摘要
河流相砂岩是中国东部老油田的主要储集层类型，伴随着开发程度的不断提高，显现出砂体展布特征及连通关系认识不清、油水关系复杂等问题，制约着油田高效开发。本文以 K油田馆陶组为例，运用测井、岩心、分析化验及生产动态资料，明确了河流相单砂体内部结构及其非均质性特征，阐明了非均质性对油水分布、开发过程及剩余状态的影响。研究表明：河流相平面上发育透镜状、条带状、交织状及连片状4种形态砂体，层间接触关系复杂、物性差异小，层内正韵律及均质韵律发育，曲流河单砂体夹层为平面延伸短的低角度斜列式，辫状河单砂体夹层为平面延伸长的层状。受到河流相单砂体非均质性的影响，平面及纵向上出现油水关系倒置、油水界面不清等异常现象，开发上注入水沿砂体厚度大、物性好的河道砂体底部突进，剩余油分布在物性差及夹层隔挡的区域。研究成果和认识对中国东部老油田的开发实际具有重要的指导意义。
Abstract
Fluvious-facies sandstone is the main reservoir type of the old oil fields in eastern China. With the development degree increasing, problems such as unclear distribution characteristics of sand bodies and connectiv‐ity relationship and complex oil-water relationship have emerged, which restrict the efficient development of oil fields. On the basis of logging, core, analysis and dynamic production data, the internal structure and heterogeneity of fluvial single sand body are defined, and the influence of heterogeneity on oil-water distribution, development process and residual state is expounded. The results show that there are four sandbodies in the fluvial facies: lenslike, banded, interwoven and lamellar. The contact relationship between layers is complex, the difference of physical properties is small, and the positive rhythm and homogeneous rhythm are developed within layers. The meander river single sandbody interlayer is low Angle oblique with short plane extension, and the braided river single sand-body interlayer is long plane extension. Due to the heterogeneity of single sand body of riverine phase, abnormal phenomena such as inverted oil-water relationship and unclear oil-water interface appear in plane and longitudinal direction. Injected water at the development stage breaks out along the bottom of the channel sand body with large sand body thickness and good physical property, and remaining oil is distributed in the area with poor physical property and interlayer barrier. The above research results and understanding have important guiding significance for the actual development of old oil fields in eastern China.
