基于河型演變模式的單一成因砂體對比研究

束青林，肖 斐，叢國林

（1.中國石化勝利油田分公司，山東東營257001；2.勝利油田森諾勝利工程有限公司，山東東營257000）

孤島油田為大型整裝稠油疏松砂巖披覆背斜構(gòu)造油氣藏，館上段為主要含油氣儲層，屬于河流相沉積。該油田歷經(jīng)天然能量、常規(guī)水驅(qū)和化學驅(qū)開發(fā)，現(xiàn)處于特高含水期開發(fā)階段，砂體側(cè)向非均質(zhì)性及其控制的剩余油分布逐漸成為研究重點［1-4］。

在河流沉積層序演化過程中，不同類型河流之間相互疊置，而且不同成因砂體也相互疊置［5-9］。近年來，筆者通過研究現(xiàn)代河流沉積發(fā)現(xiàn)，在河流的不同河段或不同發(fā)育時期，由于河流負載、流量變化不同，加上沉積時期地貌、巖性、大地構(gòu)造及環(huán)境條件的不同，河道形式會呈現(xiàn)不同變化；由于河道側(cè)向遷移，不同位置垂向演化不同，在沉積層序演化過渡階段，不同成因砂體交互出現(xiàn)［10-14］。據(jù)此，在孤島油田中一區(qū)油井井間距和水井井間距為75 m、注采井距為150 m的密井網(wǎng)條件下，開展了利用河型演變模式指導曲流河、辮狀河單一成因砂體對比和拼接關(guān)系研究，以期為特高含水期層內(nèi)剩余油分布規(guī)律研究提供依據(jù)，并將其用于礦場實踐，通過指導井網(wǎng)調(diào)整流場轉(zhuǎn)向，以進一步提高水驅(qū)及化學驅(qū)采收率。

1 河型演變模式

河流相沉積體系包括網(wǎng)狀河、曲流河和辮狀河，據(jù)此建立了辮狀河—曲流河（模式A）、曲流河—辮狀河（模式B）、辮狀河—網(wǎng)狀河（模式C）、網(wǎng)狀河—辮狀河（模式D）、網(wǎng)狀河—曲流河（模式E）和曲流河—網(wǎng)狀河（模式F）共6種河型體系縱向疊置演變模式（圖1），每種演變模式具有相似的特征、水動力條件和沉積環(huán)境。其中，模式A是由辮狀河向曲流河演變，最為普遍；模式F是由曲流河向網(wǎng)狀河演變，演變條件是河岸抗沖性增強、河道比降減小。

孤島油田館上段自下而上發(fā)育Ng6—Ng5，Ng4—Ng3和Ng1+2共3套砂層組、34個小層。其中，Ng6—Ng5砂層組為辮狀河沉積，Ng4—Ng3砂層組為曲流河沉積，而Ng1+2砂層組則有曲流河和網(wǎng)狀河沉積2種觀點。但是，筆者通過研究河型演變發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)位于鄰海三角洲地區(qū)，海平面上升，符合曲流河向網(wǎng)狀河的演變條件；并且植被由稀少變得茂盛，也有利于網(wǎng)狀河流發(fā)育，故認為Ng1+2砂層組為網(wǎng)狀河沉積。研究區(qū)自下而上由辮狀河沉積（Ng6—Ng5砂層組）向曲流河沉積（Ng4—Ng3砂層組）過渡，頂部（Ng1+2砂層組）出現(xiàn)網(wǎng)狀河沉積，分別對應河型演變模式A和模式F。沉積體系的演化并不完全是漸變的，由于河道側(cè)向遷移，不同位置垂向演化不同，在沉積層序演化過渡階段，不同成因砂體交互出現(xiàn)。

圖1 河型體系縱向疊置演變模式

2 沉積特征

孤島油田館上段以復合正韻律和正韻律沉積為主。在Ng6—Ng5砂層組沉積時期，由于辮狀河河流順流增生沉積，心灘發(fā)育，交替出現(xiàn)河間灘地、河道充填與河道砂壩。底部為含礫砂巖，向上變?yōu)橹猩皫r、細砂巖、泥巖，常缺少粉砂巖，二元結(jié)構(gòu)不明顯，下部河道沉積砂層厚度大，上部溢岸沉積泥巖厚度較薄。在Ng4—Ng3砂層組沉積時期，由于曲流河河流側(cè)向增生沉積，點壩發(fā)育，在河流側(cè)向運動中，底流運動強度逐漸減弱，使得點壩下部沉積相對較粗，向上由中、細粒漸變?yōu)榧毶皫r、粉砂巖至泥巖，粒序連續(xù)，屬于典型的二元結(jié)構(gòu)。在Ng1+2砂層組沉積時期，網(wǎng)狀河河道變窄，在穩(wěn)定的河道帶間，發(fā)育廣闊的洪泛平原和泛濫盆地，廣泛分布泥巖，可見大植物化石，平面上砂體組成了順直到彎曲相互聯(lián)接的網(wǎng)狀河道。

