冯 烁， 刘 倩， 彭子霄， 付 超， 李苏磊， 刘明慷

( 中国地质大学(北京) 能源学院，北京 100083 )

0 引言

近岸水下扇通常分布于陆相断陷湖盆陡坡带，在重力流作用下快速堆积形成砂砾岩扇体，典型特征为高地陆源碎屑物由季节性洪水携带直接进入湖泊深水沉积区，扇体紧邻断层边界发育[1-2]。物性较好的砂砾岩储集体与湖相烃源岩直接匹配，成藏条件良好，近岸水下扇成为近年来油气勘探开发重要的油气储集体之一[1,3-4]。人们对这种事件性沉积作用下特殊沉积体进行研究，王星星等[5]、梁官忠等[6]、陈庆等[7]分析近岸水下扇的沉积特征(岩相、测井响应、地震反射特征)；宋荣彩等[8]、刘家铎等[9]认为近岸水下扇的形成受构造、物源、气候和地形等因素共同控制；罗曦等[10]、隋风贵等[4]探讨近岸水下扇储层的油气成藏模式(沉积相、构造形态)；操应长等[11]分析近岸水下扇储层的物性特征。近岸水下扇具有沉积区近物源、沉积物粒度粗、扇体叠置多期次、内部结构复杂难识别、非均质性强、岩性横纵向变化快等特点，在油气勘探中特别是在油气开发中后期，面临剩余油分布规律复杂、挖潜难度大、提高采收率困难等问题。

储层构型是储层内部不同级次构成单元的形态、规模、方向及其叠置关系[12]。自MIALL A D提出“构型”概念以来[13]，人们不断拓展储层构型应用范围，在河流、三角洲、扇三角洲、冲积扇和深水沉积构型研究中取得成果[14-20]。卢海娇等[21]识别辫状河砂体构型的四类空间叠置模式；冯文杰等[22]建立断陷湖盆长轴缓坡辫状河三角洲前缘沉积构型模式；李岩[23]认为扇三角洲前缘构型控制内部的油水运动；吴胜和等[24-25]认为冲积扇构型是影响储集体非均质性的主要因素；张磊夫等[26]、张文彪等[27]解剖深水浊积岩露头，建立深海浊积朵叶体沉积构型模式。由于内部界面识别困难、延伸变化复杂，关于近岸水下扇构型的研究相对较少。

以乍得Bongor盆地X油田下白垩统PI2厚油层为研究对象，基于岩心、测录井、动态监测等资料，采用层次分析、模式解析方法，对近岸水下扇储层内部构型进行精细解剖，探讨储层构型控制剩余油分布模式，为近岸水下扇复杂砂砾岩储层开发后期剩余油挖潜提供指导。

1 地质概况

Bongor盆地位于乍得共和国西南部、中非剪切断裂带北侧，是一个中新生代陆内反转裂谷盆地[28-30]，沉积巨厚的陆源湖相碎屑岩地层(见图1(a))。盆地呈东偏南—西偏北走向，中部宽度大，两端逐渐变窄，长度为280 km，宽度为40～80 km，面积约为1.8×104km2。根据构造特征，将盆地划分为南部坳陷、南部隆起、中央坳陷、北部斜坡4个构造单元(见图1(c))。X油田位于盆地北部斜坡带北部，南部紧邻断层(见图1(b))，开发目的层系为白垩系PI油组，主力产层为PI2厚油层(见图1(d))，目前面临开发中后期注水调整。近源近岸水下扇沉积发育，晚白垩世，受到强烈的构造反转和剥蚀作用共同影响，研究区扇体仅保留部分中扇和外扇亚相，主要发育多期叠置扇中分支水道砂体，水动力变化剧烈，岩性为含砾砂岩、粗砂岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩，岩性横向、侧向变化快。PI2厚油层沉积序列反映一个持续水退的沉积过程，物源自西部山区稳定供给，近岸水下扇范围逐渐扩大，分支水道砂体侧向相切，叠置延伸分布，厚度变化大，侧向相变快，顺物源方向连续性较好，具有快速堆积、高砂地比、多层厚砂体叠加的特征。