Keywords
0 引言
河流相砂岩是由河流沉积作用形成的砂体，普遍具有发育范围广泛、砂体规模较大、储集物性好等特点（吴胜和等，2021；郑淑平等，2022），长期以来一直是中国东部老油田的主要储集层类型，其石油地质储量占国内碎屑岩石油储量的 46.3%（朱如凯等，2024；胡纳川等，2026）。但河流相砂体的几何形态、内部结构、物性差异等表现出较强的不均一性，使其在石油开发中表现出底部水淹强烈、含水上升快、产量差异大等不同于其他储集层类型的典型特点（毛云新和娄敏，2021）。关于河流相储集层非均质性的研究，国内外多数学者采用裘译楠平面、层间、层内的划分方案（裘怿楠，1991），注重从油田开发实用的角度去分析描述，但该方法缺乏对砂体的连通性分析（何子琼和郭艳琴，2020）；也有学者通过层次分析法从储集层成因角度形成了内部构型分级的表征思路，且已经精细到了单砂体级别。吴盼等（2023）通过研究曲流带复合砂体结构，提高了 Z 油田的油藏开发效果；马志欣等（2023）通过对苏里格气田进行河流相砂岩气藏剩余气的精细表征，提出了高效开发致密砂体气的具体对策。 K 油田是渤海湾盆地中典型的河流相油藏，经历了近50年的勘探开发，目前仍然存在砂体展布特征及连通关系认识不清、油水关系复杂、水淹程度差异大等地质问题，导致整体采油速度及采出程度较低，严重制约着油田后续的发展。前人对 K 油田做了相关研究，并在单砂体级别的储层成因、构型及流动单元等方面通过精细研究取得了一定成果（刘海等，2018），但对于河流相单砂体非均质性对油水分布及开发的控制作用涉及较少。本研究以测井、录井、岩心、分析化验及生产动态资料为基础，通过明确河流相单砂体内部结构及其非均质性特征，重点阐述河流相单砂体非均质性对石油原始分布、开发过程及剩余状态的影响作用，阐明剩余油分布情况，以期为提高油田采收率提供地质依据。
1 油藏地质背景
K油田构造位置位于HH坳陷K凸起东北部，周围发育多个构造凹陷，西北为沧东凹陷，东部为歧口凹陷，南边为南皮凹陷（王春伟，2022；图1a）。K 油田构造上表现为一个简单的大背斜构造，受主断裂及多条次要断裂的影响，被分割为多个断层-背斜圈闭。K 油田自下而上发育馆陶组、明化镇组及平原组地层。馆陶组埋深 1200~1500 m，作为研究区主要的含油层位，开发上将馆陶组划分为 3 个油组（图1b），其中GⅠ、GⅢ油组为辫状河沉积，GⅡ油组为曲流河沉积。河流沉积作用形成了300 m厚的典型砂泥岩剖面，规模较大的河流相砂岩为石油提供了良好的储集空间（陆鸿等，2025）。K 油田毗邻坳陷内 3 个主要生油凹陷作为烃源岩，生成的石油进入有利圈闭中后在河流相砂岩中储集起来，形成了构造油藏。研究区石油地质储量丰富，经过弹性开发及注水开发，目前已进入高含水期。
图1K油田构造位置图（a）和馆陶组地质剖面图（b）
2 单砂体非均质性特征
2.1 平面非均质性
平面非均质性主要研究横向上砂体及物性的变化规律。河流的沉积作用影响砂体的展布及物性特征，因此平面上砂体形态及物性差异主要取决于沉积环境变化造成的河流沉积作用转变，当河流的水动力条件较强时，多发育辫状河沉积的心滩砂体，砂体厚度较大，物性较好；当河流水动力条件较弱时，沉积较多的为曲流河边滩砂体，砂体厚度与物性中等；沿河流沉积的堤岸砂体一般厚度小且物性较差。同时，受河流流向的影响，砂体物性在平面上也表现出明显的方向性，即沿河流方向物性较好，垂直于河流方向物性较差。对研究区油井的钻探情况统计，认为河流相砂岩规模自小到大发育 4 种形态的砂岩（图2）
（1）透镜状砂体：砂体的长宽比低于 3∶1，平面展布范围较小，横向连续性差，顶凸底平，物性较差。砂体长度一般小于 400 m，厚度多小于 5 m，发育比例约占 6%。该类型砂体主要沿河流方向的两侧零星分布，同一井组的注水井与采油井一般不会同时钻遇同一砂体，石油地质储量低，发育于GⅡ油组。
（2）条带状砂体：砂体的长宽比高于15∶1，平面方向性明显且复杂多变，底凸顶平，物性中等。砂体弯曲度大，长可以贯穿研究区，但宽度仅为 200~400 m，厚度为 4~10 m，发育比例约占 17%。该类型的砂体主要是由于较弱水动力条件下曲流河沿河床沉积而成，当注水井与采油井垂直于河流方向且两者距离小于河道的宽度时砂体连通，沿河流方向注水井与采油井的连通性较好，发育于GⅡ油组。
