青平川油田高家溝延長組儲層非均質性特征

劉濤 朱童童 司祺

摘要：儲層非均質性是造成儲層砂體內部滲透率垂向及平面變化的主要因素。通過對砂巖儲層中碎屑顆粒、填隙物含量等演示學特征分析，利用非均質性計算指標分析青平川油田高家溝延長組儲層非均質性特征。研究表明青平川油田高家溝開發區延長組以發育長石砂巖為主，整體上呈現成分成熟度較低，結構成熟度較高的特點。從儲層物性方面研究，研究區屬于低孔滲儲層。從層內非均質性、層間非均質性和平面非均質性等非均質性指標分析認為，儲層砂體滲透率值非均質性強的特征明顯。儲層非均質性差異導致青平川油田高家溝開發區延長組砂體在平面上使得滲透率值呈北東-南西向展布，是由于不同沉積環境水動力條件變化的結果。

關鍵詞：巖石學特征;物性特征;儲層非均質性;

1.前言

儲層非均質性是儲層砂體形成時受沉積環境、成巖作用等影響造成儲層內部特征的變化，使得儲層砂體在垂向、平面上及砂體內部存在不均勻的變化[1-2]。砂體是油氣與資源開發的目的層，儲層非均質性特征描述是油藏研究的重點所在，儲層非均質性的研究又是儲層研究的核心內容，因此儲層的非均質特征與油藏儲量、產量及產能密切相關[3]。筆者結合國內外含油層位砂體儲層非均質性的分類方案，從儲層沉積學的角度出發，以鄂爾多斯盆地青平川油田高家溝開發區延長組儲層為例，對儲層非均質性進行研究，以明確儲層成巖作用、沉積環境等因素與儲層非均質性的關系。

2.儲層巖石學特征

在對高家溝區塊長2儲層進行了詳細的對比與研究基礎上，綜合利用巖心常規薄片、鑄體薄片、X-衍射、陰極發光和掃描電鏡等資料和手段，從儲層的巖石學特征、物性特征、儲層微觀特征及成巖作用等方面進行評價。

2.1砂巖類型

根據巖石薄片鑒定資料的統計分析，長2油層組砂巖成分以長石為主，含量平均56.95%;其次為石英，含量平均26.35%;最后為巖屑，含量平均12.5%。從成分成熟度來看，整體上成分成熟度較低，長22砂層組石英含量較長21砂層組略高，表明長22砂層組成分成熟度略高。

巖石類型主要長石砂巖，個別為巖屑長石砂巖（圖1）。巖屑以火成巖巖屑為主，平均含量6.85%，其次為變質巖巖屑和云母，平均含量分別為3.9%和3.05%，沉積巖巖屑含量較少，平均含量1.75%。重礦物見綠簾石、淺紅色石榴石、鋯石。

長2油層以細粒砂巖為主，占統計樣品的42.6%;其次為粉砂巖，占統計樣品的26.4%;粉細砂巖與細粉砂巖的含量相對較少，分別占統計樣品的16.9%與11.8%;中砂巖、中細砂巖所占比例最低，均小于5%（圖1）。顆粒分選性中 ～ 好，磨圓度次棱 ～ 次圓狀，接觸類型為顆粒支撐，點 ～ 線接觸，孔隙式和接觸式膠結。

2.2 膠結物

長2油層組膠結物含量平均為小于2%，膠結礦物有方解石、高嶺石和石英，其中以方解石為主，平均含量1.59%，多呈微晶結構，充填于孔隙中;其次高嶺石，平均含量0.25%，石英次生加大不發育，平均含量0.05%。通過研究，對儲層物性影響較大的為方解石膠結物。

