0 引言

近岸水下扇是陆相断陷湖盆特有的一种油气储层类型，是由陡坡带洪水浊流快速堆积的扇形砂砾岩体，扇体多期叠置^[1-2]，储层内部构型复杂，研究难度较大。朱筱敏等^[3]、刘招君^[4]、梁官中等^[5]曾对近岸水下扇的露头和现代沉积做了大量研究，重点对近岸水下扇的沉积环境、沉积特征进行了分析；曹正林等^[6]、宋荣彩等^[7]、刘国超^[8]探讨了近岸水下扇发育的控制因素（区域构造运动、古地理、古气候和物源供给等）；田景春等^[9]、苑伯超等^[10]、张涛等^[11]研究了近岸水下扇储层特征和油气成藏特征；张萌等^[12]、朱志国^[13]、刘家铎等^[14]将近岸水下扇内部划分为3个亚相，顺物源方向依次为扇根、扇中和扇端，并将扇根亚相分为主水道和主水道侧缘2种微相，将扇中亚相分为辫状水道、水道间及扇中前缘3种微相。前人对近岸水下扇各亚相内部储层构型特征的研究相对较少且不完善，仅对沉积结构单元进行了划分和研究，且认识上存在分歧，有的在5级构型的层次上划分，有的在4级构型的层次上划分。如陈庆等^[15]将近岸水下扇储集体划分为11个沉积结构单元，其中沉积砂体结构单元包括主沟道垂向加积体、主沟堤侧积体、辫状沟道垂向加积体、辫状沟堤侧积体、沟间砂坝沉积体、沟间阶地滩砂、中心微相席状砂7种基本类型，这是对应4级构型单元要素的划分法；严科^[16]在近岸水下扇储层中划分出扇根主体、扇根侧缘、扇中主体、扇中侧缘、扇中前缘、扇端、湖相泥、滑塌浊积扇等8种沉积结构单元，这是对应5级构型单元要素的划分法。

国内外对于曲流河、辫状河沉积储层构型的研究均已趋于成熟，研究成果已开始应用于油田生产，并在挖潜剩余油、提高油气采收率、增加产量等方面取得了明显效果，但对于近岸水下扇的储层构型级次划分和各级构型要素特征的研究尚不够深入，未建立起科学、完善的构型模式^[17-18]。以柴达木盆地七个泉油田E₃¹油藏密井网区为例，以沉积储层构型分析思想为指导，以层次分析法为核心，分析岩性、测井曲线响应与构型单元之间的对应关系，逐级划分5级和4级构型单元，并解剖其内部建筑结构，实现3个层次的精细描述，再进行多井联合对比，最大限度地利用密井网动态资料辅助验证，明确七个泉油田E₃¹油藏近岸水下扇储层构型单元的剖面展布特征和规模，建立其内部构型模式，进而在储层构型层次分析的基础上，结合密井网动态资料，分析井间连通性及水驱优势通道，明确E₃¹油藏剩余油分布模式，以期为油田挖潜提供地质依据。

1 地质概况

七个泉油田位于柴达木盆地西部南区，为一南陡北缓的短轴状背斜构造，是柴达木盆地西部坳陷区尕斯断陷亚区小红山—阿哈堤—七个泉背斜带上的一个三级构造，构造西北端高而东南端低。西北端通过七个泉①号断层与阿哈提构造相接，东南端向尕斯断陷腹部倾没，南部则以北倾的七个泉断层与红柳泉构造相接（图 1）。七个泉油田古近系沉积有2个物源，分别是七个泉西北部物源和狮子沟北部物源。

七个泉油田新生代地层发育，自上而下共钻遇7套地层，即七个泉组（Q₁₊₂）、狮子沟组（N₂³）、上油砂山组（N₂²）、上干柴沟组（N₁）、下干柴沟组上段（E₃²）、下干柴沟组下段（E₃¹）及路乐河组（E₁₊₂），缺失下油砂山组（N₂¹）地层，其中N₂²，N₁，E₃²，E₃¹为4套储油层系，以E₃²和E₃¹为主。研究目的层段E₃¹可细分为24个小层（图 2），视厚度为153 m（深8井），岩性为灰色泥岩、砂质泥岩、钙质泥岩与砾岩互层，间夹砂岩及泥质粉砂岩，与下伏地层呈假整合接触，属构造-岩性复合多层低渗透砂砾岩油藏。经过20多年的开发，油藏地下油水分布变得错综复杂，含油小层多且薄，非均质性强，层内、层间、平面油水矛盾突出，现有的沉积微相研究成果用于改善注水规划、注采井网的调整等，其精确度已显不足。

