甄延明，武富禮，袁 珍

ZHEN Yan-ming, WU Fu-li, YUAN Zhen

西安石油大學(xué) 陜西省油氣成藏地質(zhì)學(xué)重點實驗室，陜西 西安 710065

Xi'an Shiyou University, Xi'an 710065, China

0 引言

儲層非均質(zhì)性是影響油氣運移、分布以及油氣采收率的重要地質(zhì)因素，一般分為層內(nèi)、層間、平面、微觀非均質(zhì)性4類[1-2]。層內(nèi)非均質(zhì)性容易使儲層形成“死油區(qū)”，層間非均質(zhì)性會直接導(dǎo)致“單層突進(jìn)”，平面非均質(zhì)性嚴(yán)重會導(dǎo)致“平面舌進(jìn)”，微觀非均質(zhì)性在孔隙和喉道中產(chǎn)生大量剩余油[3-4]。

研究區(qū)目前主要開發(fā)層位為延長組長4+5油層組。區(qū)內(nèi)總井?dāng)?shù)280口，其中采油井209口、注水井71口，平均單井日產(chǎn)液量4.94 m3，區(qū)塊累計產(chǎn)油量4.44×104t，累計注采比0.82，采收率為24%。但對研究區(qū)儲層非均質(zhì)性的研究和認(rèn)識還不夠到位，給注水開發(fā)帶來了問題，為了提高最終采收率，最大限度的開發(fā)區(qū)內(nèi)油藏，本文將采用裘亦楠的分類方法，從宏觀和微觀兩個方面對區(qū)內(nèi)長4+5儲層進(jìn)行非均質(zhì)性研究，為研究區(qū)的油藏開發(fā)方案的制定提供參考依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地西高東低，是一個不對稱的南北向矩形盆地，按照構(gòu)造演化歷史，可以分為6個一級構(gòu)造單元（圖1）。T油區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中部靖邊縣東南側(cè)，總面積29.5 km2，區(qū)域構(gòu)造為一平緩的西傾單斜，地層傾角小于1°（千米坡降為7～10 m），內(nèi)部構(gòu)造簡單，局部具有差異壓實形成的低幅度鼻狀隆起。

圖1 鄂爾多斯盆地構(gòu)造單元劃分及研究區(qū)位置Fig.1 Division of tectonic units and location of research area in Ordos Basin

2 儲層宏觀非均質(zhì)性

儲層宏觀非均質(zhì)性研究主要包含儲層幾何形態(tài)、空間分布及其孔隙度、滲透率等參數(shù)的變化[5]，一般從儲層層內(nèi)、層間與平面三個方面展開研究。

2.1 層內(nèi)非均質(zhì)性

層內(nèi)非均質(zhì)性指單砂體內(nèi)部垂向儲層物理性質(zhì)的變化，主要受到碎屑成分及含量、顆粒分選及磨圓程度、成巖作用等的影響。這種非均質(zhì)性會直接影響注水開發(fā)在縱向上的效果[6-7]。

2.1.1 層內(nèi)滲透率

單砂體內(nèi)部碎屑粒度的韻律性直接影響著滲透率的韻律性，并對注水開采效果與剩余油的分布研究有著重要意義。根據(jù)研究區(qū)內(nèi)取心井已有的物性資料分析結(jié)果（圖2），研究區(qū)長4+52儲層單砂體的內(nèi)部滲透率變化比較復(fù)雜，反韻律和復(fù)合韻律交替出現(xiàn)。反韻律表現(xiàn)為巖石碎屑顆粒下細(xì)上粗，儲層物性上好下差，單砂體上部高滲、下部低滲的特征，一般是由多期濁積水道沉積形成，下部水道規(guī)模小，上部水道規(guī)模大。復(fù)合韻律復(fù)雜多變，高、低滲透率段或正韻律與反韻律層在垂向上交替分布，滲透率值總體上分布均勻，但是單砂體內(nèi)部變化大，導(dǎo)致層內(nèi)水淹程度差異明顯。

圖2 T油區(qū)J455井長4+52段滲透率垂向韻律Fig.2 Vertical permeability rhythm of Chang 4+52 in well J455 in T oil area

2.1.2 層內(nèi)滲透率非均質(zhì)性參數(shù)

