0 引言

储层构型是指不同级次储层构成单元的形态、规模、方向及其叠置关系，又称储层建筑结构，包括不同级次的储层界面和由这些界面所分割的不同地质时期形成的地质体^[1-5]。储层构型研究是油藏描述中的核心技术，构型特征^[6-7]、剩余油分布特征^[8-11]以及井网优化等研究工作^[12-14]都可基于储层构型研究展开。碎屑沉积地质体构型界面分级中第6级构型单元为河流沉积体，对应油层对比单元分级中的单层，第7级构型单元为曲流带/辫流带^[15]；那么第6级河流沉积体系和第7级曲流带/辫流带之间如何界定和划分，在地层划分中不好对应，容易引起混乱，从而影响储层构型层次结构的系统分析。

本文从大港特高含水油田开发实际出发，在吴胜和等^[15]碎屑沉积地质体构型界面分级方案基础上，结合大港油田地层划分方案、沉积微相划分方案，按照构型-地层-沉积相相互对应的原则，提出以露头与现代沉积为指导，解剖取心井岩心构型和密井网区构型，建立构型模式，以及基于构型的建模、数模和研究剩余油的储层构型研究的流程、内容和方法，以期指导储层构型研究在油气开发现场的有效应用。

1 地层和沉积相分级划分方案 1.1 地层划分方案

大港油田的主要勘探层系为古近系和新近系。其中古近系可划分为孔店组、沙河街组、东营组；孔店组可划分为孔三、孔二、孔一等3段；沙河街组可划分为沙三、沙二、沙一等3段，而沙一段又进一步划分为沙一下、沙一中、沙一上等3个亚段；东营组可划分为3段；孔二段划分为4个油组，孔一段可划分为6个油组，沙三段可划分为3个油组，沙二段可划分为3个油组，沙一亚段可下划分为4个油组，沙一中亚段可划分为2个油组。在油组内部进一步细分为小层，小层内部可进一步细分为单砂层（表 1）。

油组也称为油层组，为三级沉积旋回中油气层沉积环境、分布状况、岩石性质、物性特征和油气性质比较接近的含油气层段。1个油组/油层组可由1个或几个砂层组组成。油层组之间应有相对较厚且稳定分布的隔层分隔开，其分界线应尽量与沉积旋回的分界线相一致。

小层即砂层组，把油层组内相邻近的油气层集中发育段划分为1个砂层组；划分的砂层组应尽量与四级沉积旋回的层位相一致；1个砂层组内可包含数个单砂层。

单砂层是1个砂层的上下被非渗透性岩层分隔开的油气层。划分的单砂层界线应尽量与五级沉积旋回的界线相一致。各区块的单砂层数目、分层界线应当一致（图 1）。

1.2 沉积相划分方案 1.2.1 河流相沉积

大港油田将河流相划分为河流沉积体（相）、单一河流带（亚相）、单一沉积单元（微相）和增生体（微相内部结构单元）（图 2）^[16]。①河流沉积体指多期次沉积的多条河道的复合体，如曲流河沉积的不同期次的多条末期河道、点坝、决口扇、天然堤的复合体；辫状河沉积的不同期次的多条辫流带的复合体；②单一河流带是指同一期单条河道的复合体，如曲流河沉积的单期末期河道、点坝、决口扇、天然堤的复合体；辫状河沉积的单期单一辫流带的复合体；③单一沉积单元是指单期单一沉积单元，如曲流河的点坝沉积、废弃河道沉积等，辫状河的心滩沉积、河道沉积等；④增生体是指单一沉积单元内部的侧积体、垂积体等。

1.2.2 三角洲沉积

三角洲相划分为三角洲沉积体（相）、三角洲前缘（亚相）、单一水下分流河道或河口坝（微相）、增生体（主体、内缘、外缘）（图 3）。如辫状河三角洲相的三角洲前缘亚相为同期河口坝和水道复合体；分流河道或河口坝微相为单一沉积单元微相；前积体或垂积体为增生体沉积。

