朱童童 王桂成 司 祺

(西安石油大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院/陜西省油氣成藏地質(zhì)學(xué)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 西安 710065)

0 前 言

儲(chǔ)層非均質(zhì)性是指儲(chǔ)層內(nèi)部空間分布(各向異性)及各種屬性(物理特性)的不均勻性[1]，主要表現(xiàn)為巖石物質(zhì)組成及孔隙空間的非均質(zhì)性。在漫長(zhǎng)的地質(zhì)演化過(guò)程中，歷經(jīng)了沉積階段、成巖階段及后期各階段的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，儲(chǔ)層的巖石礦物組成及孔隙分布不斷變化[2]，其差異最終表現(xiàn)為層內(nèi)、平面、層間等方面的非均質(zhì)性[3-4]。

在鄂爾多斯盆地子長(zhǎng)地區(qū)長(zhǎng)2段沉積期，主要發(fā)育了平原及平原分流河道，為富砂沉積。該地區(qū)發(fā)育近東西向走勢(shì)寬緩的鼻狀隆起構(gòu)造，主要含油層系 —— 長(zhǎng)2油層組于1994年開(kāi)始進(jìn)行開(kāi)發(fā)。目前，子長(zhǎng)油田的平均單井日產(chǎn)油量約為0.28 t，注水開(kāi)發(fā)效果不夠理想，含水率逐年上升，單井采收率持續(xù)下降。只有逐步提高油田采收率，才能改變這種低效開(kāi)發(fā)狀態(tài)。

在相關(guān)研究中，一般通過(guò)巖心實(shí)驗(yàn)獲取的滲透率級(jí)差來(lái)表征儲(chǔ)層非均質(zhì)性，但單一采用滲透率級(jí)差表征的結(jié)果并不準(zhǔn)確[5-6]。為了進(jìn)一步指導(dǎo)油藏開(kāi)發(fā)，本次研究針對(duì)子長(zhǎng)油田研究區(qū)，分別從宏觀及微觀角度討論其長(zhǎng)2段儲(chǔ)層的非均質(zhì)性表征問(wèn)題。

1 研究區(qū)地質(zhì)概況

研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地中東部的安塞三角洲，其中心與子長(zhǎng)縣相距大約 13 km，北起96-3井、南至5158井，東起5112井、西至子208井，總面積約66 km2(見(jiàn)圖1)。安塞三角洲砂體的形成，主要是由于湖水反復(fù)進(jìn)退，導(dǎo)致儲(chǔ)層內(nèi)的砂泥巖在垂向上交相疊置、橫向上此消彼長(zhǎng)[7]。三角洲的分支河道及陸上天然堤的砂體厚度顯著增大，物性條件較好，易發(fā)育成為優(yōu)良的儲(chǔ)層或蓋層，有利于延長(zhǎng)組的油氣聚集成藏[8]。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置示意圖

2 儲(chǔ)層宏觀非均質(zhì)性分析

2.1 層內(nèi)非均質(zhì)性

層內(nèi)非均質(zhì)性是指單砂體內(nèi)部屬性在垂向剖面上出現(xiàn)的差異，可以反映水淹厚度波及系數(shù)、開(kāi)采效果的變化[9]。層內(nèi)非均質(zhì)性主要表現(xiàn)為粒度分布韻律、層內(nèi)夾層及分布方面的差異。

(1) 垂向粒度分布韻律。由于成巖作用較弱，含油層系的儲(chǔ)層垂向滲透率直接取決于粒度的韻律性[10]。通過(guò)對(duì)研究區(qū)502口井巖心及測(cè)井資料的分析，認(rèn)為長(zhǎng)2段儲(chǔ)層單砂體內(nèi)部的滲透率以正韻律為主、復(fù)合韻律為輔。以其中ZCW5229井為例進(jìn)行分析，其長(zhǎng)2段儲(chǔ)層垂向粒度韻律性特征如圖2所示。

圖2 研究區(qū)ZCW5229井長(zhǎng)2段儲(chǔ)層垂向粒度韻律性特征

(2) 層內(nèi)夾層及分布。根據(jù)夾層成因、測(cè)井響應(yīng)等特征，將研究區(qū)的層內(nèi)夾層分為泥質(zhì)夾層和鈣質(zhì)夾層。