通過對J455井與H204井120塊巖心滲透率非均質(zhì)性參數(shù)計算，長4+52油層組的非均質(zhì)系數(shù)總體較高，非均質(zhì)程度強，長4+52-2儲層變異系數(shù)是1.46，突進(jìn)系數(shù)為5.25，級差為399，滲透率非均質(zhì)系數(shù)均高于長4+52-1（表1），表明該小層層內(nèi)非均質(zhì)性表現(xiàn)最強。

表1 T油區(qū)長4+52儲層層內(nèi)非均質(zhì)性參數(shù)Table 1 Heterogeneity parameters in Chang 4+52 reservoir of T oil area

2.1.3 層內(nèi)夾層特征

夾層是指存在于單砂體內(nèi)部厚度變化較大且連續(xù)性較差的非滲透性巖層，具有很強的不穩(wěn)定性，是形成儲層非均質(zhì)性的重要因素。夾層的存在增加了油田開發(fā)的難度，因此，準(zhǔn)確識別夾層類型，計算夾層厚度能夠為后續(xù)注水開采提供依據(jù)，對儲層非均質(zhì)性的研究也具有重要意義。研究區(qū)的夾層一般有泥質(zhì)夾層、物性夾層、鈣質(zhì)夾層三種[8]。

泥質(zhì)夾層：研究區(qū)該類夾層以泥巖為主，粉砂質(zhì)泥巖和含砂泥巖較為少見，是水動力條件減弱導(dǎo)致懸浮物質(zhì)沉積而成。測井曲線特征主要表現(xiàn)為：自然電位為正異常，自然伽馬顯示為高值，高聲波低電阻，深淺側(cè)向幾乎無幅度差，井徑曲線表現(xiàn)為明顯擴(kuò)徑（圖3，圖4）。

圖3 T油區(qū)長4+52-1儲層夾層示意圖Fig.3 Schematic diagram of interlayer of Chang 4+52-1 reservoir in T oil area

圖4 T油區(qū)長4+52-2儲層夾層示意圖Fig.4 Schematic diagram of interlayer of Chang 4+52-2 reservoir in T oil area

物性夾層：研究區(qū)該類夾層以細(xì)砂巖和粉砂巖為主，可見少量泥質(zhì)細(xì)砂巖，夾層物性由于成巖作用等因素影響而變差，孔滲未達(dá)到有效厚度下限，嚴(yán)重影響流體滲流作用。形成原因包括粒度變小、分選磨圓變差、膠結(jié)物含量增加、膠結(jié)作用增強等。曲線特征為：自然電位偏正，自然伽馬為中值，擴(kuò)徑不明顯，低聲波，中高電阻率，深淺側(cè)向幅度差不明顯。

鈣質(zhì)夾層：研究區(qū)此類夾層經(jīng)常在物性良好的砂巖儲層之中，主要是由于黏土礦物在成巖階段巖性轉(zhuǎn)換形成。區(qū)內(nèi)鈣質(zhì)夾層在測井曲線上表現(xiàn)為：自然電位有回返現(xiàn)象，中低自然伽馬，井徑表現(xiàn)為縮徑，聲波時差為低值，高電阻率，深淺側(cè)向差異明顯。

通過對研究區(qū)長4+52各個小層進(jìn)行夾層識別，并計算各小層平均地層厚度、平均砂厚、單井夾層個數(shù)、夾層厚度、夾層頻率、夾層密度等參數(shù)（表2），從統(tǒng)計結(jié)果可以看出，目的層各項夾層參數(shù)差異較小，表明夾層在各小層中分布基本均勻，但總體來說長4+52-2各項參數(shù)均大于長4+52-1，表明長4+52-2小層非均質(zhì)性強于長4+52-1小層。

表2 T油區(qū)長4+52各小層層內(nèi)夾層數(shù)據(jù)統(tǒng)計Table 2 Data statistics of interlayers in each small layer of Chang 4+52 in T oil area

2.2 層間非均質(zhì)性

層間非均質(zhì)性是縱向上多個單砂體之間的差異性，屬于層系規(guī)模的儲層描述，常用砂巖密度、分層系數(shù)和不同小層的滲透率非均質(zhì)性等來描述[9]。

