直羅油田張家灣開發區長2儲層非均質性研究

2013-10-25 06:44:12房利利王桂成房海濤徐永強

石油地質與工程 2013年6期

房利利，王桂成，房海濤，徐永強，薛濤

（1.西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安 710000；2.中國石油渤海鉆探工程有限公司第五鉆井分公司）

張家灣開發區位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡的東南部，地處延安市富縣直羅油田的西北部，區內山巒起伏、森林茂密、水系發育，地貌上呈現峁梁交錯的黃土塬景觀。區域構造表現為平緩的西傾單斜，局部具有高低起伏的小型鼻狀構造。長2儲層是該區的主要含油層段，平均地層厚度約為131 m，根據沉積旋回，從上到下可細分為長21、長22和長23三個小層，其中長21和長22小層為主要研究對象。該區長2儲層為三角洲前緣亞相沉積，主要發育水下分流河道和分流間灣微相，水下分流河道為其主要的油氣儲集體［1－3］。目前研究區正面臨油井產量下降快、綜合含水率高、地層壓力低、開發效益差等問題，因此，擬通過系統研究張家灣開發區長2儲層的巖石學特征、物性特征、孔隙特征及非均質性，重新認識長2油藏的地質特征，重點摸清長2儲層的層內及層間矛盾，以期更好地明確下一步開發部署，指導油田合理開發。

1 儲層特征

1.1 巖石學特征

依據砂巖成因分類方案［4］，通過巖石薄片鑒定分析：長2儲層的巖石類型主要為長石砂巖，其次為含長石石英砂巖、含巖屑長石砂巖、鈣質細粒石英砂巖等。碎屑成分中石英含量為33%～58%，長石含量較為豐富，占總含量的23%～47%，巖屑含量為10%～21%，黑云母含量較少，為1%～12%。填隙物主要為自生礦物，常見的有方解石、高嶺石、綠泥石、蒙脫石等，其次有鐵方解石、鐵白云石、少量硬石膏及水云母，個別薄片還見有海綠石。粘土礦物X－衍射分析數據顯示，該區粘土礦物主要是綠泥石和高嶺石，二者約占粘土礦物總量的86%，伊利石（平均5.1%）和伊－蒙混層（平均6.9%）含量相對較少。研究表明該區巖石的成分成熟度低，說明其沉積為物源穩定的低能環境。

長2儲層的巖石以細粒結構為主，碎屑粒徑一般在0.0521～0.2969 mm之間，碎屑顆粒多為次圓－次棱角狀，碎屑分選性較好，磨圓度差，可見巖石的結構成熟度較低。巖石的支撐類型為顆粒支撐，碎屑顆粒之間多為點－線接觸或線接觸，膠結類型以孔隙式膠結為主。

1.2 物性特征

根據研究區10口探井235塊巖心物性統計數據分析，長2儲層孔隙度總體分布區間為4.13%～19.8%，主要分布區間為14%～17%，平均值為13.8%（圖1）；滲透率分布區間為（0.14～23.3）×10－3μm2，平均值為3.04×10－3μm2（圖2）。參考石油天然氣儲量計算的規范（2005年4月份頒發實施）中儲層物性劃分的標準，張家灣開發區長2儲層屬中、低孔－特低滲儲層。

1.3 孔隙類型及結構特征

根據巖石薄片、鑄體薄片及掃描電鏡等測試結果，研究區長2儲層的面孔率在2%～20%之間，變化范圍較大。孔隙類型主要包括殘余粒間孔、粒間及粒內溶孔，還有少量高嶺石晶間孔，個別薄片可見粒間縫。

圖1 張家灣開發區長2儲層孔隙度頻率分布直方圖

圖2 張家灣開發區長2儲層滲透率頻率分布直方圖

大量研究表明，決定儲集層性能的根本因素是儲集層的孔隙結構［5］。根據常規壓汞試驗和鑄體薄片分析：該區長2儲層砂巖的排驅壓力范圍為0.25～1.24 MPa，中值壓力在0.65～7.93 MPa之間，平均孔喉半徑為0.99～16.12μm，中值半徑分布在0.99～8.88μm之間。儲層的孔徑分布在46～68μm之間，平均為57μm，喉道半徑主要分布在0.171～1.813μm，平均為1.317μm。實驗證明，該段儲層巖石致密，孔喉分選較好，孔隙結構較為復雜，屬中孔－細喉型（表1）。

表1 直羅地區長2儲層孔隙喉道分級標準

2 儲層宏觀非均質性

2.1 層間非均質性

層間非均質性是縱向上多個油層之間的差異性，它是劃分開發層系和確定開發方案的地質基礎，也是在多個油層合采時分析層間矛盾和研究水淹規律及剩余油分布的地質依據，常用分層系數、砂巖密度和隔層分布等來描述。

