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中高渗透砂岩油藏经数十年的注水开发，相继进入特高含水后期，产量逐渐降低[1-5]，并在局部区域发育强吸水、低驱替效率的高耗水带。而高耗水带受储层非均质性和射孔位置影响，仅形成于单砂体的某一特定位置[6-9]，故单砂体级别的地质分析已难以满足特高含水后期油藏的综合治理需求，而该类油藏中仍有可观剩余油储量可以挖潜[10-12]，故需将开发地质表征单元细化至单砂体内的岩相组合，这有利于厘清单砂体内储层质量的变化规律及其对流体渗流的影响。岩相是沉积相分析的子单元，其强调岩性和层理样式的特征，各类岩相形成于亚环境或微环境中能量存在差异的部位；岩相组合单元可以类比于层序地层单元中的纹层组级别、开发地层单元的韵律层级别和储层构型单元中的9级构型级别[13]。在露头区沉积特征的解剖中，TURNER等依据岩性和层理特征，将英国东部石炭系Table砂岩划分为细砂岩波状层理等7类岩相类型，并根据岩相的垂向序列总结岩相组合类型，据此来分析沉积特征[14]；陈彬滔等基于大同盆地云岗组露头的岩相体，分析了辫状河构型单元物性规律和非均质特征[15-16]。在地下储层地质分析中，张顺等综合利用岩心描述、地球化学测试等资料对中国东部断陷湖盆细粒沉积进行了岩相类型划分[17]，曹志民等尝试利用机器学习方法对常规储层岩相进行测井识别[18]。在非常规储层的研究中，地质分析单元已经普遍达到岩相级别[19-23]，而常规砂岩储层中的岩相及岩相组合也对储层物性和流体渗流特征具有明显地控制作用，岩相组合的识别和模式的建立对特高含水后期的中高渗透砂岩油藏剩余油挖潜意义重大。
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1 区域地质概况
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胜坨油田位于济阳坳陷东营凹陷北部陈南— 胜北区带，是一个受近EW走向的陈南铲式正断层的派生断层控制形成的逆牵引背斜构造油藏，由12条主要断层分割成胜一区、胜二区和胜三区，坨11井区南油藏位于胜三区穹窿背斜构造南翼的断裂带。沙二段8砂组是坨11井区南油藏重要的含油层系，砂体叠合连片，储层平均孔隙度约为29.8%，平均渗透率约为692.4mD，油藏南边与边水相连，含水率约为98%，属于典型的特高含水后期中高渗透砂岩断块油藏。
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2 岩相组合类型及测井识别
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2.1 岩相组合类型及其特征
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坨11井区南沙二段8砂组为三角洲前缘亚相，主要发育河口坝微相，河口坝砂体整体呈反旋回特征，但单砂体内部在岩性和层理特征上仍存在差异，基于研究区岩心和三角洲前缘河口坝露头的岩相分析，将河口坝砂体分为粉砂岩块状层理岩相、细砂岩交错层理岩相、细砂岩平行层理岩相、中砂岩交错层理岩相等10种岩相单元，其中粉砂岩交错层理岩相、细砂岩交错层理岩相在研究区最为常见。
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由于不同层理类型在非取心井上难以找到显著的常规测井响应差异，基于岩心描述，分析不同岩相单元在垂向上的发育情况，认为研究区共发育15种岩相垂向序列。以岩性为主要变量将河口坝砂体分为坝主体Ⅰ—Ⅳ共4类岩相组合类型（图1）。坝主体Ⅰ岩相组合形成于三角洲前缘朵叶体的中部—近岸部位的强水动力环境，沉积物以中砂岩为主，发育大型交错层理，局部块状层理和平行层理发育，砂体呈反旋回特征；共发育3种岩相垂向序列，常见的为细砂岩平行层理-中砂岩交错层理-中砂岩块状层理岩相垂向序列，GR 和 SP 曲线为漏斗型，微电极曲线向上幅度差增大；稳定水动力时期坝主体Ⅰ内可能只存在中砂岩交错层理单一岩相。坝主体Ⅱ岩相组合形成于三角洲前缘朵叶体中部的中等—强水动力环境，为坝主体中最常见的岩相组合类型，沉积物以细砂岩为主，各类规模交错层理、平行层理和块状层理均有发育，砂体呈反旋回特征；共发育4种岩相垂向序列，常见的为粉砂岩块状层理-细砂岩交错层理-细砂岩平行层理-中砂岩交错层理岩相序列，GR 和 SP 曲线表现为齿化漏斗型，微电极幅度差较坝主体Ⅰ减小；稳定水动力时期坝主体Ⅱ内可能只存在细砂岩交错层理单一岩相。坝主体Ⅲ岩相组合形成于三角洲前缘朵叶体中部与侧缘相对弱水动力环境，沉积物以粉砂岩为主，发育交错层理和块状层理沉积构造，砂体呈反旋回或复合旋回特征；共发育4种岩相垂向序列，常见的为粉砂岩块状层理-粉砂岩交错层理-细砂岩交错层理岩相序列，GR 和 SP 曲线严重齿化。坝主体Ⅳ岩相组合形成于三角洲前缘朵叶中部与坝缘的弱水动力位置，沉积物以泥质粉砂岩为主，发育交错层理、块状层理和生物扰动，砂体呈反旋回或复合旋回特征；共发育4种岩相垂向序列，常见的为泥质粉砂岩块状层理-泥质粉砂岩交错层理-细砂岩交错层理-粉砂岩块状层理岩相序列，微电极曲线幅度差较小，发育生物扰动（图1）。坝主体Ⅱ岩相组合为研究区最重要的岩相组合类型，在取心段中占比达70.5%；坝主体Ⅳ岩相组合中储层物性相对较差，多表现为单砂体内的夹层。
