萨北油田北二西区点坝内部侧积层定量表征

周银邦 吴胜和 岳大力 钟欣欣

（1.中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油大学（北京）资源与信息学院，北京 102249）

萨北油田北二西区点坝内部侧积层定量表征

周银邦1，2吴胜和2岳大力2钟欣欣2

（1.中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油大学（北京）资源与信息学院，北京 102249）

萨北油田北二西区萨Ⅱ1+2b小层层内非均质性强，剩余油分散，难以挖潜。文中依据研究区的地质特征和沉积环境，总结出该区点坝内部侧积层的坝面分布为水平斜列式，分布形态呈“缓—陡”模式。基于研究区的密井网资料，在点坝内部侧积层分布模式的指导下，综合利用经验公式、岩心及密井网剖面的方法，对点坝内部侧积层进行了定量表征，分析了各种方法的局限性。通过研究得出：研究区位于点坝顶部的侧积层倾角多在5°以内，位于点坝中部的侧积层角度在4～10°，侧积层间距为40 m左右，单一侧积体水平宽度在70 m左右。以此参数为基础结合研究区侧积层的“缓—陡”模式，建立了能够用于油藏数值模拟的三维构型模型，分析了侧积层控制的剩余油分布模式，认为点坝内部剩余油在剖面上主要分布在中上部，注采井间侧积体内的剩余油更富集，平面上由于不同侧积层顶部的水驱油状况存在较大差异而使得剩余油呈条带状分布。按照剩余油分布模式总结出相应的挖潜措施，为厚油层剩余油挖潜提供更准确的地质依据。

储层构型；侧积层；点坝；废弃河道

目前，国内大多数油田已经进入了高含水期，油层水淹严重，剩余油高度分散，尤其对于河流相储层而言，层间的非均质性研究已经不能满足开发的需要，储层精细描述的重点已经由层间转为层内。裘怿楠［1］指出如何利用地下地质资料，正确的地质描述或预测层内非均质特性，是油田开发工作者主要努力的方向之一。点坝内部的侧积层作为储层内部的非渗透遮挡夹层直接影响砂体内部连通状况及注采受效情况，其控制的剩余油储量逐渐成为挖潜的主要目标。自从1985年A D Miall［2］提出构型要素分析法后，国内外很多专家学者在不同程度上丰富了点坝内部侧积层的沉积理论，并且分别在不同的研究区取得了很好的成果［3-7］，但对于地下点坝内部侧积层定量化的识别方法方面尚需进一步深入，因此，本次研究在侧积层空间组合模式的指导下，针对萨北油田北二西区三队试验区萨Ⅱ1+ 2b小层层内非均质性强的特点，研究地下侧积层的识别方法和分布规律，建立点坝内部侧积层的构型模型，为河流相储层剩余油挖潜指明方向。

1 研究区地质概况

萨北油田北二西区位于大庆长垣萨尔图油田纯油区内，构造较为平缓，地层倾角3°左右，地面平均海拔高度150 m左右。研究区三队试验区位于北二西区中部，面积0.3 km2，井距平均在100 m以内，发育萨尔图、葡萄花和高台子3套含油层系，均属于河流—三角洲沉积。前人已在“旋回对比、分级控制”的地层对比原则指导下建立了研究区精细的地层格架，萨Ⅱ1+2b小层属于萨Ⅱ油组中萨Ⅱ（1+2）—3砂层组，主要为三角洲平原分流河道沉积，油层砂泥质交互分布，非均质严重。目前由于特高含水期剩余油高度分散，各层系间含水差异越来越小，迫切需要分析厚油层的内部结构，研究剩余油分布规律。

2 侧积层的模式

按照侧积层的坝面形态可以将侧积层的模式归纳为：水平斜列式、阶梯斜列式及波浪式［8］。研究区萨Ⅱ1+2b小层位于姚家组三段末期沉积，湖泊开始扩张，水位变化不大，点坝表面地形平缓，气候略为湿润，这种条件下形成的侧积层模式多为水平斜列式。整个侧积层的倾角在剖面上呈“缓—陡”模式，即在点坝内侧积层顶部侧积层角度较缓，中部侧积层角度较陡，在靠近废弃河道的部位角度相对较大，在点坝的凸岸角度相对较小。

形成这种模式的原因主要由于侧积层是披覆于活动点坝的坝面而形成的，而坝面形态又受控于活动河道的河床底形，因此河床底形形态影响了侧积层的分布形态。

现代沉积和露头成果显示侧积泥岩可以从上点坝向下点坝延伸，达到砂体厚度的1/2～2/3处，这是因为常年水位和水动力影响了侧积层“陡”岸的沉积，如果常年水位较深，则侧积层“陡”岸可能更短，也有可能不存在；当水动力较大时，侧积层“陡”岸被冲刷及浸泡，保存下来的机会更小。