2.2.1 分層系數(shù)與砂巖密度

分層系數(shù)一般用平均單井鉆遇砂層層數(shù)（即鉆遇率） 來表示。分層系數(shù)與儲層非均質(zhì)性呈現(xiàn)出正相關(guān)的特征。砂巖密度指垂向剖面上砂巖總厚度占地層總厚度的百分比。通過對研究區(qū)長4+52分層系數(shù)和砂巖密度統(tǒng)計（表3），結(jié)果比表明，長4+52-2的分層系數(shù)為5.18，大于長4+52-1，說明長4+52-2非均質(zhì)性強；砂巖密度統(tǒng)計顯示，長4+52-1砂巖的密度為40%～60%，平均為42.94%；長4+52-2砂巖的密度為45%～75%，平均為53.96%；同樣反映長4+52-2非均質(zhì)性強。

表3 T油區(qū)長4+52儲層分層系數(shù)及砂巖密度Table 3 Stratification coefficient and sandstone density of Chang 4+52 reservoir in T oil area

2.2.2 滲透率非均質(zhì)參數(shù)

通過對長4+52儲層層間非均質(zhì)性參數(shù)計算得出結(jié)果表明（表4），長4+52-2的變異系數(shù)為0.85，突進(jìn)系數(shù)為2.46，級差為13.29，各項參數(shù)均大于長4+52-1，同樣顯示長4+52-2非均質(zhì)性強于長4+52-1。

表4 T油區(qū)長4+52儲層層間非均質(zhì)性Table 4 Interreservoir heterogeneity of Chang 4+52 in T oil area

2.2.3 隔層分布特征

層間隔層指分割垂向不同單砂體的非滲透層，使單砂體之間不發(fā)生油、氣、水竄流，形成獨立的開發(fā)單元[10]。研究區(qū)長4+52隔層分布厚度范圍大，從2 m到8 m不等，其中泥質(zhì)隔層厚度變化最大，發(fā)育連續(xù)；物性隔層次之，連續(xù)性較差；鈣質(zhì)夾層發(fā)育極少且獨立分布。區(qū)內(nèi)長4+52-1單井隔層厚度為4.9 m，單井平均隔層為4個；長4+52-2的單井隔層厚度為7.1 m，平均單井隔層為5.5個，反映長4+52-2層間非均質(zhì)性較強（圖5）。

圖5 T油區(qū)長4+52儲層J454井-J462井隔夾層剖面分布圖（順物源方向）Fig.5 Partition and interlayer profile distribution from Well J454 to Well J462 in Chang 4+52 reservoir in T oil area

2.3 平面非均質(zhì)性

平面非均質(zhì)性是指儲層特征在平面上的變化情況，平面非均質(zhì)性特征受沉積相帶分布和成巖作用影響。研究區(qū)內(nèi)長4+52儲層發(fā)育三角洲平原沉積，主要沉積微相有分流河道與分流間灣，結(jié)合區(qū)內(nèi)各小層沉積相圖與砂巖厚度圖分析可以看出，砂體展布與古河流方向一致，呈北東—南西向帶狀或多個帶狀交織成網(wǎng)狀分布，高孔滲段沿著砂體帶狀均勻分布，順物源方向的非均質(zhì)性較弱；在切物源方向上厚、薄砂帶間互分布，物性差異也比較大，使各儲層均具有較強的非均質(zhì)性。

3 儲層微觀非均質(zhì)性

3.1 巖石學(xué)特征

研究區(qū)長4+5儲層以灰色、深灰色長石砂巖為主，以及少量的巖屑質(zhì)長石砂巖，碎屑成分占巖石總體的85%～97%，但主要集中在90%～95%之間；碎屑主要粒徑在0.08～0.25 mm之間，最大粒徑為0.68 mm；其中以長石為主，平均占碎屑總體的57%；石英次之，約占35%；巖屑約占4%左右，其中又以變質(zhì)巖屑和火成巖屑為主。巖石成分成熟度較低，碎屑分選性中等及以上，顆粒多為次圓—次棱角狀，膠結(jié)類型以孔隙型為主，顆粒支撐，碎屑顆粒之間點—線接觸和線接觸為主。儲層填隙物含量較低（平均6.68%）且主要以膠結(jié)物為主，成分主要以方解石為主，平均占填隙物含量的23.5%，其次發(fā)育綠泥石、伊蒙混層，此外，還有少量石英加大和長石加大；雜基主要是細(xì)碎屑為主，少見甚至不可見黏土。