（3）交织状砂体：砂体没有固定长宽比，平面上呈交织的网状，底凸顶平，且交汇处砂体厚度较大，物性较好。砂体横向展布范围较大，厚度多为8~18 m，发育比例约占 31%。该类型的砂体为河流的水动力条件增强时，由局部相互交织、局部分叉的多条河流沉积形成。垂直于河流方向注水井与采油井钻遇的砂体连通性差，沿河流方向连通性较好，主要发育于GⅠ、GⅢ油组。
（4）连片状砂体：砂体覆盖了研究区大部分面积，只在局部可见到砂岩尖灭，顶底均相对较平，物性较好。砂体宽度均大于800 m，厚度大于12 m，发育比例约占 46%。该类型砂体为河流水动力条件最强时辫状河的冲刷沉积作用形成，沿各个方向砂体的连通性均较好，主要发育于GⅠ、GⅢ油组。
2.2 层间非均质性
层间非均质重点研究纵向上单砂体之间的砂体叠置关系及其物性差异。砂体的叠置关系主要取决于河流的水动力条件：当水动力条件较强时，后期河流会对前期单砂体进行冲刷改造，纵向上砂岩会形成接触-叠置关系，如以交织状及连片状砂体为主的 GⅠ、GⅢ油组；当水动力条件较弱时，后期河流基本不会影响前期单砂体，前后两期单砂体之间一般会有泥岩隔开，纵向上砂体一般相对孤立，如以透镜状及条带状砂体为主的 GⅡ油组。由于研究区主要含油层段埋深较浅，单砂体物性主要受沉积作用控制，构造及成岩作用的影响基本可以忽略，所以其单砂体孔隙度与渗透率整体较大，孔隙度为 28.5%~31.9%，渗透率分布在 514×10-3~1391×10-3 μm2，这就使纵向上不同单砂体之间的物性差异相对较小。
图2K油田单砂体平面几何形态
2.3 层内非均质性
层内非均质性的研究重点为单砂体内部夹层、粒度及物性配置关系。夹层为河流相砂体中物性差的非渗透层，一般分为泥质、钙质及物性 3 种（夏东领等，2021；胡文丽等，2022），主要依据夹层的岩心分析及测井曲线特征进行识别区分。泥质夹层岩性为泥岩，因伊利石等黏土矿物多而形成非渗透层，为研究区最主要的夹层类型；钙质夹层岩性为灰质砂岩，白云石和方解石的发育使得灰质砂岩物性变差；物性夹层为颗粒相对细小、物性相对差的砂岩层段，也会一定程度上对流体起到隔挡作用。
不同类型河流沉积形成的夹层产状、规模具有明显的差别，且夹层的发育程度与砂体发育程度成正比（王春伟，2022）。曲流河中的边滩单砂体夹层为侧向加积作用形成，呈低角度斜列式，所以夹层的平面展布稳定性较差，横向延伸范围较小，一般不超过3个井距（图3a）。曲流河边滩单砂体夹层厚度为 0.79~1.23 m，夹层密度为 2.3%~8.5%，夹层频率为 5~23 个/100 m。辫状河中的心滩单砂体夹层为垂向、前向加积作用形成，夹层为近平行的层状，所以平面展布稳定性较好，横向延伸范围较大，一般大于3个井距（图3b）。辫状河单砂体夹层厚度为 0.85~1.68 m，夹层密度 3.6%~11.2%，夹层频率为 7~29 个/100 m。曲流河单砂体的底部粒度较粗，顶部多为粒度较细的粉砂岩，为典型的自上而下物性逐渐变好的正韵律特征（图3c）；辫状河单砂体表现为整体高渗、内部相对均质的特征（岳亮等，2022；陈筱等，2023；图3d）。这种空间上的物性差异匹配砂体及夹层的展布特征，使整个河流相砂岩油藏呈现出复杂的物性展布规律。同时不同的沉积微相内部由一个或者多个粒度序列组成，影响着单砂体内部的物性差异，加剧了物性非均质程度。
3 单砂体非均质性特征对石油分布及开发的影响
3.1 对油水分布的影响
在构造及重力作用的控制下，研究区石油分布一般表现为上油下水的垂向分异，且上部含油饱和度高、下部含油饱和度低的特点。然而受河流相单砂体非均质性的影响，原始石油的分布状态也会发生改变，表现出油水关系异常与矛盾（刘超等，2020）。研究区钻探资料显示，在单砂体内部由于夹层的隔挡作用与物性差异的影响，在平面上，由河流相单砂体非均质性导致的油水关系矛盾主要有油水关系倒置、油水界面不清晰、局部干层等形式，而在层间与层内上有区域表现出上部含油饱和度低、下部含油饱和度高的特点。
