周建堂，王 军，康丽侠，戚秋生，赵晓红，陈贞万

(1.中国石油长庆油田分公司第四采油厂地质研究所，宁夏 银川 750005； 2.北京凯博瑞石油科技有限公司，北京 100083)

1 研究区概况

J油田位于鄂尔多斯盆地中东部，发育有一构造-岩性的长2油藏，平均油层厚度11.7 m，平均孔隙度为14.0%，渗透率为9.1 mD，于1997年开始建产。该区长2沉积期由于湖盆持续收缩，进一步平原、沼泽化，河流亚相或平原分流河道发育是这一时期的重要特征[1-3]，区域内构造总体为西倾单斜构造，呈东南高、西北低的特征。研究区为典型网状河沉积特征，沉积物源方向主要为北东-南西向，主要发育微相类型为河道、天然堤与河漫滩，如图1所示。

研究区面积共24.4 km2，区内完钻各类油水井329口，其中采油井241口，区块最大日产油量达485 t以上，是J油田的主力产油区。前期的老油田开发经验表明，单砂体特征对油田开发具有重要影响，单砂体的研究对油田开发至关重要。前期，该区单砂体的发现主要基于油水井试井解释分析，根据该区大量油水井的试井解释成果，生产井早期井储段过后，中期地层普遍呈现典型的径向复合特征，后期呈现有边界反映。同时，该区生产动态分析也表明，生产井在相邻注水井基本相当的注水能量补充情况下，生产井周围地层压力差异性较大，综合认为该区油井周围附近有物性差或存在砂体边界，单砂体普遍发育。因此，有必要进一步对该区单砂体的精细刻画和研究，为油田开发调整提供依据。

2 单砂体类别及特征

单砂体分析主要以沉积理论为指导，建立单一砂体对比追踪模式，使地质研究单元精细到单砂体。并以沉积学理论为指导，对复合砂体进行内部结构解剖，识别出单一河道砂体，揭示砂体间连接关系。前期对J油田长2油藏地质特征分析可以看出，研究区主力油层长22-长21细分纵向非均质强，沉积微相差异较大，可细分为多个沉积期。结合密井网条件下的岩心、剖面、岩电特征等资料，细分小层剖面显示纵向上为多期河道相互叠置，如图2所示。沿物源方向河道砂体连续性较好，且延伸距离远，垂直物源方向储层连续性变差。平面上，河道自北东向西南方向多条河道相互交汇，呈网状及带状分布，长23-长21时期水动力逐渐变弱，河道变窄，河漫滩发育广泛，如图3所示。

总结该区前期的沉积微相研究成果，区内主要发育有河道、天然堤、河漫滩3种类型的砂体，不同砂体特征明显。

(1)河道：测井相主要以钟形、箱形、叠置的钟形、齿化的箱形为主。岩性以中、细粒砂岩为主，物性好。交错层理、平行层理发育，为正韵律或复合韵律；

(2)天然堤：测井相主要为锯齿形曲线，呈指状。以粉细砂岩、灰黑色泥岩薄互层为主，沉积构造为沙纹层理、波纹层理，呈正韵律或复合韵律；

(3)河漫滩：测井相主要为平直微齿型曲线，微齿状，呈基线，无负幅度偏移。岩性为泥质沉积夹薄层粉砂，偶见水平层理 、沙纹层理等层理构造。

2.1 单砂体垂向接触模式

在沉积模式的指导下，依据岩心、测井资料识别河道砂体构型界面，发现该区的单砂体垂向叠置关系主要有叠切、分离、叠置3类模式，如图4所示。

叠切模式：主要表征为底冲刷界面。由于晚期河道流速过大对前期沉积河道沉积物冲刷所形成的沉积界面，测井形态上声波时差SP、自然伽马GR有明显台阶，曲线响应特征明显，如图4(a)所示。

分离模式：主要表征为河道砂体内部具有泥质夹层。测井形态中GR、SP曲线明显偏向泥岩基线，高声波时差AC，低自然伽马RT，如图4(b)所示。

叠置模式：具有明显的物性夹层。测井形态表现为自然伽马GR、自然电位SP曲线微异常偏向泥岩基线，高声波时差AC较低，如图4(c)所示。

2.2 单砂体侧向接触关系

依据单砂体剖面特征研究得出：该区同期单砂体间的侧向砂体接触模式主要有孤立式、对接式、侧切式共3种，如图5所示。

本次研究中单砂体侧向接触模式识别主要依据不同沉积微相、测井相及高程差异以及井组注采响应进行区分。

①根据砂体所处的不同微相来确定河道的边界；

②测井曲线形态不同判断砂体规模，不同测井曲线形态能够反映出不同沉积模型及水动力变化。

③依据砂体高程差“厚-薄-厚”来判断河道规模。

④对测井曲线相似的井要综合依据研究区内河道规模大小来判断河道边界。

⑤依据井组注采响应情况来判断侧向接触关系，在同一河道内，砂体连通性好，注采响应最快，其次为侧切式接触，对接式接触模式注采响应最慢，侧向孤立式的砂体注采不见效。

通过研究表征得出：J油田长2油藏在不同期次河道垂向上以相互叠置及叠切为主，同期单河道接触以对接式与侧切式为主，该区不同期次单河道垂向及侧向接触模式图如图6所示。结合精细刻画单砂体边界及砂体发育规模，综合统计表明该区长2油藏单河道宽度约为180～790 m，宽厚比为60～100。

