方度，贾倩，龚晶晶，高东华，袁立新，尹莉

（中国石油冀东油田分公司勘探开发研究院，河北 唐山 063000）

基于扇三角洲储层单砂体的剩余油定量描述
——以南堡凹陷柳赞油田北区Es33油藏为例

方度，贾倩，龚晶晶，高东华，袁立新，尹莉

（中国石油冀东油田分公司勘探开发研究院，河北 唐山 063000）

扇三角洲储层具有相变快、非均质性强、油水关系复杂等特点，以小层为单元的剩余油研究难以满足开发中后期调整需求，亟需开展单砂体剩余油定量描述。以南堡凹陷柳赞油田北区Es33油藏为例，在岩心描述、沉积构造分析、测井相识别的基础上，应用“垂向分期、侧向划界”方法，进行单砂体划分与边界识别；应用分级相控建模方法，建立单砂体三维非均质地质模型；开展单砂体油藏数值模拟，并应用剩余油饱和度、剩余油储量丰度与剩余油储量等3项指标对单砂体剩余油潜力进行了定量描述。钻探证实，预测结果真实可靠且具有较高精度，能有效指导研究区剩余油的精细挖潜。

扇三角洲；单砂体；分级相控建模；剩余油定量描述；南堡凹陷

随着油田进入开发中后期，剩余油分布日趋复杂，开采难度越来越大，传统的小层剩余油研究已经不能满足开发需要，基于单砂体的剩余油研究已成为油田开发的重要任务。近年来，国内外学者对河流相单砂体剩余油分布已开展了大量研究，并取得了较为成熟的成果［1-2］，但对扇三角洲储层单砂体剩余油的研究还比较欠缺。笔者以南堡凹陷柳赞油田北区Es33油藏为例，开展了扇三角洲储层单砂体划分、三维地质建模及剩余油描述，精细刻画了单砂体空间非均质特征，定量评价了剩余油潜力。

1 研究区油藏地质概况

柳赞油田位于南堡凹陷东北端、高柳构造带的东端，西以鞍部与高尚堡构造和拾场次凹连接，东北部以柏各庄断层与马头营凸起相连。柳赞北区位于柳赞油田北部，为沿柏各庄断层下降盘分布的断鼻构造，目的层Es33亚段发育扇三角洲沉积，储层横向变化快、侧向叠置、非均质性强。经过20多年的开发，综合含水率已达84%，地质储量采出程度仅14.8%。目前层间、层内矛盾突出，单层突进，动用程度低，亟需开展基于单砂体的储层非均质特征与剩余油定量刻画研究，为油藏开发调整方案优化设计提供指导。

2 单砂体划分与边界识别

2.1 单砂体微相特征

柳赞油田北区Es33亚段主要发育扇三角洲沉积体系，识别出辫状水道、溢岸、水道间、舌状坝、坝间5种微相。辫状水道单砂体宽度、厚度均较大，单层厚度多在5 m以上，以交错层理和块状发育为特征，以中细砾岩、粗砂岩与中细砂岩为主，具有正韵律特征。溢岸沉积以细砂岩为主，岩石相类型为块状砂岩相、波状层理细砂岩相。水道间沉积物较细，主要为泥岩和粉砂岩，泥岩厚度较薄，一般为1～2 m，岩石相类型有块状泥岩相、块状粉砂岩相与波状层理粉砂岩相。舌状坝沉积以粗砂岩、含砾砂岩、中砂岩与细砂岩为主，岩石相类型多为块状砂岩相，厚度较大，顶部突变接触，底部渐变接触，单个砂体为正韵律，砂体组合为反韵律。坝间微相主要发育块状构造，岩石相类型为块状泥岩相与块状粉砂岩相，韵律特征不明显，厚度不等。

2.2 单砂体垂向分期

单砂体垂向分期的基础是岩心分析和岩电标定，通过岩心分析确定单一微相的岩石学和韵律特征，通过岩电标定确定单一微相的测井响应特征，并建立相应的单一微相测井解释模型。在小层划分的基础上，根据沉积旋回特征、砂体内部韵律特征、岩性及测井响应特征，通过对单砂体沉积转换界面的识别，采用构型要素分析的方法进行单砂体垂向分期。

