濮城油田沙二上亞段2+3砂組儲層非均質性研究

江志強

（中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200030）

濮城油田沙二上亞段2+3砂組儲層非均質性研究

江志強

（中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200030）

儲層非均質性決定了油藏內流體的流動特性，進而決定了剩余油的分布，因而評價儲層的非均質性成為儲層表征的重點和目標之一。本文通過對濮城油田沙二上2+3油藏層內、層間非均質特性研究表明，該油藏儲層非均質性較強，而其非均質性受控于儲層的沉積作用和成巖作用。垂向上不同的沉積環境，由于水動力特征及沉積方式的差異，形成了不同的垂向韻律特征及層內非均質性特征。

非均質性；儲集層；沙二上亞段2+3砂組；濮城油田

濮城油田位于河南省濮陽市范縣境內，地處黃河沖積平原，地勢平坦。區域構造位于東濮凹陷中央隆起帶北部，南與文留構造帶相接，北與陳營構造相連，東與濮城洼陷相鄰，西與衛城—古云集構造隔洼相望。沙二上2+3油藏于20世紀80年代末期發現，經歷了產能建設、高速穩產開采、遞減三個主要開發階段。儲層的非均質性是影響油氣藏油、氣、水滲流及油氣采收率的主要因素之一[1,2]，因此，進行沙二上2+3油藏儲層非均質性研究，找出其影響規律，對于查明油藏剩余油的分布，以便采取合理措施提高采收率十分必要。

1 地質概況和沉積特征

濮城構造是一個繼承性的洼中隆起構造，構造形態為一被斷層復雜化的長軸背斜，南北長15km、東西寬4.5km，圈閉面積約50km2（圖1）。整個構造發育NNE、近EW向兩組斷層，Ⅱ級、Ⅲ級、Ⅳ級斷層共80多條，其中Ⅱ級、Ⅲ級斷層將濮城油田主體劃分為東、西、南三個開發區。沙二上2+3油藏是典型多油層非均質油藏，具有油層多、單層厚度小、層間和平面非均質性強的特點[3～8]。該油藏屬下第三系沙河街組，縱向上分為14個小層，自上而下分別為2砂組1～7小層、3砂組1～7小層。

2 油層非均質性影響因素

2.1 構造因素

構造因素對儲層非均質性的影響主要決定于構造運動[9]，形成斷層、裂縫，改造和疊加于原始儲層骨架之上，造成流體流動的隔擋或通道。

裂縫通常改變儲層的滲透性方向和能力，造成其滲透性在縱、橫、垂三度空間上的很大差異。不同時期的構造運動常具有不同的特征和性質，這就決定了儲層裂縫的形成與分布不同，進而影響儲層的非均質性特征。

2.2 沉積因素

圖1 濮城油田位置圖Fig.1 Location of Pucheng oilfield

沉積因素主要決定于沉積作用或過程，形成儲層的建筑結構或構型—原始骨架、砂體的空間形態與內部構成。

由于沉積條件的不同，如流水的強度和方向、沉積區的古地形陡緩、盆地中水的深淺與進退、碎屑物供給量的大小，造成沉積物顆粒大小、排列方向、層理構造和砂體空間幾何形態的不同[10,11]，即不同沉積相中砂體的分布不同，使得沉積砂體內部的物理特性不同，進而造成儲層非均質程度的差異。

2.3 成巖因素

成巖因素決定于儲層的巖礦與地下流體特征，造成黏土礦物的轉化，發生膠結、溶蝕及淋濾作用，改善或破壞儲層的基本物性。當沉積物或砂體沉積后，由于一系列的成巖作用，如壓實、壓溶、溶解、膠結以及重結晶等作用，改變了原始砂體的空隙度和滲透率的大小，加上盆地中不同層位地層通常具有不同的地溫、流體、壓力和巖性的差異，因而其成巖作用各異[12,13]，次生孔隙的形成與分布狀態在空間上極不均勻，增加了儲層的非均質程度。

通過研究表明，濮城油田沙二上2+3油藏的非均質性主要受控于儲層的沉積作用和成巖作用，如圖2所示。

圖2 影響油層非均質性的主要因素Fig.2 Main factors affecting reservoir heterogeneity

3 沙二上2+3油藏非均質性分析

濮城油田沙二上2+3油藏開發進入中后期后，儲層非均質性起了相當重要的作用。儲層非均質性對儲層中流體的流動、分布以及油氣采收率影響很大，是研究剩余油分布規律、制定調整挖潛措施的重要依據[14]。以下從層內非均質性和層間非均質性兩個方面，對儲層非均質性進行研究。

3.1 儲層層內非均質性

儲層層內非均質性是指一個單砂層規模內部垂向上的儲層性質的變化，包括粒度韻律性、層理構造序列、滲透率差異程度及高滲段位置，層內不連續薄的非滲透層的分布頻率、大小等。層內非均質性直接控制和影響垂向上注入劑的流動[2]。

