0 引言

储层构型已经引入到地下厚油层砂体的解剖中^[1-4]，尤其是在河流相储层和三角洲相储层砂体解剖及剩余油分析等方面已成功应用^[5-14]，而针对扇三角洲相储层^[15-16]，特别是扇三角洲前缘亚相储层构型的定量研究还处于探索阶段。因此，本次研究以赵凹油田赵凹区块核桃园组三段Ⅳ3¹(Eh₃Ⅳ3¹)厚油层为例，以岩心、测井、分析化验、动态监测等资料为基础，按“层次分析、模式拟合”的方法，开展扇三角洲前缘储层内部结构及对剩余油控制作用研究，建立储层构型控制剩余油分布模式，为指导研究区开发方案综合调整和挖潜工作，以及相似沉积条件油藏精细解剖与剩余油挖潜提供借鉴。

1 区域概况

赵凹油田位于河南省泌阳县境内，构造位置位于泌阳凹陷南部陡坡带前姚庄鼻状构造，分为赵凹区块和安棚区块。其中，赵凹区块含油面积为7.1 km²，地质储量为484万t，古近系核桃园组是主要的目的层系(图 1)。根据岩性组合可将核桃园组划分为3段，即核一段、核二段、核三段，其中Eh₃Ⅳ3¹厚油层是目前主要的产油层系，为扇三角洲前缘亚相沉积^[17-19]，物源方向以南西或南北向为主，沉积微相为水下分流河道和河口坝，可见水下分流河道间、远砂坝、前缘席状砂等，垂向上具有多期水道砂体叠置特征。厚层砂体内部结构复杂、非均质性强，导致开发过程中具有综合含水率高、采出程度低、剩余可采储量高等特征。

2 储层构型分析 2.1 构型分级

储层的层次性是储层构型分析的核心和关键，在Miall ^[5-8]河流相构型要素分析的基础上，充分考虑扇三角洲前缘砂体沉积模式，提出赵凹油田赵凹区块核桃园组扇三角洲前缘砂体储层内部构型的7级划分方案，具体如下：① 7级构型。该构型为扇三角洲沉积体，对应于砂层组，代表一期扇三角洲沉积体系，其顶部为一套稳定的泛滥湖相泥岩沉积，底部具有冲刷面及滞留沉积。② 6级构型。该构型为多期辫状河道与河口坝叠置体，对应于小层，小层之间一般具有稳定的泥质隔夹层(Eh₃Ⅳ3砂层组可划分为7个小层，其中Eh₃Ⅳ3¹厚油层即为这7个小层中最上部的一个小层，为一个6级构型单元)。③ 5级构型。该构型为同期辫状河道复合体(河口坝复合体、河口坝与水道复合体)以及水动力相对稳定期形成的平面上相对连续的地层，垂向上一般只出现一个河道砂体，平面上可以由同期水下分流河道、水下分流河道间、河口坝、席状砂及前扇三角洲泥等组成的复合体(本次研究将Eh₃Ⅳ3¹厚油层又细分为7个单层，相当于7个5级构型单元)。④ 4级构型。该构型为单一辫状河道，对应于单一相带，为同期沉积内平面上由单一水下分流河道、单一水下分流河道间、单一河口坝、席状砂及前扇三角洲泥等的叠合体。⑤ 3级构型。该构型为单一辫状河道(河口坝、溢岸沉积)内部增生体，对应于单一韵律层，代表成因单元内部次一级沉积事件的开始或结束。⑥ 2级构型。该构型为交错层系组，相当于Miall ^[5-8]的二级界面(简单层系组)限定的构型单元。⑦ 1级构型。该构型为交错层系，相当于Miall^[5-8]的一级界面(交错层系界面)限定的构型单元。研究区Eh3Ⅳ31厚油层的构型分析，是在6级构型单元内部±次识别出次级构型单元界面，进而确定出不同级次界面所对应的构型实体叠置样式、规模以及空间分布规律等。由于资料有限，3级构型以及更低级构型单元难以在井间追踪，且不是生产的主要矛盾，因此只重点描述4级以及5级界面及其限制的构型实体。