图1 Bongor盆地位置、构造单元、地层综合柱状图和X油田沉积相Fig.1 Position, tectomic unit, comprehensive stratigraphic profile of Bongor Basin and sedimentary facies of X Oilfield

2 近岸水下扇构型单元

2.1 界面识别

界面识别是构型要素分析的基础。单一构型要素的界面是受各种地质界面控制的不连续隔夹层，多为泥质沉积，是造成地下砂体储层非均质性和流体渗流特征复杂的主要原因(见图2(a-b))。识别构型要素及其界面有助于进一步认识沉积体内部流体的运动规律[31]。

(1)泥质沉积面。水动力强度由强逐渐减弱过程中，单一分支水道顶部通常沉积细粒沉积物，厚度取决于低水动力条件持续时间，以及下一期次的单一分支水道对前一期次的水道侵蚀作用的强弱，由于侵蚀作用具有差异性，通常厚度变化大。岩性主要为粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩和泥岩。测井曲线响应特征为自然电位趋近泥岩基线，回返幅度明显。泥质沉积面是划分三级及以下构型单元的标志，代表短期的沉积水动力条件波动，仅能通过岩心识别。

(2)冲刷/侵蚀面。近岸水下扇分支水道发育时，从上游位置搬运粗粒物质，对河道下伏细粒沉积物进行持续冲刷和侵蚀，在河道底部、河床冲刷面上沉积形成不连续分布的砂砾体透镜体，表现为具有一定厚度的底部滞留沉积，称为河道冲刷面，粒度较粗，岩性主要为泥砾岩。在长期沉积物供给缺乏、水退作用下，出现持续下切侵蚀，具有典型的层序边界特点。测井响应特征为自然伽马曲线突然向低值偏移，自然电位曲线回返不明显。冲刷/侵蚀面通常代表四级及以上构型单元的界面标志。

图2 研究区不同尺度的构型界面划分方案Fig.2 Architecture interface division schemes in different scales in study area

2.2 级次划分

近岸水下扇沉积的内部构型[32-33]尚未形成统一的认识。参考MIALL A D河流相构型分级[13]，考虑研究区近岸水下扇砂体发育特点和沉积特征，提出近岸水下扇储层内部构型的划分方案，将近岸水下扇储层构型划分为7个级次(见图2和表1)。七级为近岸水下扇复合体，反映多期次近岸水下扇扇体持续叠置，顶底部为大套稳定分布的厚层泥岩，是油组的边界，与中长期旋回层序界面对应，反映水下扇总体发育特征；六级为多期分支水道复合沉积体，代表单期扇体朵体，顶底部广泛发育厚度变化大的泥岩段，与短期旋回一致；五级为同期复合分支水道，由多个单砂体叠置组成，反映持续水进或水退的短期旋回，界面为侧向延续性好的泥岩段；四级为单一分支水道，对应储层内部夹层，底部为河道冲刷面；三级为单一分支水道增生体；二级为交错层系组界面；一级为交错层系界面。

一级和二级界面只能借助取心井岩心资料识别，且在以重力流成因为主的近岸水下扇体系中发育较少。三级界面限于单砂体内部，在水动力变化复杂的水下扇分支水道中分布不稳定，划分难度大，测井曲线识别困难。四级和五级界面对应单一分支水道和复合分支水道单砂体和复合砂体，以冲刷面为主要边界，两类界面在近岸水下扇油层开发中是主要渗流屏障，对剩余油分布起重要控制作用，影响开发后期剩余油挖潜调整。六级界面为小层顶底界面，属于短期旋回沉积转换面。七级界面控制水下扇扇体展布，难以反映储层内部结构特征。因此，近岸水下扇内部剩余油的分布主要受单一砂体和复合砂体对应的四、五级构型单元及其界面影响，需要明确单一分支水道和复合分支水道结构特征及其界面发育特点。