2.3 砂巖中的雜基

長2油層組雜基多以鱗片狀邊膜結構充填于孔隙之中，雜基成分主要為粘土及各種巖屑。總體看砂巖成份成熟度較低，結構成熟度較高。

2.4 粘土礦物特征

統計表明，長2油層粘土礦物的絕對含量為4.4% ～ 10.8%，平均為8.4%。粘土礦物類型主要有綠泥石、伊利石、高嶺石與伊/蒙混層，其中以綠泥石為主，相對含量占總粘土礦物的49% ～ 60%，平均為53.4%。在掃描電鏡下觀察，綠泥石多呈針葉片狀或玫瑰花狀垂直分布在碎屑顆粒表面，呈孔隙充填式或襯墊式產出。高嶺石含量19% ～ 26%，平均為23.4%，在儲層中多呈書頁狀或蠕蟲狀產出。儲層中伊利石含量相對較高，為8% ～ 14%，平均為10%，伊利石多呈絲縷狀、搭橋狀或片狀在孔隙中產出，堵塞喉道。伊/蒙混層粘土礦物的含量最低，為12% ～ 15%，平均13.1%，間層比均為10%。

3. 儲層物性分布特征

本次研究共收集整理研究區長2常規孔滲分析647塊，從巖心物性統計數據來看，高家溝開發區塊長2油層組孔隙度在2.9% ～ 19.1%之間，平均值為13.65%，直方圖呈雙主峰分布的特征，孔隙度分別為10%與15%。滲透率（0.03 ～ 36.67）×10-3μm2，平均值為7.7×10-3μm2。滲透率直方圖也呈雙峰分布特征，一為0.1×10-3μm2，另一為2×10-3μm2。依據石油天然氣行業標準中規定的砂巖儲層級別的劃分標準，研究區長2儲層屬于低孔低滲儲層。

長212小層孔隙度一般為2.9% ～ 17.58%，平均值為12.98%，滲透率為（0.08 ～? 8.79）×10-3μm2，平均值為2.01×10-3μm2。

長221小層孔隙度一般為6.7% ～ 18.2%，平均值為11.08%，滲透率為（0.43 ～ 17.35）×10-3μm2，平均值為2.94×10-3μm2。

長222小層孔隙度一般為6.9% ～ 16.39%，平均值為11.3%，滲透率為（0.46 ～ 15.07）×10-3μm2，平均值為2.49×10-3μm2。

4.儲層物性非均質性特征

4.1 層內非均質性

層內非均質性是指一個單砂層規模內其內部垂向上的儲層性質變化。它是直接影響和控制單砂層內水淹厚度波及系數的關鍵地質因素。初步分析認為，研究區內不同沉積微相砂體具有不同的層內非均質性特征。沉積方式決定了層內非均質性的變化特點，不同的沉積方式造成了不同沉積微相砂體內部物性的縱向變化規律。

層內非均質性在縱向上多表現為滲透率的非均質程度。通常用滲透率的變異系數、突進系數、級差等非均質性參數來表征其層內滲透率的非均質差異程度。其中，

層間滲透率級差反映了層間非均質性的強弱，級差越大，砂層間的非均質性越強。級差越大，對低滲透層的屏蔽作用也就越大，油氣進入低滲透層的難度也越大。當級差大于一定數值時，低滲透層便無油氣進入，將其稱之為臨界級差。

從高家溝開發區塊長2油藏夾層發育情況來看，主要發育泥質夾層、巖性夾層和物性夾層三種，但夾層分布很不穩定，泥質夾層與物性夾層主要在儲層中呈透鏡狀分布。鈣質夾層僅在部分井內發育。

儲層非均質評價標準按Q/LH92《砂巖油田碎屑巖儲層非均質評價標準》評價參數。高家溝開發區塊長2各層變異系數在0.56 ～ 0.68之間，非均質程度中等偏強;突進系數在2.44 ～ 2.94之間，非均質程度也處于中等偏強;級差在10.58 ～ 12.65之間，非均質程度中等。總體上看，長2各主力小層非均質程度中等偏強，三個小層對比來看，以長221小層非均性最強，長222小層非均性最弱。

4.2 層間非均質性

層間非均質性為縱向上多個油層之間的差異性。各類沉積環境在縱向上形成不同性質的砂體和隔層的分布，使得儲層在縱向上具有差異性。層間非均質是造成注水開發過程中層間干擾水驅效果差的重要原因，主要受沉積相的控制，尤其分流河道相砂體的相帶窄，相變快，層間非均質性顯得更為突出。