2.3 单砂体侧向划界

单砂体建模的关键是砂体边界的确定，在垂向分期的基础上进行侧向边界识别。在单井识别各成因砂体类型以及剖面合理配置组合的基础上，结合沉积学规律和沉积模式总结出单一微相边界识别的方法［3］。

1）顶部高程差异。不同时期沉积的辫状水道砂体顶部层位的相对高程会存在差异，因此，顶部层位高程差异也是判断单一水道砂体的一项重要标志。

2）曲线形态差异。同一河道砂体在测井曲线形态上应有一定的连续性和渐变性，不同的水道水动力强度不同，造成测井曲线响应特征的差异。尤其是，不同水道主流线上曲线的差异是不同水道的显著标志。

3）砂岩厚度变化。不同河道砂体受水动力及古地形等因素影响，沉积厚度会出现明显差异，在剖面上，如果同一时间地层单元内水道砂体连续出现 “厚—薄—厚”特征，则其间存在边界。中间薄的部位可能为某一水道的边部，也有可能是中间部位发育一期小水道，与两侧的水道存在规模差异。

4）细粒沉积物分隔。水道间沉积为扇三角洲平原亚相辫状水道之间地势低洼地区的细粒沉积物，溢岸沉积为洪水泛滥时期水流溢出水道，水道中悬浮的沉积物在低洼地带堆积而形成的沉积体。在辫状水道复合砂体中如果发育水道间或溢岸沉积，则为单一辫状水道边界。

3 分级相控单砂体建模

分级相控建模方法综合应用确定性建模与随机建模2种方法的优势［4］，核心思想为分级建模。分级相控建模主要分3级：一级砂体格架模型，二级泥岩夹层模型，三级物性夹层模型。

3.1 一级砂体格架模型

一级砂体格架模型主要基于地质研究成果，采用确定性建模方法建立单砂体三维格架模型，准确刻画砂体边界。

在单井相划分的基础上，结合单砂体边界识别的结果，确定单砂体平面与剖面分布展布特征，多维互动确定单砂体边界。在扇三角洲沉积模式指导下，采用确定性建模方法，建立单砂体三维格架模型，对井间未知区给出确定性的预测结果。所建模型能有效再现地质展布特征，较好地刻画单砂体边界。

3.2 二级泥岩夹层模型

二级泥岩夹层模型是在确定性相模型的约束下，应用相控指示模拟方法对井间砂体与泥岩夹层进行有效预测，从而建立泥岩夹层模型。

指示模拟方法的最大优点是可以模拟复杂各向异性的地质现象及连续分布的极值。该方法无需假设原始样本服从正态分布，而是通过给出一系列的门槛值，估计某一类型变量低于某一门槛值的概率，以此确定随机变量的分布。序贯指示模拟方法是指示模拟的典型代表，是通过对空间属性参数的变差函数进行分析和推断，建立起基于变差函数的储层随机模型，是一种基于象元的模拟方法，既可用于连续性储层参数的模拟，亦可用于离散地质体的模拟［5］。

以相控理论为指导［6］，充分利用密井网资料［7］，以变差函数为工具［8］，开展地质统计学分析［9］，以砂体与泥质夹层宽厚比统计规律作为约束条件，应用随机模拟方法，产生可选的、等概率的多个储层三维模型。通过多个模型的比较，可了解由于资料限制而导致的井间储层预测的不确定性［10］，优选最符合地质规律的一个模拟实现，有效描述泥岩夹层分布特征。

3.3 三级物性夹层模型

三级物性夹层模型是在泥岩夹层模型的基础上，采用物性截断的方法有效刻画物性夹层，从而建立精细的三维单砂体模型。

物性夹层由于不具有明显的测井响应特征，单井上难于识别，指示模拟方法难以预测，以物性截断的方法能对物性夹层进行有效预测，其关键是储层物性模型的建立。储层物性的分布规律受控于沉积微相，储层物性模型的建立是在沉积微相模型基础上进行的。以相控属性建模思想为指导，分不同微相对储层物性进行数据分析，应用序贯高斯模拟算法［11］，建立储层三维物性模型（见图 1a，1c）。

在三维储层物性模型的基础上，根据夹层的物性标准对模型进行物性截断，物性低于夹层下限的就是夹层，高于夹层下限的是正常储集层，这样就能得到物性夹层的三维空间分布模型，对物性夹层的空间展布特征进行有效预测，从而得到精细的单砂体三维模型（见图 1b，1d）。

