[科普中国]-河流沉积储层

河流沉积的识别地质上识别

总结以上分析讨论，河流沉积的一般特征概括如下：

①在沉积层序上，多表现为下粗上细的正旋回沉积。底部常具冲刷面。反映在沉积环境上，一个完整的河流沉积层序从下而上由河底滞留沉积开始，向上依次出现河道沉积和泛滥平原或河漫滩沉积，但在特殊情况下，偶尔可见到反旋回的沉积序列。

②在沉积构造方向，主要沉积类型为水流波痕成因的交错层理，反映了单向水流搬运特征，在组合特征上随粒度变化而出现相应的变化。从下向上的基本顺序是：冲刷面－大型槽状交错层理－大型板状交错层理－平行层理－逆行沙波层理－爬升波痕纹理－断续波状交错层理和水平纹理。

③在粒度分布上，C-M图为典型的牵引流型。而概率图则主要由跳跃和悬浮两个总体组成。

④在生物特征上，以植根、植屑化石为主，特别在河漫滩沉积中出现植根和炭质泥岩，可见少量淡水生物化石，无海相化石。

⑤在岩矿特征上，成熟度中等－较差，粘土矿物主要为高岭石，反映酸性环境。

⑥在砂体形态上构成垂直沉积走向的弯曲的条带状，剖面上砂体常呈透镜状、板状－透镜状。垂向沉积剖面上常具有二元结构（尤其是曲流河），下部为砾、砂质沉积，上部为粉砂、泥质沉积。

不同的河流类型具有不同的水动力条件和迁移、演化规律，不仅造就出的地貌形态不同，各自形成的沉积物在岩性、粒度、沉积构造及其组合与垂向层序和空间形态与展布等很多方面都存在着明显的差异。

测井特征识别一）不同河流的区别

①辫状河以具高幅的平滑箱形为特征；

②曲流河则以锯齿状渐变钟形为特点；

③而网状河则多为低幅锯齿状小型的钟形为特色。其含泥量从①到③明显增加，粒度变细，锯齿的个数增多，主要取决于河流的弯曲程度；在垂向组合上，辫状河为“砂包泥”；曲流河则以“砂泥间互”的特点；网状河多为“泥包砂”。

二）不同河流的共性：

无论那种河流的测井曲线均具有向上幅度变小的趋势，即具有明显到不明显的正韵律结构，同时其底部与下伏岩层均为突变接触。泥质夹层均以层序的上部为主要发育段。1

河流沉积储层特征河流体系由于其种类较为复杂，因此可以形成多种多样的储层体系，底负载型河流富含储层，但却缺少良好的隔夹层。相反，悬浮负载型河流则可能仅仅含有适当数量的被大量泥岩包围的储层。所有的河流体系都有以下几个共同的特征：

①主要的储层是河道砂和各类砂坝，决口扇是次要的储集体；

②总的砂体走向平行于河道的走向，但是也存在显著的局部性变化；

③平行于河道的方向上储层的连续性好，垂直于河道方向上则变化很大；

④层内的非均质性通常较为严重；

⑤河流体系的泥岩相可能含有大量植物或腐植型有机质。

一）底负载型（辫状）河流体系

可渗透的骨架砂体形成丰富的、相互连通很好的储集层(图A)。推移质河道充填使其所形成的储层，往往具有较好的物性，这种储层在油田开发中具有使流体在其中均匀流动的特性。河道边缘的物性通常很差，泛滥平原泥一般是粉砂质或砂质的，并且是不连续的。因此，河流相成为地层圈闭的可能性是有限的，而在构造或区域不整合的圈闭里聚集油气的情况较为常见。

二）混合负载型（曲流）河流体系

储层骨架砂体以点坝为主体；决口扇沉积物在泛滥平原泥中形成孤立的楔形体或叶状体，在大的河流体系内，它们的体积大到足以形成小而有经济价值的储层。曲流河砂体具有十分复杂和严重的非均质性特征。渗透率的减小，反映了粒度有规律地向上变细的结构趋势。平面上，渗透单元多呈弧形，这种储层可能被泥岩部分隔开(图B)。

三）悬浮负载型河流体系

“泥包砂”的结构特点使渗透性河道多呈孤立状，因此，悬浮负载型河流在河流体系中是地层圈闭勘探的理想目标。孤立的河曲带或交织的“鞋带状”砂体常常在与古斜坡和构造倾向有关的方向上显示很大的变化(图C)。在构造限定的大油田里，河道充填相储层和伴生的决口扇砂体在开发上困难很大，因为它们的大小有限，方向可变，而且隔夹层无规律。向上变细的结构趋势反映储层物性向上变差。由于悬浮负载型河流体系一般出现在沉积盆地内最低处，所以周围的泛滥盆地沉积物可能出现成层的冲积平原沼泽煤或褐煤。因此，在悬浮负载型河流体系内部，生成生物成因的和热解成因的天然气的潜力很大。1