2 近岸水下扇不同构型单元构型要素的建立

七个泉油田共有钻井347口，E₃¹油藏面积为9.9 km²，近岸水下扇各亚相内部构型要素特征有所差异。利用研究区密井网示踪剂检测、产液剖面、吸水剖面等动态资料及测井资料，分别对各亚相内部构型要素进行了分类、分级及特征分析（图 3）。

依据薄片观察以及岩性、测井曲线等资料，可将研究区目的层E₃¹自下而上划分为扇根、扇中和扇端3种亚相。扇根亚相岩性以砾岩、砾状砂岩和不等粒砂砾岩为主，砾径主要为2~5 mm，分选性和磨圆度均较差，以次棱角状为主，泥质含量高，夹粉砂岩、泥岩，主要发育块状层理。扇中亚相岩性为粗砂岩、细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩，粒径主要为0.1~2.0 mm，夹少量砾状砂岩和砂砾岩，相比于扇根亚相泥质含量低，分选性和磨圆度均较好，发育块状层理、递变层理、平行层理和小型交错层理，正韵律水道底部见冲刷面。扇端亚相岩性以粉砂岩、泥质粉砂岩为主，粒径主要为0.1~1.0 mm，夹少量砾状砂岩，发育水平层理和波状层理。该段地层整体自下而上岩性由粗变细，砾石含量减少，砾径减小，表现为水进、退积的正旋回特征。

2.1 扇根亚相内部构型特征

扇根发育于近岸水下扇的根部，在洪水期，洪水携带大量粗碎屑物质，从山口冲出，在扇面上形成发散状水流，所携带物质快速堆积，形成多条主水道（4级构型）。岩性以砂、砾混杂堆积为主，分选性和磨圆度均较差。电性总体以相对高电阻率为特征，且无明显幅度差。扇根可分为扇根主体和扇根侧翼2个5级构型要素，扇根主体可进一步细分为主水道和主水道侧缘2个4级构型要素，扇根侧翼在研究区不发育。

2.1.1 主水道

主水道位于近岸水下扇的扇体根部或中上部，为快速堆积而成，呈带状向湖盆方向延伸，宽度为120~200 m，并渐变为次一级的河道（辫流水道），再横向变薄过渡到河道侧缘。主要岩性为细砾岩、砂砾岩、砾状砂岩，夹薄层粉砂岩及泥岩，砾石分选差，呈次棱角状，泥质含量较高，见少量棕褐色团块状泥砾。主要发育粒序层理、块状层理，在垂向上表现出下粗上细的正粒序或者粒度变化不大的块状层理。在测井曲线特征上，自然电位幅度差大，多呈箱形，自然伽马值较高，为80~105 API，声波时差值低，电阻率值和补偿密度值均高。相邻主水道砂砾岩体之间接触关系以纵向叠置、侧向连接为主，少有孤立分布。主水道砂砾岩体的储层物性较差，平均孔隙度和平均渗透率分别为11.5%和0.3 mD。

2.1.2 主水道侧缘

位于主水道两侧，为洪水溢出主水道后在水道之间沉积而成。岩性以薄层含砾泥岩、含砾泥质粉砂岩为主，发育水平层理或微波状层理。在测井曲线特征上，自然电位幅度差小，呈近平直状，齿状中—低电阻率，密度值较高。

2.2 扇中亚相内部构型特征

扇中亚相可分为扇中主体和扇中前缘2个5级构型要素，扇中主体可进一步细分为辫流水道和水道间2个4级构型要素，扇中前缘可进一步细分为河口坝、席状砂和前缘泥3个4级构型要素。

扇中主体分布于浅湖地带，是近岸水下扇的主体部分，厚度大、分布广，以辫流水道的叠覆冲刷沉积为特征，具有重力流和牵引流双重特征，靠近根部主要反映重力流特征，浊积岩较发育，远离扇根逐渐过渡为牵引流沉积。岩性为砾岩、砾状砂岩、细砂岩及粉砂岩，以下粗上细的正粒序结构为主。

扇中前缘发育于扇中主体前端，水动力逐渐减弱直至消失，湖水作用增强，形成大量的河口坝及席状砂沉积。总体表现为砂体纵向分布不集中，岩性逐渐偏细，以细砂岩、粉砂岩和泥岩为主，以反粒序结构为特征。

