神木氣田太原-山2段致密砂巖儲層宏觀非均質性研究

付曉燕，楊勇，王曄，焦廷奎，史嬋媛，馮　淵（1.中國石油長慶油田公司勘探開發研究院，陜西西安　710021；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安　710021）

神木氣田太原-山2段致密砂巖儲層宏觀非均質性研究

付曉燕1，2，楊勇1，2，王曄1，2，焦廷奎1，2，史嬋媛1，2，馮淵1，2
（1.中國石油長慶油田公司勘探開發研究院，陜西西安710021；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安710021）

鄂爾多斯盆地神木氣田上古生界是典型的致密砂巖氣藏，主力儲集層太原組和山西組山2段具有低孔、低滲且非均質性強的特征。非均質性是儲集體的基本屬性，其嚴重影響和制約著油氣儲集層的滲透性能和開發效果。利用鉆井巖心資料、測井資料和測試分析資料，對神木氣田太原-山2段儲層宏觀非均質性從層內、層間和平面3個層面進行了深入分析。結果顯示，太原-山2段層內非均質性總體比較嚴重，除過太22相對較弱之外，其它小層均屬于強非均質性；山22及太21、太22段砂體最為發育，有效厚度系數高，層間非均質相對較弱；儲層參數平面非均質性受砂體發育程度及沉積微相的控制，以分流河道為主的砂體厚度大，物性好；河口壩砂體厚度最大，物性也最好，但發育規模較小；分流間灣砂體厚度小，物性差。此外，低滲透儲層非均質性較強的區域存在相對高滲段，儲層性能較好。

神木氣田；致密砂巖；太原-山2段；宏觀非均質性；沉積微相；控制作用

儲層非均質性是指儲層的基本性質，如巖性、物性、電性以及含油氣性等在三維空間分布的不均一性或各向異性。這些不均一性是影響地下油、氣、水運移及油氣采收率的主要因素，可導致油氣田開發過程中發生層間干擾、單層突進、剩余油氣局部富集等現象。因此，儲層非均質性的研究對提高油氣田采收率具有重要意義［1-3］。儲層非均質性分類方案較多，目前各大油田基本上都采用裘亦楠［4］的儲層非均質性分類方案，將碎屑巖的儲層非均質性分為宏觀非均質性和微觀非均質性兩大類。本文主要研究神木氣田太原-山2段儲層宏觀非均質性（層內、層間、平面）特征。

1　研究區地質概況

神木氣田位于鄂爾多斯盆地一級構造單元伊陜斜坡東北部，西鄰榆林氣田，北接大牛地氣田，南抵子洲氣田。目前提交探明地質儲量近1 000×108m3，2012年投入開發，實施效果較好。根據區域分布穩定且發育厚度較大的本溪組頂部9#煤層及山23頂部5#煤層，結合測井曲線和巖性特征，采用沉積旋回分級的方法劃分地層。神木氣田上古生界地層自下而上劃分為石炭系本溪組、二疊系太原組、山西組、石盒子組和石千峰組，其中太原組和山西組山2段為主力含氣層段。太原-山2段地層由下往上可進一步細分為太22、太21、太1、山23、山22、山21合計6個小層（見表1）。儲層巖性主要為巖屑石英砂巖、巖屑砂巖以及少量的石英砂巖。氣藏主要受控于近南北向分布的大型河流、三角洲砂體帶，是典型的巖性圈閉氣藏。巖心物性測試表明，太原組儲層孔隙度平均7.8％，滲透率平均0.643 mD；山2段儲層孔隙度平均6.2％，滲透率平均0.851 mD。依據砂巖儲層劃分標準，太原-山2段基本上都屬于低孔低滲致密砂巖儲集層。

表1　神木氣田上古生界地層劃分表

2　儲層宏觀非均質性

儲層宏觀非均質性研究儲層的層內非均質性、層間非均質性和平面非均質性，主要是以沉積學為基礎，研究砂體縱、橫向分布樣式，砂體的側向連續性和砂體內部的結構特征［5］。

2.1層內非均質性

層內非均質性是指在一個單砂體規模內儲層性質垂向上的變化，是控制和影響小層中油氣或者注入劑向上波及體積的關鍵因素，包括層內粒度韻律、層內滲透率在垂向上的差異程度以及層內不連續的泥質薄夾層的分布等。

