李 明，戚 楠，陳朝兵，朱玉雙，張全培

（1.西北大學(xué)大陸動力學(xué)國家重點實驗室/地質(zhì)學(xué)系，陜西西安710069；2.中國石油集團(tuán)測井有限公司華北分公司，河北任丘062550；3.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西西安710065）

儲層非均質(zhì)性的研究起始于上世紀(jì)70年代，在經(jīng)歷長達(dá)40多年的發(fā)展后，其研究內(nèi)容、研究領(lǐng)域和研究方法等都取得了一定的突破[1]。陸相沉積盆地作為我國重要的油氣資源富集區(qū)，由于具有特殊的古地理面貌和沉積環(huán)境，導(dǎo)致沉積的碎屑巖儲層相比海相同類儲層非均質(zhì)性要嚴(yán)重得多。加之沉積物沉積后經(jīng)歷漫長的成巖和構(gòu)造等改造作用，儲層非均質(zhì)特征表現(xiàn)得更為明顯[1-3]?，F(xiàn)今的儲層非均質(zhì)性研究多以開發(fā)階段挖潛剩余油、提高油氣采收率為目的，很少涉及到與油氣成藏、油層分布規(guī)律有關(guān)的研究[4-6]。近年來，伴隨著我國對特低—超低滲油氣尤其是非常規(guī)油氣勘探工作的進(jìn)行，越來越多的實踐和研究表明，儲層非均質(zhì)性對油氣的富集特征及分布有著重要的控制作用。

以鄂爾多斯盆地甘谷驛油田L(fēng)2區(qū)三疊系延長組長61油層亞組為例，在對研究區(qū)目的層宏觀非均質(zhì)性研究的基礎(chǔ)上，采用點（單井）—線（剖面）—面（平面）的分析思路，建立低滲透儲層宏觀非均質(zhì)性與油層分布兩者之間的關(guān)系，為同類油藏開展儲層評價及有利區(qū)預(yù)測奠定基礎(chǔ)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地甘谷驛油田L(fēng)2區(qū)隸屬陜西省延安市寶塔區(qū)管轄范圍，構(gòu)造位置處于鄂爾多斯盆地二級構(gòu)造單元伊陜斜坡東部，該斜坡為一向西傾斜的平緩大單斜，延長組地層傾角小于1°，全區(qū)構(gòu)造簡單。研究區(qū)在大區(qū)構(gòu)造背景的控制下，局部發(fā)育由差異壓實作用形成的鼻狀隆起，隆起幅度一般在10～15 m。研究區(qū)三疊系延長組長6油層組自下而上按旋回特征依次劃分為長64、長63、長62和長61油層亞組。其中，長61油層亞組為主力含油層段，自下而上包括長613、長612和長611三個小層，屬曲流河三角洲平原亞相沉積，物源來自北東方向。研究區(qū)長61儲層巖石類型以細(xì)粒長石砂巖為主，儲層孔隙度主體分布在8%～11%，滲透率主體分布在（0.5～1.8）×10-3μm2，屬低孔—特低孔、特低—超低滲儲層。其中，三角洲平原分流河道微相和天然堤微相沉積的砂體是油氣聚集的重要場所，油藏類型屬于典型的低滲透巖性油藏。

研究區(qū)長61儲層特征空間上變化快，表現(xiàn)出強(qiáng)烈的非均質(zhì)性，油層在垂向和平面上的分布規(guī)律復(fù)雜。在實際滾動勘探開發(fā)過程中，相鄰井位鉆遇的同一沉積砂體含油性差異明顯，加之前期缺乏針對長6儲集層的系統(tǒng)研究，導(dǎo)致有利區(qū)優(yōu)選和井位部署工作面臨困難，直接制約了后期長61油層的規(guī)模建產(chǎn)。針對存在的勘探開發(fā)問題，有必要對長61油層分布特征及主控因素開展分析。以巖心觀察與測井資料為出發(fā)點，結(jié)合真實砂巖微觀成藏模擬實驗，重點從層內(nèi)、層間及平面非均質(zhì)性展開，系統(tǒng)闡述長61儲層宏觀非均質(zhì)性對油層分布的控制作用，為后期精細(xì)勘探開發(fā)提供指導(dǎo)性意見。

2 層內(nèi)非均質(zhì)性

層內(nèi)非均質(zhì)性是指一個單砂層（單砂體）規(guī)模內(nèi)垂向上的儲層特征變化。甘谷驛油田L(fēng)2區(qū)儲層層內(nèi)非均質(zhì)性對油層分布有著重要的影響，此處重點從砂體的沉積韻律、沉積構(gòu)造及層內(nèi)夾層來闡述其與油層分布之間的關(guān)系。