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2.2 岩相组合类型的测井识别
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岩相组合类型的定量评价方法涉及到岩性、物性等多项内容，而每项包含多个测井参数，这些参数对储层岩相组合类型的合理划分具有十分重要的意义。岩相组合类型的测井定量识别是在优选测井参数的基础上，对这些参数进行综合评价，得到一个综合评价指标，据此对岩相组合类型进行识别[24]。而灰色关联分析法是根据因素之间发展趋势的相似或者相异程度来衡量各因素间关联程度的一种方法[25-27]。将其应用于对岩相组合类型较为敏感的优选测井参数的分析过程，计算出不同测井参数之间灰色关联度，获得岩相测井评价的综合参数，实现测井岩相组合定量识别，具体分为7个步骤。
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图1 坨11井区南沙二段8砂组河口坝砂体岩相组合类型特征
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Fig.1 Feature of different mouth sand bar lithofacies combination in No.8sand group of the second member of Shahejie Formation in the south of Tuo11area
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第一步，确定参考序列与比较序列。为从数据信息的内部结构上分析被评判事物与其影响因素之间的关系，必须用某种数量指标定量化反映被评判事物的性质[28]。这种按一定顺序排列的数量指标，称为关联分析的参考序列，记为：
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子序列又称比较序列，是决定或影响被评判事物性质的各子因素数据的有序排列[29]，考虑主因素的m个子因素，则有比较序列：
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对测井数据整理后选取曲线，参考序列选用 GR；比较序列包括 ΔSP（自然电位归一化幅度差）， Rt（4米梯度电极系电阻率），Δ|ML|，AC，确定参考序列与比较序列，获得的原始数据矩阵为：
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第二步，对所有测井曲线数列进行无量纲化处理。由于系统中各测井参数的物理意义不同，数据的量纲也不同，因此，要消除原始数据量纲，并转换为可比较的数据列。进行均质化变换为：
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第三步，求取子母序列的差序列。变换后的母序列为，子序列为，可计算出同一观测深度各因素与母因素观测值之间的绝对差值为：
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第四步，求取差序列矩阵元素的最大值和最小值。所有差序列所组成矩阵的元素的最大值和最小值，即求出所有比较序列各个深度点绝对差值中的最大值和最小值，因为比较序列均相互交互，所以Δmin一般取0。
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第五步，求关联度。参考序列与比较序列的关联系数为：
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在灰色关联系数基础上进一步求出灰色关联度。所谓关联程度，实质上是曲线间几何形状的差别程度。因为关联系数是比较序列与参考序列曲线中各点的关联程度的值，所以有必要将各点的关联系数集中为一个值，作为比较序列与参考序列间关联程度的表示[29]。而各比较因素与参考因素之间的关联度为：
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通过（9）式，获得岩相组合识别参数的关联度序列为（-0.334，0.394，0.089，0.067，0.116）
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第六步，通过灰色关联分析法，得到岩相组合类型识别的综合评价指数为：