表1 近岸水下扇构型级次及其特征

3 近岸水下扇构型单元特征

3.1 基础岩相划分

根据沉积岩的岩性、粒度、颜色及沉积构造，将沉积岩岩相划分为不同的能量单元，反映沉积时不同水动力条件强弱及搬运方式差异，岩相是分析碎屑岩沉积物形成过程的第一要素[34]。在河流岩相划分基础上[14]，对岩性、粒度、沉积构造等特征进行识别，可识别8种岩相类型，即块状层理砾岩相(Gm)、槽装交错层理砂岩相(St)、板状交错层理砂岩相(Sp)、块状砂岩相(Sm)、平行层理砂岩相(Sh)、流水沙纹层理粉砂岩相(Fr)、块状层理粉砂岩相(Fm)和块状层理泥岩相(Mm)(见图3)。

3.2 河道砂体及界面识别

单砂体边界划分是识别构型单元的基础，也是四级、五级构型单元研究过程中的关键。基于研究区密井网，对单砂体横向进行精细对比，总结近岸水下扇单砂体边界识别标志并确定延伸范围(见图4)。

水道顶界面高程差异：同一沉积地层单元中，在等时地层界面选取准确的情况下，受沉积时期差异性影响，不同时期形成的分支水道砂体顶界面通常具有一定高程差。另外，由于近岸水下扇发育地形起伏变化大，同一时期不同位置的分支水道也表现高程差(见图4(a))。

水道砂体厚度差异：同河流、三角洲沉积体中的河道一样，近岸水下扇的分支河道砂体具有由水道中心向两侧厚度变薄的特征，在同一时间单元，不同的分支水道形成侧向上的拼接，剖面上的厚度连续表现为“厚—薄—厚”的变化特征，可识别分支水道砂体的边界并确定大致延伸范围。

水道间泥质沉积：同时期不同分支水道之间发育不连续分布的泥质沉积，如果空间上不接触，则不同时期分支水道间可发育广泛分布的泥岩段，泥质沉积在纵向上是识别单一分支水道边界的重要标志。

水道砂体测井曲线响应相似性：不同分支水道形成时的水动力条件存在差异，测井曲线的形态特征反映砂体沉积过程中水动力的变化，如自然伽马、自然电位的形态和幅度差异反映分支水道的水动力特点(韵律性)。因此，同一分支水道通常具有相似的测井曲线特点，如箱形、钟形等，内部回返特征代表的夹层发育也保持一致，可识别复合砂体对应的分支水道的界面(见图4(b))。

3.3 构型单元类型

研究区目的油层主要识别4种四级界面对应的基础构型单元：分支水道、席状砂、分支水道间和末端水道(见图5)。

(1)分支水道。分支水道是研究区近岸水下扇主要的构型单元，剖面上表现顶平底凸的透镜状，水道中心砂体厚度最大，向水道两侧边缘逐渐减薄。完整的沉积序列在垂向上表现为Gm→St→Sp→Sh→Fr→Mm组合。岩性以含砾粗砂岩、中粗砂岩为主，细砂岩和细砾岩次之；垂向上为典型正韵律，发育槽状交错层理、板状交错层理、平行层理等沉积构造，可见泥岩撕裂屑，反映近物源、快速沉积和水动力较强等特征。测井曲线以高幅度不规则箱形和复合钟形为特征，具有底突变、顶突变或渐变特征。粒度概率累积曲线为二段式，主要为滚动搬运组分和悬浮搬运组分。单一分支水道是四级构型单元，可见多期水道在垂向上相互叠加，组成的复合分支水道属于五级构型单元。分支水道在水下扇沉积体中是优势连通方向，有利于内部油水的整体运动。

图3 近岸水下扇岩相类型及沉积解释Fig.3 Lithofacies types and sedimentary interpretation of nearshore subaqueous fan

