-350-J45、B2-323-JP43、B2-323-JP42井的目的層進行觀測與統(tǒng)計，得到側積層的傾角都在1.5～7°。從統(tǒng)計可以看出，位于點壩上部的側積層角度較小，在5°以內(nèi)，位于點壩中部的側積層角度較大，在4～10°，點壩底部幾乎不發(fā)育側積層。

3.2.3 地下密井網(wǎng)剖面

大慶油田已經(jīng)勘探開發(fā)50多年，井距平均已達到100 m左右，部分井距在50 m以內(nèi)，因此對于儲層內(nèi)部構型解剖非常有利。研究過程中可首先在整個研究區(qū)或者與研究區(qū)相鄰的區(qū)塊利用密井網(wǎng)資料建立各種沉積模式，在這些模式的基礎上綜合各種識別方法擬合地下儲層構型井間預測。

3.2.3.1 對子井

對于井距很小的2口井（對子井），應用同一側積層的相對高差與井距可計算其傾角。已知2口井的井距，在地層頂面拉平的前提下，可以確定同一側積層在2口井上的相對高差（見圖1），傾角θ的計算公式為

式中：Δh為同一側積層在2口井上的相對高差，m；L為井距，m。

圖1 應用對子井資料計算側積層傾角與間距

研究區(qū)對子井B2-341-P55與B2-D4-42兩口井之間的井距為35.6 m，同一側積層在2口井上的相對高差為1.2 m。根據(jù)公式4計算薩Ⅱ1+2b單層點壩內(nèi)側積層傾角θ為1.9°。應用同樣的方法對研究區(qū)其他對子井進行推算，側積層的傾角均在2°左右。

將對子井中同一條側積層相連，沿著側積方向延伸會與點壩頂面相交,相鄰側積層的相交點之間的距離在平面上的投影距離ΔL即為側積層的水平間距。應用研究區(qū)對子井資料亦可得出側積層的水平間距為40 m左右。

3.2.3.2 廢棄面

密井網(wǎng)資料識別的廢棄面也可以反映側積層的傾向及傾角。廢棄河道代表一個點壩的結束，廢棄河道與點壩的接觸面稱之為廢棄面，在消除地下微構造的影響下，廢棄面傾斜角度的大小代表了側積層的傾角大小。廢棄河道的寬度受單一河道帶寬度的影響，因此，只有在井距較小的情況下，廢棄河道上的井越多，則越能夠反映出廢棄面的產(chǎn)狀。在三隊試驗區(qū)附近有一點壩內(nèi)部井網(wǎng)較密，井距為20～30 m，沿廢棄河道的方向做一條剖面，識別出點壩內(nèi)部廢棄面過了2口井，在頂拉平的情況下根據(jù)這2口井廢棄面的連線測量出廢棄面的傾角為2.1°（見圖2）。

圖2 廢棄面識別側積層傾角

綜合上述各種方法可以判定側積層的間距在40 m左右，單一側積體水平寬度在70 m左右，側積層的傾角多在2～10°，鉆遇點壩頂部側積層的井較多，多在5°，而點壩中部的側積層角度較大，為4～10°，這更加驗證了研究區(qū)點壩內(nèi)部側積層呈“緩—陡”模式分布。

4 側積層控制的剩余油分布

4.1 點壩內(nèi)部側積層建模

地質模型目前已漸漸趨于精細化［11-12］，三維構型模型的最終目的是要建立三維側積層模型，但是目前的建模軟件均很難實現(xiàn)側積層的建模。該次研究采用了油藏數(shù)字表征軟件Direct軟件提出的嵌入式三維地質建模新方法。該方法分為3個主要步驟：首先，按較粗略的網(wǎng)格分辨率，建立相對均質的曲流河砂體初始三維模型；其次，通過自動模式擬合算法，建立側積面三維曲面模型；最后，對曲流河砂體初始三維模型進行局部網(wǎng)格加密，并對側積面穿過的加密網(wǎng)格賦予夾層屬性，最終將側積泥巖夾層嵌入到點壩砂體模型中。

在單井泥質側積層解釋基礎上，以點壩內(nèi)部構型分布定量模式為指導，對泥質側積層的井間分布進行預測，應用序貫指示模擬方法建立三維相模型，使之既符合地質模式，又與地下資料相吻合。本次建模網(wǎng)格大小設置為5 m×5 m×0.1 m，建立了試驗區(qū)薩Ⅱ1+2b小層的構型模型（見圖3）。

4.2 剩余油分布模式及挖潛

動態(tài)分析及油藏數(shù)值模擬結果表明，點壩內(nèi)部剩余油主要分布在中上部（剩余油飽和度大于50%），且注采井間側積體內(nèi)的剩余油更富集。這主要是由于點壩砂體表現(xiàn)為明顯的正韻律特征，底部滲透率較高且連通，頂部相對低滲，再加上泥質側積層的遮擋，導致注入水比較容易沿著點壩下部推進，點壩側積體中上部剩余油富集，且這一“半連通體”模式導致注水方向本身影響開發(fā)效果的程度很小，平行、斜交與垂直夾層傾向注水采出程度相差僅0.5%左右。

