惠民凹陷商河油田商一区河口坝储层构型精细剖析
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摘要：惠民凹陷商河油田商一区油气储层经过近40年的勘探开发，挖潜难度越来越大。为了进一步搞清该区剩余油分布规律，充分利用研究区丰富的岩芯、测井等资料，对沙二下亚段三、四砂组河口坝储层的垂向级次划分、单一河口坝识别及发育特征、垂向演化规律等开展精细研究。结果表明：河口坝储层发育5级构型界面，其中五、四级界面的成因类型分别为洪泛泥岩、砂体披覆泥岩，三级界面的成因主要为物性差异沉积、成岩钙质砂岩，并进一步细分为泥质夹层、物性夹层和钙质夹层3类；三级界面中泥质夹层的横向连续性好于物性夹层和钙质夹层，延伸距离为300～800 m，沿河口坝进积方向，在坡折带处夹层倾角最大可达8°，至湖盆内部夹层倾角一般小于2°，沿垂直于砂体推进方向，夹层倾角一般低于1.5°；储层顶面高程差异、坝间沉积、坝缘侧向交错叠置、曲线形态及砂体沉积厚度差异是单一河口坝侧向边界的4种识别标志；基准面的升降变化控制了沉积砂体间叠置关系，决定了河口坝砂体的沉积厚度及储层物性特征。该研究成果对于指导商河油田及相似油田开展后期剩余油分布预测具有借鉴意义。
关键词：河口坝；储层；构型；界面级次；垂向演化；沙二段；商河油田；惠民凹陷
中图分类号：P618.13；TE122.2 文献标志码：A
Abstract： After nearly 40 years exploration， the development of petroleum reservoir in Shangyi block of Shanghe oilfield， Huimin sag becomes much more difficult. In order to find the distribution of remaining oil， based on the abundant core and well logging data， the mouth bar reservoir in the third and the fourth sand groups of the second member of Shahejie Formation was analyzed for many aspects， including the grading system of architecture interfaces， the identification and characteristics of a single mouth bar and the vertical evolution law. The results show that the mouth bar reservoir can be classified into 5 grades architecture interfaces； the origin types of the fifth and fourth architecture interfaces are flood shale and argillaceous layers， respectively； the origin types of the third architecture interface are sedimentary with poor physical properties and diagenetic calcareous sandstone， and can be further subdivided into shale interlayer， calcareous interlayer and transitional interlayer； the shale interlayer has more lateral continuity than the calcareous and transitional interlayers in the third architecture interface， and can extend for 300-800 m； along the progradation direction of mouth bar， the dip angle of interface in the slope break belt can up to 8°， while the dip angle is less than 2° in the flat terrain； along the vertical provenance direction of sandbody， the dip angle of interface is generally below 1.5°； four identification marks recognizing lateral boundary of single mouth bar include