图4 分支水道砂体识别Fig.4 Sand body identification of distributary channels

图5 研究区四级构型单元类型Fig.5 Types of four level architectural units in study area

单一分支水道：单一分支水道是近岸水下扇构型研究中最基础、最重要的单元，对剩余油挖潜具有指导意义。根据单砂体边界标志，水道底部常见泥岩，可识别冲刷面，冲刷面之上发育不定向排列的滞留砾石。单一分支水道在研究区主要可见两种分布形式：一种是孤立式单一分支水道，横向延伸距离较短，垂向上被连续性较好的泥岩段分隔，呈条带状孤立分布，相互间不接触，连通关系差。另一种是垂向切叠式单期分支水道，长期稳定物源供给形成多条水道组合分布，形成复合水道，具有高砂地比特征。

复合分支水道：研究区主要的储层单元为五级构型单元，由多个单期分支水道垂向上相交或切割叠置组成，形成多期分支水道的复合砂体，表现为多套正粒序结构的组合。砂体连片分布，河道顶底部是连续性较好的泥岩沉积，内部单一分支河道底部冲刷作用较强烈，细粒较少保留，发育不连续分布夹层。整个复合分支水道构型单元连通性较好。

(2)席状砂。席状砂由分支水道中的细粒物质沿河道边缘沉积形成，受湖水改造影响，横向延伸距离较远。岩性主要为细砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩，水动力条件较弱。岩相组合在垂向上表现为Sm→Sh→Fr→Fm→Mm，粒度相对分支水道较细，分选较差，发育平行层理、块状层理和流水沙纹层理等沉积构造。测井曲线为中—高幅度漏斗形、高幅指形，具有顶部突变、底部渐变特征。粒度概率累积曲线为三段式，含有细粒悬浮成分。

(3)分支水道间。分支水道间由洪水期大量细粒碎屑物质在水道两岸缓慢悬浮沉降形成，岩相组合在垂向上表现为Fr→Fm→Mm。岩性主要为多套粉砂岩或薄层细砂岩与泥岩互层，发育流水沙纹层理、块状层理等沉积构造，粉砂岩中偶尔可见流水沙纹层理。测井曲线呈中—低幅度指形、锯齿形，整体幅度变化不大，富含泥质成分。受多期性洪水影响，垂向上多表现为韵律性。粒度概率累积曲线为两段式，主要包含跳跃和悬浮组分。

(4)末端水道。发育于水下扇扇体最外缘地形变缓位置，水道能量和物源供给逐渐衰弱，水动力条件趋于稳定，具有低密度流特点。岩性为多套泥岩、薄砂岩和细砂岩互层。岩相组合在垂向上表现为St→Sm→Fr→Fm→Mm、向上变细的正旋回沉积，多为快速堆积过程形成的块状层理构造，部分砂岩保存小型槽状交错层理、块状层理和流水沙纹层理。测井曲线为低幅度锯齿形或平滑形。粒度概率累积曲线为一段式。

4 多级次构型控油模式及剩余油分布

构型单元对油气分布，特别是剩余油分布具有控制作用[35-36]。单一储层构型组合导致储层内部形成渗流屏障和渗流差异，是造成注水驱替剩余油富集的主要原因。构型研究可以表征储层内部渗透层与非渗透层的物理特性与空间分布，分析剩余油分布，合理调整部署开发井[37]。

