基于構(gòu)型單元的儲層質(zhì)量分布模式
——以勝坨油田二區(qū)沙二段8砂組厚層河口壩砂體為例

張 友，侯加根，曹彥清，鄭興平，邵冠銘，賈俊山，白曉佳，段冬平

[1.中國石油 杭州地質(zhì)研究院，浙江 杭州 310023； 2.中國石油 碳酸鹽巖儲層重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，浙江 杭州 310023；3.中國石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249； 4.中國石油 大慶油田分公司 勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712；5.中國石化 勝利油田分公司 地質(zhì)研究院，山東 東營257000； 6.中國石油 塔里木油田 勘探開發(fā)研究院，新疆 庫爾勒 841000；7.中海石油(中國)有限公司，上海 200030]

基于構(gòu)型單元的儲層質(zhì)量分布模式
——以勝坨油田二區(qū)沙二段8砂組厚層河口壩砂體為例

張 友1，2，3，侯加根3，曹彥清4，鄭興平1，2，邵冠銘1，2，賈俊山5，白曉佳6，段冬平7

[1.中國石油 杭州地質(zhì)研究院，浙江 杭州 310023； 2.中國石油 碳酸鹽巖儲層重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，浙江 杭州 310023；3.中國石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249； 4.中國石油 大慶油田分公司 勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712；5.中國石化 勝利油田分公司 地質(zhì)研究院，山東 東營257000； 6.中國石油 塔里木油田 勘探開發(fā)研究院，新疆 庫爾勒 841000；7.中海石油(中國)有限公司，上海 200030]

以取心井巖心、薄片、掃描電鏡、測井資料及生產(chǎn)動態(tài)分析為基礎(chǔ)，采用“垂向細(xì)分”、“側(cè)向劃界”以及“平面組合”的思路，針對勝坨油田二區(qū)厚層河口壩砂體，按復(fù)合河口壩、單一河口壩及單一河口壩內(nèi)部增生體3個(gè)層次進(jìn)行構(gòu)型單元的逐級解剖，在此基礎(chǔ)上探討了基于構(gòu)型單元的儲層質(zhì)量分布模式。研究結(jié)果表明，不同構(gòu)型單元內(nèi)部儲層參數(shù)分布規(guī)律分異性較強(qiáng)。Ⅰ類和Ⅱ類儲層主要分布于河口壩主體，Ⅲ類儲層多分布在河口壩側(cè)翼以及河口壩內(nèi)部夾層的遮擋區(qū)，Ⅳ類儲層則集中分布于席狀砂。此外，結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)等探討了注水開發(fā)過程中不同構(gòu)型單元內(nèi)儲層參數(shù)的動態(tài)變化特征。其中，儲層孔隙度隨注水開發(fā)的進(jìn)行總體趨勢是增大的，但變化幅度不大。壩主體孔隙度增幅最大，壩側(cè)緣次之，席狀砂基本不變。儲層滲透率的趨勢既有增大、又有減小。隨注入水的不斷沖洗，壩主體等高-特高滲儲層有效滲透率升高，壩側(cè)緣、水下分流河道等中-低滲儲層滲透率降低，席狀砂等低滲儲層基本不變。儲層孔隙度增加幅度較滲透率小得多。從低含水到特高含水階段，不同構(gòu)型單元的粒度中值都有所增大，泥質(zhì)含量均降低。

河口壩；儲層構(gòu)型；沙河街組；勝坨油田二區(qū)

目前,地下儲層構(gòu)型主要應(yīng)用于曲流河及辮狀河方面。針對三角洲的露頭和現(xiàn)代沉積研究雖然很多，但三角洲沉積作用過程復(fù)雜，不同地區(qū)的沉積模式差異較大?，F(xiàn)有構(gòu)型模式不全面，主要是井中地下儲層構(gòu)型解剖，地下井間構(gòu)型預(yù)測方法有待完善。前人相繼對勝坨油田二區(qū)各個(gè)砂組開展了精細(xì)油藏描述，諸如將儲層細(xì)分到單層，并進(jìn)行各單層沉積微相研究和微構(gòu)造分析，對不同含水期分別建立了測井解釋模型；微構(gòu)造及沉積微相對剩余油的控制及剩余油挖潛工藝技術(shù)等方面的研究有力地推動了中高含水期剩余油的挖潛研究不斷深入[1-7]。