that the top surface altitude difference of reservoir， the appearance of interval zone of mouth bar deposits， the fringe of two mouth bars overlapping each other and the existing difference from curves and deposition thickness of sandbody； the fluctuation of base level controls the superimposed relationship of sandbody， and determines the deposition thickness of mouth bar sandbody and the physical characteristics of reservoir. This results have an important significance in guiding prediction of the remaining oils distribution in Shanghe oilfield and other similar oilfields.
Key words： mouth bar； reservoir； architecture； interface hierarchy； vertical evolution； the second member of Shahejie Formation； Shanghe oilfield； Huimin sag
0 引 言
随着油田开发程度的不断加深，探明剩余油分布以及提高采收率已成为一项重要研究课题。三角洲前缘的河口坝砂体作为油气的主要储集相带一直备受关注。近年来，不同学者充分利用测井及地质资料，在对储层内部构型界面层次划分的基础上，通过刻画不同期次河口坝垂向及平面分布特征，建立了河口坝三维构型模式。通过对沉积砂体成因及接触关系的深入研究，有利于充分认识储层非均质性及探讨储层构型对剩余油分布的控制作用[1-4]。也有学者通过水槽模拟试验观测河口坝的发育过程，为井下河口坝构型的精细分析提供了理论依据[5]。
惠民凹陷商河油田商一区沙二下亚段三、四砂组（Es23、Es24）油气储层经过近40年的勘探开发，目前已进入高含水开发阶段，剩余油多呈整体分散、局部富集的特征。本文依据构型理论和层次分析方法，对该区河口坝储层的层次界面、构型单元的发育规模及垂向演化规律等方面开展精细研究，以期为商河油田有效预测剩余油分布及剩余油挖潜提供可靠的地质依据。
1 区域地质概况
商河油田构造位置处于惠民凹陷中央隆起带临邑大断层东端，受临邑二级大断层控制并伴生一系列三级断层，向南形成依次下掉的断阶构造[6]。以EW向展布的三级断层为界，将商河油田划分为4个区，其中商一区地处商河油田北部，是在商河古隆起上发育的由北向南倾斜的单斜状构造。研究区共发育多套含油层系，其中沙二下亚段油藏埋深1 600～1 850 m，沉积厚度为70～100 m，含油面积9.4 km2，石油地质储量6.78×106 t。沙二下亚段属于三角洲前缘亚相，自下而上共划分出4个砂组，物源主要来自NE向。通过岩芯观察与描述、室内分析化验资料研究，该区发育水下分流河道、水下天然堤、分流间湾、河口坝、席状砂等沉积微相类型，其中三、四砂组以河口坝沉积为主，储层岩性主要为灰褐色、灰色粉砂岩、细砂岩，分选好―中等，发育平行层理、波状层理等沉积构造，测井曲线形态多呈漏斗形或叠加漏斗形。
2 构型界面垂向级次划分
2.1 界面级次及成因类型
按照Miall对构型界面的定义[7]，在对岩芯井与连井剖面开展细致剖析的基础上，建立研究区构型界面的分级方案，将河口坝储层构型界面划分为5级。五级界面为多期河口坝叠置砂体的顶、底面，四级界面分隔复合河口坝内部的单一河口坝坝体，三级界面为单期河口坝内部增生体的分界面，一、二级界面分别代表交错纹层面及层系组面，只能在岩芯或露头识别[7]。
针对研究区河口坝砂体重点开展了三级到五级界面的识别，总结出各级界面的成因类型（图1）。五级界面的成因类型为洪泛泥岩，泥岩厚度一般大于2 m，其限定了河口坝复合体的空间展布，界面横向稳定性好，识别难度不大。四级界面是单一河口坝的沉积界面，反映了一期洪水事件的开始与结束，界面上、下岩相一般存在明显差异[3，8]，其成因类型主要为砂体披覆泥岩，指一期河口坝沉积后，在水体能量减弱的洪水间歇期形成了砂体顶部细粒沉积，其沉积厚度相对较薄，一般不足2 m，若垂向上两期砂体直接叠置，则需结合连井剖面识别出砂体叠置面，这可作为四级界面的垂向识别标志。另外，按照界面的成因类型，将三级界面划分为物性差异沉积、成岩钙质砂岩两类。前者指一期河口坝砂体内部存在由于湖水能量、气候变化形成的若干物性差异沉积面，发育薄层粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩等沉积；后者主要指在孔渗相对好的河口坝增生体内，流体渗流能力强，孔隙水中富含Ca2+、Mg2+、HCO-3等利于沉淀胶结，从而形成成岩钙质砂岩[9]。这两者均可作为三级界面的识别标志。
