馬世忠，秦 旗，李朋蕓，王名巍

(1.東北石油大學，黑龍江大慶 163318;2.大慶油田有限責任公司井下作業(yè)分公司，黑龍江大慶 163453;3.華北油田勘探開發(fā)研究院，河北任丘 062552)

儲層非均質性是指儲層的基本性質 (巖性、物性、電性及含油氣性等)在三維空間分布上的不均一性［1～5］。儲層非均質性的分類方法較多，其中裘亦楠［6］將碎屑巖的儲層非均質性劃分為層間、層內、平面和孔隙非均質性4類，是目前我國各油田普遍使用的分類方案。描述儲層非均質性，主要用非均質參數(shù)、儲層參數(shù)及其分布和微觀特征參數(shù)等來表征。為了進一步挖掘朝陽溝油田45區(qū)塊 (簡稱朝45區(qū)塊)開發(fā)潛力，有必要對其儲層的非均質性進行研究，其中重點是在宏觀上從層內非均質性、層間非均質性及平面非均質性等方面來研究儲層的非均質性;針對該區(qū)塊儲層非均質性強、開發(fā)難度大、油田最終采收率低等問題提出一些建議和措施。

1 研究區(qū)概況

朝45區(qū)塊南塊加密調整試驗區(qū)位于朝陽溝油田朝45區(qū)塊南部純油區(qū)內，為油田一類區(qū)塊，該區(qū)南、北兩端分別以98排和106排為界，東、西兩端分別以49列和58列為界，全區(qū)總計218口井，目前井網(wǎng)密度為11口/km2，開采層位為扶余油層，含油面積為2km2，地質儲量為184×104t。本區(qū)扶余油層是松遼盆地坳陷中晚期發(fā)育的一套以河控三角洲為主的沉積，其上部發(fā)育三角洲前緣亞相，下部發(fā)育三角洲平原亞相。

2 儲層非均質性

2.1 儲層層內非均質性

層內非均質性指一個單砂層內粒度和滲透率的韻律性變化，主要表現(xiàn)為由沉積旋回、底部沖刷和粒度變化引起的巖性、物性、電性及含油氣性在垂向上的變化［7，8］;它是控制層內剩余油形成和分布的關鍵地質因素。

在巖心觀察描述及單井相分析基礎上，得出結論:扶余油層發(fā)育三角洲前緣亞相、三角洲平原亞相，儲層砂體以分流河道為主，同時發(fā)育決口扇、天然堤等沉積微相，其中本區(qū)扶余油層水下分流河道底部滯留沉積以鈣質結核為主［9］，砂體滲透率垂向多為反—正復合韻律，也常出現(xiàn)正韻律。以下就該區(qū)出現(xiàn)的小層內反—正復合韻律重點加以分析。

2.1.1 典型單砂體層內非均質性分析

以朝103—檢55取心井FⅠ22小層為例，F(xiàn)Ⅰ22小層代表性微相類型是高彎度分流河道微相，是三角洲前緣的一個典型的微相類型。物性垂向序列受控于沉積—巖性序列，由現(xiàn)場測井數(shù)據(jù)可知，砂體孔滲整體為反—正復合韻律，是朝45區(qū)塊扶余油層分流河道微相中極其典型的韻律類型，根據(jù)粒度分析，將內部分為7個次級韻律 (圖1)，孔隙度下部反韻律、上部正韻律，滲透率下部反韻律、上部正韻律，次級韻律薄夾層從測井曲線上易識別。

圖1 FⅠ22小層非均質性分析圖Fig.1 Heterogeneity analysis in FⅠ22small layer

在FⅠ22小層內部，泥質含量呈正—反韻律趨勢，粉砂含量呈正—反韻律趨勢，細砂含量呈正韻律趨勢，中砂含量呈反—正韻律趨勢;該層下部粒度較細向上逐漸變粗后又逐漸變細，滲透率呈反—正韻律趨勢，與粒度韻律對應較好;但是孔隙度垂向上變化不顯著，該層層內非均質性強。