2.1.1滲透率韻律類型滲透率韻律分為正韻律、反韻律、均值韻律和復合韻律。根據巖心分析的巖性、粒度、物性數據，結合電測曲線以單砂體內滲透率最高段所在位置及其在垂向上的變化規律來確定滲透率類型。通過對研究區取心井的分析統計，確定太原-山2段以復合韻律為主（見圖1），還有少量正韻律及均質韻律等。

圖1　雙x井太原-山西段綜合柱狀圖

（1）復合韻律型：該類滲透率韻律由于沉積序列的多變性，對砂－泥互層型沉積旋回在一個單砂體內多次出現滲透率高低變化［6］，是正、反韻律的組合。

（2）正韻律型：該類滲透率韻律受正旋回沉積的影響，砂巖粒度下粗上細，滲透率下好上差，從取心井測井解釋分析結果反映出滲透率正韻律特征。

（3）均質韻律型：該類滲透率韻律垂向上變化無韻律，砂巖顆粒粒度均一，滲透率上下變化不大。

2.1.2層內夾層分布特征層內夾層指位于單砂層內的相對非滲透層或低滲透層［7］。依據其成因類型結合巖電特征，提取綜合反映特征（見圖2），加強夾層的識別精度。研究區砂泥互層，層內夾層較發育，對流體流動起到阻隔作用，增大了采氣難度。太原-山2段主要發育泥質夾層、物性夾層及鈣質夾層三種類型。

（1）泥質夾層：巖性主要是泥巖、頁巖、粉砂質泥巖和泥質粉砂巖，一般發育于厚層砂體中，分布在河道中部區域。自然伽馬為低值區中的較高值；微電極幅度明顯下降，幅度差幾乎為零或很小；聲波時差高值，一般400 μs/m以上。泥質夾層在研究區太原-山2段普遍發育。

（2）物性夾層：巖性以細砂、粉砂為主，有一定的孔隙度和滲透率，但未達到有效厚度物性的下限。一般發育于砂泥巖過渡區，分布在河道邊緣及間灣洼地等。淺側向電阻率介于泥巖夾層和鈣質夾層之間；自然電位幅度低，自然伽馬值升高。物性夾層同樣在研究區目的層段普遍發育。

圖2　不同類型夾層測井曲線反映特征模板

（3）鈣質夾層：巖性一般表現為較致密的碳酸鹽巖，發育于海相及海陸交互相沉積環境。導電性差，密度大，滲透率低。自然伽馬為低值；微電極比值高，呈尖峰狀；聲波時差明顯低值，一般小于300 μs/m。鈣質夾層在研究區主要分布在太原組地層。2.1.3層內非均質性評價表征滲透率非均質程度的定量參數有滲透率變異系數、滲透率突進系數、滲透率級差、滲透率均質系數［8］。按照傳統的非均質性評價分類標準，由測井資料統計表可以看出（見表2），太原-山2段層內非均質性總體比較嚴重，除過太22小層相對較弱之外，其它小層均屬于強非均質性。區塊各層層內非均質性普遍較嚴重，而且分布不均，對開發帶來不利影響。

表2　滲透率非均質性表征參數

2.2層間非均質性

層間非均質性是對同一沉積單元內砂泥巖間互的含油氣層系的總體研究，指砂層間的層間差異，包括砂體的垂向連通性、側向連續性以及泥巖隔層的分布規律，屬層系規模的儲層研究［9］。層間非均質性主要受沉積微相的控制，是氣藏開發過程中層間干擾的重要因素。

2.2.1分層系數分層系數是指一套層系內砂巖的層數。在海平面漲落變化和三角洲進積-退積演化序列的控制下，研究區太原-山2段沉積了多套砂體，縱向上砂泥巖頻繁互層。由于相變的原因，在平面上同一層系內的砂層層數會發生變化。分層系數可用平均單井鉆遇砂層數來表示。分層系數越大，層間非均質性越嚴重。山2段山22、山21分層系數較大，非均質性較嚴重；太原組太21、太22分層系數分別為1.58、1.57，太2段分層系數較大。總體來說，太原組分層系數較山2段大（見表3），層間非均質性相對較強。