用來定量描述層間非均質程度的參數是分層系數及砂巖密度，均能反應砂體的發育程度及發育特點。分層系數是指一套層系內砂層的層數，常以平均單井鉆遇砂層層數表示。一般分層系數愈大，層間非均質性愈嚴重，開采效果一般愈差。砂巖密度指垂向剖面上的砂巖總厚度與地層總厚度之比，相當于砂地比，其值愈大砂體越發育。對研究區內鉆井的砂層系數、砂層總厚度進行統計，分別計算出各井的分層系數和砂巖密度。

從研究區砂巖密度和分層系數來看，研究區各層間的參數都不同程度地存在差異，反映了層間的非均質性。從砂地比和分層系數看，長212小層分層系數較小，層間非均質性較弱;長221分層系數較大，層間非均質性較強。從三個主力小層的平均孔隙度和滲透率來看，層間非均質性較強，長221平均滲透率最高，達2.05×10-3μm2。從砂層厚度和砂巖密度來看，長221與長222兩個小層層間非均性較弱，與長212小層之間非均性較強。從有效砂層系數來看，三個小層層間非均質性均較強（表1）。

4.3 平面非均質性

平面非均質性主要描述一個儲層砂體平面上的非均質變化，包括砂體成因單元的程度、平面孔隙度、滲透率的變化和非均質程度，以及滲透率的方向性。

研究區滲透率平面分布基本上與沉積微相的展布和砂體的發育狀況密切相關。在砂體發育的地方，儲層物性相對要好，反之亦然，說明沉積相帶控制著儲層滲透性的好壞。其次平面上孔隙度、滲透率分布與沉積微相和砂體的展布密切相關，在砂體發育的地方沉積時水動力能量強，泥質含量小，儲層物性相對要高（孔隙度和滲透率表現出高值）;而在砂體不發育的地方沉積時水動力能量較弱，泥質含量大，儲層物性相對要低，孔、滲參數較低。各小層含油飽和度表現出較強的非均質性，含油飽和度的分布受構造和巖性影響，構造高點及微相中河道的主體帶上含油飽和度較大。

通過統計各小層鉆遇砂體井數，并計算砂體連通系數來反映各小層平面非均質性的強弱。通常在實際研究工作中，用鉆遇率來反映井網下砂體的連續性及延伸規模。鉆遇率越高，砂體的連續性越好。

鉆遇率=（鉆遇砂層井數/總井數）×100%

砂層的連通系數即砂層厚度大于平均厚度的井數與總井數之比，主要用來反映砂層組內的砂層厚度變化。連通系數越大，說明其厚度變化越小，平面分布越均勻，連通的可能性越大（表2）。

從連通系數來看，長211、長221、長223小層砂體連通系數均在50%左右，小層砂體厚度變化不大，平面分布較均勻，平面上井間砂體連通性較好，平面非均質性不強;次之是長222小層，連通系數為37.7%，平面非均質性較強;長212和長213連通系數在30%左右，平面非均質性強。

其中平均砂厚、鉆遇砂體井數與連通系數變化一致，長211、長221、長223小層鉆遇率高，平均砂厚大，連通系數高;長212、長213、長222小層鉆遇率低，平均砂厚小，連通系數較低。沉積相控制著砂體平面展布，同時也控制著各小層平面非均質性的強弱。

5. 結論

（1）青平川油田高家溝開發區延長組以發育長石砂巖為主，填隙物以碳酸鹽膠結物方解石為主，次為高嶺石，填隙物多為鱗片狀邊膜結構，雜基為黏土礦物，具有分成熟度較低、結構成熟度較高的特點。

（2）根據儲層孔隙度、滲透率等參數特征分析，儲層物性屬于低孔、特低滲儲層，且長221儲層物性好于長212和長222層。

（3）儲層砂體由于沉積環境的不同而使得儲層滲透率不同，但有一定的規律性，儲層非均質性差異導致青平川油田高家溝開發區延長組儲層滲透率呈北東-南西向條帶狀及塊狀展布，是由于不同沉積環境水動力條件變化的結果。

參考文獻：

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[3]白江. 吳起油田長6油層組沉積及儲層特征[J].大慶石油地質與開發，2015，34（01）：30 - 35.

（1.延長油田股份有限公司 寶塔采油廠勘探開發研究所?2.西安石油大學 地球科學與工程學院）