1.   引言

在渤海海域，河流相储层是已发现油田的主要储层类型，也是我国油气最富集的储油层之一。这些油田经过十几年的注水开发，大多已进入开发中后期，含水率快速上升，注采矛盾逐渐突显。对于以河流相储层为主的秦皇岛A油田来说，储层较强的平面非均质性导致部分井区水驱方向单一，严重制约了水驱效率，深化储层研究已成为研究的重点。在井数少、井距大的条件下，储层研究对地震资料的依赖程度高，在砂体成因分析和沉积相研究方面存在欠缺。

先前有学者利用有限的井资料对沉积相和砂体的叠置关系进行了研究^[1]，认为多期砂体的叠置类型和单期砂体的沉积微相共同影响开发效果；有学者通过地球物理参数的优选提高了基于地震信息储层解释的准确性^[2]，但地震信息的分辨率依然是一个瓶颈；有学者通过现代沉积的发育特征建立了曲流河点坝砂体定量表征方法^[3]。基于前人的研究成果，选取秦皇岛A油田的主力生产砂体，在井网相对较密的条件下，通过恢复研究区的沉积格局，识别废弃河道以及在多因素约束下的井间砂体精细对比，对曲流河点坝砂体的边界进行描述，并结合实际生产情况分析剩余油分布的控制因素。

2.   研究区地质概况

秦皇岛A油田位于渤海中部海域，西北距京唐港约20 km。区内油气藏主要分布在新近系的明化镇组下段，垂向上可划分为0~Ⅴ 6个油组(其中Ⅰ~Ⅳ油组是主力产层)，每个油组可划分为若干小层。明化镇组下段地层为浅灰色细砂岩、绿灰色粉砂岩与泥岩互层。通过岩心观察，油田区内明下段泥岩颜色以褐色、土黄色为主，且常见介形类化石，表面该区水体深度不大，常常暴露于地表，处于氧化环境。综合分析认为，在明化镇组下段地层沉积时期，油田范围处于地势平缓的路上沉积环境，发育一套曲流河点坝砂体沉积。

本文以Ⅲ2砂体为研究对象，按照构造法圈定了大致范围，该砂体东西向延伸约5 km，南北向延伸约3 km，砂体厚度在6~15 m之间(图 1)。单井钻遇情况可分为3类：①以4井为例，钻遇厚层箱型砂体，厚度往往超过10 m；②以A5井为例，钻遇两期钟型砂体，每期砂体的厚度在5 m左右，砂体之间发育泥岩夹层；③以A2井为例，仅钻遇一套钟型砂体，砂体厚度在5 m左右。根据单井的钻遇情况，Ⅲ2砂体可进一步细分为Ⅲ2-1砂体和Ⅲ2-2砂体，在垂向上，两期砂体在点坝中心相互叠置，随着厚度由中心向四周逐渐减薄，两期砂体在点坝边部逐渐分离开来。在横向上，单期砂体厚度变化快。

图  1  秦皇岛A油田Ⅲ2砂体钻遇情况

Figure  1.  The distribution degree of Ⅲ2 sandbody in QHD A Oil Field

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3.   储层展布特征

曲流河主要的沉积过程与河流的侧向迁移有关，点坝是曲流河的主要沉积砂体^[4]。点坝是由河道中单向非对称的横向环流引起的输砂不平衡形成的凹岸遭受侵蚀，凸岸接受沉积，在洪水期和枯水期交替变化过程中，形成了由若干侧向排列、呈一定角度排列的富砂点坝侧积体^[5]，典型的曲流河储层在平面上具有坨状分布的特点。

砂岩厚度分布特征表明，Ⅲ2-1砂体主要由5个点坝砂体组成，在平面上呈串珠状排列在一起。A8井钻遇的位于左侧的点坝砂体规模最大，延伸范围超过1 000 m；B11井钻遇的点坝砂体规模最小，延伸范围大致为600 m(图 2)；位于左下角和右下角两个点坝砂体，由于钻遇井网限制，砂厚图不能反映其真实规模。

