張曼婷，何文祥 （長江大學地球環(huán)境與水資源學院，湖北 武漢430100）

王凱 （中石油青海油田分公司冷湖油田管理處，青海 海西816300）

海26斷塊位于遼河斷陷盆地中央凸起南部傾沒帶的南端。東營組一、二段（Ed1、Ed2）是海26斷塊的主力含油層段，自上而下可劃分為7個亞段（Ed11、Ed21、Ed31、Ed12、Ed22、Ed32、Ed42），主要發(fā)育三角洲前緣相沉積體系，巖性以中－細砂巖為主。Ed1、Ed2儲集層由水下分流河道砂體和分流河口砂壩砂體構成其骨架，巖性細、分選好，物性較好，平均孔隙度為31.11%以上，最高可達59.1%，平均滲透率為1524mD，最高可達6580.8mD，屬于高孔、高滲儲集層。含油井段深度一般為1390～2700m，層數(shù)多，單層薄，由多套含油氣層迭加，無統(tǒng)一油水界面，為層狀邊水構造巖性油藏。由于儲集層性質的好壞直接影響到油層的產(chǎn)能、注水效果及油氣最終采收率［1，2］，海26斷塊自1989年投入開發(fā)以來經(jīng)歷了投產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)、遞減3個開發(fā)階段，目前整體綜合含水高達92.4%以上，采出程度低（19.95%），常規(guī)水驅效果差。因此，亟需對區(qū)內儲集層非均質性進行深入研究，以揭示儲層的物性、含油性等各向異性或非均質特征，為合理劃分開發(fā)層系、選擇注采系統(tǒng)和改善油田開發(fā)效果提供可靠的地質依據(jù)［3］。

1 儲集層層間非均質性特征

層間非均質性是指各層段之間在巖性、物性、產(chǎn)狀、產(chǎn)能等方面的不均勻性和差異，是一套油層組或砂巖組規(guī)模上的宏觀非均質性［4］。上述差異性是由于縱向上沉積環(huán)境的變化造成的。對層間非均質性的描述包括各類沉積環(huán)境下形成的砂體在剖面上交互展現(xiàn)出的規(guī)律性，以及作為滲流屏障的泥巖等非滲透層的發(fā)育與分布規(guī)律。

縱向上不同相帶的砂層疊加，會造成層間非均質性差異［5］。但從區(qū)內統(tǒng)計的部分滲透率非均質性參數(shù)來看，矛盾并不十分突出。該套儲層各層段之間均質性較好，平均滲透率為1542mD，級差為7，突進系數(shù)為1.97。各小層間非均質性也較好，同一井相鄰的砂層之間，突進系數(shù)一般較小，在1.2～2.01之間，變異系數(shù)在0.32～0.62之間，滲透率級差在2.42～4.56之間，從中反映了各個時期砂體的沉積環(huán)境大致相當?shù)奶攸c。

一般情況下百米井段內砂層層數(shù)的多少，即為分層系數(shù)的大小，反映砂巖的分散程度，分層系數(shù)越大，反映層間非均質性越嚴重［6］。通過對E～E分層系數(shù)的統(tǒng)計與計算，海26斷塊分層系數(shù)為6.6～16.8，反映層間非均質性為中等。

2 儲集層平面非均質性特征

平面非均質性是指儲集層砂體的幾何形態(tài)、連續(xù)性、規(guī)模以及砂體內部孔隙度與滲透率平面上的變化所引起的非均質特征。它直接關系到注入開發(fā)過程中注入劑的波及效率。平面非均質性越嚴重，對注水開發(fā)越不利。

2.1 平面上砂體幾何形態(tài)及連通性

Ed1、Ed2主要發(fā)育三角洲前緣沉積，水下分流河道砂體、分流間灣薄層砂體以及席狀砂體最為發(fā)育，河口壩砂體次之，遠砂壩砂體較不發(fā)育。儲集層砂體在平面上呈復雜網(wǎng)狀、連片狀、似條帶狀展布，砂體幾何形態(tài)受沉積相帶的控制，沿沉積方向砂體連通性好，側向則變差，水下分流河道砂體間存在分流間灣泥使得砂體連通性變差。水下分流河道沉積區(qū)發(fā)育砂體較厚，一般在4.0～8.0m，最厚可達18m，在寬度上能延伸100～200m，平面上呈條帶狀展布，剖面上呈頂平下凹的透鏡狀；分流間灣沉積區(qū)砂體厚度一般小于3m，平面上呈長帶狀或片狀分布；河口壩沉積區(qū)砂體厚度在4.0～11.0m左右，分布范圍較大，呈舌狀；席狀砂和遠砂壩沉積區(qū)砂體厚度小，一般不超過3m。

2.2 儲集層物性變化

Ed1、Ed2儲集層孔隙度和滲透率受砂體幾何形態(tài)約束，具有較強的相關性。儲集層平均孔隙度為31.11%以上，最高達59.1%。同一小層孔隙度變化特征與平面沉積微相有較好的正相關性，水下分流河道及河口壩砂體孔隙度最高；儲集層平均滲透率為1524mD，最高滲透率達6580.8mD。

圖1 E（1－1）孔隙度等值線圖

圖2 E1－1）滲透率等值線圖

3 儲集層層內非均質性特征

儲集層層內非均質性指一個單砂層內的巖性、物性和含油氣性的變化情況，是造成層內滯留區(qū)的主要因素［7］。層內非均質性的指示包括粒度韻律、滲透率韻律及最高滲透層所處位置、層理構造及滲透率各向異性、層內夾層、層內滲透率非均質程度等。以層內滲透率非均質程度為指示，研究目的層段的層內非均質性。