在嵌入儲(chǔ)層的泥質(zhì)夾層中，泥巖及粉砂質(zhì)泥巖類(lèi)所占比例為研究區(qū)夾層的70%。這類(lèi)夾層主要形成于河流沉積歷程中，其間細(xì)而輕的懸移質(zhì)隨著河流水動(dòng)力的沉降而形成泥質(zhì)披被，多見(jiàn)于分流砂體、點(diǎn)壩增生、注水開(kāi)發(fā)等地區(qū)。泥質(zhì)夾層的測(cè)井響應(yīng)特征主要表現(xiàn)為自然伽馬和聲波時(shí)差增大，且有顯著的擴(kuò)徑現(xiàn)象，微電級(jí)及其微梯度幅值變小。

鈣質(zhì)夾層中以致密的細(xì)砂巖為主，在地層剖面上零星分布，連通性差，厚度較小但其值變化較大，常在平面上呈土豆塊狀分布。鈣質(zhì)夾層的測(cè)井響應(yīng)特征主要表現(xiàn)為自然伽馬、聲波時(shí)差減小，以及電阻率、微電極增大，且自然電位回返現(xiàn)象不明顯[11]。

以ZCW5011井為例進(jìn)行分析，其長(zhǎng)2段儲(chǔ)層夾層分布如圖3所示。長(zhǎng)21、長(zhǎng)22段油層亞組的夾層厚度均介于0.1～0.8 m，表明二者的沉積環(huán)境相似。

圖3 研究區(qū)ZCW5011井長(zhǎng)2段儲(chǔ)層夾層分布

2.2 層間非均質(zhì)性

層間非均質(zhì)性是指儲(chǔ)集層和非儲(chǔ)集層(隔層)相互交錯(cuò)而表現(xiàn)出來(lái)的性質(zhì)差異[12]，可通過(guò)分層系數(shù)、砂巖密度、隔層厚度、層間滲透率等參數(shù)進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)。

2.2.1 分層系數(shù)與砂巖密度

分層系數(shù)是指同一層系或者同一油藏內(nèi)的砂層層數(shù)。由于相變的原因，在平面上同一層系內(nèi)的砂層層數(shù)并不相同，故用平均單井鉆遇砂層數(shù)來(lái)表示其特征[13]。一般情況下，分層系數(shù)越大，層間非均質(zhì)性就越強(qiáng)。砂巖密度是指在垂向剖面上某層段砂巖累計(jì)厚度占該地層厚度的百分比，也稱(chēng)砂地比[14]。經(jīng)統(tǒng)計(jì)(見(jiàn)表1)，研究區(qū)長(zhǎng)2段儲(chǔ)層的分層系數(shù)較小，且長(zhǎng)21-3、長(zhǎng)22-1、長(zhǎng)22-2亞段的砂巖密度均大于50%。這表明長(zhǎng)21-3、長(zhǎng)22-1、長(zhǎng)22-2亞段的砂體大面積連續(xù)分布，在相鄰的層位上呈現(xiàn)連續(xù)疊置的砂體特征，非均質(zhì)性較弱。

表1 研究區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層分層系數(shù)與砂巖密度等相關(guān)數(shù)據(jù)

2.2.2 層間滲透率

基于研究區(qū)80口井的巖心樣品數(shù)據(jù)，統(tǒng)計(jì)長(zhǎng)2段儲(chǔ)層層間滲透率的變異系數(shù)、突進(jìn)系數(shù)、極差、均質(zhì)系數(shù)等參數(shù)，評(píng)價(jià)其層間滲透率非均質(zhì)性。均質(zhì)系數(shù)越接近于1，儲(chǔ)層的均質(zhì)性就越強(qiáng)；均質(zhì)系數(shù)越接近于0，儲(chǔ)層的非均質(zhì)性就越強(qiáng)。評(píng)價(jià)結(jié)果如表2所示：長(zhǎng)21-3和長(zhǎng)22-1亞段層間滲透率呈弱非均質(zhì)性，層間滲透率變異系數(shù)介于0.5～0.7；長(zhǎng)22-2亞段層間滲透率呈強(qiáng)非均質(zhì)性，層間滲透率變異系數(shù)大于0.7。