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第七步，确定研究区储层岩相组合定量识别标准。通过以上岩相组合类型的综合评价指数计算，利用 GR-Ie交会图确定储层岩相组合类型定量识别图版（图2），其中坝主体Ⅰ岩相组合类型的常规测井解释标准为 GR<56且 Ie>0.46，坝主体Ⅱ的解释标准为56<GR<76且0.2<Ie<0.55，坝主体Ⅲ的解释标准为69.5<GR<80且0<Ie<0.2，坝主体Ⅳ的解释标准为GR>80且 Ie<0，从而实现单井常规测井资料的岩相组合定量解释。
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图2 坨11井区南沙二段8砂组河口坝砂体岩相组合测井识别图版
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Fig.2 Logging interpretation plate of different mouth sand bar lithofacies combination in No.8sand group of the second member of Shahejie Formation in the south of Tuo11area
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3 河口坝砂体岩相组合模式
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3.1 复合砂体岩相组合模式
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坨11井区南沙二段8砂组复合砂体对应开发上的小层级次，单砂体对应单层级次，基于层次约束的沉积储层分析思路，综合岩心、测井响应特征进行复合砂体岩相组合模式分析，进而约束单砂体岩相组合模式分析。不同期次的河口坝沉积形成垂向上的多期坝体堆砌，同期多支分流河道向不同区域的物源供给形成侧向上的多个坝体叠置，据研究区测井解释图版（图2）解释的单井上岩相组合为分析单元，认为研究区河口坝复合砂体发育7种平面岩相组合模式和5种垂向岩相组合模式。
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河口坝体近岸一侧发育分流河道，顺物源方向由河道砂体过渡为河口坝砂体，发育分流河道-坝后-坝主体Ⅱ岩相组合模式（图3a）和分流河道-坝主体Ⅰ-坝主体Ⅱ模式（图3b），由于该处为分流河道向湖盆延伸最远位置，故分流河道砂体粒度偏细，多为粉砂岩，沉积构造以槽状交错层理和块状层理为主；垂直物源方向发育典型的坝上河模式，坝体被分流河道下切，形成坝主体Ⅱ-分流河道-坝主体Ⅱ岩相组合模式（图3c）和坝主体Ⅱ-分流河道-坝主体Ⅰ模式（图3d），坝上河与河口坝间一般存在冲刷界面，坝上河砂体粒度相对粗，多为中砂岩和细砂岩，发育典型的正韵律，对应岩性测井曲线呈钟形。在坝体边部，侧向叠置的坝体接触关系有同期不同坝体的坝缘相互叠置（图3e）和坝主体相互叠置（图3f,3g）类型。在坝缘叠置模式（图3e） 中不同坝体间叠置厚度较小，叠置位置沉积物粒度偏细，常见粉砂岩和泥质粉砂岩；供源河道横向摆动距离小则形成坝主体叠置模式（图3f,3g），其不同坝体间叠置厚度较大，叠置处主要发育细砂岩。
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不同期次砂体在垂向上都以隔层分隔，隔层以原生沉积型的泥质渗流屏障为主，局部发育物性隔层，其岩性以粉砂质泥岩和泥质粉砂岩为主。基于井上岩相组合解释及其垂向序列的分析，研究区常见的河口坝复合砂体垂向岩相组合模式包括坝主体Ⅱ-隔层-坝主体Ⅲ（ST3-9-258井，图3h）和坝主体Ⅱ-隔层-坝主体Ⅱ（ST3-10X357井，图3i）模式，其多发育于河口坝朵叶体中部区域，以及坝主体 Ⅱ-隔层-分流河道（ST3-9XN210井，图3j）、分流河道-隔层-坝主体Ⅱ（ST3-10C288井，图3k）和坝主体I-隔层-坝主体Ⅱ（ST3-10-240井，图3l）垂向岩相组合模式，其多发育于河口坝朵叶体近岸区域。
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3.2 单砂体岩相组合模式
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河口坝复合砂体可基于砂体间夹层进一步划分为多个单砂体，单砂体的沉积作用受物源供给和可容空间影响，在河口处的沉积物搬运、沉积速率有所差异，湖浪改造作用程度亦不同，故研究区河口坝单砂体在侧向和垂向上分别发育了6种和4种岩相组合模式。
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单砂体在顺物源方向岩相组合类型一般表现为由高能环境向低能环境的沉积过渡，如河口坝朵叶体远岸部位发育的坝主体Ⅲ-坝主体Ⅳ岩相组合模式（图3n）和其中部发育的坝主体Ⅰ-坝主体Ⅲ模式（图3p），若在河口坝体近岸部位有明显的坝后发育，则存在坝后-坝主体Ⅱ-坝主体Ⅲ岩相组合模式 （图3q）和坝后-坝主体Ⅰ-坝主体Ⅱ模式（图3r），这类单砂体平面岩相组合模式中沉积物粒度总体呈向湖盆方向变细的趋势；在河口坝朵叶体近岸部位还发育局部顺物源向高能环境过渡的坝主体Ⅱ-坝主体Ⅰ模式（图3o）；沉积时期湖盆水动力相对稳定期形成的规模较大的单砂体中，发育坝主体Ⅱ单一岩相组合模式（图3m），该类储层的非均质性弱且孔渗条件较好。