3 地下侧积层分布

点坝内部解剖的实质是在单井解释侧积层的基础上，在点坝内部构型模式指导下，对井间侧积体（层）进行拟合，构建点坝内部构型模型。依据点坝的识别标志（即沉积层序上的正韵律、砂体厚度呈“串珠状”及紧邻废弃河道分布），按照废弃河道所在位置及砂体厚度平面分布，在研究区识别出4个完整点坝，厚度平均为5.5 m，河流满岸宽度为60～100 m，单一点坝长度为300～400 m。

3.1 单井解释

分流河道内泥质侧积层的岩性主要包括泥岩、粉砂质泥岩及部分泥质粉砂岩。相对曲流河砂体，侧积层较薄，一般在0.1～0.3 m。通过B2-351-JP61井的取心剖面识别出萨Ⅱ1+2b单层在单期河道沉积内有3个侧积体和2个侧积层，测井曲线表现为微电极曲线明显回返，幅度差减小，自然伽马曲线见回返，自然电位曲线轻微回返。通过岩心标定测井，分析侧积层的测井响应，据此在非取心井中进行解释。

3.2 井间预测

侧积层的厚度、宽度、倾向、间距及倾角是确定地下点坝砂体内部侧积层定量模式的必须条件，侧积层厚度可以通过单井岩心标定测井识别，单一侧积体水平宽度可以通过Leeder［9］的经验公式推算，侧积层的倾向即废弃河道的倾向，侧积层的间距可以通过对子井来预测。因此，井间预测最重要的参数是侧积层的倾角，识别侧积层倾角的方法可以归纳为以下3个方面。

3.2.1 经验公式

经验公式是通过露头以及现代沉积总结出的能够反映构型单元间相互关系的定量特征。应用公式计算出的数值多为一个范围，并不代表一个具体特定的值。根据经验公式，可以在构型分析时把握地下构型单元的大体规模（虽然不可能很精确，但是数量级没有问题），这样可以避免出现大的误差。目前高弯度曲流河的经验公式较为完善，已在胜利孤东、孤岛油田、大港油田等多个油田进行过预测，均取得了良好的效果。

3.2.1.1 曲率推算

首先在研究区利用Schumm公式［10］计算其原始活动河道曲率，Schumm公式是根据澳大利亚半干燥—半潮湿地区36条稳定河流得出的，对于大庆的气候条件是适用的。

式中：P为河道曲率；F为河道宽深比；M为粉砂、泥质质量分数。

据B2-350-J45岩心分析结果，萨Ⅱ1+2b沉积单元粉砂泥质质量分数为20%，由此估算曲率大于1.8。

3.2.1.2 河流满岸深度推算

对于曲流河而言，河流满岸深度与单一河道内部点坝砂体最大厚度相当［9］。因此，地下河流满岸深度可以通过压实校正后的单一河道内部点坝砂体的最大厚度来推算。研究区的压实系数为1.1，通过研究区保存完整的单一向上变细的旋回厚度，经过压实校正后得到研究区萨Ⅱ1+2b河流满岸深度为5 m左右。

3.2.1.3 侧积层倾角推算

Leeder通过研究表明对于河道弯曲度大于1.7的样本［9］，满岸深度和满岸宽度具有较好的双对数关系（式3），点坝内部单一侧积体宽度大约等于2/3满岸河流宽度（式4），并推导出计算点坝内部泥质侧积层倾角的公式（式5）。得到的关系式为

式中：w为河流满岸宽度，m；h为河流满岸深度，m；w1为单一侧积体水平宽度，m；θ为侧积层倾角，（°）。

通过上述公式推算萨Ⅱ1+2b平均河流满岸宽度约100 m，而单一侧积体水平宽度约为河流满岸宽度的2/3，即70 m左右，点坝内侧积层倾角为4.5°左右。

3.2.2 岩心识别

岩心识别是侧积层预测的最直观方法，通过取心井的岩心资料既可以识别出侧积层的规模，也可以很直观地测量侧积层的倾角，但通常因为取心资料稀缺，测量的角度只代表了局部点的角度，没有宏观的概念，所能达到的是仅仅可以确定侧积层倾角位于点坝的具体部位。通过对研究区内的几口典型取心井B2-350-J45、B2-323-JP43、B2-323-JP42井的目的层进行观测与统计，得到侧积层的倾角都在1.5～7°。从统计可以看出，位于点坝上部的侧积层角度较小，在5°以内，位于点坝中部的侧积层角度较大，在4～10°，点坝底部几乎不发育侧积层。

3.2.3 地下密井网剖面

大庆油田已经勘探开发50多年，井距平均已达到100 m左右，部分井距在50 m以内，因此对于储层内部构型解剖非常有利。研究过程中可首先在整个研究区或者与研究区相邻的区块利用密井网资料建立各种沉积模式，在这些模式的基础上综合各种识别方法拟合地下储层构型井间预测。