表2 研究區(qū)長(zhǎng)2段儲(chǔ)層的層間滲透率非均質(zhì)性評(píng)價(jià)

2.2.3 隔層厚度

隔層是指在垂向剖面上隔斷砂體的非滲透層，其巖性可作為開(kāi)發(fā)層系的劃分依據(jù)[15]。隔層的巖性主要包含泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、砂泥巖互層等，分布于分流間灣沉積中。經(jīng)統(tǒng)計(jì)(見(jiàn)表3)，研究區(qū)長(zhǎng)2段儲(chǔ)層的單井平均隔層數(shù)為1.3，單井隔層平均厚度為4.4 m。其中，長(zhǎng)21-3與長(zhǎng)22-2亞段的隔層分布密度數(shù)值相接近，但與長(zhǎng)22-1亞段的隔層分布密度數(shù)值相差較大。由此判斷，長(zhǎng)2段儲(chǔ)層的層間滲透率為中等非均質(zhì)性。

表3 研究區(qū)長(zhǎng)2段儲(chǔ)層隔層數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)

2.3 平面非均質(zhì)性

平面非均質(zhì)性是指砂體平面展布、連通性及油層分布等變化所引起的非均質(zhì)性[16]，可根據(jù)砂體幾何形態(tài)及平面展布、儲(chǔ)層物性的平面變化進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)。

2.3.1 砂體幾何形態(tài)及平面展布

橫向上，主河道由沉積微相復(fù)合而成，因此砂體幾何形態(tài)和平面展布由沉積相直接決定[17]。長(zhǎng)2段儲(chǔ)層呈辮狀河三角洲平原河道沉積特征，河道沿著北東 — 南西向延伸；因此，長(zhǎng)21-3、長(zhǎng)22-1、長(zhǎng)22-2亞段的水下分流河道砂體順著物源方向呈帶狀分布，且厚度變化較小，連通性較好。橫切古河道方向砂體受到?jīng)_蝕，或呈相互疊置狀，其巖相帶的變化梯度較大，連通性也較差，一般為上平下凸的透鏡狀。

2.3.2 儲(chǔ)層物性的平面變化

由于成巖作用較弱，沉積微相和砂體展布狀態(tài)控制著研究區(qū)儲(chǔ)層物性的平面變化。根據(jù)巖心分析資料和測(cè)井解釋結(jié)果提取并計(jì)算儲(chǔ)層參數(shù)，編制了長(zhǎng)21-3、長(zhǎng)22-1、長(zhǎng)22-2亞段油層的沉積相平面分布圖，觀察儲(chǔ)層物性的平面變化。長(zhǎng)2段油層組的沉積環(huán)境主要發(fā)育成三角洲平原亞相，沉積微相主要包括分支河道、陸上天然堤等。在長(zhǎng)2段儲(chǔ)層沉積期，地殼整體抬升，湖盆的收縮加劇。

從長(zhǎng)21-3亞段沉積微相(見(jiàn)圖4)可以看出，長(zhǎng)21-3期的分支河道微相廣泛發(fā)育，且有3條河道砂體連片呈北東 — 南西向發(fā)育，分別從7154井區(qū)、7157井區(qū)及子116井區(qū)進(jìn)入研究區(qū)。其中，有2條河道在后期呈交匯與分叉狀，使得河道成片分布，砂巖密度普遍大于0.3。

圖4 研究區(qū)長(zhǎng)21-3亞段儲(chǔ)層沉積微相展布

從長(zhǎng)22-1亞段沉積微相(見(jiàn)圖5)可以看出，長(zhǎng)22-1期有2條分支河道連片發(fā)育，分別從7157井區(qū)、子61井區(qū)、5259井區(qū)和子116井區(qū)進(jìn)入，砂巖密度普遍大于0.3。

圖5 研究區(qū)長(zhǎng)22-1亞段儲(chǔ)層沉積微相展布

從長(zhǎng)22-2亞段沉積微相(見(jiàn)圖6)可以看出，長(zhǎng)22-2期有2條分支河道微相連片發(fā)育，分別從5251井區(qū)、7124井區(qū)和子116井區(qū)進(jìn)入研究區(qū)，砂巖密度普遍大于0.3。