4.1 夹层控油模式

泥岩沉积通常是构型单元的界面，在储层内部作为夹层制约油气开发。不同级别的夹层限制不同类型的构型单元，夹层的发育直接影响不同构型单元间流体的流动能力。

4.1.1 四级夹层

四级夹层与四级构型单元单一分支水道对应，为复合分支水道中单砂体间的泥岩段或河道底部滞留泥砾岩。通过密井网砂体对比，切物源方向延伸100.0～200.0 m，顺物源方向延伸170.0～380.0 m，厚度多在0.3～0.9 m之间(见图6)。同时期多个单一分支水道垂向上叠置形成复合砂体，内部不稳定分布泥质沉积夹层；单一分支水道间部分砂体呈切叠相交，相互流通，部分被夹层分隔，成为渗流屏障。垂向上四级夹层对流体的阻碍作用相对较小，注水开发时，四级夹层通常不会成为主要的渗流屏障。只有当复合砂体内部夹层角度较大，单砂体呈侧向拼接时，如A-21与A-1井底部油层，当A-21井注水时，两井之间夹层侧向阻碍流体运移，A-1和A-15井下部油层未受注入水波及影响，复合水道底部成为剩余油富集区域(见图7)。

图6 研究区不同级次的夹层和分支水道定量特征Fig.6 Quantitative characteristics of interlayer and distributary channels in different hierarchy in study area

图7 研究区夹层、分支水道对剩余油分布的控制作用Fig.7 Control effect of interlayer and distributary channels on remaining oil distribution in study area

4.1.2 五级夹层

五级夹层是五级构型单元界面，复合分支水道、孤立式单一分支水道顶底部的厚层泥岩段平面分布范围广，抗压性和阻渗能力较强。各个叠置分支河道复合砂体垂向上被稳定分布的水道间漫溢沉积的泥质夹层分开；单个复合分支水道内部连通性较好，作为一个流动单元，而不同期次复合分支水道间的砂体被五级夹层稳定分隔，相互之间流体难以流动。五级夹层切物源方向延伸200.0～420.0 m，顺物源方向延伸280.0～570.0 m，厚度为0.9～2.4 m(见图6)。A-21作为注水井，A-15井上部厚油层与A-21井油层属于不同期次复合分支水道，二者之间存在稳定分布的夹层，厚度超过1.2 m，A-21井注水驱替时，A-15井下部油层油水运动不受影响，上部水道受夹层阻隔流体难以通过，容易形成局部剩余油富集(见图7)。

4.2 分支水道控油模式

4.2.1 单一分支水道

砂体统计结果表明，单一分支水道切物源方向延伸220.0～360.0 m，顺物源方向延伸260.0～610.0 m，厚度为1.4～3.2 m(见图6)。分支水道垂向上底部粒度粗，物性较好，向上泥质含量增加，粒度变细，物性变差，表现为典型的正韵律沉积。注水开发时，底部是主要渗流通道，上部容易形成剩余油富集区。孤立式单一分支水道多分布在中扇近外扇区域，与外扇砂泥岩互层接触，形成零星的剩余油富集，如A-13井即使注水，也难以对A-16井孤立砂体内驱替，分散类型剩余油后期开采价值不高(见图7)。

4.2.2 复合分支水道

受五级夹层约束的复合分支水道在注水开发时作为主要的渗流单元，在同一条复合分支水道内部呈有效砂体拼合板状分布，具有良好的注采连通率。复合分支水道砂体切物源方向延伸360.0～570.0 m，顺物源方向延伸570.0～890.0 m，厚度为3.4～9.5 m(见图6)。顺物源方向驱替程度高，与A-21井属于同一个复合分支水道砂体的A-14井位上部油层注水容易通过，井间砂体属于优势渗流通道，每个复合砂体属于单独的流通体，剩余油较少保存，沿扇体主要轴向的厚层砂体间是运移效率最高的通道，很难存在富集的剩余油区域。相对而言，切物源方向上，在复合分支水道边部，不同复合砂体之间在侧向上隔层封堵，连通性极低，注入水波及程度较低，局部发育剩余油富集区(见图7)，井网加密才是最有效的驱替方式。