3.2.3.1 对子井

对于井距很小的2口井（对子井），应用同一侧积层的相对高差与井距可计算其倾角。已知2口井的井距，在地层顶面拉平的前提下，可以确定同一侧积层在2口井上的相对高差（见图1），倾角θ的计算公式为

式中：Δh为同一侧积层在2口井上的相对高差，m；L为井距，m。

图1 应用对子井资料计算侧积层倾角与间距

研究区对子井B2-341-P55与B2-D4-42两口井之间的井距为35.6 m，同一侧积层在2口井上的相对高差为1.2 m。根据公式4计算萨Ⅱ1+2b单层点坝内侧积层倾角θ为1.9°。应用同样的方法对研究区其他对子井进行推算，侧积层的倾角均在2°左右。

将对子井中同一条侧积层相连，沿着侧积方向延伸会与点坝顶面相交,相邻侧积层的相交点之间的距离在平面上的投影距离ΔL即为侧积层的水平间距。应用研究区对子井资料亦可得出侧积层的水平间距为40 m左右。

3.2.3.2 废弃面

密井网资料识别的废弃面也可以反映侧积层的倾向及倾角。废弃河道代表一个点坝的结束，废弃河道与点坝的接触面称之为废弃面，在消除地下微构造的影响下，废弃面倾斜角度的大小代表了侧积层的倾角大小。废弃河道的宽度受单一河道带宽度的影响，因此，只有在井距较小的情况下，废弃河道上的井越多，则越能够反映出废弃面的产状。在三队试验区附近有一点坝内部井网较密，井距为20～30 m，沿废弃河道的方向做一条剖面，识别出点坝内部废弃面过了2口井，在顶拉平的情况下根据这2口井废弃面的连线测量出废弃面的倾角为2.1°（见图2）。

图2 废弃面识别侧积层倾角

综合上述各种方法可以判定侧积层的间距在40 m左右，单一侧积体水平宽度在70 m左右，侧积层的倾角多在2～10°，钻遇点坝顶部侧积层的井较多，多在5°，而点坝中部的侧积层角度较大，为4～10°，这更加验证了研究区点坝内部侧积层呈“缓—陡”模式分布。

4 侧积层控制的剩余油分布

4.1 点坝内部侧积层建模

地质模型目前已渐渐趋于精细化［11-12］，三维构型模型的最终目的是要建立三维侧积层模型，但是目前的建模软件均很难实现侧积层的建模。该次研究采用了油藏数字表征软件Direct软件提出的嵌入式三维地质建模新方法。该方法分为3个主要步骤：首先，按较粗略的网格分辨率，建立相对均质的曲流河砂体初始三维模型；其次，通过自动模式拟合算法，建立侧积面三维曲面模型；最后，对曲流河砂体初始三维模型进行局部网格加密，并对侧积面穿过的加密网格赋予夹层属性，最终将侧积泥岩夹层嵌入到点坝砂体模型中。

在单井泥质侧积层解释基础上，以点坝内部构型分布定量模式为指导，对泥质侧积层的井间分布进行预测，应用序贯指示模拟方法建立三维相模型，使之既符合地质模式，又与地下资料相吻合。本次建模网格大小设置为5 m×5 m×0.1 m，建立了试验区萨Ⅱ1+2b小层的构型模型（见图3）。

4.2 剩余油分布模式及挖潜

动态分析及油藏数值模拟结果表明，点坝内部剩余油主要分布在中上部（剩余油饱和度大于50%），且注采井间侧积体内的剩余油更富集。这主要是由于点坝砂体表现为明显的正韵律特征，底部渗透率较高且连通，顶部相对低渗，再加上泥质侧积层的遮挡，导致注入水比较容易沿着点坝下部推进，点坝侧积体中上部剩余油富集，且这一“半连通体”模式导致注水方向本身影响开发效果的程度很小，平行、斜交与垂直夹层倾向注水采出程度相差仅0.5%左右。

图3 试验区构型模型切片

从平面上来看，侧积夹层的分割作用易在平面上形成条带状剩余油分布，当点坝砂体内部可以形成较为完善的注采关系时，不同侧积层顶部的水驱油状况存在较大差异。

针对上述剩余油分布模式，可以采用细分开发层系，完善注采井网，实施老井补孔、卡改、封堵炮眼等措施来进一步挖潜剩余油。对于点坝砂体内部的注水井，根据注采井组层内动用状况分析结果，对点坝砂体内部无效循环部位实施封堵，使注入水更多地沿着侧积层方向流动，挖潜侧积层遮挡形成窄条带状剩余油，实现层内细分注水，改善层内的开发效果。另外，对于发育规模大、上部侧积层发育、上部单元隔层稳定的点坝砂体，可以利用水平井挖潜点坝体内部注采不完善形成的片状剩余油，提高井点对点坝砂体内部各个侧积体的控制程度，完善点坝砂体内部的注采关系。大庆油田自2003年以来，共投产8口水平井挖潜点坝砂体顶部各种剩余油，投产初期平均产油量为33.4 t·d-1，含水率为66.5%，投产1 a后产油量为12.4 t·d-1，含水率为86.1%。水平井产量约为周围直井单井产量的3～4倍，取得了较好的效果。