2.1 沉積韻律

研究區(qū)長61砂體主要形成于三角洲平原分流河道和天然堤微相環(huán)境，結(jié)合巖心觀察和測井曲線資料，確定長61儲層的粒度韻律和滲透率韻律均以正韻律和復(fù)合正韻律為主，另外均質(zhì)韻律少量發(fā)育。對于正韻律砂體而言，顆粒粒度自下而上由粗變細(xì)，導(dǎo)致物性自下而上逐漸變差。油氣在充注過程中，首先充注砂體底部半徑大、連通性好的孔喉中，含油飽和度向上逐漸減小[7,8]。通過對巖心進(jìn)行觀察也易看出，長61砂體底部粒度粗的部位含油飽和度高，而頂部粒度細(xì)的部位含油飽和度整體偏低（圖1b）。此外，該區(qū)局部層段發(fā)育均質(zhì)韻律，均質(zhì)韻律砂體內(nèi)部顆粒粒度在垂向上變化小或無規(guī)律，油氣在砂體內(nèi)部進(jìn)行垂向、側(cè)向滲流時阻力相對較小，往往形成均質(zhì)的含油飽和度或頂部含油飽和度略高的油氣空間分布格局。

圖1 L135井長61單井柱狀圖及巖心Fig.1 Single well column and core of Chang 61formation of well-L135

以研究區(qū)L135井為例，長61油層亞組砂體主要分布在長611小層，長611小層中的S1砂體屬于正韻律砂體，砂體頂部以細(xì)砂—粉砂巖為主，水平層理發(fā)育，泥質(zhì)及鈣質(zhì)膠結(jié)嚴(yán)重，含油性差，滴水緩滲—滲，油味淡；砂體底部以中砂—細(xì)砂巖為主，塊狀層理和交錯層理發(fā)育，含油性好，巖心上滴水呈珠狀或半珠狀，基本不滲，油質(zhì)感較強(qiáng)，油味濃。S3砂體屬均質(zhì)韻律砂體，整個砂體均勻含油，在油水重力分異下，砂體頂部含油性略好（圖1）。

2.2 沉積構(gòu)造

受沉積環(huán)境和水動力條件影響，碎屑巖儲層往往具有不同類型的原生沉積構(gòu)造。研究區(qū)長61儲層沉積構(gòu)造主要包括平行層理、板狀交錯層理、楔狀交錯層理、槽狀交錯層理和塊狀層理。不同的層理類型，其顆粒排列方式、紋層產(chǎn)狀和組合關(guān)系不同，引起滲透率具有一定的方向性。

圖2 研究區(qū)長61部分巖心Fig.2 Core of Chang 61reservoir in the research area

在一定的水動力條件下，層理構(gòu)造對油水在側(cè)向和垂向上運(yùn)動的影響具有一定的規(guī)律。平行層理常出現(xiàn)在急流等水動力較強(qiáng)的環(huán)境中，發(fā)育剝離線理構(gòu)造，其內(nèi)部縱向與橫向滲透率比值在層理面出現(xiàn)突變，紋層間的空隙受力后易開啟，使得水平滲透率變大，垂向滲透率與水平滲透率比值極小，層理面充當(dāng)著油氣運(yùn)移的“優(yōu)勢通道”，油氣進(jìn)入砂體后往往優(yōu)先沿著層理面進(jìn)行側(cè)向運(yùn)移。板狀交錯層理和楔狀交錯層理順層理傾向的方向滲透率大于平行層理走向的方向，逆層理方向滲透率最小，常見條帶狀含油。而槽狀交錯層理由于紋層組合復(fù)雜，導(dǎo)致滲透率各向異性強(qiáng)，往往造成砂體含油飽和度偏低，甚至不含油（圖2）[9-11]。

2.3 夾層分布

碎屑巖儲層內(nèi)部常存在一些橫向不穩(wěn)定、但分布普遍的非滲透層或低滲透層，其厚度較小，一般從幾厘米到幾十厘米不等，對砂體內(nèi)垂向及側(cè)向的流體滲流起著一定的阻擋作用。夾層是碎屑巖儲層中最常見的能夠?qū)α黧w滲流產(chǎn)生遮擋作用的地質(zhì)體，對油氣的運(yùn)聚和采出有著重要影響[12]。研究區(qū)長61夾層在空間分布較穩(wěn)定，橫向上連續(xù)性好，延伸距離較遠(yuǎn)，可達(dá)注采井距一半以上，多屬于較穩(wěn)定夾層，其分布與側(cè)向連續(xù)性主要受沉積環(huán)境的制約。夾層平面上多處于水動力變化較大的河道側(cè)翼沉積，以泥質(zhì)夾層為主，局部包含鈣質(zhì)夾層。夾層頻率主要分布：長611為0.18～0.24個/m，長612為0.20～0.26個/m，長613為0.22～0.30個/m。