我國東部絕大多數(shù)油田廣泛分布在陸相斷陷湖盆內(nèi)，經(jīng)過長期注水開發(fā)，多數(shù)油田都進(jìn)入了特高含水階段，地下剩余油的分布更加零散，穩(wěn)產(chǎn)難度大，僅僅依據(jù)宏觀分析，難以弄清地下復(fù)雜的剩余油形成機(jī)理及分布規(guī)律。實(shí)踐證明，不同級次的儲層構(gòu)型單元及儲

層質(zhì)量差異對剩余油分布具有很大的控制作用[8-11]。因此，深入開展地下儲層構(gòu)型表征及基于構(gòu)型單元的儲層質(zhì)量分布模式研究已經(jīng)迫在眉睫[12-15]，更是當(dāng)前儲層研究中的熱點(diǎn)和難點(diǎn)。筆者試圖在砂體構(gòu)型單元精細(xì)解剖的基礎(chǔ)上，充分利用不同開發(fā)時(shí)期的巖心分析化驗(yàn)資料，結(jié)合測井資料綜合分析，得到不同注水開發(fā)階段不同構(gòu)型單元儲層參數(shù)變化規(guī)律，以期為老油田的穩(wěn)油控水，進(jìn)一步提高采收率提供可靠的地質(zhì)依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

勝坨油田二區(qū)位于濟(jì)陽坳陷東營凹陷北部,西南與利津生油洼陷相鄰,構(gòu)造上處于坨莊勝利村永安鎮(zhèn)的二級構(gòu)造帶中段，是一個(gè)被斷層復(fù)雜化的逆牽引背斜構(gòu)造油氣藏[1-3](圖1)。

勝坨油田含油層系較多，從下至上為古近系沙四段(沙河街組四段)、沙三段、沙二段、沙一段、東營組和新近系的館陶組、明化鎮(zhèn)組。其中，沙二段由15個(gè)砂層組組成，為一套完整的河流-三角洲沉積。其中沙二段7—8砂組是主要含油層系，占勝坨油田總探明儲量的78.1%。研究層段為沙二段8砂組，發(fā)育一套中孔高滲的三角洲前緣砂巖儲層，油藏埋深1 830～2 500 m。勝二區(qū)面積約23 km2，區(qū)內(nèi)鉆遇8砂組741口井，平均井距為125 m左右。經(jīng)過50余年的開采，已進(jìn)入特高含水階段，剩余油分布零散，油田面臨穩(wěn)產(chǎn)難題，亟需加強(qiáng)以儲層構(gòu)型為代表的特高含水期三角洲儲層內(nèi)部結(jié)構(gòu)研究。

圖1 勝坨油田二區(qū)構(gòu)造位置

2 儲層構(gòu)型

研究區(qū)可識別出的微相類型有三角洲前緣河口壩、水下分流河道、席狀砂、遠(yuǎn)砂壩和支流間灣，其中河口壩占到總沉積體的90%。針對三角洲儲層厚層砂體連片，單個(gè)河口壩砂體難以區(qū)分的特點(diǎn)，依據(jù)河口壩的沉積特征、砂體厚度及分布位置等，將其進(jìn)一步劃分為壩主體和壩側(cè)緣等。研究中筆者分3個(gè)層次重點(diǎn)逐級解剖復(fù)合河口壩、單一河口壩及單一河口壩內(nèi)部增生體構(gòu)型單元。

復(fù)合河口壩構(gòu)型單元頂?shù)捉缑鏋?級界面，這一層次的構(gòu)型單元主要被厚層泥巖分隔，因此分布穩(wěn)定的前三角洲泥巖成為主要的滲流屏障；單一河口壩構(gòu)型單元的分界面為4級界面，界面夾層以泥巖和鈣質(zhì)