图1 柳赞北区单砂体三维模型与剖面

3.4 分级相控模拟结果

分级相控模型很好地恢复了单砂体的几何形态，模拟结果有效继承了地质研究成果，且对井间砂体与泥岩夹层具有较好的预测效果。

与随机模拟模型相比，分级相控指示模拟有效消除了随机模拟连续性较差、零星分布的缺点，综合了确定性建模与随机建模的优点。研究者的地质认识和地质思维在模拟过程中得到了有效实现，模拟结果更符合地质规律，有效刻画了单砂体的空间展布特征（见图1b，1d），相控储层属性模型精细刻画了储层的空间非均质性特征（见图 1a，1c）。

4 单砂体剩余油定量刻画

4.1 油藏数值模型建立与历史拟合

为了精细描述油藏流体的推进动态，合理解决油藏数值模型网格数与计算时间的矛盾，确保模拟结果精度，需对精细地质模型进行网格粗化，差异化网格划分能有效提高单砂体剩余油预测精度。平面网格粗化综合考虑单砂体规模与井网井距状况，网格精度设置为20 m×20 m，精细表征单砂体非均质特征，有效模拟井间流体运动规律。纵向网格粗化主要考虑单砂体厚度、隔夹层厚度及单砂体韵律特征，采用差异化粗化方式，主力含油单砂层采用精细化网格，网格精度为0.5～1.0 m，有效保存储层非均质特征，提高单砂体剩余油预测精度。对非主力含油单砂层进行合理的网格粗化合并，有效减少网格总数，提高模拟运算速度。

分析化验资料表明，柳赞北区在长期注水开发过程中，随着地下流体性质的变化，储层物性、孔隙结构、非均质性等都发生了变化，而储层物性与非均质性是控制剩余油的主要因素，分阶段历史拟合能合理表征储层特征的变化，对提高拟合精度具有重要意义［12］。

柳赞油田北区，2003年以前为基础井网与井网完善开发阶段，产液量较小，含水率较低；2004年以来，开展细分层系与二次开发调整，油水井大规模增加，产液量提高，含水率剧增。根据油藏开发特点，以2004年为界，将柳赞北区划分为2个历史拟合阶段。首先开展第1阶段历史拟合，产量、含水率、压力等各项指标拟合结果达到要求以后，将历史拟合后的静态模型与动态模型输出，作为第2阶段的初始模型，并根据储层物性、岩石和流体性质的变化规律调整参数，在此基础上开展第2阶段历史拟合，达到剩余油预测的最佳效果。

4.2 剩余油定量刻画

剩余油分布的量化指标主要包括饱和度大小与储量规模，以下主要从剩余油饱和度、剩余油储量丰度与剩余储量等指标对其分布规律及潜力进行定量刻画。

4.2.1 剩余油饱和度描述剩余油分布规律

4.2.1.1 平面剩余油

构造低部位注入水与边水水驱效果好，水洗程度较高，优势渗流通道发育，剩余油相对分散；构造中部注采井网完善，水驱见效明显，水洗较均匀，动用程度较好；构造高部位紧邻柏各庄边界断层，为多物源口交切处，砂体连通较差，储层物性较差，水驱效果较差，剩余油富集。主力含油砂体由于储层物性较好，注采系统相对完善，水驱效果普遍较好，但在靠近砂岩尖灭的边界区域，储集层物性变差，在注水开发过程中成为水驱的“死角”，水洗较弱，剩余油饱和度较高。受平面非均质性的影响，在水驱油过程中，注入水优先进入物性较好区域，使高渗透带和低渗透带水洗程度不均匀，井间相对低渗区水洗程度较弱，形成剩余油富集区。其次，注采井网不完善区域、条带状油砂体内及储层物性较差区域，易形成水驱替不到的滞留区，油层水洗程度较低，剩余油较富集（见图 2a，2b）。