橫向上分布較穩(wěn)定的夾層對油氣運(yùn)聚具有較強(qiáng)的控制作用，夾層大規(guī)模發(fā)育常使得單砂層及復(fù)合砂體內(nèi)油氣充注不徹底，儲層含油飽和度偏低（圖3）。由于夾層對油氣垂向及側(cè)向運(yùn)移具有一定的遮擋或封堵作用，加之研究區(qū)以特低—超低滲儲層為主，孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜，毛管阻力大，使得砂體內(nèi)部充注的油氣在后期很難自行調(diào)整，在垂向上形成多個含油飽和度偏低的油水同層或含油水層，進(jìn)而產(chǎn)生復(fù)雜的油水系統(tǒng)，且油井產(chǎn)能普遍偏低。

圖3 L195井長612層段泥質(zhì)夾層剖面Fig.3 Profile distribution of shale interlayers of Chang 612 formation of well-L195

3 層間非均質(zhì)性

甘谷驛油田L(fēng)2區(qū)長61油層亞組自下而上依次劃分為長613、長612和長611共3個小層。其中，長611小層砂體物性最好，平均孔隙度為10.6%，平均滲透率為1.58×10-3μm2，局部地區(qū)滲透率大于2.0×10-3μm2，長612小層物性次之。研究區(qū)長613及長612砂體厚度小，且儲層膠結(jié)物含量高，大部分孔喉已被塑性顆粒及膠結(jié)物充填，導(dǎo)致其物性大幅度下降。不同層位砂體之間物性的差異，尤其是滲透率的差異，正是層間非均質(zhì)性的重要體現(xiàn)[13]。

將取自不同區(qū)域長61油層的10塊巖心制作成真實砂巖微觀模型，在西北大學(xué)大陸動力學(xué)國家重點實驗室進(jìn)行油氣成藏模擬可視化實驗。實驗步驟為：1）首先對模型進(jìn)行抽真空處理，隨后飽和模擬地層水；2）向模型中加壓注入模擬原油，待模型中含油飽和度不再變化時，結(jié)束實驗[14]。實驗中，觀察不同模型原油充注儲層的動態(tài)過程并統(tǒng)計模型原始含油飽和度，分析層間非均質(zhì)對油氣充注的影響。實驗中為便于觀察，將模擬原油染色為紅色，模擬地層水染色為藍(lán)色，并保證各組模型在原油充注時驅(qū)替壓力相同（P=0.20 MPa），實驗結(jié)果見表1。結(jié)果表明，研究區(qū)長611小層平均含油飽和度為63.3%，長612為48.8%，長613為39.5%。

微觀孔喉含油飽和度是砂體宏觀含油性的縮影。以L287井為例，將分別取自該井長611、長612和長613的巖心樣品進(jìn)行成藏模擬實驗。由于長611儲層物性略好，加之孔喉連通性好，為油氣聚集提供了有利場所，儲層原始含油飽和度高，平均達(dá)63.3%。而長612和長613小層物性相對較差，致使儲層含油性隨之變差（圖4）。結(jié)果表明，在垂向?qū)娱g范圍內(nèi)，成藏條件基本相似的情況下，長611儲層含油性明顯好于其他層位，成藏條件最好。進(jìn)一步說明原油在充注過程中，層間干擾現(xiàn)象明顯。對于特低滲透儲層，滲透率差異是導(dǎo)致油氣選擇性充注的主要原因。

圖4 研究區(qū)L287井不同小層樣品成藏模擬Fig.4 Simulation experiment of reservoir accumulation in different layers of well-L287

表1 L2區(qū)長61樣品成藏模擬實驗數(shù)據(jù)統(tǒng)計Table1 Data statistics in simulation experiment of reservoir accumulation of samples of Chang 61formation in L2 area

4 平面非均質(zhì)性

4.1 沉積微相

沉積相是決定儲層物性好壞的基本因素，也決定了儲層層內(nèi)、層間非均質(zhì)的基本特征。不同沉積相帶沉積的砂體，其儲層物性參數(shù)不同。形成于強(qiáng)水動力環(huán)境下的砂體，多發(fā)育顆粒相對較粗、分選好的砂層。L2區(qū)長61油層亞組屬于曲流河三角洲平原亞相沉積，主要包括分流河道微相、天然堤微相和分流間洼地微相。不同沉積微相沉積的砂體，其發(fā)育規(guī)模、厚度、形態(tài)和展布特征不同。分流河道微相水動力條件強(qiáng)，發(fā)育巨厚砂體，砂體厚度主體分布在6～9 m，局部達(dá)12 m以上。砂體顆粒粒徑相對較粗，泥質(zhì)含量低，分選好，致使其物性最好，是油層分布的主要位置。天然堤微相與分流河道微相相連，雖能夠形成一定程度的油氣聚集，但由于其砂體較薄、厚度一般小于3 m，且沉積構(gòu)造較多，導(dǎo)致其砂體內(nèi)部的非均質(zhì)性較強(qiáng)，影響了油氣的運(yùn)移聚集，難以形成大油藏。