2.2 5级构型分析

扇三角洲前缘亚相的5级构型是最低级的地层对比单元，为同期水下分流河道与河口坝叠置体，代表一次事件性洪流沉积。基于5级构型单元建立的等时地层格架是单一河道、河口坝、溢岸沉积等单成因砂体解剖的前提和基础。

赵凹区块核桃园组5级构型单元间主要±据各类夹层和冲刷面进行区分。其中，夹层可划分为3类，即泥质夹层、钙质夹层和泥质砂砾岩夹层，夹层岩性和测井特征明显，易于识别。泥质夹层主要包括泥岩、页岩、钙质泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩及部分粉砂岩等；微电极和深侧向电阻率值均明显下降，微电极幅度差≤ 0 Ω·m，自然伽马相对增大(图 2)。钙质夹层主要包括钙质砂岩、含砾砂岩、砾质砂岩及砾岩等，这类夹层主要与碎屑中的碳酸盐胶结作用和溶解作用有关；微电极曲线呈尖峰状，其幅度差为1 Ω· m，声波时差值小(图 2)。泥质砂砾岩夹层包括泥质、泥粉质、粉砂质支撑和胶结的砂砾岩或砾质砂岩等，底部往往发育冲刷面构造，纵向上出现的频率较低(＜2%)；自然伽马、微电极和深侧向电阻率值均较高，但声波时差小，自然电位幅度低。

在扇三角洲前缘5级构型单元划分及对比过程中，遵循构型单元间夹层分布相对较稳定(＞0.5 m)、单元内部纵向正旋回、单元具有一定的地层厚度(＞3 m)等三大原则，将赵凹区块Eh₃Ⅳ3¹厚油层细分为7个5级构型单元，自下而上分别为：Ⅳ3¹⁽⁷⁾，Ⅳ3¹⁽⁶⁾，Ⅳ3¹⁽⁵⁾，Ⅳ3¹⁽⁴⁾，Ⅳ3¹⁽³⁾，Ⅳ3¹⁽²⁾和Ⅳ3¹⁽¹⁾。每个构型单元是同期河道与河口坝的叠合体，顶底界面是扇三角洲前缘亚相中的5级构型界面。从沉积演化角度来看，赵凹区块核三段Ⅳ3¹⁽⁷⁾至Ⅳ3¹⁽⁴⁾是进积过程，砂体规模逐渐扩大；Ⅳ3¹⁽⁴⁾至Ⅳ3¹⁽³⁾是加积过程，砂体规模一般；Ⅳ3¹⁽³⁾至Ⅳ3¹⁽¹⁾是退积过程，砂体规模逐渐缩小。

2.3 4级构型分析

扇三角洲前缘内多条水下分流河道的频繁摆动使得砂体宽度逐渐增加，砂体相互叠合，形成多个成因砂体的复合体(5级构型)。在复合体内部开展4级构型单元的空间结构、接触关系、定量化判别研究，深入解剖单一水下分流河道(或河口坝)砂体，精细刻画储层结构，是开展剩余油富集部位和富集程度研究的基础。

2.3.1 单一水下分流河道(或河口坝)识别模式

前人对扇三角洲前缘单一水下分流河道(或河口坝)识别标志进行了研究，总结出以河道顶底高程差异、河道规模差异、相变等为主的识别特征^[15-16]。参考前人研究成果，结合研究区实际情况，建立了如下4种单一水下分流河道(或河口坝)的识别模式：

(1) 河道顶部高程差异

在同一5级构型单元内，多条水下分流河道在更短的时间段内仍存在发育时间的先后顺序，造成其顶部距地层界面的相对高程存在差异。根据高程差异性可很好地将单一水下分流河道(或河口坝)区分开。从图 3 (a)可以看出，顶部高程差异是研究区核桃园组识别单一水下分流河道(或河口坝)砂体的重要识别标志。

(2) 河道砂体规模差异

河道砂体规模差异主要表现为2种类型：第1种是两期辫状河道(或河口坝)砂体侧向拼接，中间薄的部位为某一辫状河道(或河口坝)砂体的边部；第2种是中间薄部位发育一期小的辫状河道(或河口坝)砂体，与两侧的辫状河道(或河口坝)砂体存在规模差异[图 3 (b)]。