圖6 T油區(qū)長4+52儲層砂巖分類三角圖Fig.6 Sandstone classification triangle of Chang 4+52 reservoir in T oil area

圖7 T油區(qū)長4+52儲層砂巖碎屑成分Fig.7 Clastic composition of chang 4+52 reservoir in T oil area

圖8 T油區(qū)長4+52儲層填隙物成分Fig.8 Interstitial composition of Chang 4+52 reservoir in T oil area

3.2 孔喉特征

根據(jù)儲層薄片鑒定結(jié)果，長4+5儲層總面孔率分布在1.5%～10.3%，平均總面孔率為4.8%，平均孔徑范圍在5～90 μm，平均值為37.2 μm（圖9）；孔隙類型以粒間孔和溶孔為主（圖10，圖11）；平均孔喉半徑范圍分布較大，平均值為0.63 μm，根據(jù)羅蟄潭教授對喉道形態(tài)的分類，本區(qū)喉道類型以片狀和彎狀為主（圖12）。

圖9 T油區(qū)長4+52儲層平均孔徑頻率分布直方圖Fig.9 Histogram of average pore diameter frequency distribution of Chang 4+52 reservoir in T oil area

圖10 T油區(qū)長4+52儲層平均孔喉半徑頻率分布直方圖Fig.10 Histogram of average pore throat radius frequency distribution of Chang 4+52 reservoir in T oil area

圖11 T油區(qū)長4+52儲層鑄體薄片孔隙類型Fig.11 Pore types of cast thin sections in Chang 4+52 reservoir in T oil area

利用密閉取芯砂巖樣品40塊（H204井與J455井各20塊）壓汞曲線數(shù)據(jù)分析可知，本區(qū)長4+52段孔喉分選極不均一。H204井大部分樣品的壓汞曲線形態(tài)表現(xiàn)為初始進(jìn)汞壓力較小，但中間段壓力曲線上升較快，說明該類樣品孔吼較粗，但分選性一般，孔隙不均勻，屬粗歪度；少部分樣品曲線形態(tài)表現(xiàn)為初始進(jìn)汞壓力大，中間段平緩，較為接近橫軸，說明該類樣品孔喉較小，分選較好，孔隙均勻細(xì)歪度（圖13a）；J455井少部分樣品曲線表現(xiàn)為初始進(jìn)汞壓力小，中間段上升平緩，說明該類樣品孔喉較粗且分選較好；大部分樣品壓汞曲線初始進(jìn)汞壓力較大，中間段上升平緩，說明該類樣品分選好，孔隙均勻細(xì)歪度。通過壓汞曲線可以分析出，研究區(qū)長4+52段孔喉種類多，且分布極不均勻，儲層非均質(zhì)性強（圖13b）。

圖13 T油區(qū)長4+52段壓汞曲線Fig.13 Mercury injection curve of Chang 4+52 section in T oil area

4 結(jié)論

（1）T油區(qū)長4+52層內(nèi)滲透率非均質(zhì)性參數(shù)特征表明：長4+52-1的非均質(zhì)性弱，長4+52-2的非均質(zhì)性強，儲層滲透率韻律類型以反韻律和復(fù)合韻律為主，層內(nèi)夾層類型多，分布穩(wěn)定性差，致使砂體在垂向上連通性差，非均質(zhì)性變強。

（2）T油區(qū)層間滲透率非均質(zhì)性參數(shù)與隔層分布特征表明：長4+52-2非均質(zhì)性強于長4+52-1非均質(zhì)性。

（3）長4+52儲層平面非均質(zhì)性受沉積相帶控制，表現(xiàn)為較強的平面非均質(zhì)性。

（4）根據(jù)巖石學(xué)特征、孔喉分布及壓汞曲線特征，認(rèn)為T油區(qū)的微觀孔隙類型為粒間孔和溶蝕孔，平均孔徑和平均孔喉半徑分布范圍廣，喉道類型多且分布不均勻，長4+52的非均質(zhì)性整體較強。