4.3 构型单元剩余油分布规律

基于近岸水下扇六级界面的限制，在多期复合分支水道构成的朵体范围内，建立局部注采井网的砂体构型栅状图(见图8)，明确井网内的构型样式及其分布。四级夹层在复合分支水道中发育频率高，个别井如南部A-21井顶部油层可见三期四级夹层，对流体的阻碍作用相对较小，垂向上不影响单砂体间的油层连通；横向上顺物源方向延伸范围相较砂体小，对流体流动制约作用较小。切物源方向延伸程度和水道宽度一致，可能影响连通体内部油水的横向渗流。五级夹层分布范围较四级夹层的广，特别是在扇体边部区域，受静水体作用影响，五级夹层具有很强的连续性及较大的厚度，垂向上容易阻碍复合水道砂体间的流体流动。

孤立式单一分支水道展布范围相对复合分支水道的较小，扇体朵体边缘的A-12、A-4井及其相邻井之间是孤立单砂体剩余油富集区，形成零星分散状剩余油分布，后期驱替难度大。复合分支水道是主要的连通体，相对四级夹层延伸距离更远，顺物源方向连通程度较好，A-20—A-1—A-19—A-8井方向，厚油层主要发育于同一期复合分支水道砂体，A-8井注水时，油水沿优势渗流方向流动，A-20、A-8井之间高连通性导致剩余油驱替相对简单。A-6—A-18—A-1—A-21井切物源方向，由于地形差异和水动力条件变化，分支水道频繁改道形成多期接触关系复杂的复合分支水道砂体，A-21注水井与采油井钻遇不同复合分支水道砂体，两井之间连通性较弱，注采关系差，剩余油在复合分支水道边缘呈透镜状富集，若要加密，则南部是下一步主要的挖潜调整区域。由于复合分支水道延伸距离远，构造高部位的A-20、A-14井西部无钻采井，注入水难驱替，也可能形成剩余油富集区，向西部扩边也是有效方法之一。

后期对A-8、A-22井PI2油层针对性注水，由于五级构型单元厚层复合分支水道有较好的横向连通性，以及区域性五级夹层垂向封堵作用，有效驱动顺物源方向连通井位之间水道砂体内剩余油，内部低角度小范围的四级夹层未起到阻挡作用。构造高部位的A-1、A-18井动态资料表明注水效果良好，长期持续注水形成高效率稳产(见图9)。在近岸水下扇体不同级次构型控制的连通性下，注水对剩余油开采具有良好的效果。

图8 研究区注采井组构型分布栅状图Fig.8 Grid diagram of architecture distribution of injection-production well group in study area

图9 A-1、A-18井PI2油层注水调整生产动态曲线Fig.9 Production performance curves of PI2 Oil Layer of well A-1 and A-18 adjusted by water injection

5 结论

(1)Bongor盆地X油田下白垩统PI油组发育近物源近岸水下扇沉积，识别泥质沉积面和冲刷/侵蚀面，划分8种岩相类型，即块状层理砾岩相(Gm)、槽装交错层理砂岩相(St)、板状交错层理砂岩相(Sp)、块状砂岩相(Sm)、平行层理砂岩相(Sh)、流水沙纹层理粉砂岩相(Fr)、块状层理粉砂岩相(Fm)和块状层理泥岩相(Mm)。识别分支水道、席状砂、分支水道间、末端水道四级构型单元，单一分支水道叠置的复合分支水道为主要的五级构型单元，是提高剩余油采收率的主要对象。

(2)多级次构型特征控制近岸水下扇内部的剩余油分布规律，表现构型界面垂向分隔控油和构型单元横向连通控油两类模式。四级界面限制流体作用较小，高角度发育横向具有一定阻隔作用，五级界面是主要的垂向渗流屏障，导致多期复合分支水道砂体间流体难以流通。四级构型单元的孤立单一分支水道控制剩余油的零星分布，五级构型单元复合分支水道边缘形成富集的大量剩余油，是主要的潜在驱替目标。

(3)对于近岸水下扇内剩余油分散和富集两类分布模式，提出后期避开四级构型单元，加强五级构型单元开发，切物源方向以加密为主，顺物源方向针对性注水的剩余油开发思路。