孤東油田六區(qū)館上段遠(yuǎn)源砂質(zhì)辮狀河心灘構(gòu)型分析

宋子怡 ，陳德坡 ，邱隆偉 ，4，喬雨朋 ，宋 璠 ，劉 衛(wèi)

（1.深層油氣地質(zhì)與地球物理教育部重點實驗室中國石油大學(xué)（華東），山東青島266580；2.中國石油大學(xué)（華東）地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東青島266580；3.中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營257015；4.海洋國家實驗室海洋礦產(chǎn)資源評價與探測技術(shù)功能實驗室，山東青島 266071）

加拿大地質(zhì)學(xué)家Maill于1985年基于Allen界面研究，提出了河流相儲層構(gòu)型理論與方法［1-3］。在此之后，中外諸多學(xué)者對不同類型沉積體的儲層構(gòu)型進(jìn)行了研究。辮狀河河道和心灘是辮狀河最為重要的油氣儲集砂體，也是辮狀河儲層主要的構(gòu)型要素。由于辮狀河儲層沉積機(jī)制的復(fù)雜性，心灘儲層厚度差異大、非均質(zhì)性較強(qiáng)，導(dǎo)致了心灘內(nèi)部構(gòu)型的復(fù)雜性，對辮狀河儲層開發(fā)效果以及剩余油分布造成深遠(yuǎn)影響。在高含水開發(fā)后期開展辮狀河心灘儲層內(nèi)部構(gòu)型研究，對剩余油挖潛具有重要意義［4-5］。辮狀河儲層構(gòu)型研究重點是對心灘儲層內(nèi)部構(gòu)型的精細(xì)解剖，對其內(nèi)部落淤層的研究則是核心，也是識別內(nèi)部增生體的關(guān)鍵沉積界面。為此，以孤東油田六區(qū)館上段（N g上）辮狀河為研究對象，結(jié)合前人的研究成果，對其內(nèi)部構(gòu)型進(jìn)行精細(xì)解剖，以落實研究區(qū)辮狀河心灘儲層內(nèi)部構(gòu)型，進(jìn)而研究心灘儲層內(nèi)部落淤層的產(chǎn)狀、平面展布、發(fā)育模式等，以期為油田開發(fā)后期辮狀河儲層構(gòu)型研究及剩余油挖潛提供依據(jù)。

1 開發(fā)地質(zhì)概況

孤東油田是勝利油區(qū)四大主力整裝油田之一，位于濟(jì)陽坳陷沾化凹陷的東北部，是在中生界潛山背景上發(fā)育的近南北走向的大型披覆背斜構(gòu)造整裝油田［6-9］，分為8個開發(fā)區(qū)塊，六區(qū)位于其東北部。該區(qū)塊面積約為8.5 km2，現(xiàn)有鉆井561口，其中包括1口檢查取心井，平均井距為95 m。目的層為館上段，劃分為6個油組，其中54—68小層為辮狀河沉積［10］，54，55，61小層的辮狀河砂體是其主要儲層。該油田于1987年投入開采，經(jīng)歷天然能量開采、注水開發(fā)、井網(wǎng)調(diào)整及綜合治理4個階段，綜合含水率已達(dá)98%。由于河流相儲層內(nèi)部構(gòu)型復(fù)雜，非均質(zhì)性強(qiáng)，在開發(fā)過程中存在耗水高、注采矛盾突出等問題，亟待開展儲層構(gòu)型研究。