圖6 研究區(qū)長(zhǎng)22-2亞段儲(chǔ)層沉積微相展布

整體上，研究區(qū)長(zhǎng)2段的油層平面非均質(zhì)性較強(qiáng)。順物源方向上，物性變動(dòng)相對(duì)較緩慢，呈現(xiàn)條帶狀分布。但垂直于物源方向上，砂巖密度則由主河道向東西兩側(cè)方向逐漸下降，物性變化也較大。

3 儲(chǔ)層微觀非均質(zhì)性分析

3.1 巖石學(xué)特征

根據(jù)研究區(qū)34口井的巖心觀察和鑄體、巖石薄片鑒定結(jié)果，分析儲(chǔ)層粒度組成(見(jiàn)圖7)?？梢钥闯?，粒度組成中以細(xì)砂質(zhì)中砂巖和中砂質(zhì)細(xì)砂巖居多[18]，其次為含中砂細(xì)砂巖和細(xì)砂巖，無(wú)粗砂巖。

圖7 研究區(qū)儲(chǔ)層粒度組成

從研究區(qū)長(zhǎng)2段油層組巖石分類(lèi)三角圖(見(jiàn)圖8)可看出，其中沉積儲(chǔ)層巖石主要類(lèi)型為細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖和巖屑長(zhǎng)石砂巖。在長(zhǎng)2段砂巖中，巖屑沉積物中石英的體積分?jǐn)?shù)平均為27.95%，長(zhǎng)石的體積分?jǐn)?shù)平均為52.49%，巖屑的體積分?jǐn)?shù)平均為2.60%，其中巖屑以火成巖巖屑居多。

圖8 研究區(qū)長(zhǎng)2段油層組巖石分類(lèi)三角圖

研究區(qū)長(zhǎng)2段填隙物的體積分?jǐn)?shù)平均為10.19%，其組分如表4所示。其中：雜基的主要成分為綠泥石；膠結(jié)物的主要成分為方解石、石英質(zhì)、長(zhǎng)石質(zhì)。碎屑顆粒整體上為次棱角狀，分選性為中等 — 好，膠結(jié)類(lèi)型以孔隙式或薄膜-孔隙式為主，砂巖結(jié)構(gòu)的成熟度較好[19]。

表4 研究區(qū)長(zhǎng)2段儲(chǔ)層填隙物組分(體積分?jǐn)?shù)) 單位：%

3.2.1 孔隙度、滲透率的分布特征

研究區(qū)儲(chǔ)層主要表現(xiàn)為低孔、低滲特征，孔隙度和滲透率的分布范圍均較大，分別介于5.10%～18.34%和(0.33～23.00)×10-3μm2。如圖9所示，儲(chǔ)層孔隙度頻率分布特征為：長(zhǎng)21-3和長(zhǎng)22-1亞段儲(chǔ)層的孔隙度呈正態(tài)分布，主值范圍均介于12%～14%，樣品數(shù)占比分別為91.55%和91.78%；長(zhǎng)22-2亞段儲(chǔ)層的孔隙度呈單峰分布，主值范圍為8%～10%，樣品數(shù)占比為80.76%。如圖10所示，儲(chǔ)層滲透率頻率分布特征為：長(zhǎng)21-3亞段儲(chǔ)層的滲透率主值范圍為(6～8)×10-3μm2；長(zhǎng)22-1亞段儲(chǔ)層的滲透率主值范圍為(2～4)×10-3μm2；長(zhǎng)22-2亞段儲(chǔ)層的滲透率主值范圍為(0～2)×10-3μm2。相較之下，長(zhǎng)22-1亞段儲(chǔ)層的物性最優(yōu)。

圖9 研究區(qū)長(zhǎng)2段儲(chǔ)層孔隙度頻率分布

圖10 研究區(qū)長(zhǎng)2段儲(chǔ)層滲透率頻率分布

3.2.2 孔隙度與滲透率的相關(guān)性

孔隙度可反映巖體中孔隙的發(fā)育程度，也代表著儲(chǔ)集流體參數(shù)的能力。滲透率可反映巖層允許流體透過(guò)的能力，是儲(chǔ)層滲濾特性的重要表現(xiàn)[20]。儲(chǔ)層孔隙度與滲透率的相關(guān)性在一定程度上揭示了儲(chǔ)層孔隙和喉道的關(guān)系，可據(jù)此研究探明儲(chǔ)量的微觀孔隙結(jié)構(gòu)變化特性[21]。