砂巖為主，位于河口壩底部和頂部；河口壩內(nèi)增生體構(gòu)型單元限定的分界面為3級界面，界面間夾層厚度很小、向前積方向延伸、保存不完整(圖2)。

2.1 復(fù)合河口壩砂體疊置樣式

復(fù)合河口壩體由多期單一河口壩垂向疊加與側(cè)向疊合形成，為多段反韻律組成的復(fù)合反韻律。厚層復(fù)合河口壩砂體自然電位曲線表現(xiàn)為塊狀或復(fù)合箱形，而自然伽馬與微電極曲線則反映出內(nèi)部含有多個(gè)泥質(zhì)與鈣質(zhì)夾層，將砂體分成幾個(gè)旋回，每個(gè)旋回基本上都是一個(gè)單獨(dú)的反韻律。由精細(xì)地層對比結(jié)果可知，每個(gè)韻律層為一個(gè)單一河口壩沉積體(4級)，垂向地層單元的細(xì)分確保韻律層復(fù)合微相平面分布刻畫的精度(圖3)。因此，側(cè)向拼疊河口壩的有效識別是劃分單一壩的關(guān)鍵。

2.2 單一河口壩劃分

檢查井的巖心資料顯示，垂向上疊加的若干個(gè)單一河口壩沉積時(shí)的水動力條件不同，形成的河口壩規(guī)模、韻律性及砂體的滲透率均有差別，砂體疊加的結(jié)果，使小層的非均質(zhì)性增強(qiáng)。從典型取心井劃分結(jié)果來看(圖4)：2J1502井取心井段81—83小層發(fā)育有兩期復(fù)合河口壩，兩期復(fù)合河口壩之間為前三角洲泥或支流間灣沉積。頂部81小層復(fù)合河口壩體可由兩期單一河口壩垂向疊加而形成，兩期河口壩的能量逐漸增強(qiáng)，單一河口壩具有典型的反韻律特征，砂體的滲透率和粒度等均表現(xiàn)為反韻律，上部物性好，滲透率高，向下泥質(zhì)含量增加，粒度變細(xì)，滲透率逐漸降低；河口壩的疊加總體上仍顯示為反韻律。底部82+3小層有5個(gè)單一壩組成，河口壩之間有短暫沉積間歇期沉積的泥質(zhì)粉砂巖相隔，垂向上疊加的河口壩砂體形成于不同地質(zhì)時(shí)期。

圖2 灤平斷陷湖盆中侏羅統(tǒng)西瓜園組三角洲前緣沉積斷面

圖3 平行古水流方向的沉積微相剖面

圖4 勝坨油田二區(qū)沙二段2J1502井8砂組構(gòu)型單元識別與劃分

在復(fù)合河口壩劃分的基礎(chǔ)上進(jìn)行單一河口壩的側(cè)向劃界，主要識別標(biāo)志有：①不同期次河口壩頂部砂體相對高程及地層厚度差異；②不同河口壩曲線形態(tài)特征差異；③不同河口壩之間出現(xiàn)壩緣等細(xì)粒沉積；④物源方向識別出的水下分流河道也可作為劃分單一河口壩的有效標(biāo)志；⑤對于動態(tài)資料比較豐富的井區(qū)，可根據(jù)注采關(guān)系輔助判斷劃分單一河口壩。

利用研究區(qū)加密井網(wǎng)資料,在單井識別和側(cè)向劃界的基礎(chǔ)上，對25個(gè)河口壩砂體，由462個(gè)井點(diǎn)控制，統(tǒng)計(jì)平均長度為2 414 m，平均寬度為1 132 m，平均厚度為4.71 m,平均長寬比為2.13，平均寬厚比為240，平均長厚比為510。河口壩長度/寬度定量關(guān)系為y=2 220.2ln(x)-13 133，R2=0.854 1。對單砂體進(jìn)行平面組合的主要約束條件是水流方向(即微相組合關(guān)系和物源方向)、砂體厚度和砂體分布模式。結(jié)合動態(tài)資料驗(yàn)證單一壩平面劃分結(jié)果，驗(yàn)證其合理性，最終實(shí)現(xiàn)河口壩復(fù)合體中單一壩(4級)平面上的擬合。

2.3 單一河口壩內(nèi)部解剖

2.3.1 河口壩內(nèi)部砂體充填模式及控制因素

已有研究表明，河口壩的成因及分布除了受沉積盆地沉降速率和沉積速率的均衡制約之外，構(gòu)造運(yùn)動、

古地形、沉積物供給、氣候和季節(jié)性變化、湖平面升降以及沉積基準(zhǔn)面變化也是重要的影響因素，但主控因素為構(gòu)造運(yùn)動、水動力條件和古地形[16-17]。厚層壩體由一系列單壩砂體縱向疊加、側(cè)向遷移形成，各單元外形表現(xiàn)為橢球形或啞鈴形，其頂?shù)捉缑嬉员幽鄮r或鈣質(zhì)泥巖為隔層構(gòu)成薄皮結(jié)構(gòu)、三層模式，各單元側(cè)緣呈相互不連通、半連通或連通等多種接觸方式，縱向疊加形成厚層壩體(圖5)。