1.2.3 岩心级别沉积单元

岩心观察描述过程中，在增生体内部，即单一侧积体内可以进一步划分出层理的组合，由细到粗分别是纹层、纹层组、纹层系。纹层为组成层理的最基本单元，是在一定条件下，具有相同岩石性质的沉积物相对等时沉积的结果。纹层厚度较小，一般为数毫米级。纹层组由2个或2个以上岩性相同、界面相互平行的纹层组成。纹层系是由2个或2个以上的纹层组构成，其界面不一定平行，而岩性也有差异（图 4）。

2 储层构型分级方案

沉积环境和沉积速率具有多级次性，这必然导致沉积体的层次性结构，其主要通过构型界面来划分。所谓的构型界面即一套成因上有联系、级次上相等的岩层接触面。储层构型级次划分是储层构型研究的基础，这既可以建立储层研究系统，也可以通过不同级次构型单元的表征结果进行相互约束和验证，以达到更好地表征储层的目的^[17]。

目前，对于储层构型的分级方案主要有2种，一种是Miall^[1-4]提出的9级界面的划分方案，即从0级的纹层界面到8级的盆地充填复合体界面（表 2）。另一种是吴胜和等^[15]提出的12级界面的划分方案（表 3）。以河流相为例，第12级为纹层、第11级为层系、第10级为层系组、第9级为增生体、第8级为单一沉积单元的点坝/心滩坝、第7级为曲流带/辫流带、第6级为河流沉积体、第5级为叠置河流沉积体。依据构型单元对应Maill的分级方案分别为0级、1级、2级、3级、4级、5级；第6级对应碎屑沉积地质体构型界面分级方案中的6级或5级。

在碎屑沉积体构型分级方案基础上，采用倒序划分方案，即从1级级次开始，对应大级次单元。将主要构型单元与地层划分方案和沉积相划分方案对应。从油田开发的角度考虑，将沉积盆地内的层次界面分为13级，1—6级构型界面对应于层序地层学的1—6级层序单元，分别对应地层分层的界、系、组、段、油组、小层。7级构型界面对应的单砂层为开发地质中规模最小的地层单元。8—9级界面分别对应了单一沉积单元及其内部增生体。10—12级为厘米级的纹层分层，可以从岩心角度进行判别。13级为微观构型界面，为微米或纳米级结构（表 4）。

该方案与碎屑沉积体构型分级方案的区别是将6级构型界面对应复合沉积体构型单元；平面上对应复合曲流带或复合辫流带，由2个以上单一复合体构成；剖面上为小层或砂层组，内部由多个单砂层组合而成，单砂层之间泥岩隔层发育。7级构型界面对应单一复合体沉积构型单元，平面上对应单一曲流带或单一辫流带；剖面上对应地层划分中的单砂层，内部泥岩夹层发育，可由2个以上单一沉积单元构成。8级构型界面对应单一沉积单元，在曲流河沉积体系中，相当于点坝、天然堤、决口扇等。9级构型界面对应增生体，如曲流河点坝内部侧积体、侧积层，以及辫状河心滩内部的落淤层、沟道砂体。

3 构型表征的内容和方法 3.1 露头与现代沉积储层构型

寻找与地下沉积环境相似的野外露头或现代沉积剖面，分别进行岩相分析、构型单元选定、构型界面、构型单元特征识别、构型单元组合样式分析、构型单元定量特征统计和储层构型模式建立等工作，用于从定性和定量两方面指导研究工区的储层构型分析工作。

3.2 建立取心井标准构型剖面

（1）岩相分析。先描述岩心的岩性、颜色、粒度、矿物成分、含油气产状；接着描述岩心的层理、层面构造、层面接触关系等；再根据岩性特征对岩性定名，定名时沉积构造在前，岩性在后，如平行层理粗砂岩。

（2）岩相组合分析。以不同级别沉积旋回为单元进行岩石相组合，表征自下而上的岩石相组合序列，并对不同类型构型单元进行分类描述。

（3）储层物性、孔喉结构分析。应用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、恒速压汞等资料，明确不同类构型的储层物性发育特征、定量孔喉结构特征、非均质特征及其发育的优势储层类型。

（4）编制取心井标准构型剖面。取心井标准构型图应包括但不局限于以下内容：①地层层位；②深度及取心段信息；③测井曲线；④岩性剖面（能体现颜色、沉积构造、韵律等特征）；⑤典型沉积构造、关键构型界面的岩心照片；⑥储层物性、含油性测试结果；⑦单井构型划分（重点划分7—9级构型，10—12级构型可视岩心条件酌情划分）。