2.2 界面定量识别标准及其空间展布特征
在对商一区及邻近区块7口取芯井进行构型界面识别划分的基础上，分析了构型界面与测井响应的关系，结合构型界面剖面划分结果，开展了各类构型界面的发育规模及定量识别标准的研究。五级泥岩隔层的厚度为1.0～10.0 m，而四级泥岩隔层一般在0.3～2.5 m，测井响应主要反映泥岩特征，自然电位曲线靠近泥岩基线，微电极测井曲线几乎无幅度差，受井径扩径影响，声波时差曲线在井眼扩大段的下界面和上界面分别出现减小和增大的尖峰[10]。在识别三级界面时，按照岩性的不同，将单一河口坝内部划分为3类夹层：泥质夹层、物性夹层和钙质夹层。泥质夹层岩性主要为泥岩、粉砂质泥岩，封隔能力强；钙质夹层岩性以钙质粉、细砂岩为主，渗透性差，具有一定的遮挡阻隔能力[11]；物性夹层主要由泥质粉砂岩及粉砂质泥岩岩性组成，渗透性一般介于前两者之间。对于研究区大部分非取芯井，主要依据测井曲线的回返、幅度差异，并结合测井解释的数字成果定量识别。研究区泥质夹层的微电极测井曲线无或有较小的幅度差，自然电位曲线回返明显且靠近泥岩基线，孔隙度为01%～130%，渗透率为（09～80）×10-3 μm2，泥质体积分数一般大于50%，最大可达90%；钙质夹层的重要识别特征为微电极测井曲线呈高值尖峰状，孔隙度为103%～195%，渗透率为（2.5～380）×10-3 μm2，泥质体积分数主要为83%～367%；物性夹层的微电极测井曲线幅度低，略显幅度差，孔隙度为8%～25%，渗透率为（5.7～680）×10-3 μm2，泥质体积分数一般为102%～425%。由此确定了研究区三级界面的定量识别标准，其可作为单一河口坝内部界面的识别与划分依据。最终在研究区沙二下亚段三、四砂组内共识别出五级界面3个，四级界面9个以及三级界面若干。
通过对顺物源方向和垂直物源方向两个剖面开展构型界面的识别与划分，揭示了复合河口坝的内部结构特征。从图2可以看出，41小层顶部及43小层底部发育厚度为1～6 m的厚层泥岩隔层，两者限制了复合河口坝的空间分布范围，而各小层底部发育的相对稳定薄层泥岩隔层则限定了单一河口坝的发育。在单一河口坝内部，泥质夹层的延伸距离为300～800 m，其横向稳定性好于物性夹层和钙质夹层，具有一定的局部分隔能力。沿河口坝进积方向，泥质夹层较为发育，在坡折带处夹层倾角最大可达8°，至湖盆内部相对平坦区主要表现为近水平前积，夹层倾角一般小于2°；沿垂直于砂体推进方向上，泥质夹层发育规模明显增大，夹层横向稳定性好且倾角一般不足1.5°，钙质夹层主要分布于成因砂体顶部或中上部，物性夹层仅在局部位置发育。
3 单一河口坝构型剖析
3.1 侧向边界识别
平面上，多个河口坝并非孤立分布，而是侧向拼接形成“坝群”，因而确定边界的识别标志成为侧向划分单一河口坝的关键[9，12-13]。通过对河口坝剖面配置组合关系的研究，确定了研究区单一河口坝的4种识别标志[9，14-15]：①储层顶面高程差异，同期不同河口坝砂体受沉积古地形等影响，砂体顶面存在一定的高程差，该模式所占比例约25%[图3（a）]；②坝间沉积，在河口坝边缘及前方往往发育受波浪改造形成的大面积席状砂[16]，剖面上砂体呈现“厚薄厚”的特征，此外，不同单一河口坝间发育前三角洲泥岩，表现为邻井间砂岩呈尖灭式展布，以此标志可识别出单一河口坝侧向边界，从沉积剖面上看，该类砂体接触模式所占比例达到50%[图3（b）]；③坝缘侧向交错叠置，平面上两个河口坝边缘交错叠置，叠置区域即为单一河口坝的边界，此模式所占比例为15%[图3（c）]；④曲线形态及砂体沉积厚度差异，由于不同河口坝形成时的水体能量存在差异，不同河口坝砂体厚度或测井曲线的形态明显不同，故可作为单一河口坝边界的识别标志，然而在同一构型单元的不同位置也可出现此类差异，因此，在识别过程中需结合生产动态资料判断密井网条件下邻近砂体的连通性来判断是否存在河口坝侧向边界，该模式所占比例为10%[图3（d）]。
3.2 单一河口坝规模及物性特征
近年来，中国学者主要依据Lowry对河控三角洲河口坝露头开展的定量研究结果进行单一河口坝的规模预测[4，13]。然而，由于不同地区的沉积背景存在差异，故河口坝长度、厚度、宽度之间的相关关系具有不确定性。笔者在对构型单元进行垂向分级及侧向划界的基础上，识别出单一河口坝65个，并建立了单一河口坝厚度、宽度的相关关系。经过统计分析，单一河口坝厚度为10～70 m，约58.46%的河口坝厚度集中在2～4 m，厚度不足2 m或大于5 m的河口坝所占比例分别为1231%和1077%。单一河口坝的宽度为400～1 900 m，绝大部分河口坝（比例占83.08%）的宽度集中在400～1 300 m。对河口坝的宽度、厚度相关关系的拟合结果表明，河口坝的宽度与厚度之间呈指数相关关系（判定系数为0.616），由此建立了研究区单一河口坝规模的定量预测公式，指导稀疏井区河口坝的刻画[图4（a）]。