2.3.2 單一河口壩砂體內(nèi)夾層分布模式

鄂爾多斯神木縣考考烏素溝延安組湖泊三角洲前緣砂體構(gòu)成及不均一性研究表明，河口壩可以進(jìn)一步劃分為近端(PMB)和遠(yuǎn)端(DMB)[18-20]。根據(jù)其水動力條件、沉積位置以及砂體充填方式差異，可將研究區(qū)河口壩類型進(jìn)一步劃分為限制性河口壩和非限制性河口壩。

限制性單一河口壩內(nèi)部夾層以泥質(zhì)夾層為主，局部物性夾層近水平狀展布，將河口壩分為多期增生體。在河口壩進(jìn)積方向的前端,泥質(zhì)夾層較為發(fā)育,夾層傾角一般小于1.5°；在垂直于砂體推進(jìn)方向主要發(fā)育泥質(zhì)夾層，且橫向較為穩(wěn)定；順物源方向加積壩上溝道，厚度薄，寬度小，分布不穩(wěn)定(圖6a)。

非限制性單一河口壩內(nèi)部夾層以鈣質(zhì)和物性夾層為主，分布于各成因體中上部(3級)，將河口壩分為多期增生體。河口壩增生體間的夾層對應(yīng)3級，主要是鈣質(zhì)夾層，分布在河口壩的中上部厚度很小，向前積方向延伸，保存不完整，不連續(xù)分布(圖6b)。

從陸向湖盆方向，由限制性單一河口壩向非限制性河口壩過渡，并呈現(xiàn)出鈣質(zhì)砂巖—物性夾層—泥灰?guī)r的隔夾層演化規(guī)律。

圖5 河口壩內(nèi)部砂體充填模式及控制因素

圖6 勝坨油田二區(qū)三角洲前緣兩種單一河口壩砂體內(nèi)夾層分布模式

2.3.3 單一河口壩內(nèi)3級界面井間預(yù)測

在上述(非)限制性單一河口壩砂體內(nèi)夾層分布模式指導(dǎo)下，對研究區(qū)取心井4J919井區(qū)82和83小層所在的河口壩進(jìn)行內(nèi)部解剖，在垂直水流方向及平行水流方向?qū)我缓涌趬蝺?nèi)部界面在井間進(jìn)行對比預(yù)測。

該井區(qū)發(fā)育二期河口壩，頂部一期為限制性河口壩，可進(jìn)一步細(xì)分為3期增生體。在平行古水流方向加積特征明顯，限制性河口壩進(jìn)積方向的前端，泥質(zhì)夾層較為發(fā)育，連續(xù)性較好，夾層傾角一般小于1.5°。底部一期為非限制性河口壩，可進(jìn)一步細(xì)分為3期增生體，該期非限制性河口壩夾層類型以鈣質(zhì)夾層、物性夾層為主，可以起局部封隔作用。垂向上兩期河口壩分界面處為泥質(zhì)夾層(4級)，厚度大、連續(xù)性穩(wěn)定，鈣質(zhì)夾層或物性夾層多發(fā)育在成因體分界面上或分布于各成因體中上部(3級)，穩(wěn)定性時(shí)好時(shí)壞。壩緣或壩間的夾層以泥質(zhì)夾層為主，厚度較大且相對較穩(wěn)定(圖7)。

3 基于構(gòu)型單元的儲層質(zhì)量分布模式

基于儲層構(gòu)型單元的儲層質(zhì)量研究是深化表征儲層內(nèi)部非均質(zhì)性，是儲層構(gòu)型解剖的深入，并受控于儲層構(gòu)型界面。在單一河口壩構(gòu)型單元劃分的基礎(chǔ)上，首先分析了不同構(gòu)型單元內(nèi)儲層質(zhì)量參數(shù)差異分布規(guī)律，并以不同開發(fā)時(shí)期取心井資料及小井距非取心井測井資料為基礎(chǔ)，闡明注水開發(fā)過程中不同構(gòu)型單元內(nèi)儲層參數(shù)變化特征。