2 辮狀河構(gòu)型表征

辮狀河構(gòu)型劃分主要依據(jù)1985年Maill提出的河流相儲層構(gòu)型劃分方案，綜合應(yīng)用層序分析方法對研究區(qū)辮狀河儲層進(jìn)行構(gòu)型界面的識別以及構(gòu)型單元的劃分［11］，將研究區(qū)辮狀河劃分為6級構(gòu)型：1級構(gòu)型界面為紋層之間的界面，構(gòu)型單元為紋層；2級構(gòu)型界面為紋層組之間的界面，構(gòu)型單元為紋層組；3級構(gòu)型界面為增生體之間的界面，常見的3級構(gòu)型界面為心灘內(nèi)部落淤層，構(gòu)型單元為增生體；4級構(gòu)型界面為心灘等單砂體之間的界面，構(gòu)型單元為單砂體；5級構(gòu)型界面為單一辮狀河道的界面，構(gòu)型單元為單一辮狀河道砂體；6級構(gòu)型界面為復(fù)合辮狀河砂體的底面，構(gòu)型單元為復(fù)合辮狀河道砂體。針對研究區(qū)辮狀河儲層構(gòu)型的研究主要是從3級、4級和5級構(gòu)型單元展開的。

2.1 構(gòu)型單元及其沉積特征

2.1.1 辮狀河河道單元

辮狀河河道是辮狀河沉積中重要的沉積微相，由于研究區(qū)辮狀河坡度較大、水淺流急，辮狀河易發(fā)生擺動和遷移，發(fā)育砂質(zhì)充填、泥質(zhì)充填和半泥質(zhì)充填等3種充填類型［12］。

辮狀河河道單元是平水期河流沉積作用下砂質(zhì)充填為主所形成的，并常夾于泥質(zhì)、半泥質(zhì)充填物之間；其單砂體厚度較小，巖性以細(xì)砂巖、粉砂巖為主；以平行層理、小型板狀交錯層理及小型槽狀交錯層理為主。底部可見滯留沉積，頂部多突變?yōu)槟鄮r；但在測井及錄井資料中，其底部的滯留沉積常不明顯，因此辮狀河河道單元在縱向上一般呈孤立狀存在，自然伽馬曲線以中—高幅度的微齒狀鐘形為主，自然電位曲線呈底突變、頂漸變的接觸關(guān)系，微電極曲線幅度差較大，呈正韻律特征（圖1）。

2.1.2 心灘單元

心灘是辮狀河沉積中最主要的微相類型，為辮狀河的骨架砂體［12］，該單元是辮狀河在游蕩遷移過程中形成的。遠(yuǎn)源砂質(zhì)辮狀河心灘的巖性多為細(xì)砂巖，常發(fā)育大型槽狀交錯層理和大型板狀交錯層理。單砂體厚度較大，縱向上仍可顯示正粒序或正韻律特征。

由于水動力條件和沉積方式的差異，心灘各部位落淤層的傾向、傾角及發(fā)育程度各異。通過調(diào)研THORNE 等 對 Brahamaputra砂 質(zhì) 辮 狀 河［13-14］及ASHWORTH等對孟加拉國Jamuna辮狀河建立的心灘模型［15-16］，參考余成林等對心灘儲層內(nèi)部構(gòu)型的研究結(jié)論［17-18］，將研究區(qū)心灘劃分為灘頭、灘尾、灘翼和灘主體4個部分（圖2）。

圖1 孤東油田六區(qū)6-25-J474井N g上61小層構(gòu)型單元劃分Fig.1 Architectural unit division of Upper N g61 Layer in Well6-25-J474,No.6 Block of Gudong Oilfield

圖2 辮狀河心灘落淤層的理想發(fā)育模式Fig.2 Theoretical development model of off-silt layer of the sandy braided bar

灘頭位于整個心灘最靠近物源的一端，是心灘的迎水流部分。沿水流方向由于受到水流的持續(xù)沖刷，形態(tài)相對較陡，并且由于灘頭在流水的作用下不斷垮塌，其垮塌下來的沉積物會在流水的作用下發(fā)生一定程度的改造（如沖洗-回流）。因而灘頭往往由滑塌沉積及其上部的流水沖刷沉積物所組成［19］，其沉積界面常較陡峭。灘頭位置由于落淤層不被保護(hù)，在洪水沖刷的作用下，保存程度低，故灘頭幾乎不發(fā)育落淤層。