2.2.1 辫流水道

辫流水道位于扇中水体最活跃环境下，是扇根主水道向湖盆方向的延伸，水道迁移频繁，宽度为140~200 m，中值宽度为180 m。岩性以含砾砂岩、砂砾岩、粗砂岩和细砂岩为主，主要发育块状层理，见平行层理、板状和槽状交错层理以及底部滞留砾石叠瓦构造。自下而上砾石含量减小、岩性变细，单一辫流水道表现为明显的正粒序结构。在测井曲线特征上，自然电位幅度差较大，多呈钟形或者箱形，自然伽马值低，电阻率值中—高，声波时差值较低。相邻辫流水道砂体之间接触关系表现为纵向上叠置稀少，多以侧向连接为主，有的孤立分布。辫流水道砂体的储层物性较好，平均孔隙度和平均渗透率分别为15.1%和13.4 mD。

2.2.2 水道间

从扇中辫流水道内缘到外缘，由于水体能量逐渐降低，负载减少，沉积物变细，水道间沉积夹层增多，反映沉积时水流由重力流向牵引流逐渐过渡。有时见扇中亚相辫流水道内缘的叠覆冲刷沉积中夹有扇根亚相的无序混杂砾岩（厚几十厘米），是强烈洪水期扇根沉积向前延伸所致，反映2个亚相并非截然分开，而是穿插过渡的。

2.2.3 河口坝

河口坝是位于扇中辫流水道前端的孤立砂体，宽度为140~200 m，中值宽度为170 m。岩性以细砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩为主，单一河口坝为反粒序。在测井曲线特征上，自然电位幅度差较大，多呈漏斗形，自然伽马值较高，为70~100 API，电阻率值较高，声波时差值较低，补偿密度值高。在辫流水道末端，水道的牵引作用已减弱，形成孤立状河口坝，多以坝—泥—坝的砂体接触模式出现。河口坝砂体的储层物性最好，平均孔隙度和平均渗透率分别为19.0%和18.4 mD。

2.2.4 席状砂

席状砂是辫流水道前端连片分布的粉砂岩或泥质粉砂岩薄层砂体，与前缘泥相接。岩性以粉砂岩和泥质粉砂岩为主，沉积构造以沙纹层理、波状层理为主，无明显正粒序。在测井曲线特征上，自然电位幅度差中等，多呈指状，自然伽马值较高。席状砂的储层物性较差，平均孔隙度和平均渗透率分别为10.6%和7.1 mD。

2.3 扇端亚相内部构型特征

扇端位于近岸水下扇末端，分布于浅湖—半深湖环境，水道消失，为近岸水下扇的末梢沉积，也是近岸水下扇与湖相的过渡类型，主要沉积细粒沉积物，岩性为粉砂质泥岩夹薄层泥质粉砂岩，砂岩可发育平行层理和流水沙纹交错层理。扇端亚相可分为滩坝和湖底泥2个4级构型要素。

滩坝位于近岸水下扇末端的浅湖区，宽度为120~200 m，中值宽度为165 m。岩性以粉砂岩为主，偶有细砂岩。在测井曲线特征上，自然电位幅度差中等，多呈漏斗形。

3 单砂体储层构型界面的识别

单砂体储层构型界面识别是精细刻画单砂体的重要环节^[19-20]。在旋回及小层层次细分的基础上，应用密井网条件下的岩性及其组合关系、电性响应等信息，对单砂体沉积转换界面进行识别，并分析层次界面产状及其岩相侧向变化规律。

对单砂体储层构型界面进行识别，先要结合取心岩性及测井曲线特征对取心井从垂向上区分不同期的单一水道、河口坝、席状砂及滩坝砂体，然后在横向上进行多井井间精细地层对比，将岩心剖面旋回划分与构型界面识别相结合，追踪单一砂体的延伸范围。

3.1 5级构型界面的识别

按照构型级次划分原则，5级构型相当于小层级别构型单元，其构型界面为多个单砂体叠合形成的复合砂体的顶界面，也是超短期旋回沉积转换面，即小层的顶、底界，一般位于泥岩含量最大值处或自然伽马最大值处。