3.3 单井构型划分

（1）测井构型相分析。结合测井曲线所体现的岩性、储层物性、沉积韵律等信息，应用标准测井曲线及高分辨率阵列感应测井曲线等，识别出9级构型单元，厚达约20 cm以上的夹层，并将其与岩心构型结合，明确7—9级构型单元及构型界面的测井响应特征，建立各构型单元的测井响应模式。

（2）单井构型单元、界面识别与划分。所有开发井都要进行单井构型划分。取心井段以岩心为主划分，非取心井依据所建测井响应模式进行划分（7—9级）。

3.4 密井网区储层构型解剖

密井网区储层构型解剖的重点是针对7—9级构型单元，按照由7→8→9级的顺序逐级进行解剖，解剖成果应以剖面构型图、平面构型图、构型模式图等形式体现。

3.4.1 密井网区构型解剖思路

在构型级次建立、单井划分的基础上，密井网区构型解剖整体按照模式约束、井间刻画、定量描述的思路进行。

（1）模式约束。规模约束即根据野外露头、现代沉积等研究形成的形态样式、经验公式及前人建立的沉积相、储层构型模式等对各级次构型单元的形态、规模、叠置关系等加以约束。

（2）井间刻画。井间刻画即在单井构型划分和规模约束的基础之上，对各级次构型单元在井点之间的形态、规模、叠置关系等特征进行表征。

（3）定量描述。定量描述是在定性认识的基础之上，通过多元统计方法分析所测定的各级次构型单元数据，从而将定性与定量相结合，更准确客观地对储层构型特征进行描述。

3.4.2 密井网区构型解剖方法

密井网区构型解剖可以应用且不限于以下方法：①储层构型模式、经验公式约束。按照前人提出的同类型储层构型模式及经验公式，对7—9级构型单元的构型发育规模、构型组合样式约束。②砂（砾）岩含量、厚度分析。研究7—8级砂体构型的展布范围；③测井构型相分析。建立不同构型单元的测井构型横向拼接及垂向叠置关系模式，构型边界的识别标志，指导7—9级构型单元的空间展布特征研究；④地震属性分析。通过单属性或多属性融合研究7—8级构型井间展布范围；⑤地震反演、井震结合。选取适合研究目标的反演方法，结合测井构型相，重点研究7—8级构型单元井间精确展布范围，垂向构型厚度及拼接叠置关系。⑥动态资料检验。根据吸水剖面、产液剖面、水淹情况、示踪剂见效情况等判断砂体连通情况，检验7—9级构型刻画准确性。

3.4.3 构型单元特征分析

构型单元（重点8—9级构型）特征分析应主要包括以下几个方面：①各类构型单元的长度、宽度、厚度等规模参数；②各类构型单元在平面及剖面的发育形态；③各类构型单元之间的横向及垂向叠置关系；④各类构型单元在空间上的展布规律；⑤各类构型单元在时间上的演化规律。

3.4.4 建立研究区的储层构型模式

在储层构型特征分析的基础上，将各级次构型单元的规模、界面、形态、叠置关系、空间展布特征、垂向演化特征等用三维图件的形式概念性的表示出来。

3.5 建立以储层构型研究为基础的三维地质模型

为了建立能反映储层构型的三维地质模型，在建模的各个步骤中要充分应用储层构型的研究成果：①数据准备。与常规建模方法不同的是，要把单井中构型界面数据按照不同级次分别整理。②三维构造建模。③三维构型建模。构型建模可以看成沉积相建模的细化，要充分应用储层构型中的研究成果，比如构型单元的规模、展布范围、叠置关系等信息都可以作为约束条件。④三维储层参数建模。参数建模时应以构型建模结果为约束，建立构型约束的储层参数模型。

3.6 基于构型模型的油藏数值模拟

① 资料收集与处理；②模型建立，加载构型约束的储层静态参数数据，结合生产动态数据，建立构型控制的油藏动态模型；③历史拟合；④动态预测。

3.7 构型控制的剩余油

在储层构型研究及三维地质建模的基础上，结合动态、静态资料，应用油藏数值模拟、概念模型模拟、物理模拟等方法，主要研究内容包括：①不同构型单元复合砂体级次（7级）、单一砂体级次（8级）、单砂体内部增生体级次（9级）构型单元的渗流屏障和渗流差异控制的剩余油分布特征；②建立构型控制的剩余油分布模式；③提出剩余油挖潜措施。