2.1.2 單砂體內部垂向剩余油分析

由現(xiàn)場給出的有驅油效率數(shù)據(jù)的5個樣品可看出 (圖2)，樣品27號與樣品29號單砂體內滲透率相對較高，相對應的驅油效率與水洗強度相對較大。而整個小層內部水洗程度及剩余油的分布除了受滲透率影響，還受到重力及滲透率韻律的影響。

圖2 朝103—檢55井FⅠ22層內含驅油效率數(shù)據(jù)樣品垂向剩余油分布特征圖Fig.2 Vertical remaining oil distribution map of FⅠ22layer containing oil displacement efficiency of the data sample in Chao103—Jian 55 Well

FⅠ22層內滲透率上部呈正韻律、下部呈反韻律，處在上面的正韻律層段滲透率下高上低，因而小層下部吸水好而上部吸水差。注入水大量進入油層的下部，并沿下部高滲帶快速突進。與此同時，重力作用又不斷使進入上部的注入水下沉，加劇了下部油層的過水流量和水洗程度。而處在下面的反韻律層段滲透率下低上高，這個層段上部滲透率高吸水多;但由于注入水受重力作用逐漸下滲，使得吸水較少的下部油層水洗得以加強。其結果使得該層段上下剖面水洗差異降低。綜上所述，小層內水洗厚度分布在下部，受非均質性控制，預測FⅠ22小層剩余油多分布于水下分流河道砂體的頂部。

2.2 層間非均質性

儲層的層間非均質性:一方面是指儲層縱向上砂體間的物性差異及分布特征;另一方面是指各層組之間泥巖隔層的分布與變化。本區(qū)各層泥巖隔層分布變化規(guī)律不明顯，本文重點研究砂體間的物性差異。層間物性差異包括層間孔隙度和滲透率的差異，層間滲透率差異通常用滲透率級差、變異系數(shù)、突進系數(shù)等參數(shù)表示［10］。層間非均質性是造成垂向上層間油氣分布不均、水淹狀況與剩余油分布狀況不同的根本原因。

2.2.1 層間物性差異

研究區(qū)扶余油層各小層垂向上孔隙度相對變化不大，平均孔隙度在15%以上;滲透率垂向上變化差異極大，其中以FⅠ22、FⅠ32這兩個小層物性最好，滲透率都在20mD以上，為中孔、低滲儲層，而垂向上相鄰的FⅠ33滲透率驟減，層間物性差異表明，F(xiàn)Ⅰ2、FⅠ3這兩個小層對控制油氣聚集的能力較強;其余小層平均滲透率基本小于9mD，為中孔、特低滲儲層。FⅡ11小層物性相對較差，平均孔隙度為13.3%，平均滲透率為4.9mD，受這種中孔、特低滲儲層的影響，可結合層內有效砂巖厚度對上、下相鄰兩個小層進行分析，判定剩余油層間分布位置 (圖3)。

圖3 朝103—檢55區(qū)塊層間物性分布圖Fig.3 Distribution of interlaminar properties in Chao103—Jian 55 Block

2.2.2 層間非均質參數(shù)

由朝45區(qū)塊內朝103—檢55井區(qū)、朝85—檢153井區(qū)、朝75—檢117井區(qū)218口井孔滲測井數(shù)據(jù)結果，以及扶余油層層間非均質性參數(shù)可知:FⅢ油層組非均質性最弱，F(xiàn)Ⅰ油層組非均質性相對較強。FⅠ3、FⅡ3和FⅢ1這3個小層層內非均質性較弱，變異系數(shù)最小，主要為席狀砂與河道間砂體沉積;FⅠ5、FⅡ5、FⅢ3和FⅢ4這4個小層層內非均質性中等，砂體類型以水下分流河道和河口壩沉積為主，河道砂體頂部與河口壩砂體底部泥質沉積發(fā)育較多，導致儲層孔隙度和滲透性有所下降;FⅠ2、FⅠ7這2個小層非均質性較強，砂體類型以河道砂體為主。從各層滲透率變異系數(shù)、突進系數(shù)、級差參數(shù)統(tǒng)計來看，扶余油層層間非均質性較強，各小層自下而上非均質性呈弱—強的變化趨勢 (表1)。