河流沉积储层非均质性辫状河储层1、砂体几何形态和连续性辫状河流以河道宽而浅为特征，在一个河道断面上可以出现多个心滩坝，而河道废弃充填也以砂为主，因此一个时间单元砂体的几何形态即反映了古河流规模，河流宽度决定了成因单元砂体的侧向连续性。然而，辫状河流岸质松，砂质沉积为主，一般具有侧向迁移十分迅速的习性。辫状河砂体在一定的冲积平原范围内，多个时间单元的砂体侧向连接的机遇率很高。

2、微观孔隙结构特征

砾石辫状河沉积的孔隙结构特征与冲积扇砂砾岩体近似，同样可以存在双峰态结构。而砂质辫状河沉积的砂岩储层，除具一般砂岩孔隙结构特征以外，与其它河流砂体不同之点，则是一些辫状河砂体中泥质杂质含量很少，导致砂岩垂直渗透率与水平渗透率非常接近，有利于开采中流体密度差引起的重力作用的充分发挥。

3、层内非均质性

如前所述，辫状河心滩坝的基本沉积方式是垂向加积，层内重向上粒序变化反映各次洪泛事件能量大小的波动及其所携碎屑物的粗细，因此通常呈现“无规则”的粒序，即使存在一些小的韵律，综观整个砂层，仍然是粗细粒度交互。这就为辫状河心滩坝砂体层内渗透率呈无规则的垂向变化确定了基调。此外，由于细粒沉积缺乏，渗透率非均质性，特别是反映在级差上，比曲流河砂体要小。悬移质沉积很少，导致层内不稳定泥质夹层稀少甚至没有，这又是心滩坝层内非均质性的一个主要特点，使得全砂层规模的垂直/水平渗透率比值较大。

4、平面非均质性

辫状河砂体与其它河道砂体一样，顺河道主体带显现渗透率方向性。但可连接成大面积的砂体，其平面上渗透率非均质性，对于最终注水面积波及系数影响不大，注入水在平面上扩散较快。我国一些大面积连通的辫状河砂体储层，常显现充足的天然水驱能量。1

曲流河储层1、砂体几何形态与连续性

前已述及，曲流河沉积以点坝砂体为主，点坝砂分布于每个河曲段的凸岸一侧，通过其它伴生砂体，特别是废弃河道砂，把一个曲流带内的点坝砂连接在一起，可以视作为一个连通体。作为河流砂体，总是以条带状几何形态分布，从开发角度研究其连续性，主要是指侧向的连续性。曲流带砂体的侧向连续性决定于河流规模（主要是河宽）和弯曲度。河宽与弯曲度愈大，侧向连续性愈好。然而一个曲流带的宽度有一定的限度，一般不易超过河宽的15～20倍，因此一个曲流带单元的砂体宽厚比不易超过200倍。

2、层内非均质性

以点坝为例，其物性在垂向呈典型的向上变低特点。最高渗透率段总是处于最底部的滞留段，向上逐渐比较均匀地减低，到顶部波痕纹层粉砂段最低。其渗透率的级差可达40倍以上，变异系数一般从0.7到大于1.0，是各类河流砂体中非均质程度比较严重的一类。因此，在开发中易于出现水窜。

点坝砂层内非均质性另一重要特征是不稳定薄泥质隔层的分布比较复杂。点坝砂体内的不稳定薄泥质夹层可出现于几种情况：

①砂体顶部的泛滥泥，连续性很差；

②砂体间的侧积泥岩，披覆于点坝上部；

③底部泥砾密集时，使冲刷面成为不渗透隔层，在多期点坝砂叠合时，特别要注意冲刷面的这一特征。

3、平面非均质性

曲流河砂体平面渗透率非均质性实际上反映了不同侧积体之间点坝部分的渗透率非均质性。原因有二：①层序的上部复杂的泥质隔层分布，连通条件复杂；②层序的下部连通性很好；因此特别是早中期的注水开发，注入水平面波及不均匀程度主要受层序的下部所控制。因此，其平面非均质的具体表现是沿古河道走向渗透率具明显的方向性。1

网状河储层1、几何形态与连续性

网状河砂体是河道内的填积物，而心滩湿地部分基本不沉积砂，决口扇和天然堤只是少量席状砂沉积，因此作为储层砂体，其几何形态严格受控于河道地貌形态，呈现很窄、宽厚比很小、互相成网状交织的条带状砂体，较长时间在河道内填积叠加，其宽厚比与河流宽深比无关，不能通过恢复古河道宽深比预测砂体宽厚比，这也是与其它河道砂体不同点之一。