2.3 单砂体平面展布特征

2.4 单砂体接触关系刻画

3 单砂体接触模式对油田开发的影响

J油田长2油藏于1997年开始开发，共历经3个开发阶段：建产阶段(1997-2002年)、稳产阶段(2003-2012年)、递减阶段(2012-目前)。截至目前，该区累计产油206.2×104t，采出程度达18.7%，初期平均单井产能3.6 t/d，具有较长的稳产期，目前单井产能均小于5 t，主要分布在小于1 t/d范围，平均单井产能为0.9 t/d。该区生产井受单砂体发育的影响，生产动态主要表现出：平面单井产能差异大、含水及水淹状况分布不一致、各单砂层生产井产量递减类型存在较大差别、地层压力保持水平较低(约75%)、平面压力分布不均等特征。因此详细剖析单砂体接触关系对开发的影响，有助于合理选择调整开发方式，维持油田的长期稳产，从而有效提高原油采收率。

单砂体发育的油藏，开发中普遍面临着注水压力上升较快、能量分布不均、产量递减大等问题，开展单砂体研究是油田开发与调整的基础，根据研究区单砂体的分布特征研究，发现单砂体侧向接触关系不仅影响着油藏注水开发效果，单砂体垂向接触关系也影响单井产能的高低。

3.1 单砂体接触模式对注水开发的影响

在油层内单砂体接触模式的研究中，示踪剂技术是一种能准确反映油水井特征及关系的一项手段。井间示踪剂监测技术是从注入井中注入一种水溶性示踪剂，周围监测井中取水样，分析所取水样中示踪剂的浓度，根据示踪剂产出量并利用解释软件对示踪剂产出曲线进行分析，并采用数值分析方法获取油层特性参数，该方法可有效判识水淹方向、验证井间窜通以及识别水流优势通道。

该区T22-21井组于2015年开展示踪剂监测，T22-21井组示踪剂监测显示结果如图10所示，从监测时间可以看出：T22-22、T23-21井与注水井井距基本相同，由于注水井与T23-21井处同一单河道内，见效时间仅为14 d，而T22-22井处不同单河道油井见效时间达30 d，如表1所示。

表1 T22-21井组示踪剂监测结果Table 1 Tracer monitoring results of well group T22-21

结合开发区内井组示踪剂监测结果表明：平面接触模式影响注水见效时间；同一单砂体内注水见效时间快，侧切河道油井见效时间相对较慢。

3.2 单砂体垂向叠置关系对产量的影响

长2油藏单砂体垂向接触关系主要分为叠切、分离、叠置，在同一构造高程下，3种接触关系影响单井产量。总结分析该区单砂体特征与产量之间关系，单砂体间垂向接触关系为叠切式，产能递减较慢，其次为叠置式，单砂体间分离式单井产能递减最大，如图11所示，如T31-14井单砂体间存在物性夹层属于叠置式；T31-15、T31-16井单砂体间纵向上连通较好，属于叠置式；而T31-18井开发层为一独立单砂体，属于分离式；从井间连井剖面可以看出，井间构造基本一致，3种不同模式的井在生产动态特征上表现出较大的差异，即油层单砂体间叠切式单井递减最小(<1.0%)，其次为叠置式，分离式产能递减最大，如图12所示。此外，同期不同单河道存在渗流屏障导致油井生产差异大，单河道内构造高部位油井产量高，含水上升慢，剩余油也较富集。

综合前面单砂体特征分析可以看出：该区长2油藏单砂体的垂向接触模式类型影响着单井产能大小，侧向接触模式影响注水见效时间的快慢和剩余油分布。

4 结论

(1)研究区长2油藏属于网状河沉积特征，主要沉积微相类型为河道、天然堤及河漫滩沉积，砂体自北东向西南方向展布。通过对长2油藏单砂体精细解剖发现，该区单砂体垂向接触为叠切、叠置及分离式接触模式；砂体间侧向接触分为侧切式、对接式及孤立式。主力砂层长22-长21可细分为16期单砂体沉积，综合统计表明，该区长2油藏单河道宽度约为180～790 m，宽厚比为60～100。

(2)结合油井生产动态特征，单砂体侧向接触模式影响井组注采见效时间及剩余油的分布；在同一构造高程下，单砂体垂向接触关系影响单井产能，叠切式接触模式由于水动力较强，对下伏沉积冲刷较彻底，纵向上砂体之间连通性较好，在生产开发过程中，此类井产能递减较慢，单井月递减0.2%～0.7%；叠置式接触模式由于水动力变弱，对下伏沉积冲刷不够彻底，砂体之间存在不同程度的物性夹层，此类井垂向能量补充不足产能递减相对较快；当两期砂体纵向上相互独立，砂体之间存在不同程度泥质夹层，垂向能量无法补给，此类井产能递减较快，月递减高达1.6%。

(3)通过对J油田长2油藏主力开发层内单砂体及其内部泥岩隔夹层或物性夹层的重新精细认识和研究，可为后期油田的开发注采关系调整及挖潜措施的制定提供更准确、更可靠的地质依据，不断提高油田开发调整水平有很好的经济效益。同时该区单砂体研究方法及相关的研究成果为相邻开发区的同类油藏单砂体分析提供了借鉴。