表1 朝陽溝油層層間非均質參數(shù)表Table 1 Heterogeneity between parameters of Chaoyanggou oil layer

綜合層間物性差異與層間非均質參數(shù)分析，F(xiàn)Ⅰ2、FⅠ7這兩個小層滲透率變異系數(shù)都超過了0.8，突進系數(shù)較大，且級差相對最高。3種參數(shù)控制表明，這兩個小層非均質性最強，剩余油一般富集在非均質性相對較強、物性相對較差的層位。因此，F(xiàn)Ⅰ2、FⅠ7這兩個小層是剩余油富集的主要層位，也將是油田今后挖潛的重要層位。

2.3 主力單元平面非均質性

平面非均質性是由砂體的幾何形態(tài)、規(guī)模、連續(xù)性、孔隙度和滲透率的平面變化所引起的［11］。扶余油層平面砂體及非均質性特征主要受控于沉積微相的展布;因此，各小層非均質性分布特征基本與沉積微相的平面展布一致，由平面相控可進一步確定沉積單元內剩余油分布面積;從而可通過容積法計算地質儲量，對整個區(qū)塊的剩余油儲量進行預測與評價。

根據(jù)目的層的有效厚度數(shù)據(jù)編制河道相控的有效厚度等值圖(以朝103—檢55井區(qū)FⅠ73小層砂體為例)。

砂體的頂?shù)捉缦薏⒉灰欢▏栏窨ㄋ涝诜謱咏缦迌?，也可能存在交叉的情況，這就需要將砂巖進行劈分，最后得到有效砂巖厚度最厚處為10.2m(10C98－60井)，平均厚度為4.56m，高值分布在3～5.2m之間，約為24%;低值分布在0～0.8m之間，約為15%;主要分布在1.2～2.4m之間，約為61%。

圖4中砂巖高值分布區(qū)在10C106－49井、10C106－50井、10C106－52井、10C106－54井等幾處連片狀分布，有沿河道漸變的趨勢，有效厚度變化受河道控制，連續(xù)性較好。另外，儲層物性直接影響到注入水波及面和波及率，從而控制剩余油在平面上的分布。在注水開發(fā)期間，注入水沿高滲帶形成指進，使得高滲帶水洗程度嚴重，而低滲帶波及程度較小。物性較低的分支水道兩側注入水難以波及，這種水驅不均一的現(xiàn)象導致剩余油在平面上分布不均［12］。因此，用以上方法，根據(jù)目的層砂體物性數(shù)據(jù)，刻畫河道相控的滲透率、孔隙度等值線圖，繼而按河道邊界、有效砂巖厚度邊界、滲透條帶邊界初步定性地勾畫出剩余油在該沉積單元的分布邊界，對指導油田生產(chǎn)過程中剩余油的挖潛與開采起到重要作用。

3 結 論

(1)本區(qū)扶余油層儲層非均質性強，層內非均質性受沉積相的控制，F(xiàn)Ⅰ油層組三角洲前緣亞相砂體非均質性最強，F(xiàn)Ⅱ、FⅢ油層組三角洲平原亞相砂體次之。層間非均質程度受物性因素影響，推定FⅠ2、FⅠ7這兩個小層為剩余油富集的主要層位，建議油田今后挖潛的重點層位由原來的FⅠ5、FⅠ6小層轉移到FⅠ2、FⅠ7小層。

圖4 FⅠ73小層有效砂巖相控等值線圖Fig.4 Effective sandstone phased contours figure of FⅠ73small layer

(2)根據(jù)目的層有效砂巖測井數(shù)據(jù)、儲層物性數(shù)據(jù)，編制河道相控有效砂巖厚度等值線圖、河道相控滲透率等值線圖、河道相控儲層孔隙度等值線圖，并進一步按河道邊界、有效厚度邊界、滲透條帶邊界初步定性地勾畫出剩余油在該沉積單元的分布邊界，可指導油田生產(chǎn)和剩余油的挖潛與開采。

(3)針對朝陽溝油田多為低—中孔、特低滲儲層及儲層非均質性強等特征，應采取壓裂、防膨及分注措施，通過降低儲層非均質性，改善連通性，提高開發(fā)效果。

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