2.2.2砂巖密度及有效厚度系數砂巖密度即砂地比，指一套層系內砂巖總厚度占地層總厚度的百分數。數值越大，砂體越發育，連續性越好。研究區山21、山22及太2段平均砂巖厚度及砂巖密度均較大（見表3），表明砂體較為發育，同時層間非均質性也較強。受沉積微相的控制，分流河道中心部位為砂巖密度高值區域。

有效厚度系數是有效厚度與砂巖總厚度之比，能較好地反映氣層的分布規律和非均質性的強弱。研究區太原-山2段平均有效厚度及有效厚度系數統計分析表明（見表3），目的層段有效厚度系數分布不均，差異較大。總的來看，山22及太21、太22的有效厚度系數較大，是氣層發育的主力層段。

2.2.3隔層隔層在鄂爾多斯盆地二疊系低滲透砂巖儲層中廣泛分布，巖性主要為泥巖、粉砂質泥巖。特點如下：（1）不含氣，沒有含氣顯示。（2）構成隔層的巖石主要由微細孔隙組成，連通程度差。（3）隔層對流體的隔絕能力與其組成巖石的含砂量多少有密切關系。較純的泥巖隔絕能力最好，其平均滲透率在0.01×10-3μm2以下，而粉砂質泥巖平均滲透率在0.10×10-3μm2左右。研究區太原-山2段一般在含氣砂體間發育隔層，分布相對穩定，厚度主要在4 m～20 m。同樣受沉積微相展布的控制，砂體主河道帶隔層厚度相對較薄，主河道帶側翼厚度相對較大。與砂巖密度統計對應的是，山21、山22及太21、太22段隔層密度相對較小。

2.2.4層間非均質性評價參考分層系數，利用砂巖密度、有效厚度系數及隔層分布的組合來表征研究區的層間非均質性：山22及太21、太22段砂體最為發育，有效厚度系數高，層間非均質相對較弱；山23及太1段砂體不甚發育，隔層密度高，層間非均質相對最強；山21段層間非均質較強，處于中間狀態。

2.3平面非均質性特征

平面非均質性是指一個儲層砂體的幾何形態、展布規律、橫向連續性以及儲層內各項參數的平面變化所引起的非均質性，其從平面角度展示儲集層基本儲滲性能的差異程度，主要受沉積相帶的控制［10］。2.3.1砂體平面分布特征太原組為陸表海潮控三角洲與碳酸鹽潮坪沉積，有利的沉積微相包括分流河道、水下分流河道、河口壩、遠砂壩等。太原期海侵時期與河流相互作用奠定了3套砂巖的沉積格局，分別是太原組早期（太22）沉積發育的橋頭砂巖、中期（太21）沉積發育的馬蘭砂巖以及晚期（太1）沉積發育的七里溝砂巖。太2段砂體是研究區太原組的主力產氣層，太22橋頭砂巖整體上呈片狀展布，北部物源方向發育有3條河道，河道中心明顯是全區砂體較厚的部位，中部分支河道匯集，向南繼續演化分出兩條分支河道；太21馬蘭砂巖呈條帶狀展布，北部發育有2條主河道，河道中心砂體較厚，中部向南分出兩條主要分支河道；太1七里溝砂巖在北部較為發育，物源方向同樣發育有三條河道，中部分支河道匯集入海。

表3　層間非均質性參數統計表

山西組為淺水河控三角洲沉積，有利的沉積微相類型主要為分流河道微相。山23砂體最不發育，反映出強非均質性特征。山22砂體整體呈片狀分布，北部發育有兩條河道，左邊河道中心明顯是全區砂體最厚的部位，中部分支河道匯集，繼續演化分出兩條主要分支河道，右邊河道中心砂體發育較厚。山21砂體呈條帶狀分布，北部發育有三條河道，中部分支河道匯集，向南演化出兩條分支河道，河道中心部位砂體發育較厚。

2.3.2砂體的幾何形態和連續性通過統計太原-山2段各小層的平均砂體厚度、砂體鉆遇率（見表3），分析認為：山22及太21、太22段砂體鉆遇率較高，平均砂厚較大，因而平面上的側向連續性好，非均質性較弱；山21段的平均砂厚較小，鉆遇率相對較低，因而平面上的側向連續性相對較好，非均質性中等；山23及太1段平均砂厚一般，鉆遇率小，因而平面上的側向連續性最差，非均質性也最強。