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单砂体内局部发育夹层，夹层类型以泥质和物性夹层为主，也存在少量钙质夹层。单砂体内局部发育的坝主体Ⅳ岩相组合即为单砂体内的夹层，夹层分割的岩相组合类型一般上部为偏高能环境，基于单砂体的井上岩相组合垂向序列分析，研究区常见的河口坝单砂体垂向岩相组合模式有坝主体Ⅱ-夹层-坝主体Ⅱ（ST3-10-240井，图3s）、坝主体Ⅱ-夹层-坝主体Ⅰ（ST3-9XN238井，图3t）、坝主体IV夹层-坝主体Ⅲ（ST3-8-217井，图3u）和坝主体Ⅲ-夹层-坝主体Ⅱ（ST3-8-248井，图3v）4种。
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图3 坨11井区南沙二段8砂组河口坝砂体岩相组合三维分布模式
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Fig.3 Three-dimensional distribution pattern diagram of different mouth sand bar lithofacies combination in No.8sand group of the second member of Shahejie Formation in the south of Tuo11area
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4 岩相组合对储层和流体渗流的控制作用
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坝主体Ⅰ—Ⅲ岩相组合均为中高孔高渗透储层，但其在相渗特征上表现出明显的渗流差异。由不同岩相组合的归一化相渗曲线（图4a）可知，坝主体Ⅰ和Ⅱ岩相组合的油相相渗高于坝主体Ⅲ，故前两者的驱油效果好于坝主体Ⅲ，坝主体Ⅱ岩相组合的残余油饱和度仅为20.9%，而坝主体Ⅲ为26.5%（图4b）。坝主体Ⅱ岩相组合的水相渗透率明显高于其他类型，进入特高含水后期水相优先在坝主体 Ⅱ岩相组合内渗流，其残余油饱和度条件下的水相渗透率也最高（图4b），即坝主体Ⅱ岩相组合发育的部位最易形成高耗水带。
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图4 坨11井区南沙二段8砂组河口坝砂体岩相组合的相渗特征
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Fig.4 Relative permeability characteristics of different mouth sand bar lithofacies combination in No.8sand group of the second member of Shahejie Formation in the south of Tuo11area
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高耗水带一般只在单砂体的某一特定位置发育，故针对单砂体进行岩相组合的细分能够更准确的确定高耗水带的分布范围。从岩相组合模式来看，位于朵叶体中部的坝主体Ⅱ岩相组合最易形成高耗水带（图3m），而在单砂体内的坝主体Ⅰ-坝主体Ⅱ岩相组合模式中注入水也可能优先在相对远岸的坝主体Ⅱ位置形成高耗水带（图3o），在垂向上，较低的夹层密度和频率难以抑制特高含水后期高耗水带的形成，高耗水带垂向上的位置多与坝主体Ⅱ发育位置对应。高耗水带的展布在空间上不仅限于单砂体内，且能跨过连通性好的复合砂体在砂体间发育，坝主体Ⅱ-坝主体Ⅱ叠置模式中砂体间无隔挡（图3f），高耗水带最易在该模式的复合砂体中形成。
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5 结论
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特高含水后期中高渗透砂岩油藏内存在高耗水带，且高耗水带一般仅出现在单砂体的局部位置，以岩心、岩相为基础，以坝主体Ⅰ—Ⅳ岩相组合类型分析单元，能够提高开发地质研究精度，且岩相组合在灰色系统理论建立的常规测井解释图版上能够准确区分。坨11井区南沙二段8砂组河口坝复合砂体和单砂体内部发育多种岩相组合模式，考虑静态地质因素，复合砂体间高耗水带易在坝主体 Ⅱ-坝主体Ⅱ叠置模式中发育，单砂体内高耗水带易在单一坝主体Ⅱ岩相组合中的朵叶体中部形成，垂向上坝主体Ⅱ岩相组合区域较易形成高耗水带。
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符号解释：