图  2  Ⅲ2-1砂体厚度分布特征

Figure  2.  Isopach of the NmⅢ2-1 sand body

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砂岩厚度分布特征只能反映出点坝的个数和大体位置，需要进一步落实砂体的边界。古地貌对沉积体系成因及其展布具有重要的控制作用^[6]，但是由于秦皇岛A油田明化镇组地层构造平缓，且缺少稳定的标致层，古地貌恢复难度较大。对于河流相储层来说，从成因着手，开展井间砂体精细对比依然是确认砂体边界的主要手段。

3.1   废弃河道的识别

废弃河道代表了一个点坝沉积的结束，在平面上点坝总是沿着废弃河道的边缘发育，在平面上识别废弃河道成为确定点坝砂体边界的关键。

钻遇废弃河道的单井底部层位与河道砂底部层位相当，顶部层位为泥质沉积或泥与粉细砂岩互层^[7]，使得砂体顶面到小层顶面的距离不同。对于钻遇废弃河道的井来说，这个相对距离要大一些^[8](图 3a)，利用砂顶相对深度的差异可以界定出废弃河道可能发育的位置(图 3b中的蓝色区域)。由于废弃河道充填物不易完整保存，因而难以准确刻画其平面展布形态。若识别出的废弃河道能够与砂岩等厚图相互呼应，则从侧面证实了砂岩厚度分布规律的正确性。

图  3  废弃河道的平面分布特征

Figure  3.  Plane distribution of the abandoned channel

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3.2   井间砂体对比

在井间砂体对比的过程中，除了废弃河道，还能找到3种识别点坝砂体边界的标志^[9]：溢岸细粒沉积物、砂体顶面高度差异和砂体厚度差异。

在不同河道之间会留下溢岸沉积物，不连续分布的河间细粒沉积物可以认为是两条不同河道分界的标志。在油田开发过程中，优先选取储层发育良好的位置部署井位，仅有少量的过路井钻遇溢岸沉积，因此溢岸沉积不是主要识别标志。砂体顶面高度差异和砂体厚度差异是识别点坝砂体边界的主要标志，同一河道砂体的顶面在横向上基本处于同一水平位置，而不同期次的河道砂体由于沉积和废弃时间不同，其顶面高度有所差异。从砂体中心到边部，厚度逐渐变小，物性逐渐变差，因此河道砂体由厚变薄再变厚的过程中存在不同河道砂体的边界(图 4)。

图  4  单河道砂体边界的测井识别标志

Figure  4.  Logsmmso s ody buaoy i nvial lries

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通过砂体精细对比，可以把点坝砂体的边界限定在邻井之间。需要注意的是，在对比过程中单一点坝的宽厚比应该符合该类砂体的特定规模。为了进行精细储层表征，必须建立大量的地质知识库^[10]，有学者利用全球卫星照片，重点选取嫩江月亮泡曲流河段为研究对象, 对河流满岸宽度与点坝长度的关系进行了定量统计和计算，观测到的河流满岸宽度与点坝长度数据的回归结果表明, 两者呈正相关, 且相关性较好^[11]，其相关式为

式中:l为点坝长度，km；

w为河流满岸宽度，km。

Leeder在研究中收集了107个河流实例，发现对于河道弯曲度＞1.7的曲流河道满岸深度和满岸宽度具有较好的指数关系：

式中:w为河流满岸宽度，m；

h为河流满岸深度，m。

联立以上2个公式可以根据河流的满岸深度推算出点坝长度，而满岸深度可以近似于钻遇同一个点坝且具有完整垂向序列的最大砂岩厚度。秦皇岛A油田井钻遇的点坝砂体厚度主要分布在4~9 m，点坝砂体在横向上延伸范围的经验值为24~1 080 m(表 1)，对于厚度为6 m的点坝砂体，在横向上的延展距离大致为570 m。