(3) 不连续的相变砂体

同期不同辫状河道(或河口坝)之间，通常发育不连续分布的河道间(或坝间)沉积，它是识别单一辫状河道(或河口坝)边界的标志之一[图 3 (c)]。

(4) 河道测井曲线差异

不同辫状河道(或河口坝)形成时水动力条件不同，造成测井曲线响应特征具有明显的差异，这种差异可用来区别不同的辫状河道。由于同一构型单元不同部位可能产生类似差异，因此使用此类识别标志时，应与其他标志配合使用[图 3 (d)]。

2.3.2 单一水下分流河道(或河口坝)定量判别

在赵凹区块Eh₃Ⅳ3¹厚油层的油藏范围内完钻井有44口，井距为50~325 m，平均为200 m左右，井距较大，且检查井(取心)、水平井等资料很少，而扇三角洲内部结构又十分复杂，若应用该区完钻井资料来定量判别各单一水下分流河道的规模则存在较大误差。因此，需要借用邻区双河油田核桃园组密井网资料对该区单一水下分流河道进行定量分析，当井距较小能控制河道规模时，可直接应用单井分析结果来确定河道的规模和边界。

(1) 单一水下分流河道及河口坝砂体宽度、厚度定量判别公式

邻区双河油田核桃园组密井网资料表明^[20-21]，扇三角洲前缘单一水下分流河道和河口坝砂体的宽度与厚度具有如式(1) 和式(2) 的线性关系，而宽度与长度具有如式(3) 和式(4) 的指数关系。

河道：

$w = 76.7h - 3.89$

(1)

河口坝：

$w = 119.0h - 1.74$

(2)

河道：

$l = 567.8\ln \left( w \right) - 2363.6$

(3)

河口坝：

$l=126.31\text{ln}\left( w \right)-334$

(4)

式(1)~ (2) 中：w为宽度，m；h为厚度，m；l为长度，m。

(2) 单一水下分流河道和河口坝砂体宽度、厚度定量判别结果

根据邻区双河油田核桃园组扇三角洲前缘单一水下分流河道和河口坝砂体宽厚及长宽关系式，估算赵凹区块砂体规模(表 1)。其中，单一水下分流河道厚度为3~7 m，估算水下分流河道宽度为225~ 533 m，长度为715~1 200 m；河口坝砂体厚度为2~ 5 m，估算河口坝宽度为235~600 m，长度为350~ 450 m。

2.3.3 4级构型单元分布规律

根据以上单一水下分流河道(或河口坝)识别模式，结合单一水下分流河道宽度、厚度定量判别结果，分析4级构型单元规模及空间形态，进而确定4级构型单元平面分布规律。以Eh₃Ⅳ3¹⁽³⁾为例，对构型单元平面分布进行阐述。在单一河道(或河口坝)识别模式指导下，通过连井剖面在研究区核桃园组共识别出5条水下分流河道(图 4)，河道流动方向为近南北向和南东—北西向，其中南东—北西向河道水流能量强，规模较大，与中部南北向河道在前方汇合后向湖心方向进积。靠近西部的2条河道则呈孤立状向北进积，规模较小，延伸距离有限。5条水下分流河道宽度变化较大，为533.01~176.76 m，在河道前方，共发育9个单一河口坝，河口坝之间未连片，其间被水下分流河道和席状砂所分隔，形成平面上和垂向上不同的接触关系和叠置样式，以及复杂的内部结构和流动差异性(图 4)。

3 储层构型对剩余油分布的制约

扇三角洲前缘4级构型单元是构型理论指导储层精细刻画的最高级序，具有较大范围的可对比性和广泛的适用性。因此，建立基于4级构型单元的储层构型控油模式，对改善油田开发效果具有重要意义。

3.1 纵向相变控油模式

由于沉积条件的多变性，扇三角洲在垂向上极易发生相变，不同构型单元相互叠置，导致储层存在非均质性，其中水下分流河道沉积多表现为较高渗透性，而水下分流河道间和席状砂沉积均表现为较低渗透性。又由于开发层序内不同油层的物性差异，在多层合注合采的情况下，导致注采过程中的水驱油状况存在差异。在较高渗透层，由于启动压力低，注入水易沿着较高渗透层突进，动用状况好，而在较低渗的次要层，由于启动压力高，动用状况较差，这往往是剩余油的富集部位。因此，在相同或相似注采条件下，层间纵向沉积相变控制了油层层间剩余油的分布。