3.1 不同構(gòu)型單元的儲層質(zhì)量分布規(guī)律

單一砂體級次儲層參數(shù)研究是表征不同單一砂體平面上的滲流差異，儲層參數(shù)分布受控于單一砂體構(gòu)型單元的界面。

研究以單期河口壩為基本單元，首先是在單井上劃分滲流屏障和儲層質(zhì)量，其次在河口壩內(nèi)部構(gòu)型界面約束下，進(jìn)行井間的預(yù)測，從而得到連井剖面儲層參

圖8 勝坨油田二區(qū)82(3)韻律層單一成因砂體級次儲層質(zhì)量

數(shù)分布。在構(gòu)型控制和儲層參數(shù)分布模式指導(dǎo)下，分析單一砂體級次儲層參數(shù)平面展布規(guī)律。

研究結(jié)果表明：①單一砂體內(nèi)部層內(nèi)非均質(zhì)性很強(qiáng)。具體表現(xiàn)為在單井上，每個(gè)單一砂體內(nèi)部每個(gè)單一韻律層的滲透率都不同；對于不同的井來說，發(fā)育的時(shí)間單元相同，但砂體類型不同，儲層質(zhì)量差別很大。②各單一河口壩平面非均性很強(qiáng)。具體表現(xiàn)在滲透率差異大，且分布不連續(xù)，滲流能力最好的Ⅰ類儲層連續(xù)性最差。③單一砂體分布控制著儲層參數(shù)的平面展布。在單一河口壩加積內(nèi)部，一般呈現(xiàn)底部為Ⅲ類和Ⅱ類儲層，向上過渡為Ⅰ類儲層的反韻律，也有單一加積體為Ⅰ類儲層的現(xiàn)象。壩主體以發(fā)育Ⅰ類和Ⅱ類儲層為主，Ⅲ類儲層一般發(fā)育在河口壩內(nèi)部夾層的遮擋區(qū)以及壩側(cè)緣，Ⅳ類儲層發(fā)育在席狀砂(圖8)。

3.2 注水開發(fā)過程不同構(gòu)型單元內(nèi)儲層參數(shù)變化特征

3.2.1 取心井變化特征

勝坨油田二區(qū)從低含水階段、中含水階段、高含水階段到特高含水階段，都有豐富的取心井資料。將三角洲前緣中的不同構(gòu)型單元注水前后的儲層物性參數(shù)進(jìn)行對比發(fā)現(xiàn)，河口壩主體、壩側(cè)緣、水下分流河道以及席狀砂等不同構(gòu)型單元儲層孔隙度總體趨勢是增大的，滲透率的趨勢既有增大又有減小。一般而言，隨注入水的不斷沖洗，壩主體高滲透儲層的滲透率通常增大，壩側(cè)緣等中低滲透降低，席狀砂基本不變。儲層孔隙度增加幅度較滲透率小得多。從低含水到特高含水階段不同構(gòu)型單元的粒度中值都有所增大，泥質(zhì)含量均降低。

儲層孔隙度隨注水開發(fā)的進(jìn)行，一方面，總體變化趨勢是增大的，增加的幅度較小。另一方面，三角洲前緣中不同構(gòu)型單元的儲層參數(shù)變化幅度不同。河口壩主體砂體孔隙度增大了1.8%，壩側(cè)緣增大了1.5%，水下分流河道增大了1.2%，席狀砂增大了0.8%，即孔隙度增大幅度壩主體>壩側(cè)緣>水下分流河道>席狀砂(圖9)。

通過不同含水階段取心井巖石薄片分析認(rèn)為：研究區(qū)河口壩儲層埋藏淺、原始孔隙喉道較大、粘土礦物不穩(wěn)定組分較多；隨著含水的上升，顆粒骨架的接觸關(guān)系發(fā)生改變，微粒和填隙物發(fā)生溶解和遷移，導(dǎo)致粒度變粗，孔隙吼道變大，物性變好[6](圖10)。