4.2.1.2 纵向剩余油

由于层内韵律性的影响，造成注入水在厚油层内部推进速度不同。正韵律油层底部渗透率高，顶底部渗透率级差大，注入水容易沿底部窜流，且由于重力分异作用［13］，水质点下沉过程中，垂直渗透率也越来越高，进一步加剧了下部水窜，形成优势渗流通道，使底部水洗严重，中上部动用程度较低，形成剩余油富集区。反韵律油层顶部渗透率高，底部渗透率低，由于储层物性与重力分异的共同作用，水洗相对比较均匀，复合韵律油层则表现为多段水洗的特征。层内夹层影响油水的渗流规律，夹层附近储层物性相对较差，水体不容易波及，其次，由于夹层的存在，流体的垂向流动受阻，局部驱替效果变差，形成了剩余油富集区。对于厚油层，注采井间稳定分布的夹层把厚油层分成若干独立的流动单元，减弱了重力分异作用，对于正韵律、均匀型韵律油层有利于提高注水波及体积，而对于反韵律油层则不利于下部油层的动用（见图2c）。

在多层合注合采的情况下，物性差异会导致注采过程中的水驱效果差异，出现层间干扰现象。层间非均质性导致水体沿高渗层突进，水洗程度加剧，低渗层水洗程度变弱，剩余油富集。层间差异较大也严重影响薄差储层的动用，由于薄层吸水差，油层动用程度较低，剩余油富集。研究区靠近断层部位地层产状较陡，倾角35°～55°，随着地层倾角的增大，重力加剧了油水的分异作用，水驱效果变差，导致地层产状较陡区域剩余油富集（见图 2d）。

4.2.2 剩余油储量丰度指示潜力目标

剩余油饱和度能有效描述油藏的水洗特征，直观描述剩余油分布规律（见图2a，2b），却不能有效描述剩余油潜力大小。油层有效厚度较大油藏，虽然水驱后剩余油饱和度较小，但其剩余油储量仍然较大；而油层有效厚度较小油藏，即使剩余油饱和度较大，但其剩余油储量仍然较小（见图2b）。为此，剩余油储量丰度则可以综合考虑油藏的剩余油饱和度、厚度、孔隙度以及原油密度与体积系数等多种因素，对剩余油潜力进行有效表征［14］（见图2e）。通过对各小层储量丰度指标进行叠加，即可得到油藏整体剩余油潜力目标（见图2f）。

由剩余油储量丰度图可知（见图2e，2f），柳赞北区剩余油分布特征是总体分散、局部集中，地下储集层仍存在较多的剩余油潜力区。构造低部位水洗程度普遍较高，剩余油饱和度相对较低，但由于油层厚度较大，剩余油储量丰度较大，仍然具有较大的挖潜潜力。针对构造低部位水洗程度较高，优势渗流通道发育的特点，开展深部调驱，封堵优势渗流通道，调整吸水剖面，提高水驱波及体积能有效挖潜剩余油。构造中部虽然水驱效果较好，剩余油储量丰度仍然较大，需进一步完善精细注采井网，提高水驱采收率。构造高部位受储层物性与重力分异作用影响，水驱效果较差，剩余油储量丰度较大，考虑能减弱重力分异作用影响的气驱，有效补充地层能量，提高驱替效率，有效挖潜剩余油。

图2 柳赞北区剩余油饱和度及储量丰度

4.2.3 剩余油储量量化潜力大小

剩余油储量丰度能有效描述剩余油的平面分布位置，指示剩余油潜力目标，却不能量化剩余油大小。借助模拟软件强大的数值计算功能，计算各模拟网格储量动用情况及剩余油储量的大小。通过单一网格的叠加，即可得到各单砂层、油层组以及油藏整体的剩余油储量大小，准确量化剩余油潜力大小，为剩余油潜力区的优选与综合评价，以及新井井位的设计提供基础与指导（见图 3）。

柳赞油田北区剩余地质储量：Es33Ⅳ油组为546.51×104t， 各单砂体 13.15×104～75.06×104t， 平均31.66×104；Es33Ⅴ油组为 157.11×104t，各单砂体 5.73×104～31.73×104t，平均 17.46×104t；Es33Ⅲ油组为 66.87×104t，各单砂体 0.35×104～13.98×104t，平均 5.14×104t；Es33Ⅱ油组为 46.64×104t，各单砂体 0.99×104～5.92×104t，平均3.33×104t。可见，该区剩余油仍有较大潜力，Es33Ⅳ油组潜力最大，Es33Ⅴ油组次之，Es33Ⅱ，Ⅲ油组相对较小。