平面上水在高部位而油在低部位，与一般情况油在高部位水在低部位相反的异常现象（图4a），原因为该砂体平面上看似为相互连通的砂体，纵向上却为 2 条不同的河流相单砂体横向拼接而成，位于相对高部位的单砂体为水层，位于相对低部位的单砂体为油层，从而造成了平面上油水关系倒置的现象。平面上油层范围内局部发育透镜状的干层，干层物性差而造成了平面石油分布复杂（图4b），原因为干层对应的砂体区域为曲流河的河道沉积形成，而油层对应的砂体区域为边滩沉积形成，而边滩单砂体的物性明显好于河道单砂体，从而造成了石油主要储集于物性好的砂体。平面上出现了多个油与水的界面，造成了油层展布范围的不确定性（图4c），原因为平面上的油层为2个含油的单砂体在纵向的叠置而成，它们之间因为有夹层的隔档而造成其油水界面不统一，进而导致了在平面上存在多个油水界面，难以圈定含油面积。
图3K油田单砂体层内夹层及物性分布
a—曲流河单砂体夹层分布；b—辫状河单砂体夹层分布；c—曲流河单砂体物性分布；d—辫状河单砂体物性分布
图4K油田油水关系矛盾典型实例
a—油水关系倒置；b—局部油水关系复杂；c—油水界面不清晰
3.2 对注水开发的影响
河流相单砂体非均质性对注水开发的影响直接影响着油藏的采出程度，主要体现在水驱的波及程度及方向性差异（冯洋等，2022；刘英宪等， 2022）。在平面上，由于河流相单砂体的形态及物性差异，注入水会沿砂体厚度大、物性好的方向突进，水驱速度快，注水波及程度高，产液、产油量较高，而砂体厚度小或尖灭、物性差的方向水驱速度慢甚至不易被波及，水驱效果差，产液、产油量较低，随着注水时间变长，这种生产特征上产液、产油量的差异越来越明显（李鑫等，2023；王春伟等， 2024）。当层间多个含油单砂体一同进行注水驱替时，虽然河流相单砂体的物性整体较好，但不同单砂体之间物性还是存在一定差异，所以注入水在各个单砂体中均会有不同程度的波及，注入水主要会沿物性相对好的单砂体驱替，而物性相对差的单砂体注水波及程度低。由于河流相单砂体内部普遍为正韵律及均质韵律，层内注入水在重力的影响下一般会沿单砂体的底部突进，底部水驱较彻底，而对单砂体的顶部、中部波及程度低，含油饱和度变化相对较小，注水后含水上升快，注水效果较差（图5）
图5K油田单砂体水驱程度差异
3.3 对剩余油分布的影响
河流相单砂体非均质性通过对石油分布及注水开发的影响，进而控制着剩余油的分布（郑奎等， 2020；王春伟等，2022）。通过油藏数值模拟的方式研究剩余油的分布状态（马旭晴等，2022），结合研究区河流相单砂体非均质性特征，阐明单砂体非均质性对剩余油分布的影响。在平面上，物性较好的注水井东西方向因为水驱程度较高而剩余油饱和度整体较小，剩余开发潜力较小，而物性较差的注水井南北方向因为水驱程度较低而剩余油饱和度整体较高，剩余开发潜力相对较大（图6a）。此外，因注水井难以波及及井网控制程度差，在邻近断层、上倾单砂体边部等区域的剩余油保持原始的饱和度而未被动用。层间的剩余油分布取决于各单砂体的原始石油储量及水驱效果，一般而言，原始石油储量高的单砂体物性较好、水驱程度较高，虽然剩余油饱和度相对较低，但其剩余石油储量仍然较高，剩余开发潜力较大，仍是剩余油分布的主要层位，而原始石油储量低的单砂体物性较差、水驱程度较低，虽然剩余油饱和度相对较高，但其剩余石油储量不高，剩余开发潜力不大。在层内方面，受控于河流相正韵律及注入水重力的影响，注入水优先并持续驱替单砂体底部的石油，单砂体中部及上部剩余油饱和度较高，同时夹层的隔挡也会影响内部流体的运动规律，所以层内剩余油主要分布于单砂体的中、上部及夹层隔挡的区域（图6b）。
图6K油田典型区块剩余油数值模拟结果
a—平面剩余油饱和度分布；b—纵向剩余油饱和度分布
4 结论
（1）相比于常规储层非均质的研究方法，本研究采用了储层结构分析结合非均质性的描述方法，更好地表征了砂体、夹层及物性的非均质性特征。河流相单砂体非均质性主要体现在：平面上发育透镜状、条带状、交织状及连片状砂体几何形态的砂岩，4 种形态砂岩规模逐渐变大、物性逐渐变好；层间单砂体之间接触程度逐渐变大，由相对孤立变为相互叠置，物性差异相对较小；层内曲流河单砂体夹层呈低角度斜列式，平面展布稳定性较差，辫状河单砂体夹层为近平行的层状，平面展布稳定性较好，整体表现为正韵律、均质韵律特征。
（2）河流相单砂体非均质性对油水分布的影响体现在平面上存在油水关系倒置、油水界面不清晰、局部干层，纵向上含油饱和度上低下高等异常现象。在注水开发方面，平面上注入水会沿砂体厚度大、物性好的方向突进，注水波及程度高，产液、产油量高，层间各个单砂体中水驱的波及程度不同，层内注入水沿单砂体的底部突进，波及厚度较小。单砂体非均质性对剩余油的影响表现为平面上物性好区域水驱程度高，剩余油饱和度小，层内剩余油分布于单砂体的中、上部及夹层隔挡的区域。