高含水期扇三角洲油藏基于儲層構(gòu)型的剩余油分布模式研究

唐 韻，洪亞飛，張順康

（1.中國石化江蘇油田分公司開發(fā)管理部，江蘇揚州 225009；2.中國石化江蘇油田分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇揚州 225009）

C3斷塊泰一段3號砂層組（K2t13）油藏屬于典型的復(fù)雜斷塊油藏，為扇三角洲沉積環(huán)境，經(jīng)歷多年開發(fā)，油藏進入高含水、高采出階段，剩余油高度分散、局部富集，定量、精確描述該類油藏剩余油分布難度大。目前國內(nèi)外學(xué)者針對扇三角洲沉積環(huán)境及沉積特征開展了系統(tǒng)研究［1-4］，但相對缺乏沉積環(huán)境或模式對應(yīng)高含水階段剩余油富集規(guī)律的研究。本文以C3斷塊K2t13油藏為例，通過儲層精細構(gòu)型和單砂體剩余油描述，初步研究了不同砂體疊置關(guān)系下的剩余油富集規(guī)律和模式。

1 油藏概況

C3斷塊位于高郵凹陷吳堡低凸起中段，上傾方向被近北東方向的區(qū)域性同生大斷層遮擋，形成長條形不對稱斷鼻圈閉。斷塊自上而下分布多套含油層系，其中K2t13是其主要含油層系。C3斷塊K2t13油藏為扇三角洲沉積環(huán)境，砂體橫向發(fā)育穩(wěn)定，縱向上可劃分為三個沉積旋回，旋回頂?shù)装l(fā)育穩(wěn)定隔層，隔層巖性以泥巖、粉砂質(zhì)泥巖為主，隔層間砂體內(nèi)部發(fā)育多期不穩(wěn)定夾層，共細分為11 個小層，屬于典型的塊狀復(fù)雜斷塊砂巖油藏。油藏平均孔隙度23.4%，平均滲透率308×10-3μm2，為中孔—中滲儲層。探明地質(zhì)儲量414×104t，采出程度36.3%，綜合含水90.1%。受夾層發(fā)育不連續(xù)、邊底水復(fù)合驅(qū)替、水平井開發(fā)等因素影響，油水運動規(guī)律復(fù)雜，剩余油分布認識不清、定量描述難度大。針對上述主要矛盾，開展了基于儲層構(gòu)型的剩余油分布模式的研究。

2 儲層構(gòu)型研究

研究區(qū)赤山組沉積時期，整個高郵凹陷為廣闊的湖盆沉積，后經(jīng)構(gòu)造運動，赤山組地層被抬起剝蝕，在該地區(qū)保留為一套殘留風(fēng)成砂沉積。白堊系晚期發(fā)生了儀征運動，不整合面在斜坡上表現(xiàn)極其清楚，儀征運動后，發(fā)育泰州組沉積。結(jié)合其他學(xué)者［5-7］認識成果，綜合研究區(qū)沉積相分布格局（坳陷邊緣具有沖積扇）、工區(qū)內(nèi)沉積水體淺、沉積物搬運機制為牽引流和重力流并存、沉積物粒度粗、結(jié)構(gòu)和成分成熟度較差等特征，認為C3斷塊K2t13油藏為扇三角洲沉積環(huán)境。

研究區(qū)K2t13砂層組底部為陡坡型扇三角洲沉積，隨時間推移，地層發(fā)生沉降，沉積坡度變緩，到砂層組頂部，沉積相變化為緩坡型扇三角洲。其中K2t13-8—K2t13-11小層為陡坡型扇三角洲平原沉積，主要發(fā)育辮狀水道、次級水道、漫流沉積、水道間細粒沉積等微相；K2t13-4—K2t13-7小層為陡坡型扇三角洲前緣沉積，主要發(fā)育水下分流河道、漫流沉積、分流間灣等微相；K2t13-1—K2t13-3小層為緩坡型扇三角洲平原沉積。

2.1 構(gòu)型單元識別標(biāo)志

本次主要研究單一砂體，即Miall構(gòu)型界面劃分標(biāo)準(zhǔn)中4 級界面所限定的構(gòu)型單元［8］，主要從垂向和側(cè)向上對砂體邊界進行識別。

2.1.1 垂向分期識別標(biāo)志

受盆地沉降速度和水流條件差異等的影響，平面上連片、連續(xù)的復(fù)合砂體，垂向上實際為多種單一微相砂體的垂向疊置。通過巖心觀察等前期研究，油藏垂向分期主要識別標(biāo)志為砂體內(nèi)部韻律變化、夾層、測井響應(yīng)差異等。

如圖1a所示，K2t13-8小層砂體整體連片發(fā)育，但從過井剖面上可以看出，C3-92 井內(nèi)部發(fā)育多期夾層，復(fù)合砂體實際為多期陡坡型辮狀水道與頂部水道邊緣砂體垂向疊置而成。