2.3.3孔隙度、滲透率在平面上的變化儲層參數平面分布非均質性受砂體的發育程度及沉積微相的控制［11］。分析認為，研究區砂體厚度大的區域孔、滲性好，反之砂體厚度小的區域則孔、滲性差：以分流河道為主的砂體厚度大，物性好；河口壩、遠砂壩砂體厚度最大，物性也最好，但是發育規模較小；分流間灣砂體厚度小，物性差。此外，在砂體發育程度上以連片、多層狀迭置的砂體發育區物性較好，均質程度較高，而被分隔的砂體非均質性強，物性也較差；低滲透儲層非均質較強的區域存在相對高滲段，儲層性能較好。

3　結論

神木氣田上古生界多層系含氣，太原組和山西組山2段是主力含氣層段。太原-山2段儲層巖性主要為巖屑石英砂巖、巖屑砂巖以及少量的石英砂巖。太原組孔隙度平均7.8％，滲透率平均0.643 mD；山2段孔隙度平均6.2％，滲透率平均0.851 mD，基本上都屬于低孔低滲致密砂巖儲集層。本文利用鉆井巖心資料、測井資料和測試分析資料，對太原-山2段儲層宏觀非均質性從層內、層間到平面進行了深入研究。分析認為，太原-山2段層內非均質性總體比較嚴重，除過太22相對較弱之外，其它小層均屬于強非均質性。山22及太21、太22段砂體最為發育，有效厚度系數高，層間非均質相對較弱；山23及太1段砂體不甚發育，隔層密度高，層間非均質相對最強；山21段層間非均質較強，處于中間狀態。儲層參數平面非均質性受砂體發育程度及沉積微相的控制，以分流河道為主的砂體厚度大，物性好；河口壩砂體厚度最大，物性也最好，但發育規模較小；分流間灣砂體厚度小，物性差。

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Research on macro heterogeneities of Taiyuan-shan2 tight sandstone reservoir in Shenmu gasfield

FU Xiaoyan1，2，YANG Yong1，2，WANG Ye1，2，JIAO Tingkui1，2，SHI Chanyuan1，2，FENG Yuan1，2
（1.Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710021，China；2.State Engineering Laboratory of Low-permeability Oil/Gas Fields Exploration and Development，Xi'an Shanxi 710021，China）

The upper paleozoic in Shenmu gasfield of Ordos basin is the typical tight sandstone gas reservoir，the main reservoir of Taiyuan formation and Shanxi formation of Shan2 section with the feature of low porosity，low permeability and strong heterogeneity.Heterogeneity is the basic attribute of the reservoir，which seriously affects and restricts the permeability and the development effect of oil and gas reservoir.By using core data，logging data，and test data，the macro-heterogeneity characteristics of Taiyuan-Shan2 reservoir in Shenmu gasfield are studied in detail including in-layer heterogeneity，interlayer heterogeneity andplane heterogeneity.The results show that Taiyuan-Shan2 reservoir in-layer heterogeneity is more serious generally，in addition to Tai22relatively weak，other layers belong to strong heterogeneity.The interlayer heterogeneities of Shan22and Tai21，Tai22sections are relatively weak，with their sandbody developed mostly and the high coefficient of effective thickness，reservoir parameter plane heterogeneity is under the control of sand-body growth degree and sedimentary microfacies，the larger thickness of sand-body in distributary channel mainly，good physical properties，the biggest thickness of sand-body in mouth bar，the best physical properties，but the smaller scale of development，the smaller thickness of sand-body in bay between distributary，poor physical properties.In addition，there is the existence of relatively high permeability in the stronger heterogeneity of low permeability reservoir，good performanc.

Shenmu gasfield；tight sandstone；Taiyuan-Shan2 section；macro heterogeneity；sedimentary microfacies；control actio

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.01.023

TE122.23

A

1673-5285（2015）01-0087-05

2014－10-30

中國石油重大專項“低/特低滲透油藏有效開發技術研究-長慶油田油氣當量上產5 000萬噸關鍵技術研究”，項目

編號：2011E-1306。

付曉燕，女（1978-），工程師，碩士研究生，2006年畢業于西北大學礦產普查與勘探專業，現主要從事氣田開發研究工作，郵箱：fuxy1_cq@petrochina.com.cn。