根據(jù)研究區(qū)長(zhǎng)2段儲(chǔ)層孔滲關(guān)系(見(jiàn)圖11)，長(zhǎng)21-3、長(zhǎng)22-1、長(zhǎng)22-2亞段儲(chǔ)層的孔滲關(guān)系呈明顯的正相關(guān)性，但相關(guān)性差、非均質(zhì)性較強(qiáng)。

圖11 研究區(qū)長(zhǎng)21-3、長(zhǎng)22-1、長(zhǎng)22-2亞段儲(chǔ)層孔隙度與滲透率的關(guān)系

3.3 孔喉特征

根據(jù)研究區(qū)鑄體薄片資料，統(tǒng)計(jì)長(zhǎng)2段儲(chǔ)層各類(lèi)型儲(chǔ)集空間的面孔率，結(jié)果如表5所示。其中：儲(chǔ)層空間的主要類(lèi)型是殘余粒間孔，占總面孔率的75.97%，為中小孔中細(xì)喉道；次要類(lèi)型是中小孔中細(xì)喉道，占總面孔率的20.16%;另有少量類(lèi)型為鑄模孔，僅占總面孔率的3.87%。

表5 研究區(qū)長(zhǎng)2段儲(chǔ)層各類(lèi)型儲(chǔ)集空間的面孔率 單位：%

從5011井、5187井、5230井中共選取7塊樣品用于毛管壓力分析，結(jié)果如圖12所示。分析結(jié)果表明，孔隙的結(jié)構(gòu)較為復(fù)雜，為中孔、細(xì)喉孔隙組合結(jié)構(gòu)，孔喉分選性較好。其主要參數(shù)概況為：排驅(qū)壓力低，介于0.07～0.25 MPa，平均0.15 MPa；中值壓力較低，介于0.66～6.79 MPa，平均2.57 MPa；中值半徑整體偏小，介于0.109～1.120 μm，平均0.534 μm；平均進(jìn)汞飽和度最大值為73.35%，退汞飽和度為16.18%[22]。長(zhǎng)2段儲(chǔ)層整體參數(shù)變化范圍較大，均值系數(shù)也偏大，這表明砂巖孔喉分布具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性。其中，長(zhǎng)22-1段儲(chǔ)層的微觀均質(zhì)性最強(qiáng)，物性最好。

圖12 研究區(qū)長(zhǎng)2段儲(chǔ)層毛管壓力曲線

4 結(jié) 語(yǔ)

以子長(zhǎng)油田為研究對(duì)象，分別從宏觀及微觀角度討論了長(zhǎng)2段儲(chǔ)層的非均質(zhì)性表征問(wèn)題。研究發(fā)現(xiàn)，區(qū)內(nèi)長(zhǎng)2段儲(chǔ)層的韻律類(lèi)型有正韻律和復(fù)合韻律，且以正韻律為主；其次，儲(chǔ)層內(nèi)沉積了大量的泥質(zhì)夾層，砂體在儲(chǔ)層中的連通性減弱，這表明儲(chǔ)層呈較強(qiáng)非均質(zhì)性；同時(shí)，長(zhǎng)2砂巖組的分層系數(shù)平均為1.9，滲透率變異系數(shù)平均為0.65，突進(jìn)系數(shù)平均為3.51，極差及其差異均較大，這表明儲(chǔ)層呈中等 — 較強(qiáng)層間非均質(zhì)性。儲(chǔ)層砂體及物性由沉積相決定，砂體、物性在平面分布上呈較強(qiáng)非均質(zhì)性。長(zhǎng)2段儲(chǔ)層的孔隙度和滲透率呈正相關(guān)，但相關(guān)性較弱；同時(shí)，微觀孔隙類(lèi)型以殘余粒間孔為主，孔喉類(lèi)型多樣，整體上非均質(zhì)性較強(qiáng)。