图3 柳赞北区各单砂体剩余油定量描述结果

5 剩余油预测结果验证

由于地质建模及油藏数值模拟过程中存在着多种不确定性，数值模拟结果未必真正与地下实际情况吻合，而密闭取心井资料本身是真实可靠的，用取心井资料验证数值模拟结果不失为一较好的选择。

柳北检1-24井，测井解释层号为22#，解释井段为3 202.0～3 207.6 m，预测含油饱和度40%，测井解释含油饱和度42%，为中水淹层，岩心滴水呈球状—半球状，中等见水；测井解释层号为21#，解释井段3 175.4～3 182.0 m，预测含油饱和度48%，测井解释含油饱和度49.9%，为油层，岩心滴水呈球状，未见水；测井解释号19#，解释井段3 154.0～3 157.0m，预测含油饱和度45%，测井解释含油饱和度46%，为中水淹层，岩心滴水呈球状—半球状，中等见水。检查井资料验证了模拟结果真实可靠，基于单砂体的油藏数值模拟技术有效提高了剩余油预测的精度，能有效指导研究区剩余油精细挖潜。

6 结论

1）运用沉积学的基本原理，依据沉积体的岩石学特征、韵律特征、测井响应特征及不同沉积体的配置关系，采用“垂向分期与侧向划界”的方法能对扇三角洲储层单砂体进行合理划分，单砂体划分与边界识别是单砂体地质建模的基础。

2）分级相控建模综合了确定性建模与随机建模方法的优势，能很好地恢复扇三角洲储层砂体边界，有效预测井间砂体、泥岩夹层与物性夹层的空间展布特征，对单砂体空间非均质特征定量刻画具有较好效果。

3）基于单砂体的差异网格划分与分阶段数值模拟技术，能更精细表征油藏地下的真实情况，提高了模型预测精度，合理模拟了油水运移规律，有效预测了剩余油分布特征，定量刻画了剩余油潜力。

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（编辑 王淑玉）

Quantitative description of remaining oil based on single sand body in fan delta reservoir bed:taking Es33reservoir in northern region of Liuzan Oilfield in Nanpu Sag for example

FANG Du,JIA Qian,GONG Jingjing,GAO Donghua,YUAN Lixin,YIN Li
(Research Institute of Exploration and Development,Jidong Oilfield Company,PetroChina,Tangshan 063000,China)

With distinguishing features of fast phase change,strong aeolotropy,complex hydrocarbon water contact in fan delta,study of remaining oil based on sublayer cannot meet the needs of adjustment during the middle-late development stages,and quantitative description of remaining oil for the single sand body in fan delta reservoir bed was launched.Taking Es33reservoir in the northern region of Liuzan Oilfield in Nanpu Sag as an example,based on the core description,sedimentary structure analysis,electrofacies recognization,and the method of vertical substage and lateral delimitation,single sand bodies and sandstone boundary were identified.Using the method of fractional facies modeling,three-dimensional anisotropic geologic model for single sand bodies were built.The numerical reservoir simulation for single sand body and three indices including remaining oil saturation,remaining oil reserves abundance and remaining oil reserves are used to quantitatively describe residual oil potential of single sand body.Exploration drilling has confirmed that the forecasting results are helpful and accurate,which can effectively direct the fine tapping of the remaining oil.

fan delta;single sand body;fractional facies modeling;quantitative description of remaining oil;Nanpu Sag

TE32+1

A

国家科技重大专项“渤海湾盆地黄骅坳陷滩海开发技术示范工程”（2011ZX05050）

10.6056/dkyqt201704021

2016-12-16；改回日期：2017-05-27。

方度，男，1982年生，工程师，硕士，2008年毕业于中国地质大学能源地质工程专业，现从事油气田开发研究工作。E-mail：fangdu2008@petrochina.com.cn。

方度，贾倩，龚晶晶，等.基于扇三角洲储层单砂体的剩余油定量描述：以南堡凹陷柳赞油田北区Es33油藏为例［J］.断块油气田，2017，24（4）：529-535.

FANG Du，JIA Qian，GONG Jingjing，et al.Quantitative description of remaining oil based on single sand body in fan delta reservoir bed:taking Es33reservoir in north region of Liuzan Oilfield in Nanpu Sag for example［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（4）：529-535.