七个泉油田E₃¹为一套完整的湖进沉积体系，形成了近岸水下扇扇根、扇中、扇端亚相沉积，主要的储集类型有扇根主水道、扇中主体辫流水道、扇中前缘河口坝和席状砂以及扇端滩坝砂。构型特征分析表明，E₃¹底部以扇根主水道为优势相，中部以扇中辫流水道为优势相，向上逐渐出现交互，顶部为全面湖侵，表现出全区分布的以扇端滩坝为主的特征。小层级别的界面（5级构型界面）为多个主水道、辫流水道、河口坝、滩坝垂向与侧向叠合而形成的复合砂体的顶界面，为湖水间歇性变化形成的较厚泥岩沉积，其分布面积广、延伸范围大、横向分布稳定，不具有渗透性，是有效的隔层，在地层对比剖面上比较容易识别。局部因上覆河道的下切作用形成薄层泥岩，其自然电位曲线为泥岩基线，自然伽马值中—高，电阻率值低，声波时差值较高。

3.2 4级构型界面的识别

4级构型界面是单一成因单元的界面，即在纵向沉积层序中一期连续稳定沉积结束到下一期连续稳定沉积开始之间形成的有别于上、下邻层的特征岩性，主要有泥岩、粉砂质泥岩、泥质砂砾岩或均一叠加砂岩电测曲线突变层，形成小层内的夹层，侧向延伸范围有限，局部可被后期河道下切冲蚀。扇根主体主水道构型界面位于渗透层顶部自然伽马高值处，界面附近以薄层的含砾泥岩、含砾泥质粉砂岩为主，自然电位曲线回返[图 4（a）]；扇中主体辫流水道构型界面位于渗透层顶部自然伽马高值处，以泥质粉砂岩、泥岩为主，发育平行层理或微波状层理，自然电位曲线有明显的回返[图 4（b）]；扇中前缘河口坝构型界面位于砂体顶部的沉积转换面，即自然伽马高值处，界面附近以厚层泥岩、粉砂质泥岩为主，发育水平层理，自然电位曲线回返[图 4（c）]；扇端滩坝构型界面以滩坝砂体的顶、底界沉积转换面作为划分依据，界面附近以厚层泥岩、粉砂质泥岩为主，发育水平层理，自然电位曲线回返[图 4（d）]。

4 4级构型单元分布特征

在单井相分析的基础上，结合密井网资料进行剖面相和平面相分析，确定了七个泉油田近岸水下扇各亚相带的分布特征（图 5）。在垂直物源方向的剖面上，底部河流作用形成的砂体，由于盆地边缘地形较陡，加之季节性洪水的惯性作用^[13]，形成了强的水动力，对其有冲刷侵蚀作用，在近物源区的扇根部位以及扇中主体形成了具有河道性质的顶平底凸的砂体[图 5（a）~（b）]，主要分布于扇根主水道、扇中主体辫流水道中；中部湖水作用形成的砂体，随着搬运距离的增加，洪水水流的能量逐渐消耗，当含有大量悬浮物质的强搅动洪水流至扇中前缘和扇端时，地形趋于平缓，形成了顶凸底平的河口坝砂体、薄层的席状砂和孤立的滩坝砂体，分布于扇中前缘和扇端的暗色泥岩沉积中[图 5（c）]。

顺物源方向依次发育扇根、扇中和扇端亚相[图 5（c）]，亚相间呈渐变过渡的关系，没有严格的岩性界面，岩性由细砾岩和砂砾岩渐变为砾状砂岩和细砂岩，直至扇端的粉砂岩和泥岩。近岸水下扇砂砾岩体由多期扇体叠置而成，后期扇体通常不会超越前期扇体。扇根亚相直接超覆在下伏地层之上，或叠置在前期扇体的扇根部位，扇中亚相叠置在前期扇体的扇根部位，扇端亚相叠置在前期扇体的扇中部位。

研究区物源有七个泉西北部物源和狮子沟北部物源，以七个泉西北部物源为主，纵向上多期扇体叠置，平面上扇主体发育位置的差异和不同期次洪水水动力的差异，造成了各小层单砂体平面构型分布的差异性。

基于以上研究，建立了近岸水下扇单砂体沉积模式（图 6）。扇根内部为广泛分布的砂砾岩体夹随机杂乱分布的主水道侧缘细粒沉积“泛连通体”；扇中主体以辫流水道与水道间泥岩呈侧向相间或层状交互分布为特征；扇中前缘以河口坝砂岩在前缘泥中呈镶嵌状，且夹有薄层席状砂为特征；扇端以孤立的滩坝砂体镶嵌在湖底泥中为特征。