3.1 粒度韻律特征

不同的沉積環(huán)境會形成不同的韻律特征［8］，正韻律以水下分流河道砂體為主，反韻律以河口壩砂體、前緣席狀砂砂體為主，復合韻律多發(fā)育在分流間灣砂體。上述層內不同的韻律特征最終會反映在滲透率的差異性上，導致層內非均質性好的儲集層較少。Ed1、Ed2儲集層粒度韻律以正韻律為主（表1），導致注入水縱向波及開發(fā)效果不理想。

3.2 層內滲透率非均質程度

海26斷塊儲集層層內滲透率變化范圍在95～2179mD，級差在2.03～134.7之間，變異系數(shù)在0.14～1.38。變異系數(shù)小于0.5的為均質儲集層，占25%；在0.5～0.7之間的為中等非均質儲集層，占20%；變異系數(shù)大于0.7的為非均質儲集層，占55%。由此看來，海26斷塊Ed層內非均質性大部分較為嚴重。

4 儲集層微觀非均質性特征

儲集層微觀非均質性是指微觀孔道內影響流體流動的地質因素［9］。主要包括孔隙、喉道的分布、孔隙結構特征、黏土基質及砂粒排列的方向性等。

4.1 孔隙特征

4.1.1 孔隙類型

結合鑄體薄片觀察，Ed1、Ed2儲集空間具有多種孔隙類型，主要有粒間孔、溶蝕孔、裂縫等，從而構成復雜的孔隙系統(tǒng)。

1）粒間孔（包括原生和次生） 是主要孔隙，分布均勻，巖石骨架結構多以游離－支架狀為主，點接觸，粒間可被黏土、方解石等礦物充填，區(qū)內較為發(fā)育。

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2）溶蝕孔（包括粒內、粒表、基質及膠結物溶洞、溶坑） 發(fā)育僅次于粒間孔。粒內溶蝕孔多為長石或基質及膠結物被淋濾、溶蝕而形成的蜂窩狀、支架狀孔隙，該類孔隙較小（孔隙直徑一般在2～10μm之間），發(fā)育較少。礦物顆粒表面見溶蝕坑、洞，多為石英淋濾或是長石溶蝕所形成。

3）裂縫孔（包括粒間、粒內裂縫） 不是主要的孔隙形式。由于該套儲層巖性松散，故裂縫主要為粒間縫。裂縫呈不規(guī)則的線狀沿碎屑顆粒及粒間黏土分布，一般延伸不長，也有部分穿過顆粒，對儲層的儲集性能意義不大［10］。

4.1.2 幾何特征

對海26斷塊巖石薄片鑒定資料的統(tǒng)計表明，其巖石碎屑組分中主要為石英，次為長石和巖屑。其中，石英平均體積分數(shù)為49.5%（Ed1為49.0%，Ed2為49.9%）；長石平均體積分數(shù)為37.1%（Ed1為36.9%，Ed2為37.3%），且以鉀長石為主，微斜長石次之；巖屑平均體積分數(shù)為13.5%（Ed1為14.9%，Ed2為12.4%），以酸性噴出巖巖屑為主（Ed1為7.6%，Ed2為8.6%），其次為混合花崗巖（Ed1為4.6%，Ed2為2.1%），少量為花崗巖巖屑和變余砂巖巖屑。通過計算，巖石成份成熟度較高，為0.97。

4.2 孔喉特征

常見的單個喉道可以連通2個孔隙，反之，每個孔隙至少要和3個以上的喉道相通，多者可達6～8個。在同一儲層中，由于巖石的顆粒接觸關系、顆粒大小、形狀及膠結類型不同，喉道的類型也各不相同。

4.2.1 孔隙縮小喉道

該喉道往往發(fā)育于以粒間孔隙為主的砂巖儲集巖中，孔隙和喉道較難區(qū)分。巖石結構多為顆粒支撐，強度低，膠結物較少甚至沒有?？紫督Y構屬于大孔粗喉（圖3）。

4.2.2 片狀和彎片狀喉道

喉道呈片狀或彎片狀，為顆粒之間的長條狀通道，分為窄片與寬片2種類型。區(qū)內由于顆粒發(fā)生溶蝕作用，較寬的片狀喉道或管狀喉道較發(fā)育。喉道經(jīng)過溶蝕作用改造后可以是大孔粗喉型。

對海26斷塊巖石鑄體薄片分析發(fā)現(xiàn)，區(qū)內儲集層物性較好，孔隙類型以粒間孔為主，而由于構造活動局部會形成一些裂縫孔。與孔隙相伴生的喉道，直接制約了流體的流通能力，區(qū)內的喉道主要類型為孔隙縮小喉道，片狀或彎片狀喉道部分發(fā)育?？傮w上看，海26斷塊儲集層物性較好。

圖3 巖石鑄體薄片照片（海20－30井，1776.6m，×100）

5 結論

1）海26斷塊東營組一、二段儲集層的層內非均質性強，滲透率類型主要以正韻律為主，砂體縱、橫向上連通性變差；層間非均質性相對較弱，主要受儲集層物性及沉積相帶控制，三角洲水下分流河道砂體是主力油層的發(fā)育區(qū)；平面非均質性受儲集層砂體幾何形態(tài)及孔隙度、滲透率的平面變化影響，非均質性表現(xiàn)一般。

2）海26斷塊主要儲集層砂體具有中－高孔、高滲的物性特征，在平面上儲層砂體呈復雜網(wǎng)狀、連片狀和條帶狀展布。

3）通過對鑄體薄片的分析，區(qū)內巖石孔隙類型以粒間孔為主，喉道主要類型為孔隙縮小喉道，儲集層物性總體較好。

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