圖9 勝坨油田二區(qū)沙二段83小層三角洲前緣不同構(gòu)型單元注水前、后孔隙度變化

圖10 勝坨油田二區(qū)沙二段不同含水階段83小層取心井薄片對比

河口壩主體滲透率增大了310×10-3μm2，壩側(cè)緣以及水下分流河道等中滲儲層降低了(60～100)×10-3μm2，席狀砂基本不變(圖11)。說明滲透率的變化受多種因素控制，變化規(guī)律比較復(fù)雜。

通過井下薄片以及掃描電鏡分析認(rèn)為，地層微粒在儲層中的變化及孔壁周邊形態(tài)的變化是導(dǎo)致不同構(gòu)型單元滲透率差異變化的主要因素。隨著含水的上升，水洗強(qiáng)度增加，注水沖刷使地層微粒被沖散、遷移，部分隨水驅(qū)采油被帶出，使孔喉增大；另一部分遷移至細(xì)窄喉道處堵塞喉道，使孔喉減小[6,21-24](圖12a,b)。此外，隨著開發(fā)階段的推進(jìn)，氧離子與儲層中的基質(zhì)和膠結(jié)物發(fā)生作用，導(dǎo)致基質(zhì)和膠結(jié)物被溶蝕，使粘土的總含量減少。氧離子還可進(jìn)一步溶蝕儲層中的骨架礦物，使得長石、顆粒等溶蝕次生溶孔、次生微孔的形成使孔壁變形，孔喉增大(圖12c,d)。

隨著含水率的上升，各個(gè)構(gòu)型單元的粒度中值隨著含水率的上升逐漸增大，泥質(zhì)含量均降低。這是由于隨著含水的上升，水洗強(qiáng)度增加，小顆粒被遷移，顆粒表面清潔度變好，因此，隨著含水率的上升粒度中值逐漸增大，粘土礦物總量降低。

圖11 勝坨油田二區(qū)沙二段83小層三角洲前緣不同構(gòu)型單元注水前、后滲透率變化

綜上所述，從初期到特高含水階段，不同構(gòu)型單元的儲層參數(shù)變化幅度不同。其中儲層孔隙度逐漸增大，但變化幅度不大，孔隙度增大幅度壩主體>壩側(cè)緣>水下分流河道>席狀砂。注水全過程中，壩主體等高-特高滲儲層，有效滲透率升高，壩側(cè)緣和水下分流河道等中低滲儲層，滲透率降低，席狀砂等低滲儲層基本不變。儲層孔隙度隨注水開發(fā)的進(jìn)行，總體變化趨勢是增大的，但增加的幅度較滲透率小得多，泥質(zhì)含量降低，粒度中值增大。

3.2.2 小井距非取心井變化特征

小井距非取心井變化特征分析表明，注水開發(fā)階段不同構(gòu)型單元儲層參數(shù)變化特征明顯。1-24井是1972年完鉆的采油井，82+3小層砂體處于弱水淹到中水淹階段，1-244井是同年完鉆的注水井，82+3小層砂體處于中強(qiáng)水淹階段，兩口井相距17.75 m。82(4)、83(3)和83(4)韻律層均發(fā)育河口壩主體，83(5)為壩側(cè)緣沉積。對比發(fā)現(xiàn)強(qiáng)水淹前后自然電位曲線基線明顯向右偏移，負(fù)異常幅度平均值明顯減?。宦暡〞r(shí)差曲線顯著增大，說明水洗程度越大，孔隙度越高；微電極幅度差減小。說明大孔道中的粘土礦物經(jīng)水驅(qū)后，易被沖散、遷移、隨水流帶出，從而使孔道變得干凈、暢通，孔隙度增大[25-26]，壩主體滲透率增大，且滲透率非均質(zhì)性減弱，壩側(cè)緣由于孔隙喉道較小，隨流體一起流動的泥質(zhì)或其它較大的顆粒會阻塞在其中，引起滲透率的減小(圖13)。

圖13 勝坨油田二區(qū)沙二段82+3小層小井距采油井與注水井對比(非取心井)

4 結(jié)論

1) 在進(jìn)行單一成因砂體構(gòu)型識別的基礎(chǔ)上，建立了兩種單一河口壩砂體內(nèi)夾層分布模式。限制性單一河口壩內(nèi)部夾層以泥質(zhì)夾層為主，局部物性夾層，近水平狀展布，將河口壩分為多期增生體；非限制性單一河口壩內(nèi)部夾層以鈣質(zhì)和物性夾層為主，分布于各成因體中上部，將河口壩分為多期增生體。