圖3 試驗區(qū)構型模型切片

從平面上來看，側積夾層的分割作用易在平面上形成條帶狀剩余油分布，當點壩砂體內(nèi)部可以形成較為完善的注采關系時，不同側積層頂部的水驅油狀況存在較大差異。

針對上述剩余油分布模式，可以采用細分開發(fā)層系，完善注采井網(wǎng)，實施老井補孔、卡改、封堵炮眼等措施來進一步挖潛剩余油。對于點壩砂體內(nèi)部的注水井，根據(jù)注采井組層內(nèi)動用狀況分析結果，對點壩砂體內(nèi)部無效循環(huán)部位實施封堵，使注入水更多地沿著側積層方向流動，挖潛側積層遮擋形成窄條帶狀剩余油，實現(xiàn)層內(nèi)細分注水，改善層內(nèi)的開發(fā)效果。另外，對于發(fā)育規(guī)模大、上部側積層發(fā)育、上部單元隔層穩(wěn)定的點壩砂體，可以利用水平井挖潛點壩體內(nèi)部注采不完善形成的片狀剩余油，提高井點對點壩砂體內(nèi)部各個側積體的控制程度，完善點壩砂體內(nèi)部的注采關系。大慶油田自2003年以來，共投產(chǎn)8口水平井挖潛點壩砂體頂部各種剩余油，投產(chǎn)初期平均產(chǎn)油量為33.4 t·d-1，含水率為66.5%，投產(chǎn)1 a后產(chǎn)油量為12.4 t·d-1，含水率為86.1%。水平井產(chǎn)量約為周圍直井單井產(chǎn)量的3～4倍，取得了較好的效果。

5 結論

1）結合薩北油田的地質背景和沉積環(huán)境概括出研究區(qū)側積層壩面分布為水平斜列式，分布形態(tài)呈“緩—陡”模式。在此模式指導下，通過單井資料識別側積層的規(guī)模，并應用經(jīng)驗公式、巖心資料及地下密井網(wǎng)剖面方法對地下點壩砂體內(nèi)部側積層進行井間預測。經(jīng)過上述方法得出研究區(qū)的4個點壩內(nèi)部側積層的傾角在2～10°，點壩頂部側積層傾角多在5°以內(nèi)，而點壩中部的側積層角度在4～10°，側積層的間距在40 m左右，單一側積體水平寬度在70 m左右。

2）基于上述側積層要素的定量表征，應用Direct軟件的嵌入式三維地質建模新方法建立了研究區(qū)點壩內(nèi)部側積層的構型模型。油藏數(shù)值模擬及動態(tài)分析結果表明，點壩內(nèi)部剩余油在剖面上主要分布在中上部，且注采井間側積體內(nèi)的剩余油更富集；平面上由于不同側積層頂部的水驅油狀況存在較大差異而使得剩余油呈條帶狀分布。針對剩余油分布模式提出利用層內(nèi)細分和水平井的挖潛方式，為下一步挖潛指明了方向。

志謝：本項目研究過程中得到大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院杜慶龍副總地質師、白振強工程師的指導和幫助，在此表示謝意！

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Quantitative characterization of lateral accretion bedding in point bar in WestⅡRegion of Sabei Oilfield

Zhou Yinbang1，2Wu Shenghe2Yue Dali2Zhong Xinxin2
(1.Research Institute of Exploration and Development,SINOPEC,Beijing 100083,China;2.Faculty of Resources and Information Technology,China University of Petroleum,Beijing 102249,China)

The layer heterogeneity is strong in the SⅡ1+2b layer of WestⅡ Region,Sabei Oilfield.The remaining oil potential tapping is difficult,with remaining oil scattered.According to the geologic characteristics and sedimentary environment in the area, this paper summarizes that the bar surface distribution of lateral accretion shale beddings in point bar is horizon and echelon pattern,and the distribution form is"slow-steep"pattern.Based on the dense well pattern data in the region and the distribution pattern of lateral accretion shale beddings in point bar,the quantitative characterization is conducted for the lateral accretion shale bedding in point bar through using the empirical formula,core and dense well pattern section data.Then the limitation of various methods is analyzed.The angle of lateral accretion bedding is usually less than 5°on the top of the point bar according to the study, while the angle of lateral accretion bedding in the middle part of the point bar is between 4-10°.The interval of lateral accretion bedding is about 40 m and the horizontal width of single lateral accretion is about 70 m.Based on the quantitative parameters and the"slow-steep"pattern of lateral accretion bedding,3D configuration model which can be applied for reservoir simulation is established.Then the remaining oil distribution pattern of lateral accretion bedding is analyzed.It is believed that the remaining oil distribution in point bar is mainly in the upper part for profile,and the remaining oil in lateral accretion body is enriched among the injection-production wells.The water displacing oil status on the top of different lateral accretion beds indicates a great difference in plane,so the remaining oil distribution presents the banding.Based on the distribution pattern of remaining oil,relevant potential tapping measures have been proposed,which provides the accurate basis for the remaining oil potential tapping of thick reservoir.

reservoir configuration;lateral accretion bedding;point bar;abandoned channel

國家高技術研究發(fā)展（863）計劃“儲層內(nèi)部構型三維建模技術研究”（2008AA06Z206）；國家青年自然科學基金項目“復合曲流帶儲層內(nèi)部構型與剩余油分布模式研究”（20090007120003）

TE122.2

：A

1005-8907（2011）02-137-05

2010-08-11；改回日期：2011-01-24。

周銀邦，女，1983年生，博士，現(xiàn)從事儲層地質和油藏描述。E-mail：zhou-yinbang@163.com。

（編輯楊會朋）

周銀邦，吳勝和，岳大力，等.薩北油田北二西區(qū)點壩內(nèi)部側積層定量表征［J］.斷塊油氣田，2011，18（2）：137-141. Zhou Yinbang，Wu Shenghe，Yue Dali，et al.Quantitative characterization of lateral accretion bedding in point bar in WestⅡ Region of Sabei Oilfield［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2011，18（2）：137-141.