灘主體為心灘的核部，形態(tài)相對平緩。灘主體由一定數(shù)目的增生體及落淤層所構(gòu)成，各增生體之間大致呈平行狀疊置，增生體間界面復(fù)雜多變，有時侵蝕特征也較為顯著［19］。增生體內(nèi)部一般以板狀交錯層理及槽狀交錯層理為主，增生體之間局部也可呈現(xiàn)大型交錯層理。灘主體落淤層比灘頭和灘翼落淤層的保存程度高，比灘尾落淤層的保存程度差，導(dǎo)致灘主體落淤層傾角小，呈近水平狀，越靠近心灘的翼部及灘尾，落淤層厚度及連續(xù)性越好。

灘尾位于心灘的背水流方向，主要發(fā)生前積作用，向下游方向其厚度逐漸減小，呈現(xiàn)較為規(guī)則的板狀交錯層理或前積交錯層理。灘尾落淤層傾向河流下游，其傾角與灘尾傾角基本一致。灘尾總體不受沖刷作用的影響，落淤層的發(fā)育和保存程度常較好。

灘翼是心灘的兩側(cè)部分，剖面上總體呈垂直水流方向上凸的弧形（圖2），局部受侵蝕或河流側(cè)向加積作用的影響，灘翼的一側(cè)常受水流侵蝕出現(xiàn)滑塌堆積，另外一側(cè)侵蝕作用較弱，其上部可疊加一定的側(cè)向加積沉積。灘翼落淤層傾向心灘兩側(cè)，傾角與灘翼傾角基本一致。灘翼落淤層易受坡度影響，坡度小時，易被水流沖刷，整個落淤層保存難度較大；坡度大時，底部的落淤層保存較差。

在水位由高到低變化的過程中，心灘露出水面經(jīng)受侵蝕，在其頂部可能會發(fā)育一些被水流沖出的小型溝道，稱為“沖溝”，該沖溝后期被細(xì)粒懸浮物質(zhì)充填而形成心灘內(nèi)部夾層。

心灘在單井剖面上識別相對簡單，主要利用巖心及測井曲線進(jìn)行識別［20］。通常自然伽馬曲線以中—高幅度的微齒狀箱形為主，頂?shù)拙鶠橥蛔兘佑|，自然電位曲線呈高負(fù)異常值箱形（圖1），微電極曲線幅度差大。

2.1.3 落淤層

落淤層在洪水間歇期或在動力減弱的條件下形成，巖性以泥巖、泥質(zhì)粉砂巖或者粉砂質(zhì)泥巖為主。通常在辮狀河心灘內(nèi)部增生體頂部發(fā)育，屬于Maill分級方案里判斷各級增生體界面標(biāo)志的3級界面［4］。落淤層具有十分重要的指相意義［17，21］，識別心灘內(nèi)部落淤層是開展心灘儲層構(gòu)型研究的關(guān)鍵。落淤層的自然電位、自然伽馬呈高值，微電極呈低值（圖3），測井曲線回返的幅度與落淤層的厚度呈正相關(guān)性，落淤層厚度越大，測井曲線異常幅度越大［21］。落淤層厚度在不同位置差異較大，研究區(qū)辮狀河儲層中落淤層厚度約為0.06～0.6 m。

2.2 構(gòu)型單元空間發(fā)育特征

將辮狀河河道和心灘底部拉平，按順物源和垂直物源方向分別建立連井剖面（圖3），對研究區(qū)館上段54小層連井剖面的河道及心灘儲層構(gòu)型進(jìn)行精細(xì)解剖?；谝陨闲臑┌l(fā)育模式，心灘先垂向增生，達(dá)一定厚度后，河水基本不漫過心灘，然后心灘兩翼側(cè)向增生，其內(nèi)部發(fā)育5期增生體。長軸方向整體呈平緩前積并向下游方向遷移，灘頭較陡，灘尾較緩，中心界面近似水平，短軸方向向兩翼傾斜［22-23］；研究區(qū)發(fā)育2期辮狀河河道，心灘與辮狀河河道側(cè)向接觸，部分心灘表面發(fā)育沖溝，多為泥質(zhì)充填。