研究区河口坝的平均孔隙度为24.2%，平均渗透率为374.2×10-3 μm2，属于中孔中渗储层。选取研究区43小层开展构型单元孔隙度与渗透率的相关关系研究，复合河口坝储层内孔隙度与渗透率（取对数）线性关系不明显，这是由于河口坝复合体形成时间跨度大，受水动力、湖平面升降等多因素影响，不同时期形成的单一河口坝之间物性存在差异。四级界面控制的单一河口坝发育时间相对较短，垂向上储层呈现反韵律或复合反韵律特征，渗透率（取对数）与孔隙度具有较好的线性相关性，判定系数在0.9以上[图4（b）]。因此，针对研究区三、四砂组河口坝储层，总结了各小层单一河口坝的发育规模及物性特征（表1）。
4 河口坝构型的垂向演化规律
近年来，不同学者充分运用高分辨率层序地层学理论探究了基准面旋回对沉积微相的控制作用[17-21]。张兴阳等对长6期安塞三角洲平原砂体骨架模型的研究结果表明，基准面升降变化控制了砂体构成单元的类型、砂体形态、规模和连通性[19]。
温立峰等认为可容空间与沉积物补给速率比值（A/S值）在纵向上的多级变化对沉积微相的发育类型和展布模式起控制作用[20]。杨延强等认为长期基准面旋回通过可容空间的增减，沉积物供给速率的变化控制河口坝构型的发育[21]。本文在对河口坝发育规模及其平面展布、储层物性特征等开展细致研究的基础上，分析了三、四砂组河口坝构型的垂向演化规律；依据高分辨率层序地层学原理，探讨了基准面升降变化的控制作用。
在四砂组沉积早期，基准面处于上升阶段，湖盆可容空间相对较大，沉积物供给速率相对较低，导致砂体发育规模不大，仅在研究区南部发育孤立分布的河口坝。河口坝分布面积约占全区面积的167%，单一河口坝平均厚度为2.7 m，平均宽度为8456 m，储层物性相对较低，渗透率平均值为2964×10-3 μm2（表1）。侧向上，由于水体能量相对较弱，单一河口坝砂体间不易发生侧向叠置；垂向上，洪水间歇期沉积了相邻砂体间稳定发育的泥质夹层。
至四砂组沉积晚期，基准面下降伴随湖盆可容空间的减小和沉积物供给量的增加。河口坝分布面积达到全区面积的51.2%，单一河口坝的平均厚度超过4.0 m，储层物性有所改善，渗透率平均值为435.7×10-3 μm2（表1），此时河口坝易向湖中心方向推进并发生侧向迁移，形成平面连片发育的复合河口坝[21]。垂向上，由于水体能量较强，相邻砂体间仅保留规模较小的泥质夹层。
进入三砂组沉积时期后，在基准面上升的欠补偿和无沉积作用状态下沉积了在全区稳定发育的厚层泥岩段（俗称“三高阻泥岩”）。之后，基准面下降并伴随湖盆可容空间的减小，由于该沉积时期沉积物供应量不及四砂组沉积晚期，故河口坝发育规模较之略有减小，主要表现为三砂组各小层沉积时期单一河口坝的平均厚度分布范围为3.1～3.8 m，平均宽度分布范围为900～1 100 m，储层平均渗透率介于（320～400）×10-3 μm2（表1）。侧向上，单一河口坝间存在砂体叠置现象；垂向上，各小层间泥质夹层发育规模略有不同。三砂组沉积时期水体能量及沉积物供给速率较四砂组沉积早期有所增加，但不及四砂组沉积晚期。
综上所述，基准面升降变化与河口坝构型的发育规模、储层物性、砂体叠置样式的变化规律具有一致性。伴随基准面的升降，可容空间与沉积物供给量发生相应改变，直接控制了沉积砂体间叠置关系，决定了砂体沉积厚度及储层物性特征。在低可容纳空间条件下，河口坝构型砂体沉积厚度大，储层物性好，多个河口坝的侧向叠置易形成平面连片的复合河口坝；在高可容纳空间条件下，河口坝构型砂体发育规模及储层物性不及低可容纳空间条件下的河口坝砂体，单一河口坝砂体在垂向和侧向上易被稳定发育的泥质夹层分开。
5 结 语
（1）确定了惠民凹陷商河油田商一区河口坝储层三级到五级界面的成因类型及定量识别标准。五、四级界面的成因类型分别为洪泛泥岩、砂体披覆泥岩，三级界面可划分为物性差异沉积、成岩钙质砂岩两类；依据测井综合解释成果中的孔隙度、渗透率和泥质体积分数等参数，建立了三级界面的定量识别标准。
（2）三级界面中泥质夹层的延伸距离在300～800 m，横向连续性好于物性夹层和钙质夹层。沿河口坝进积方向，在坡折带处夹层倾角最大可达8°，至湖盆内部夹层倾角一般小于2°；沿垂直于砂体推进方向，夹层倾角一般低于1.5°。
（3）单一河口坝厚度主要集中在2～4 m，宽度主要集中在400～1 300 m，并建立了研究区单一河口坝规模的定量预测模型，有利于大井间距区域河口坝的准确预测及刻画。
（4）复合河口坝储层内孔隙度与渗透率（取对数）线性关系不甚明显，四级界面控制的单一河口坝渗透率（取对数）与孔隙度具有较好的线性相关性，判定系数超过0.9。
（5）伴随基准面的升降变化，可容空间与沉积物供给量发生相应改变，并直接控制了沉积砂体间叠置关系，决定了砂体沉积厚度及储层物性特征，该研究成果可为本区及相似油田在开发后期开展剩余油分布的预测提供指导。
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