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——参考序列；t ——序列序数；n ——序列长度；—— 比较序列；i —— 序列号；m —— 序列数；——GR序列；——∆SP 序列；——Rt 序列； ——Δ|ML|序列；—— AC序列；—— 经均质化变换后的第i类序列；——第i类比较序列与参考序列的绝对差值；Δmax——所有差序列元素的最大值； Δmin——所有差序列元素的最小值；Lt(i, 0)——关联系数； ρ——分辨系数，其目的是削弱最大绝对差数值太大而失真的影响，提高关联系数之间的差异显著性，一般情况下取值为0.1~0.5；ri ——关联度，关联度越大，则该比较序列与参考序列的变化趋势越相似；Ie——综合评价指数；GR ——参考数列；ΔSP，Rt，Δ|ML|，AC等——比较序列。
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摘要
中高渗透砂岩油藏经数十年的注水开发后进入特高含水后期，形成强吸水、低驱替效率的高耗水带，且高耗水带仅形成于单砂体的某一特定位置，以单砂体为研究单元的地质分析已难以满足该类油藏剩余油挖潜的需要。 为此，基于岩心、露头的岩相分析，以岩性为主控因素将开发地质研究单元细化为岩相组合级次，并利用灰色关联分析法实现岩相组合的常规测井资料地质解释。依据井资料归纳坨 11井区南沙二段 8砂组河口坝复合砂体和单砂体的岩相组合模式，并结合储层渗流特征，认为从地质因素方面考虑，复合砂体间高耗水带易在坝主体Ⅱ-坝主体Ⅱ叠置模式中发育，单砂体内高耗水带易在单一坝主体Ⅱ岩相组合发育的朵叶体中部形成，垂向上高耗水带位置与坝主体Ⅱ发育位置相对应。
Abstract
The mid-high permeability sandstone reservoir has been in the late stage of ultra-high water cut after several de- cades of water flooding. The high water consumption zone with strong water absorption and low displacement efficiency were inevitably formed in the sandstone reservoirs，moreover formed only at a specific position of single sandbody. It has been difficult for regarding the geological analysis of single sand body as the research unit to meet the needs of residual oil excavation in such reservoirs. Based on the lithofacies analysis of core and outcrop，the development geological research unit was refined into the lithofacies combination grade with lithology as the main controlling factor，and the conventional logging data of the lithofacies combination were interpreted geologically by the grey correlation analysis method. Based on the well data，the lithofacies modes of the composite mouth sand bars and the single sand bodies in No.8 sand group of the second member of Shahejie Formation were summarized in the south of Tuo11 area. Combining with the seepage character-istics of the reservoir，it was concluded from the standpoint of static geological factors that the high water consumption zone would develop in the superposition mode of bar Ⅱ-bar Ⅱ in the composite sand bodies，and in the middle part of the lobe body of the single main bar Ⅱ mode in the single sand body，and the development position of the high water consumption zone corresponds to that of the bar Ⅱ in vertical direction.