国内现已发现的古代限制性河谷充填砂体是陕甘宁盆地的下侏罗统富县组和延安组下部。油田密井网证实砂体几何形态都是200～400m宽的细条带，侧向连续性很差。

2、层内非均质性

网状河道砂体是由多个洪泛事件沉积的韵律段叠加而成，可以形成厚达数十米的砂层，一次洪泛事件的沉积为一个小正韵律，其厚1m左右，每个小正韵律粒度级差很小，反应在渗透率变化上则为下高上低的特点，但非均质程度很弱，整个砂层从河道的发生到废弃，也显示粗略的正韵律性，渗透率有一定的非均质程度，但较曲流河点坝砂为弱。层内薄泥质、粉砂质夹层常见，是两次洪泛事件间的产物。

3、平面非均质性

对于这类窄条带状砂体而言，其平面物性非均质已不具实际意义。1

河流沉积储层剩余油分布模式河流相储层的剩余油分布复杂,其控制因素也极为复杂。从储层非均匀驱油的角度来看,剩余油分布主要受储层平面、层间、层内非均匀驱油所控制,而油藏非均质性和开采非均匀性是导致储层平面、层间、层内非均匀驱油的两大因素。

砂体规模大小、几何形态、连续性孔隙度、渗透率等参数变化和分布是导致储层平面非均质性的主要因素;单砂体厚度、孔隙度、渗透率等是差层之间非均质性的主要控制因素;单砂体内垂向上储层性质变化、非渗透夹层发育等是层内非均质性的控制因素。不同河流成因的沉积模式,使单元储层的孔隙结构具有不同的孔渗性和渗流特征,并具有不同的水驱油效率和剩余油分布特征。故河流储层沉积模式是剩余油分布的重要地质控制因素。孤岛、孤东油田在水驱油过程中,注入水优先进入河道,沿河道下游方向突进,之后再向河道上游和两侧扩展,使非河道储层水驱差、剩余油饱和度较高。如孤岛油田中一区单采馆陶组44层油井中,侧积砂坝相的油井累积水油比达15以上,是非河道相的3倍。

单砂体内垂向上剩余油分布受沉积韵律及层内非渗透夹层控制,本质上也是沉积模式的垂向相变所致,受二元结构控制,自下而上由河床滞留沉积开始,向上出现点砂坝或河道砂以及泛滥平原沉积。注入水优先沿下部高渗透带窜流,上部低渗透带水况差,剩余油饱和度较高。因而河流沉积模式是控制剩余油形成和分布的最重要的内因,油藏开采非均质性是剩余油形成和分布的外因。油藏在注采过程中,因层系组合、井网布署、射孔方案、注采对应、注采强度、注入倍数等诸因素的影响,导致采油井或注水井与采油井建立的压力降未波及或波及较小的区域的原油未动用或动用程度低,从而形成了剩余油富集区。

沉积模式对剩余油的控制主要体现在以下方面:

(1)油藏开采中的层间差异导致纵向上剩余油分布的差异。在油田开发中,极少见将单层作为一个开发层系,多数情况下是将储层物性相近、上下有较好非渗透性的隔层、适当井段内有一定储量规模的相临几个油层作为一套开发层系。同一开发层系的储层物性相近,但有层间差异。层间差异导致水驱油状况的差异,注入水易沿高渗透层突进,控制油层层间的剩余油分布。

(2)沉积微相平面变化形成的水驱油非均质性控制了剩余油平面的空间分布。沉积微相平面变化导致渗流能力的平面非均质性,使注入水绕流形成水驱油的非均质性。注入水总是优先进入河道,再沿着高压力梯度方向顺河道突进,直到河道方向压力梯度变小才向河道两侧扩展,致使天然堤等沉积单元的储层水驱效果差、剩余油饱和度较高。

(3)夹层分布位置和射开程度控制了剩余油层内分布。储层内的沉积韵律与夹层、单砂体内韵律性和沉积结构、沉积相变导致垂向上储层性质的变化以及层内夹层的发育特征是控制单砂层垂向上注入水波及体积和层内剩余油形成及分布的重要因素。层内夹层对油层的油水渗流有不同程度的影响和控制作用,其影响程度与夹层的厚度、延伸规模和位置有关。油层内上部的夹层对油水渗流的影响较小,油层中部或中部偏上的夹层对油水渗流的控制作用较大;在夹层具有一定厚度(能对油水的纵向渗流起隔挡作用)和平面延伸范围的条件下,单一夹层的控制作用有3种类型:一是注水井钻遇夹层,油水井射开情况不同,剩余油分布位置与数量也不同,对于油水井均射开的夹层以上井段,在水驱油过程中,注入水基本波及不到夹层以下的部位,从而成为剩余油富集区,是剩余油最多的一种类型;二是采油井钻遇夹层,只有在油水井均全层射开时,其剩余油较少,其余情况下剩余油均较富集;三是夹层处于注采井之间,油水井均射开夹层以上井段,在水驱油过程中由于夹层的隔挡作用,注入水基本波及不到夹层之下的储集部位,因而剩余油最富集。1