5 剩余油分布模式

七个泉油田E₃¹油藏近岸水下扇单砂体构型研究表明，近岸水下扇储层构型具有区别于其他河流相沉积储层构型的强非均质性特征，剩余油储量大^[20-22]，结合大量动态资料分析认为，存在5种类型剩余油分布模式（图 7）。

（1）断层遮挡形成的剩余油

受南北向挤压应力作用，在七个泉油田构造主体部位发育了一系列走向近东西向的逆断层，因断层遮挡，在其附近无法进行有效水驱，从而形成了剩余油富集区[图 7（a）]。

（2）非主流线滞留区的剩余油

在扇中主体的辫流水道和扇根主体的主水道发育区，在相邻单一水道之间往往发育顺水流方向呈柳叶状分布的水道侧缘，而这些水道侧缘阻挡了注入水的横向流动，形成滞留区；沿主水流方向水道边部受冲积水道牵引作用，易形成低渗碎屑岩储层，当相邻单一成因水道之间侧接不明显，且注采井距大于单一成因河道宽度时，也阻碍注入水的横向流动，看似连片砂体之间易形成滞留区。2种情况均形成非主流线滞留区，进而形成剩余油富集区[图 7（b）]。平面上表现为沿主水流方向水驱效率高，横向水驱效率低的开发特征。

（3）不同构型单元间韵律性差别形成的剩余油

当扇中主体的辫流水道牵引作用逐渐减弱，在其末端一般发育河口坝构型单元，形成扇中前缘砂体分布格局。辫流水道砂体以正粒序结构为主，高渗层处于砂体底部；河口坝砂体受湖水波浪作用，具有反粒序结构，高渗层处于砂层顶部。当2种构型单元相接时，由于存在韵律差别，使得在砂体内部无法进行有效驱替，从而形成剩余油[图 7（c）]。

（4）坝间低渗缓冲带遮挡形成的剩余油

在扇中前缘，由于水动力减弱，湖水波浪作用增强，发育了一系列轴向平行于主流线方向的河口坝构型单元。河口坝砂体由于靠近水道末梢，有一定的物源供给，因此表现为物性好、储层有效厚度大、有利部位含油性好的特征。由于物源相对充足，在河口坝之间通常存在一些薄层席状砂沉积，河口坝与席状砂往往是共生的，席状砂岩石颗粒较细，相对于河口坝砂体而言处于较低渗区域，从而形成了2个河口坝之间的低渗遮挡区，剩余油富集[图 7（d）]。

（5）注采井网不完善形成的剩余油

目前E₃¹油藏采用反九点注采井网，平均井距为200 m左右，但对于近岸水下扇扇端在滨浅湖环境沉积的滩坝砂体分布格局而言，由于滩坝砂体普遍具有规模小、厚度薄的发育特点，目前注采井网显得不完善，导致了只注无采或只采无注的现象[图 7（e）]。

滩坝砂体宽深比统计分析表明，扇端滩坝砂体宽度主要为120~200 m，中值宽度为165 m。滩坝砂体的边缘一般由泥质含量较高的薄层状粉砂岩组成，物性较差，油层主要集中分布于滩坝中部的坝主体单元中，因此，现有的注采井网难以控制此类砂体的有效水驱。

6 结论

（1）对七个泉油田分亚相带建立了内部构型要素的分级系统。扇根可分为2个5级构型要素（扇根主体、扇根侧翼）、2个4级构型要素（主水道、主水道侧缘）；扇中可分为2个5级构型要素（扇中主体、扇中前缘）、5个4级构型要素（辫流水道、水道间、河口坝、席状砂、前缘泥）；扇端仅有1个5级构型要素（扇端浅湖泥），可分为2个4级构型要素（滩坝、湖底泥）。

（2）分相带建立了近岸水下扇内部构型模式。扇根内部为广泛分布的砂砾岩体夹随机杂乱分布的主水道侧缘细粒沉积“泛连通体”；扇中主体以辫流水道与水道间泥岩呈侧向相间或层状交互分布为特征；扇中前缘以河口坝砂岩在前缘泥中呈镶嵌状，且夹有薄层席状砂为特征；扇端以孤立的滩坝砂体镶嵌在湖底泥中为特征。

（3）建立了E₃¹油藏剩余油分布模式，包括5种类型，即断层遮挡形成的剩余油、非主流线滞留区的剩余油、不同构型单元间韵律性差别形成的剩余油、坝间低渗缓冲带遮挡形成的剩余油、注采井网不完善形成的剩余油。