（1）層內非均質類型劃分

層內非均質性在縱向上總體表現為物性的非均質程度，一般以滲透率級差、非均質系數、變異系數等基本參數來表征。

滲透率級差Jk(kmax/kmin)是指層內滲透率的最大值與最小值的比值。滲透率級差越大，反映滲透率的非均質性越強，反之非均質性越弱。

非均質系數Tk(kmax/k)是指層內滲透率的最大值與平均值的比值。一般當Tk＜2時為均質型，Tk為2～3時為較均勻型，Tk＞3時為不均勻型。

變異系數Vk(Vk=σk/k)是指滲透率的標準偏差與平均值的比值。一般當Vk＜0.5時為均勻型，表示非均質程度弱；當0.5≤Vk≤0.7時為較均勻型，表示非均質程度中等；當Vk＞0.7時為不均勻型，表示非均質程度強。

根據濮城油田南區2-100、2-261、P36等204口井的巖石物性分析和測井資料，得出級差、非均質系數、變異系數等評價儲層非均質程度的參數值（表1）。分析結果表明：濮城油田南區沙二段2砂層組層內級差最大達1064.25、最小為94.41，非均質系數最大為5.53、最小為4.15，變異系數最大為1.01、最小為0.73；濮城油田南區沙二段3砂層組層內級差最大達1194.13、最小為104.978，非均質系數最大為9.24、最小為2.77，變異系數最大為0.97、最小為0.71。

表1 濮城油田南區沙二上2+3油藏各小層層內非均質參數Table 1 The intrastratal heterogeneity parameters of ES22+3stratum reservoir in southern Pucheng oilfield

根據國內外劃分非均質性標準（表2），濮城油田南區沙二上2砂層的7個小層中變異系數均大于0.7、非均質系數均大于3.0，均屬于嚴重非均質型；濮城油田南區沙二上3砂層的7個小層中變異系數也均大于0.7、非均質系數只有

S3

6層小于3.0其余均大于3.0，也為嚴重非均質型。由以上對兩個小層的分析得出，該研究區儲層的層內非均質程度以嚴重非均質型為主。從濮城油田南區沙二段2+3油藏砂層組的平均滲透率分布（圖3）可以看出：各砂層的平均滲透率分布差異不大，2砂層組和3砂層組均屬于正韻律或復合正韻律。

表2 滲透率非均質界限標準Table 2 The standard of heterogeneity boundary

（2）儲層物性隨深度變化關系

根據表3的儲層物性特征劃分，濮城油田南區204口井的沙二上2+3油藏儲層的滲透率、孔隙度與深度的變化關系（圖4）可以看出，滲透率和孔隙度隨深度的增加呈變小的趨勢。

圖3 滲透率變異系數對比與平均滲透率分布Fig.3 The variation coefficient and average of permeability

表3 碎屑巖儲層物性分類評價標準Table 3 Classification and evaluation of clastic reservoir physical properties

圖4 濮城油田南區沙二上2+3油藏滲透率與孔隙度隨深度變化Fig.4 The changes of permeability and porosity with depth in ESstratum reservoir in southern Pucheng oilfield

3.2 儲層層間非均質性

層間非均質性是指儲層縱向上砂體間的物性差異及分布特征，包括層系的旋回性、砂層間的滲透率非均質性及隔層分布，其主要受沉積相的控制。大量的油氣勘探實踐表明，層間非均質性對油水界面的差異及油水系統的分布構成重要的影響，并最終控制砂層的油氣充滿度[15]。

反映層間滲透率非均質程度的參數同樣可用級差、非均質系數、變異系數等參數來表征。通過對濮城油田南區204口井的統計，計算出的層間非均質參數（表4）可以看出，2砂層組中級差最大為1040.5、最小為1.0，非均質系數最大為3.79、最小為1.0，變異系數最大為1.38、最小為0；3砂層組中級差最大為466.25、最小為1.0，非均質系數最大為3.82、最小為1.0，變異系數最大為1.28、最小為0；全井段中級差最大為1101.25、最小為1.0，非均質系數最大為5.24、最小為1.0，變異系數最大為1.42、最小為0。綜合分析認為濮城油田南區沙二上2+3油藏以嚴重非均質型或非均質型為主。

表4 濮城油田南區沙二上2+3油藏層間非均質參數Table 4 The interlayer heterogeneity parameters in ESstratum reservoir

表4 濮城油田南區沙二上2+3油藏層間非均質參數Table 4 The interlayer heterogeneity parameters in ESstratum reservoir