在心灘落淤層構(gòu)型界面傾角、增生體寬度和長度定量表征的基礎(chǔ)上，建立了研究區(qū)館上段54小層辮狀河心灘連井構(gòu)型柵狀圖（圖4）。該心灘儲層內(nèi)部發(fā)育4期落淤層、5期增生體，增生體在順?biāo)鞣较蚓哂星胺e特征，在側(cè)向具有側(cè)積特征，主要是由于增生體在向前推進(jìn)的過程中不斷發(fā)生前積和側(cè)向遷移形成的，增生體之間的構(gòu)型界面向順?biāo)鞣较騼A斜［24］。

圖3 孤東油田六區(qū)辮狀河河道及心灘儲層內(nèi)部構(gòu)型連井剖面Fig.3 Section showing internal architecture of the braided-channel and the braided-bar reservoirs based on well correlation in No.6 Block of Gudong Oilfield

圖4 孤東油田六區(qū)N g上54小層辮狀河心灘連井構(gòu)型柵狀圖Fig.4 Fence diagramof the internal architecture of the braided-bar reservoir，54 sublayer of Upper Guantao Layer of No.6 Block of Gudong Oilfield

2.3 構(gòu)型參數(shù)表征

2.3.1 4級構(gòu)型參數(shù)關(guān)系統(tǒng)計

根據(jù)孤東六區(qū)的單井沉積微相劃分和平面展布，統(tǒng)計分析心灘的參數(shù)范圍或區(qū)間值，具體包括心灘的寬度、長度、厚度等。在各小層心灘不同參數(shù)統(tǒng)計的基礎(chǔ)上，分析了不同沉積微相不同參數(shù)的分布特征。從圖5可看出，心灘長度集中分布于400～500 m（圖5a），寬度范圍分布較為集中，一般為100～350 m（圖5b），心灘厚度集中分布在4～12 m（圖5c）。

為定量分析砂體的大小，編制各參數(shù)之間的散點和直方圖，分析各參數(shù)之間的相關(guān)性（圖5），發(fā)現(xiàn)心灘的厚度與寬度在一定范圍內(nèi)呈正相關(guān)性（圖5c）、長度與寬度呈正相關(guān)性（圖5d）。

2.3.2 3級構(gòu)型參數(shù)關(guān)系統(tǒng)計

通過井間精細(xì)對比，統(tǒng)計研究區(qū)心灘落淤層參數(shù)（表1），確定落淤層在灘頭平均傾角為0.93°,灘尾平均傾角為0.53°；兩翼平均傾角為1.47°?；诂F(xiàn)代河流心灘地貌形態(tài)觀察，落淤層是心灘表面的披覆體，在地下儲層3級構(gòu)型表征過程中，受資料條件限制，筆者近似將增生體與落淤層參數(shù)關(guān)系近似相等，但實際落淤層一般小于增生體的規(guī)模。本文采用密井網(wǎng)對比的方法，估算落淤層寬度為150～350 m，長度為250～700 m。心灘內(nèi)單一增生體的寬度為165～400 m，長度為280～800 m。

圖5 孤東油田六區(qū)辮狀河構(gòu)型單元參數(shù)關(guān)系Fig.5 Statistics on the architecture unit parameters of the braided river in No.6 Block of Gudong Oilfield

2.4 儲層構(gòu)型對剩余油分布的影響

剩余油的影響因素眾多，如：地質(zhì)因素與工程因素［25］，本次研究主要從心灘構(gòu)型模式出發(fā)，主要探討落淤層對辮狀河心灘剩余油分布的控制作用［26-27］，分析受落淤層控制的剩余油分布位置，為其內(nèi)部剩余油的挖潛指明思路。