例如，赵55井区的赵67井和赵33井为邻近注水井，其中赵67井核桃园组为席状砂砂体、赵55井和赵33井核桃园组为河口坝砂体，在Ⅳ3¹⁽²⁾中赵67井和赵55井上部发育一套席状砂砂体，下部为河口坝砂体，纵向上形成河口坝—席状砂—河口坝叠置的构型模式，不同构型要素之间被泥质夹层所分隔。虽然赵55井区的邻井注水井较多，但受泥质夹层的影响，注入水难以波及，因此导致在赵55井Ⅳ3^{1 (2)}上部的席状砂砂体仍有剩余油富集[图 5 (a)]。

3.2 横向相变控油模式

对于同一油层而言，平面构型单元差异导致的横向相变及储层物性差异，对水驱油效率及剩余油的形成与分布均具有控制作用。在不同构型单元组合形成的连通体内，由于不同构型单元之间的物性差异，注入水总是就近优先进入阻力最小的高渗河道，并沿着高压力梯度方向顺河道突进，直到河道方向压力梯度变小，才向河道两侧扩展，致使低孔、低渗构型单元水驱状况变差，剩余油饱和度增高。在同一构型单元内，砂体边部多为主砂体(河道)侧缘或漫溢沉积(天然堤、决口扇)，物性较差，且靠近砂体尖灭线，往外无泄流通道，是注入水不容易驱替到的部位，剩余油饱和度一般相对较高。

例如，在赵22井区的赵34井和赵1井为邻近注水井，其中赵22井核桃园组为水下分流河道间砂体，赵34井核桃园组为河口坝砂体，赵1井核桃园组为水下分流河道砂体，它们共同形成了侧向上水下分流河道—河道间—河口坝的侧向拼接样式。不同构型内部的渗透率及接触部位的渗流性差异较大。赵34井和赵1井与赵22井相比渗透率更高，导致注水井顶部和赵22井河道间砂体内剩余油富集[图 5 (b)]。

3.3 构型单元内不稳定夹层控油模式

由于单砂体内部不稳定夹层发育，并且其渗透能力与上下储层差异较大，在水驱作用下容易在底部和存在夹层的部位形成剩余油。当单砂体内部发育不稳定夹层时，剩余油所处的位置与数量均受控于油水井射开的层位，只有在注采井均射开夹层上下井段时，才没有剩余油富集，其余模式下在夹层下部均可形成不同程度的剩余油富集区。

例如，赵21井区的赵2井和赵34井为邻近注水井，赵21井在Ⅳ3¹⁽²⁾内发育不稳定夹层，而赵2井和赵34井在Ⅳ3¹⁽²⁾内则未发育不稳定夹层，导致赵21井夹层下部砂体剩余油较富集[图 5 (c)]。

利用构建3类构型模式的定量概念，对实际开发井数据开展了数值模拟预测。模拟结果预测的剩余油分布与实际生产解释结果较为匹配，表明储层构型确实对剩余油分布具有明显的控制作用。基于储层构型分析的成果能够较为准确地预测剩余油的形成及其分布差异，以此为基础开展的油藏开发方案设计将更有针对性和时效性。

4 结论

(1) 采用构型分析理论，确定了赵凹区块核桃园组三段Ⅳ3砂层组7级构型划分方案，明确了不同级次构型实体以及垂向界面特征，建立了4级构型单元(水下分流河道)侧向分界的4种标志。

(2) 根据4种单一水下分流河道(或河口坝)识别模式，结合河道(河口坝)宽度、厚度定量判别结果，认为该区各4级构型单元内发育2~5条水下分流河道，河流方向以南北向和南东—北西向为主，河道宽为200~500 m，河道越宽分支河道越发育，单一水下分流河道末端普遍发育河口坝。

(3) 建立了4级构型3类剩余油分布模式。其中，纵向和横向相变控油模式下的剩余油主要分布于水下分流河道中上部和非河道低渗相带内；在构型单元内不稳定夹层控油模式下，只有注采井均射开夹层上下井段时，才没有剩余油富集，其余模式均在夹层之下部可形成不同程度的剩余油富集区。