井號級差 非均質系數變異系數2-100 55.96 3.39 1.25 2.85 1.48 0.51 55.96 2.60 0.86 2-102 6.60 2.31 0.76 11.79 3.10 0.97 12.81 3.56 0.91 2-144 2.59 1.67 0.58 2.52 1.43 0.56 3.60 1.71 0.52 2-147 19.48 2.18 0.74 2.46 1.74 0.66 27.52 2.12 0.53 2-149 3.74 1.38 0.44 6.82 1.88 0.64 7.52 2.19 0.60 2-151 12.13 2.25 0.88 11.47 1.82 0.62 26.95 2.77 0.86 2-153 16.74 1.77 0.55 5.37 2.32 0.73 19.97 2.21 0.61 2-155 3.39 1.50 0.49 1.96 1.46 0.40 7.37 2.14 0.59 2-159 21.58 1.98 0.65 39.64 2.18 0.77 42.82 2.17 0.71 2-161 6.75 2.27 0.87 12.10 2.28 0.82 12.10 2.84 0.86 2-163 1.50 1.18 0.20 4.22 1.50 0.48 4.60 1.40 0.37 2-165 11.67 2.29 1.13 7.06 3.65 1.17 16.85 3.54 1.09 2-167 9.22 2.22 0.67 1.51 1.21 0.14 9.22 2.49 0.53 2-169 12.92 2.18 0.69 7.48 1.90 0.65 17.24 2.91 0.77 2-171 1.63 1.32 0.18 1.92 1.44 0.23 2.39 1.65 0.26 2-173 13.01 2.85 0.93 6.84 1.66 0.52 24.05 3.83 0.95 2-175 8.41 2.46 0.73 3.67 1.90 0.54 9.39 3.27 0.78 2-177 7.57 2.05 0.62 8.03 1.88 0.58 9.79 2.20 0.61 2-179 7.62 1.76 0.52 1.70 1.26 0.24 7.63 1.47 0.39 2-187 10.70 1.86 0.68 10.67 2.54 0.93 12.93 2.39 0.77 2-189 11.40 2.66 0.81 11.83 3.21 1.01 14.70 3.19 0.88 2-191 17.75 2.08 0.74 3.10 1.52 0.56 17.75 1.97 0.51 2-193 1.37 1.14 0.12 10.43 1.84 0.57 10.43 1.65 0.38 2-195 10.24 2.60 0.79 1.00 1.00 0.00 10.24 3.55 0.98 2-201 23.46 2.54 0.83 1.61 1.22 0.21 23.46 1.88 0.56 2-207 2.00 1.43 0.39 10.90 3.70 1.20 10.90 3.64 0.91 2-209 2.77 2.05 0.59 11.76 2.17 0.70 11.76 2.17 0.72 2-213 9.89 1.32 0.49 1.78 1.46 0.24 19.97 1.84 0.42變異系數 級差 非均質系數變異系數 級差 非均質系數

4 結論

通過對研究區目的層段宏觀非均值性研究表明，沉積作用和成巖作用對儲層的非均質性起著重要的控制作用。濮城油田南區沙二上2+3油藏各砂層組層內、層間和平面非均質的研究，認為研究區儲層層內非均質性以嚴重非均質型為主、層間非均質性以嚴重非均質型或非均質型為主。

由于受儲層層間非均質性的影響，剩余油一般富集在儲層滲透率級差大、物性較差的單砂層內，所以對于這部分的剩余油，應采用分層開采的技術進行開采。

在平面上，受砂體展布、規模、連通性及空間組合方式的制約，注水開發期間注水沿高滲透帶指進，致使高滲透帶水洗程度相當高，而低滲透帶波及系數小，注水收效差，導致剩余油在平面上分布不均勻，儲層物性相對較差，所以滲透率級差大的微相帶是剩余油的主要富集區和挖潛目標區。

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Research on reservoir heterogeneity in the ESstratum in the Pucheng oilfield

JIANG Zhi-Qiang
(Shanghai Branch of China National Offshore Oil Corporation Limited, Shanghai 200030, China)

Reservoir heterogeneity plays a critical role in the flow of liquids through a reservoir and thus influences the distribution of the remaining oil; as such, it is one of the main descriptive measures of a reservoir. A study of intrastratal and interlayer heterogeneity in the ES22+3stratum in the Pucheng oilfield indicates a high level of heterogeneity within this reservoir rock, and that its heterogeneity is controlled by sedimentary and lithologic factors. In terms of the diversity of hydrodynamic properties and depositional modes, vertical variations in sedimentary environments can form vertical rhythms in heterogeneity within stratigraphic sequences.

heterogeneity; reservoir; ES22+3stratum; Pucheng oilfield

P512.2

A

2095-1329(2015)03-0083-04

10.3969/j.issn.2095-1329.2015.03.019

2015-07-04

2015-08-20

江志強(1983-),男,工程師,主要從事頁巖氣勘探和沉積儲層研究.

電子郵箱: jiangzhq2@cnooc.com.cn

聯系電話: 13818890469

國家科技重大專項(2011ZX05023-001)