表1 孤東油田六區(qū)辮狀河落淤層參數(shù)統(tǒng)計Table1 Geometrical parameters of the off-silt layers in braided river of No.6 Block of Gudong Oilfield

圖6 孤東油田六區(qū)辮狀河心灘儲層構(gòu)型對剩余油分布的影響Fig.6 Influence of braided-bar reservoir architecture on the residual oil distribution in No.6 Block of Gudong Oilfield

從心灘縱向剖面（圖6）可以看出，當(dāng)注水井布置在灘頭位置時，注入水沿著增生體向灘尾處推進(jìn)，受重力影響，增生體頂部富集剩余油，由于灘主體頂部發(fā)育沖溝，注入水未沿上部落淤層向灘尾方向推進(jìn)，因此在灘尾處未受注入水波及而富含剩余油（圖6a）；當(dāng)注水井位于灘主體時，注入水向灘頭和灘尾2個方向推進(jìn)，由于灘頭不發(fā)育落淤層，注入水受重力影響，水驅(qū)容易沿中下部突進(jìn)，頂部富含剩余油，受沖溝影響，灘尾頂部未受注入水波及，因此剩余油主要富集在灘尾和灘頭（圖6b）；當(dāng)注水井位于灘尾時，注入水向灘頭和灘主體方向推進(jìn)，注水井周圍砂體水驅(qū)波及系數(shù)相對較高，灘主體剩余油主要富集在單期增生體頂部，受沖溝影響，灘主體頂部增生體無法波及，灘頭受落淤層保護(hù)，心灘最底部增生體未受注入水波及，而富含剩余油（圖6c）。因此，注水井和落淤層的匹配程度對剩余油分布具有重要影響，注水井應(yīng)布置在心灘的灘主體部位，而采油井應(yīng)布置在心灘的灘頭和灘尾部位。

從心灘橫向剖面上看，當(dāng)注水井位于灘翼時，對于垂向加積型心灘，注入水沿著增生體向右驅(qū)動，受重力影響，增生體底部水驅(qū)效果好，頂部賦存剩余油（圖6d）。當(dāng)注水井位于灘主體時，對于垂向加積型心灘，注入水迅速沿增生體向兩側(cè)驅(qū)動，僅受重力和極差影響，每個增生體頂部富含剩余油（圖6e）。因此，注水井應(yīng)布置在心灘的灘主體部位，而采油井應(yīng)布置在心灘的灘翼部位。

通過對心灘剖面分析，認(rèn)為在僅考慮落淤層對剩余油分布影響的情況下，將注水井布置在心灘灘主體部位，水驅(qū)效果會更好。

3 結(jié)論

孤東油田館上段發(fā)育遠(yuǎn)源砂質(zhì)辮狀河沉積，主要發(fā)育辮狀河心灘、河道、河漫灘3種沉積微相，其中心灘為最主要的骨架砂體類型，內(nèi)部發(fā)育多期增生體，增生體之間發(fā)育的落淤層是其內(nèi)部的主要夾層?；谛臑﹥?nèi)部落淤層精細(xì)解剖，分析研究區(qū)發(fā)育的心灘內(nèi)部4級構(gòu)型參數(shù)包括心灘的寬度、長度、厚度的范圍，長度大多為400～500 m，寬度集中在100～350 m，厚度主要為4～12 m，明確了心灘厚度與寬度在一定范圍內(nèi)呈正相關(guān)性、長度與寬度呈正相關(guān)性；對落淤層的傾角、長度、寬度及厚度等3級構(gòu)型參數(shù)進(jìn)行統(tǒng)計，綜合確定落淤層在灘頭平均傾角為0.93°，灘尾平均傾角為0.53°，兩翼平均傾角為1.47°；估算落淤層寬度為 150～350 m，長度為250～700 m。通過對心灘橫、縱剖面的分析，在僅考慮落淤層對剩余油影響的情況下，應(yīng)將注水井布置在心灘的灘主體部位，水驅(qū)效果更好。