5 结论

1）结合萨北油田的地质背景和沉积环境概括出研究区侧积层坝面分布为水平斜列式，分布形态呈“缓—陡”模式。在此模式指导下，通过单井资料识别侧积层的规模，并应用经验公式、岩心资料及地下密井网剖面方法对地下点坝砂体内部侧积层进行井间预测。经过上述方法得出研究区的4个点坝内部侧积层的倾角在2～10°，点坝顶部侧积层倾角多在5°以内，而点坝中部的侧积层角度在4～10°，侧积层的间距在40 m左右，单一侧积体水平宽度在70 m左右。

2）基于上述侧积层要素的定量表征，应用Direct软件的嵌入式三维地质建模新方法建立了研究区点坝内部侧积层的构型模型。油藏数值模拟及动态分析结果表明，点坝内部剩余油在剖面上主要分布在中上部，且注采井间侧积体内的剩余油更富集；平面上由于不同侧积层顶部的水驱油状况存在较大差异而使得剩余油呈条带状分布。针对剩余油分布模式提出利用层内细分和水平井的挖潜方式，为下一步挖潜指明了方向。

志谢：本项目研究过程中得到大庆油田有限责任公司勘探开发研究院杜庆龙副总地质师、白振强工程师的指导和帮助，在此表示谢意！

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Quantitative characterization of lateral accretion bedding in point bar in WestⅡRegion of Sabei Oilfield

Zhou Yinbang1，2Wu Shenghe2Yue Dali2Zhong Xinxin2
(1.Research Institute of Exploration and Development,SINOPEC,Beijing 100083,China;2.Faculty of Resources and Information Technology,China University of Petroleum,Beijing 102249,China)

The layer heterogeneity is strong in the SⅡ1+2b layer of WestⅡ Region,Sabei Oilfield.The remaining oil potential tapping is difficult,with remaining oil scattered.According to the geologic characteristics and sedimentary environment in the area, this paper summarizes that the bar surface distribution of lateral accretion shale beddings in point bar is horizon and echelon pattern,and the distribution form is"slow-steep"pattern.Based on the dense well pattern data in the region and the distribution pattern of lateral accretion shale beddings in point bar,the quantitative characterization is conducted for the lateral accretion shale bedding in point bar through using the empirical formula,core and dense well pattern section data.Then the limitation of various methods is analyzed.The angle of lateral accretion bedding is usually less than 5°on the top of the point bar according to the study, while the angle of lateral accretion bedding in the middle part of the point bar is between 4-10°.The interval of lateral accretion bedding is about 40 m and the horizontal width of single lateral accretion is about 70 m.Based on the quantitative parameters and the"slow-steep"pattern of lateral accretion bedding,3D configuration model which can be applied for reservoir simulation is established.Then the remaining oil distribution pattern of lateral accretion bedding is analyzed.It is believed that the remaining oil distribution in point bar is mainly in the upper part for profile,and the remaining oil in lateral accretion body is enriched among the injection-production wells.The water displacing oil status on the top of different lateral accretion beds indicates a great difference in plane,so the remaining oil distribution presents the banding.Based on the distribution pattern of remaining oil,relevant potential tapping measures have been proposed,which provides the accurate basis for the remaining oil potential tapping of thick reservoir.

reservoir configuration;lateral accretion bedding;point bar;abandoned channel

国家高技术研究发展（863）计划“储层内部构型三维建模技术研究”（2008AA06Z206）；国家青年自然科学基金项目“复合曲流带储层内部构型与剩余油分布模式研究”（20090007120003）

TE122.2

：A

1005-8907（2011）02-137-05

2010-08-11；改回日期：2011-01-24。

周银邦，女，1983年生，博士，现从事储层地质和油藏描述。E-mail：zhou-yinbang@163.com。

（编辑杨会朋）

周银邦，吴胜和，岳大力，等.萨北油田北二西区点坝内部侧积层定量表征［J］.断块油气田，2011，18（2）：137-141. Zhou Yinbang，Wu Shenghe，Yue Dali，et al.Quantitative characterization of lateral accretion bedding in point bar in WestⅡ Region of Sabei Oilfield［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2011，18（2）：137-141.