圖1 C3斷塊K2t13構(gòu)型單元識別標(biāo)志（剖面位置見圖4）

2.1.2 側(cè)向劃界識別標(biāo)志

側(cè)向邊界劃分是基于垂向分期識別的同一期砂體，進行平面構(gòu)型單元劃分。基于工區(qū)巖心觀察和砂體間組合關(guān)系研究，確定了研究區(qū)區(qū)域性曲線形態(tài)差異、砂體厚度差異、次級河道和間灣泥巖微相出現(xiàn)、砂體頂面層位高程差4 種主要砂體邊界識別標(biāo)志。

（1）次級河道、河道邊緣和間灣泥巖微相的出現(xiàn)。如圖1b 所示，C3-91、C3-48 井區(qū)發(fā)育緩坡型辮狀水道，自然電位形態(tài)呈漏斗型、箱型。C3-118、C3-92 井區(qū)發(fā)育次級河道，自然電位出現(xiàn)多次輕微回返。從平面上來看，次級河道位于主河道的邊部，次級河道、間灣泥巖等微相的出現(xiàn)意味著兩個河道為相互獨立，可作為側(cè)向劃界的識別標(biāo)志。

（2）砂體厚度、砂體頂面高程差異。如圖1c 所示，不同井區(qū)辮狀水道厚度存在明顯差異，實際為兩期主河道的垂向疊置。相同一期河道厚度的“奇異點”可作為側(cè)向劃界的識別標(biāo)志。如圖1d 所示，不同期次河道形成的具體時間不同，河道頂部地層層位的相對高程也不一致，單一砂體的高程差異可作為砂體邊界的識別標(biāo)志。

2.2 構(gòu)型單元疊置方式

控制構(gòu)型單元的因素包括異成因（導(dǎo)致異旋回）和自成因（導(dǎo)致自旋回）兩個方面。異旋回控制著地層內(nèi)部的期次，而自旋回作用則控制著同一期次內(nèi)部的構(gòu)型單元的分布。由此，本次構(gòu)型將復(fù)合疊置方式分為同期與不同期兩種類型開展研究［9］。

2.2.1 不同期復(fù)合

（1）垂向疊置獨立型。在該類型中，后期砂體與先期沉積間泥巖沉積連續(xù)，兩期沉積縱向?qū)酉当３滞暾?，且不直接接觸。如圖2a 所示，兩期沉積間發(fā)育一套厚層湖泛泥巖，泥巖橫向分布穩(wěn)定。

圖2 C3斷塊K2t13疊置方式示意（剖面位置見圖4）

（2）垂向疊置疊加型。在該類疊置模式中，后期砂體疊加在先期砂體沉積上，但兩者垂向切疊作用不明顯，兩期砂體間的泥巖沉積不連續(xù)，可通過電性曲線特征差異進行區(qū)分。

（3）垂向疊置切疊型。該類型砂體主要受兩期砂體垂向切疊作用影響，隨著后期砂體持續(xù)的下切作用，先期砂體不能保存完整，兩期砂體直接接觸，沒有泥巖沉積，兩期砂體在垂向上疊置呈一個復(fù)合砂體（圖2b）。

2.2.2 同期復(fù)合

在同一期內(nèi)，構(gòu)型單元之間的側(cè)向拼接稱為同期復(fù)合，同期復(fù)合砂體主要受到自旋回因素影響，包括同相復(fù)合和異相復(fù)合。

2.2.2.1 同相復(fù)合

同相復(fù)合是指多個同類、同期單一砂體拼接而成的復(fù)合砂體，砂體間的儲層物性及高程等通常沒有明顯差異，C3斷塊K2t13油藏常見的同相復(fù)合類型主要包括陡坡扇平原辮狀水道、陡坡扇前緣分流河道和緩坡扇平原辮狀水道拼接。

如圖1c 所示，辮狀水道向湖盆方向推進，可容空間變小，發(fā)生側(cè)向遷移，在平面上表現(xiàn)連片狀的辮狀水道實際為多個水道的側(cè)向拼接。

2.2.2.2 異相復(fù)合

異相復(fù)合由多個不同類、同期單一砂體，由于平面上的微地貌存在差異，拼接而成的復(fù)合砂體。C3斷塊K2t13油藏常見的異相復(fù)合主要包括：次級水道—漫流沉積—辮狀水道、辮狀水道—水道邊緣—辮狀水道、漫流沉積—辮狀水道—漫流沉積、次級河道—河口壩—次級河道和分流河道—河口壩—次級河道5種類型。

如圖1b所示，為一典型的辮狀水道-水道邊緣-辮狀水道復(fù)合類型。兩條辮狀水道和水道邊緣側(cè)向拼接，形成寬條帶狀的組合砂體，砂體間的厚度及儲層物性通常有所差異。