3.8 精度要求

① 岩心构型表征认识到纹层级或微观孔隙结构13级；②单井测井构型表征认识到9级；③密井网井震结合剖面构型表征认识到9级或8级；④三维构型模型表征到9级构型；⑤数值模拟认识9级构型控制的剩余油。

4 应用实例 4.1 官80断块油藏

官80断块位于渤海湾盆地中部黄骅坳陷南缘，西邻沧县隆起，与沧东凹陷相隔，东面通过徐黑潜山构造带与埕宁隆起相接，北至羊三木构造带，南到南皮凹陷。官80断块主要目的层为孔一段枣Ⅱ，Ⅲ油组冲积扇扇中辫状河沉积。官80断块1983年投入注水开发，目前综合含水率达到92%，采出程度为33%，为双高开发阶段。

4.2 构型级次划分

采用大港油田储层构型分级方案厘定冲积扇沉积相储层的构型分级系统。在冲积扇扇中辫状河的沉积体系中，7级构型相当于单一辫流带沉积单元，对应地层划分中的单砂层；8级构型相当于在单一辫流带内部的单一微相单元，辫状水道或心滩坝等沉积单元；9级构型单元主要指的是单一微相单元内部的增生体，在冲积扇扇中沉积体系中，主要指的是单一心滩坝内部的垂积体（表 5）。

4.3 单井岩心构型相精细刻画

选取典型的取心井在单井沉积微相认知的基础上，进行岩相划分，分析岩心结构、构造特征；研究各岩相之间的沉积界面；最后确定构型单元。官80断块枣Ⅱ，Ⅲ油组冲积扇扇中辫状河沉积环境，共划分了4种构型单元，主要包括辫流砂岛、辫流水道、漫流细粒和水道间^[6]。

辫流砂岛是辫流带沉积的主体^[18]，厚度较大，一般大于4 m，岩性以灰绿色粗砂岩、含砾不等粒砂岩为主，SP曲线和GR曲线呈箱形，SP一般为高负异常，同时R_t亦表现为较高的异常值，存在均质韵律的特征。由于辫流砂岛的垂向加积作用，内部形成泥质或粉砂质细粒沉积的落淤层，厚度为0.2~0.5 m。岩性主要为灰绿色泥岩和粉砂质泥岩。测井曲线上表现为SP轻微回返、GR值增大、R_t曲线回返、AC增大、DEN减小的特征（图 5）。辫流水道为冲积扇扇中辫流带沉积中常流水部分，岩性以中细砂岩为主，厚度一般小于辫流砂岛，为2~4 m。测井上表现为SP和GR曲线呈钟形，幅度低于心滩，垂向上发育下粗上细的正韵律类型（图 5）。漫流细沙为洪水期后滞留于河道边部的天然堤和泛滥平原上的河漫沉积的总称，岩性以灰绿色粉砂岩为主，厚度多小于2 m，测井上表现为SP和GR曲线呈齿状或指状，幅度较低的特征（图 5）。水道间微相岩性表现为泥岩和棕红色、灰绿色粉砂质泥岩，测井曲线上表现为SP曲线接近泥岩基线，R_t为低值。

4.4 测井多参数交会识别测井构型相

不同的构型单元，在R_t，AC，DEN，w（泥质）等测井曲线的反映是不一样的，并且构型单元也与厚度等参数有一定的关系（表 6）。根据这些特性，对储层构型单元进行识别。识别方法是利用多参数与储层构型单元的贴近度，考虑构型单元的各个相关因素，进行综合评价，并将评价结果分成一定的等级。7级、8级界面识别与岩心划分结果一致，9级界面中的夹层，由于高分辨率阵列感应测井曲线的纵向分辨率为0.3 m，可以进行定性识别。根据测井相解释模板（表 6），对全区所有井进行单井构型相解释。