孤島油田館上段作為一個長期基準面旋回，可容空間與沉積物供給量比值較高，可劃分為6個中期旋回，自下而上依次為 Ng65，Ng64—Ng63，Ng62—Ng53，Ng52—Ng44，Ng43—Ng35和 Ng34—Ng33，均包括1個上升半旋回和1個下降半旋回，為1個完整的基準面旋回。在旋回轉(zhuǎn)換點，砂體最為發(fā)育。在每個上升半旋回，主要發(fā)育河道砂體，其不但大范圍分布，且橫向疊加連片；在每個下降半旋回，主要發(fā)育泛濫平原和溢岸砂體，由于河道發(fā)育較少，砂體分布相對局限。

3 單一成因砂體對比

曲流河成因砂體的研究方法是：根據(jù)河流相儲層分布特點，采用旋回對比、分級控制的對比思路，利用標志層附近等高程對比、河道疊置砂體細分對比、河道砂體下切對比、側(cè)向相變對比4種地層對比模式，采取標志層頂?shù)讎?、分級控制、三維閉合的方式，建立順物源和切物源方向等時地層格架；根據(jù)廢棄河道、河道砂體頂面層位高程差異、不連續(xù)河間沉積、河道砂體規(guī)模差異性4種邊界識別標志，將經(jīng)驗公式法與小井距法相結(jié)合，以柵狀圖的表現(xiàn)形式，對單一曲流帶邊界點，按照相似標志相連接的原則，合理組合，由點到線、由線到面，建立精細的單一成因砂體平面模型和三維空間分布模型。研究表明，連片狀復合曲流帶為復合點壩疊置形成；交織條帶狀復合曲流帶點壩局部發(fā)育，為多個簡單曲流帶側(cè)向拼接而成；在斜交或正交廢棄河道方向，側(cè)積層向廢棄河道方向傾斜，且呈傾斜分布；在平行廢棄河道方向，側(cè)積層基本水平分布。例如中一區(qū)GD1-11-J11井區(qū)Ng33（1），以往認為該井區(qū)是大面積的復合曲流帶砂體分布區(qū)，砂體連通性好；通過開展單一成因砂體識別研究，認為該井區(qū)發(fā)育9條斷續(xù)分布的廢棄河道，使得原先的大面積河道砂體分割成多個砂帶，由于廢棄河道物性較差，對流體滲流有側(cè)向遮擋作用，沿著河道砂帶的走向，形成流體滲流的高滲透帶（圖2）。

圖2 GD1-11-J11井區(qū)Ng33（1）復合曲流帶廢棄河道平面分布

采用同樣研究思路，解剖辮狀河成因砂體。首先研究復合河道垂向演化和平面分布特征，再采用砂頂相對深度法識別心灘，合理組合井間近水平展布的落淤層。由于不同級次、不同期次砂體疊加，且河道擺動頻繁，心灘砂體與辮狀河道砂體之間通過側(cè)積面或者侵蝕面相互疊切、連通，夾層垂向連續(xù)性差，多呈交錯分布；平面分布不穩(wěn)定，多呈孤立的土豆狀或窄條帶狀。

結(jié)合注采對應關(guān)系，建立了4種成因砂體拼接類型，即單一河道內(nèi)部（注采井位于單一河道）、河道—河道（注采井位于不同的單一河道，河道砂體側(cè)向相接）、河道—廢棄河道—河道（注采井位于不同的單一河道，中間有廢棄河道遮擋）、河道—溢岸—河道（注采井位于不同的單一河道，中間由溢岸砂體連接）。根據(jù)示蹤劑測試資料，成因砂體側(cè)向拼接關(guān)系不同，其注采連通性是有差異的。單一河道內(nèi)部與河道—河道2種河道砂體拼接類型，示蹤劑見效時間快，砂體連通性較好；河道—廢棄河道—河道和河道—溢岸—河道2種河道砂體拼接類型，由于廢棄河道、溢岸砂體遮擋，示蹤劑見效時間慢，砂體連通性較差。在砂體連通性較差部位，由于過水倍數(shù)較低，導致特高含水期層內(nèi)剩余油富集。如在聚合物驅(qū)后，老井GD1-0-4的含水率為96.5%，井組采出程度為52%，因套管發(fā)生變形報廢后，新鉆了 GD1-0-X41井，由于Ng33（1）廢棄河道遮擋（圖3），Ng33（1）剩余油富集，因此，GD1-0-X41井投產(chǎn)后，初期產(chǎn)油量為11.6 t/d，含水率為77.2%。

圖 3 GD1-0-4 井區(qū) Ng33（1）成因砂體平面分布

4 結(jié)束語

通過河流相儲層河型演變研究，建立了6種河型演變模式，確認孤島油田Ng1+2砂層組為網(wǎng)狀河沉積；在河流相儲層河型演變模式指導下，開展了曲流河、辮狀河單一成因砂體三維多視角對比、識別，建立單一成因砂體平面和空間分布模型；結(jié)合注采對應關(guān)系，建立了4種成因砂體拼接類型，其注采連通性存在差異，主要控制了特高含水期層內(nèi)剩余油分布，在廢棄河道、溢岸砂體遮擋部位剩余油富集，據(jù)此指導了孤島油田中一區(qū)Ng3聚合物驅(qū)后井網(wǎng)調(diào)整非均相復合驅(qū)先導試驗項目（采收率挑戰(zhàn)60%）井網(wǎng)調(diào)整方案設(shè)計，實現(xiàn)轉(zhuǎn)變液流方向，調(diào)整流場，從而進一步提高原油采收率。

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