2.1.1 分層系數與砂巖密度

分層系數是一定層系內砂層的層數，一般分層系數愈大，層間非均質性愈顯著；砂巖密度是垂向剖面上的砂巖累計總厚度與地層總厚度之比，又稱砂地比。當砂地比大于0.5時，砂體為大面積連片分布，且砂體的連通性好；當砂地比為0.3～0.5時，為局部不連通的帶狀分布砂體；小于0.3時為連通性差的孤立性砂體，因此數值越大，砂體越發育，連續性越好。

根據研究區115口井的數據統計，長21小層的分層系數2.5，砂巖密度39%；長22小層分層系數2.4，砂巖密度43%（表2）。長2儲層分層系數相對較小，砂巖密度中等，表現為較弱的層間非均質性。

表2 張家灣開發區長2儲層砂巖密度統計

2.1.2 各砂層間滲透率非均質程度

通常用滲透率變異系數、突進系數、滲透率級差、均質系數表示各小層的非均質程度及滲透率差異。據統計，該區長2儲層的層間變異系數為0.37，突進系數為1.42，滲透率級差為3.98，根據儲層非均質性評價標準，長2儲層的層間滲透率非均質性為弱非均質型。

當然，作為一個強大的超算系統，“未名生科一號”也會為其他學科領域提供不低于30%的公共機時。據介紹，這將有效緩解高性能計算平臺首套系統“未名一號”的排隊情況，為廣大師生營造更加優質的高性能計算環境。

2.1.3 層間隔層的分布狀況

隔層在鄂爾多斯盆地三疊系特低滲儲層中廣泛分布［7］，該區長2儲層中隔層的巖性主要為泥巖、泥質粉砂巖及粉砂質泥巖等，主要發育分流間灣微相。對研究區長21和長22小層的隔層層數、隔層厚度等數據進行統計，由表3中可以看出單井平均隔層數在2.8～3.3，單隔層平均厚度在8.8～11.4 m之間。隔層分布隨砂巖的發育程度和部位的不同而變化，其橫向變化較大，但小層的主要隔層在橫向上可以追蹤。

表3 張家灣開發區長2儲層隔層統計

2.2 層內非均質性

層內非均質性是單一砂層內部垂向上的儲層性質變化。它直接影響和控制著單砂層內水淹厚度和波及系數素，是生產過程中引起層內矛盾的內在原因［8］。

2.2.1 垂向粒度及滲透率分布的韻律性

根據巖心觀察及測井曲線特征，該區長2儲層單砂層內部垂向粒度分布比較復雜，有正韻律型、反韻律型及由正、反韻律疊加而成的復合韻律型。研究區以復合韻律型最為普遍，滲透率韻律與粒度韻律基本一致，表現為兩種類型的復合韻律：一類是反－正復合韻律型，下部反韻律型表現為砂體滲透率自下而上逐漸變大，多為河口壩沉積，上部正韻律型則表現為滲透率自下而上逐漸減小，多為分流河道沉積（圖3）；另一類則是由次級韻律無序復合而成，表現為多期分流河道砂體在垂向上疊加的韻律形式，復合韻律段的高滲透層分布無明顯規律性。

圖3 張家灣開發區長2儲層層內滲透率韻律圖

2.2.2 層內滲透率非均質性

層內滲透率的非均質性差異程度，通常用滲透率變異系數、滲透率級差、突進系數來描述。根據巖心分析數據，經計算得出該區長2儲層的層內滲透率非均質參數如表4，可以看出長2儲層非均質程度總體較強，長22小層的層內非均質性要強于長21小層。

表4 張家灣開發區長2儲層層內滲透率非均質參數統計

2.2.3 層內夾層特征

層內夾層分布是非均質性研究中的一項重要內容，它對流體流動可以起隔層或極低滲透的高阻作用，因而對水驅油過程有很大影響。根據夾層成因及測井曲線特征，可以將研究區長2儲層內的夾層概括為3類，即泥質夾層、鈣質夾層和低滲透夾層。該區長2儲層中泥質夾層較多，它們的出現頻率、密度及厚度變化見表5，可見長2儲層具有較強的層內非均質性。

2.3 平面非均質性

平面非均質性主要研究儲層砂體的幾何形態、規模、連通性以及砂巖內孔隙度和滲透率的空間變化所引起的非均質性。

2.3.1 砂體形態及連通性

水下分流河道是研究區長2儲層的重要儲集體，河道內的單砂體在剖面上呈上平下凸的透鏡狀，多由幾個單砂體切割疊置而成；平面上水下分流河道砂體沿物源方向即東北－南西向展布，多個水下分流河道相互拼接形成大片連通的砂體。本區長2砂體主要為水下分流河道縱向上疊置、平面上拼接的大型復合砂體，砂體為局部連通，呈帶狀分布。