3 剩余油研究

3.1 剩余油類型

在精細沉積構(gòu)型格架的基礎(chǔ)上，采用多維互動思路，充分利用平面、剖面分析結(jié)果，將地質(zhì)思維與數(shù)學(xué)算法有機融合，建立了油藏三維構(gòu)型模型（見圖3），描述了微相空間展布特征。采用相控建模思路，開展不同微相的儲層屬性參數(shù)統(tǒng)計及分布規(guī)律研究，建立了工區(qū)孔隙度、滲透率等屬性模型，明確了儲層參數(shù)的空間分布特征?；谟筒氐刭|(zhì)模型，建立工區(qū)數(shù)值模擬，擬合斷塊及單井生產(chǎn)歷史，精細描述剩余油分布。

圖3 C3斷塊K2t13三維儲層相模型水平切片

油藏采用注水開發(fā)，隨著開發(fā)及驅(qū)替的深入，剩余油主要富集在構(gòu)造高部位。根據(jù)剩余油主控因素，除斷棱控制的構(gòu)造高部位剩余油外，油藏主要發(fā)育以下兩種剩余油類型：夾層遮擋型剩余油與滲流差異型剩余油（見圖4）。

圖4 C3斷塊K2t13剩余油分布類型

（1）夾層遮擋型剩余油。C3斷塊K2t13油藏縱向上發(fā)育三個沉積旋回，旋回內(nèi)部構(gòu)型單元垂向疊置類型多樣，夾層發(fā)育但不穩(wěn)定。受塊狀油藏平面、縱向儲層非均質(zhì)性、長水平井生產(chǎn)、射孔方式等的影響，油藏油水運動規(guī)律復(fù)雜，夾層“控油”作用明顯。在夾層底部形成低壓水線滯留區(qū)，剩余油相對富集，井區(qū)出現(xiàn)“上水下油”的分布狀態(tài)。

（2）滲流差異型剩余油。受構(gòu)型單元側(cè)向拼接等的影響，平面上連片的砂體儲層物性及水驅(qū)效果存在差異。水下分流水道等物性較好的沉積微相形成平面優(yōu)勢通道，水道邊緣或漫流沉積等微相單元則表現(xiàn)為平面“弱流線”，水驅(qū)相對不充分。同時砂體之間往往有泥質(zhì)發(fā)育，形成一定的滲流屏障，剩余油相對富集。

3.2 剩余油分布模式

基于油藏剩余油主要分布類型，根據(jù)構(gòu)型單元疊置樣式，總結(jié)了C3斷塊K2t13油藏主要剩余油分布模式。

（1）垂向疊置獨立型。該類構(gòu)型樣式隔夾層分布相對穩(wěn)定，厚層砂體內(nèi)部剩余油呈“多層分布，局部富集”的分布狀態(tài)（見圖5a、圖5b）。

圖5 構(gòu)型單元疊置樣式及剩余油分布模式

（2）垂向疊置疊加型。在該類疊置模式中，兩期砂體在垂向上已接觸，砂體間的泥巖呈薄層斷續(xù)分布。夾層“控油”作用明顯，夾層發(fā)育的底部水線滯留區(qū)域，剩余油相對富集（見圖5c、圖5d）。

（3）垂向疊置切疊型。在該類疊置模式中，兩期砂體直接接觸，隔夾層不發(fā)育，在垂向上疊置呈一個復(fù)合砂體，剩余油在縱向上主要受到重力分異作用和層內(nèi)韻律性等的影響，剩余油主要分布在砂體頂部（見圖5e、圖5f）。

（4）同相復(fù)合拼接型。對于該構(gòu)型樣式，平面上兩砂體為相同沉積微相，儲層物性差異相對較小，剩余油主要富集在砂體邊界及井網(wǎng)未控制區(qū)域（見圖5g、圖5h）。

（5）異相復(fù)合拼接型。對于該構(gòu)型樣式，砂體屬于不同沉積微相，儲層物性差異較大，且砂體接觸界面往往存在滲流屏障，水驅(qū)整體呈“弱流線”特征，剩余油整體富集（見圖5i、圖5j）。

4 結(jié)論

（1）通過對研究區(qū)扇三角洲沉積特征等開展系統(tǒng)研究，從垂向和側(cè)向上對構(gòu)型單元的砂體邊界進行了識別。砂體內(nèi)部韻律變化、夾層、測井響應(yīng)差異等特征是研究區(qū)垂向分期的主要識別標(biāo)志；區(qū)域性曲線形態(tài)差異、砂體厚度差異、次級河道和間灣泥巖微相出現(xiàn)、砂體頂面層位高程差等特征是側(cè)向邊界劃分的主要識別標(biāo)志。

（2）通過對構(gòu)型單元的精細識別，認為研究區(qū)構(gòu)型單元的復(fù)合疊置方式可分為同期與不同期兩種類型。不同期復(fù)合主要包括了垂向疊置獨立型、垂向疊置疊加型、垂向疊置切疊型三種類型；同期復(fù)合主要包括了同相復(fù)合、異相復(fù)合兩種類型。

（3）根據(jù)沉積構(gòu)型格架，建立了油藏精細地質(zhì)模型，描述了單砂體剩余油分布?；谑Ｓ嘤椭饕患愋停M一步研究了不同砂體疊置關(guān)系下的剩余油富集區(qū)域和富集模式，為剩余儲量的進一步動用提供了支撐。