研究區(qū)長61油層整體上具有微相控藏特征，剖面相與油層分布關(guān)系緊密，從研究區(qū)長61油藏剖面圖可以看出，分流河道水動力強(qiáng)，沉積厚層砂體（復(fù)合砂體），砂體粒度較粗，是油層分布的主要位置；而天然堤沉積微相形成的砂體常表現(xiàn)為厚度小、粒度細(xì)、沉積構(gòu)造多的特點，砂體以水層、差油層和干層為主。薄砂體由于單位體積與泥巖接觸面積大，使得含有較多導(dǎo)致碳酸鹽沉淀所需的Ca2+、Mg2+等成分的流體容易從泥巖中進(jìn)入砂巖內(nèi)部，由于這些成分具有較強(qiáng)的沉淀作用，常常會在砂體中發(fā)生沉淀，形成包括碳酸鹽在內(nèi)的膠結(jié)物，致使儲層物性變差。表現(xiàn)為薄層砂體全部被膠結(jié)，這也是薄砂體通常表現(xiàn)為水層、差油層甚至干層的原因；而厚砂體通常只在砂—泥巖界面附近發(fā)生沉淀作用，屬于“頂?shù)啄z結(jié)型”，其對砂體內(nèi)部影響有限[15]。

4.2 成巖相

對于特低滲透儲層而言，成巖作用是控制優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育和分布重要的因素之一，而碳酸鹽膠結(jié)往往是導(dǎo)致儲層物性變差的主要原因。以巖心觀察和鑄體薄片分析為主（圖5、圖6），并結(jié)合測井相來確定研究區(qū)長61儲層成巖相類型[16,17]。研究區(qū)長61儲層成巖相類型包括綠泥石膠結(jié)—粒間孔相、綠泥石膠結(jié)—長石溶蝕相、方解石膠結(jié)相、壓實相四類。

圖5 鈣質(zhì)膠結(jié)導(dǎo)致差異性含油現(xiàn)象Fig.5 Differential oil-bearing phenomenon by calcareous cementation

圖6 研究區(qū)長611小層不同成巖相帶樣品Fig.6 Microscopic photographs of samples from different diagenetic facies of Chang 611in the study area

由于不同成巖相控制的砂體其內(nèi)部孔喉類型、孔喉大小、連通性等微觀特征差異性明顯，直接決定著儲層物性分布特征，進(jìn)而影響儲層中流體的滲流規(guī)律，導(dǎo)致油氣差異性聚集。通過巖心觀察，可以直觀地看出成巖作用對儲層含油性的影響，尤其是鈣質(zhì)膠結(jié)常常導(dǎo)致儲層內(nèi)部差異性含油。通過分析油層厚度與成巖相展布的關(guān)系（圖7），認(rèn)為綠泥石膠結(jié)—粒間孔相、綠泥石膠結(jié)—長石溶蝕相為研究區(qū)油氣富集的優(yōu)勢相帶。

圖7 甘谷驛油田L(fēng)2區(qū)長611油層厚度與成巖相平面疊合Fig.7 Plane map superimposed on thickness of oil layer and diagenetic phase of Chang 611in L2 area of Ganguyi Oilfield

5 結(jié)論

甘谷驛油田L(fēng)2區(qū)長61特低滲儲層特征三維變化快，非均質(zhì)性強(qiáng)。通過分析儲層層內(nèi)、層間和平面非均質(zhì)性與油層分布之間的關(guān)系，認(rèn)為儲層宏觀非均質(zhì)性對特低滲油層分布具有較強(qiáng)的控制作用。其中，沉積韻律、沉積構(gòu)造和夾層分布使得單砂體、復(fù)合砂體內(nèi)部含油差異性明顯；而層間非均質(zhì)性，尤其是層間滲透率的非均質(zhì)性往往造成油氣在充注時發(fā)生層間干擾，表現(xiàn)為相對高滲的儲集砂體原始含油飽和度高。沉積微相在空間上的變化影響著砂體的厚度、形態(tài)及平面展布特征，而成巖作用進(jìn)一步加劇了砂體的強(qiáng)非均質(zhì)性，兩者對特低滲優(yōu)質(zhì)儲層的分布起重要控制作用。在后期滾動勘探開發(fā)過程中，應(yīng)重點加強(qiáng)研究區(qū)儲層構(gòu)型、砂體精細(xì)解剖方面的研究工作。