表  1  高弯度曲流河点坝规模经验值

Table  1.  Geometrical parameters of single point bar of meandering river

河流满岸深度/m	4	5	6	7	8	9
河流满岸宽度/m	57.5	81.3	107.2	134.9	166.0	199.5
点坝长度/m	24	309	570	713	941	1 080

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3.3   地震响应特征

秦皇岛A油田地震反演资料在垂向上的分辨率只能达到20 m左右，一条轴往往是多期砂体相互叠置在一起而形成的复合砂体的综合反映，在垂向上难以把Ⅲ2-1砂体和Ⅲ2-2砂体区分开来。但是在横向上，地震轴的变化可以指示砂体的减薄或尖灭(图 5)。从最近几年实施的水平井实钻情况来看，井震匹配程度较高，地震轴的变化带可以较为准确的指示复合砂体的边界。

图  5  砂体尖灭在地震反演剖面上的响应特征

Figure  5.  The correspondence between wave impedance profiles and sand body boundary

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综合上述研究可知，Ⅲ2砂体沉积时期，河道弯曲度大，点坝延展范围广。Ⅲ2-1砂体由5个点坝组成，Ⅲ2-2砂体由4个点坝砂体组成(图 6)。在平面上，不同点坝之间被泥质沉积分割开来，这是造成Ⅲ2复合砂体平面非均质性强的主要原因。

图  6  NmⅢ2砂体平面展布特征

Figure  6.  Distribution characteristics of NmⅢ2 sand body

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4.   剩余油分布规律

生产动态资料显示，在NmⅢ2砂体上注入水具有选择性流动的特征。以A5井和A4井为例，两口井于2001年同时投产，A9井是其共同的注水井。A5井距离注水井的距离较A4井要近一些，预测A5井应该率先收到注水效果。到了2006年，A9井的注入水还未波及到A5井，而A4井投产后快速见水，不到1年含水率已上升至50%。截至目前，A5井已正常生产了15年，含水率为81%，而A4井早因含水突破而转注(图 7)。从砂体解剖的结果来看，在Ⅲ2-1砂体上，虽然A9井与A5井和A4井同在一个点坝砂体上，但A5井在点坝边部，而A4井在点坝中心，注水见效快；在Ⅲ2-2砂体上，A5井与A9井分别钻遇不同的点坝砂体，泥质夹层阻碍了注入水的流动，使得A5井存在较长的无水采油期。

图  7  NmⅢ2砂体含水率分布图

Figure  7.  The increase in water cut in NmⅢ2 sand body

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NmⅢ2砂体整体含水上升规律与点坝砂体的平面展布特征有良好的对应关系：若在单一点坝砂体上存在完善的注采井网，则整个点坝砂体范围内都具有较高的含水率；若注水井位于点坝砂体边部或间湾，则波及范围仅局限于井点附近，相邻点坝砂体受到注入水的影响小。在B5井区所在的点坝砂体，由于缺少注水井，不能形成有效的注采关系，从而形成剩余油富集区。若以单一点坝砂体为生产单元进一步完善注采井网，可以达到深度挖潜剩余油的目的。

5.   结论

(1) 秦皇岛A油田北区Ⅲ2砂体可细分为Ⅲ2-1和Ⅲ2-2两期次级砂体，Ⅲ2-1砂体由5个点坝组成，Ⅲ2-2砂体由4个点坝组成。Ⅲ2砂体沉积时期，河道弯曲度大，点坝延展范围广，单个点坝砂体在平面上的范围大致为600~1 000 m。

(2) 在垂向上，两期砂体叠合程度高，仅在点坝边缘分离开来。在平面上，不同点坝之间被泥质沉积分割开来，这是造成Ⅲ2复合砂体平面非均质性强的主要原因。

(3) 点坝砂体的平面展布特征控制着注入水流动方向，从而影响水驱效率。在中高含水阶段，注采井网与砂体展布不匹配的井区仍存在大量的剩余油，以单一点坝砂体作为独立开发单元优化注采结构是提高油田采收率的重要途径。