2) Ⅰ類和Ⅱ類儲層主要分布于河口壩主體，Ⅲ類儲層多分布在河口壩側(cè)翼以及河口壩內(nèi)部夾層的遮擋區(qū)，Ⅳ類儲層則集中分布于席狀砂。

3) 從初期到特高含水階段，不同構(gòu)型單元的儲層參數(shù)變化幅度不同。其中儲層孔隙度隨注水開發(fā)的進(jìn)行，總體趨勢是增大的，壩主體孔隙度增幅最大，壩側(cè)緣次之，席狀砂基本不變；隨注入水的不斷沖洗，儲層滲透率的趨勢既有增大、又有減小，壩主體等高-特高滲儲層，有效滲透率升高；壩側(cè)緣、水下分流河道等中-低滲儲層，滲透率降低；席狀砂等低滲儲層基本不變；儲層孔隙度增加幅度較滲透率小得多；從低含水到特高含水階段不同構(gòu)型單元的粒度中值都有所增大，泥質(zhì)含量均降低。

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(編輯 張玉銀)

Distribution patterns of reservoir quality based on configuration unit of mouth bar sandbody:A case study from the 8thsand group of the 2ndmember of the Shahejie Formation in Shenger Block of Shengtuo oilfield, East China

Zhang You1,2,3,Hou Jiagen3,Cao Yanqin4,Zheng Xingping1,2,Shao Guanmin1,2,Jia Junshan5,Bai Xiaojia6,Duan Dongping7

[1.PetroChinaHangzhouResearchInstituteofPetroleumGeology,Hangzhou,Zhejiang310023,China;2.CNPCKeyLaboratoryofCarbonateReservoirs,Hangzhou,Zhejiang310023,China;3.CollegeofGeoscience,ChinaUniversityofPetroleum(Beijing),Beijing102249,China;4.ExplorationandDevelopmentInstituteofDaqingOilfieldCompany，Daqing,Heilongjiang163712；5.ResearchInstituteofGeologicalSciences,ShengliOilfieldCompany,Dongying,Shandong257000,China;6.ResearchInstituteofExplorationandDevelopment,TarimOilfieldCompany,PetroChina,Korla,Xinjiang84100,China;7.CNOOC-ChinaLimited,Shanghai200030,China]

Based on core,thin section,SEM,well logging data and performance analysis and guided by reservoir configuration theory,configuration analysis of thick mouth bar sandstone in the second block in Shengtuo oilfield was carried out at three levels including composite mouth bar,single mouth bar and internal accretion within single mouth bar.On this basis,reservoir quality distribution patterns of different configuration units were analyzed.Result indicates that reservoir parameters of different configuration units are significantly different.Class Ⅰ and Ⅱ reservoirs mainly occur in the major parts of mouth bars.Class Ⅲ reservoir is generally distributed on flanks of mouth bar and under interlayers in the interior of mouth bars,while Class Ⅳ reservoirs mainly occur in sheet sands.In addition,dynamic characteristics of reservoir parameters in different configuration unit during waterflooding were discussed by using performance data.The reservoir porosity increased during waterflooding as a whole,but changed slightly.The largest increase appeared in the center of mouth bar,followed by bar flank,and nearly no changes occurred in sand sheet.In contrast,reservoir permeability showed different trends in different configuration units.Some units increased while others decreased.With constant flushing of injected water,effective permeability increased in high or ultra-high permeability reservoirs such as mouth bar center,decreased in middle or low permeability reservoirs like bar flanks and underwater distributary channels and remained unchanged in low-permeability sheet sand.The amplitude of porosity increase was much smaller than that of permeability.Median grain size of different configuration units all increased to some extent at both low and high water-cut stages,while clay content decreased.

mouth bar,reservoir configuration,Shahejie Formation,Shengtuo oilfield

2014-12-29;

2015-02-13。

張友(1985—)，男，碩士、工程師，儲層地質(zhì)學(xué)與油氣成藏。E-mail：zhangyou_hz@petrochina.com.cn。

國家科技重大專項(xiàng)(2008ZX05004-002)；中國石油天然氣股份有限公司重大科技專項(xiàng)(2014E-32)。

0253-9985(2015)05-0862-11

10.11743/ogg20150520

TE121.3

A