4.5 井-震耦合地震分频反演刻画地震构型相

分频反演的实质是在地震数据有效频宽内，应用小波分频技术将原始地震数据分解为低、中、高频不同主频的分频数据体^[19]；然后将AVF（图 6）关系作为独立信息引入反演^[20]，分别建立不同主频的地震参数与目标曲线的映射关系；最后将建立的映射关系应用到全区的地震反演方法。该方法充分利用地震资料的不同频段信息，增强薄层砂体的可预测性，使得反演结果更为准确且分辨率有所提高。因此，反演曲线以及中心频段的选取就显得尤为重要^[7]。

分频反演成果能够反映砂体侧向拼接界面处属性值的变化，从而反映砂体的侧向叠置关系。在砂体侧向拼接处，当反演属性值升高，反映砂体边缘与边缘侧向叠置；当反演属性值略有升高，反映砂体主体与主体侧向叠置；反演属性值突变为高值，反映砂体突变为泥岩；当反演属性值低值区变薄，反映砂体侧向切叠（图 7）。因此，在砂体厚度分析的基础上，根据分频反演剖面砂体叠合的响应特征进行连井相耦合分析。在枣5-59井—官49井反演剖面中，在枣5-59井和枣5-61井之间砂体拼接处，反演属性值低值区变薄，因此，在连井相剖面上井间砂体厚度减薄，呈切叠接触；在枣5-67井和官49井之间，反演属性值突变为高值，因此，在连井剖面上其井间应为泥岩，砂体应断开。根据识别出的砂体侧向拼接关系，结合测井单井相解释，耦合刻画出连井相剖面（图 7）。

4.6 官80断块储层构型表征

官80断块单一微相单元（8级构型）研究表明：枣Ⅱ4-3单层砂体连片分布，整体呈宽坝窄水道分布样式，辫状水道宽度为100~300 m，心滩坝宽度为400~700 m；枣Ⅱ4-2单层砂体连片分布，整体呈宽坝窄水道分布样式，辫状水道宽度为100~200 m，心滩坝宽度为300~500 m；枣Ⅱ4-1砂体呈条带状分布，仅发育辫状水道，心滩坝不发育，辫状水道宽度为200~300 m（图 8）。自下而上，心滩坝规模逐渐变小。

增生体（9级构型）研究表明：通过夹层测井响应模板，在心滩坝内部及部分辫状水道均识别出泥质夹层。从心滩坝的形态及其与辫流带位置关系可定性认识该区横向砂坝发育，内部夹层界面为近水平状。解剖心滩坝内部夹层，确定心滩坝内部发育较连续泥质夹层，厚度为0.5~2.0 m，平均为1.0 m，延伸距离为150~500 m（图 9）。

心滩坝内部发育3期泥质夹层，其位置不断迁移，心滩坝底部泥质夹层零星分布，且连续性差，而向上连续性逐渐变好，顶部夹层分布较连续，分布广（图 10）。

5 结论

（1）按照构型-地层-沉积相相互对应，并明确其地质意义：6级构型界面对应复合沉积体构型单元；平面上对应复合曲流带或复合辫流带，由2个以上单一复合体构成；剖面上为小层或砂层组，内部由多个单砂层组合而成，单砂层之间泥岩隔层发育。7级构型界面对应单一复合体沉积构型单元；平面上对应单一曲流带或单一辫流带；剖面上对应地层划分中的单砂层。8级构型界面对应单一沉积单元。9级构型界面对应增生体。

（2）刻画构型的方法为：通过寻找与地下沉积环境相似的野外露头或现代沉积剖面，从定性、定量两方面指导储层构型分析；建立取心井标准构型剖面，编制取心井标准构型剖面；对所有开发井进行单井构型单元、界面识别与划分；重点针对7—9级构型单元采用多方法开展密井网区储层构型解剖；建立研究区的储层构型模式；建立以储层构型研究为基础的三维地质模型和基于构型模型的油藏数值模拟；研究构型控制的剩余油。

（3）以官80断块为例，以取心井精细描述为基础构建岩心构型相（12级纹层级构型、13级微观孔隙结构），开展岩心构型相和测井构型相耦合分析，对7，8，9级构型进行测井响应特征分析，建立识别图版，自动刻画测井构型相；测井构型相和地震构型相耦合，依托高分辨率地震资料，利用地震反演技术刻画地震构型相；精细刻画了官80断块冲积扇扇中沉积储层构型。