鄂爾多斯盆地T油區長4+52儲層非均質性研究

甄延明，武富禮，袁 珍

ZHEN Yan-ming, WU Fu-li, YUAN Zhen

西安石油大學 陜西省油氣成藏地質學重點實驗室，陜西 西安 710065

Xi'an Shiyou University, Xi'an 710065, China

0 引言

儲層非均質性是影響油氣運移、分布以及油氣采收率的重要地質因素，一般分為層內、層間、平面、微觀非均質性4類[1-2]。層內非均質性容易使儲層形成“死油區”，層間非均質性會直接導致“單層突進”，平面非均質性嚴重會導致“平面舌進”，微觀非均質性在孔隙和喉道中產生大量剩余油[3-4]。

研究區目前主要開發層位為延長組長4+5油層組。區內總井數280口，其中采油井209口、注水井71口，平均單井日產液量4.94 m3，區塊累計產油量4.44×104t，累計注采比0.82，采收率為24%。但對研究區儲層非均質性的研究和認識還不夠到位，給注水開發帶來了問題，為了提高最終采收率，最大限度的開發區內油藏，本文將采用裘亦楠的分類方法，從宏觀和微觀兩個方面對區內長4+5儲層進行非均質性研究，為研究區的油藏開發方案的制定提供參考依據。

1 區域地質概況

鄂爾多斯盆地西高東低，是一個不對稱的南北向矩形盆地，按照構造演化歷史，可以分為6個一級構造單元（圖1）。T油區位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中部靖邊縣東南側，總面積29.5 km2，區域構造為一平緩的西傾單斜，地層傾角小于1°（千米坡降為7～10 m），內部構造簡單，局部具有差異壓實形成的低幅度鼻狀隆起。

圖1 鄂爾多斯盆地構造單元劃分及研究區位置Fig.1 Division of tectonic units and location of research area in Ordos Basin

2 儲層宏觀非均質性

儲層宏觀非均質性研究主要包含儲層幾何形態、空間分布及其孔隙度、滲透率等參數的變化[5]，一般從儲層層內、層間與平面三個方面展開研究。

2.1 層內非均質性

層內非均質性指單砂體內部垂向儲層物理性質的變化，主要受到碎屑成分及含量、顆粒分選及磨圓程度、成巖作用等的影響。這種非均質性會直接影響注水開發在縱向上的效果[6-7]。

2.1.1 層內滲透率

單砂體內部碎屑粒度的韻律性直接影響著滲透率的韻律性，并對注水開采效果與剩余油的分布研究有著重要意義。根據研究區內取心井已有的物性資料分析結果（圖2），研究區長4+52儲層單砂體的內部滲透率變化比較復雜，反韻律和復合韻律交替出現。反韻律表現為巖石碎屑顆粒下細上粗，儲層物性上好下差，單砂體上部高滲、下部低滲的特征，一般是由多期濁積水道沉積形成，下部水道規模小，上部水道規模大。復合韻律復雜多變，高、低滲透率段或正韻律與反韻律層在垂向上交替分布，滲透率值總體上分布均勻，但是單砂體內部變化大，導致層內水淹程度差異明顯。

圖2 T油區J455井長4+52段滲透率垂向韻律Fig.2 Vertical permeability rhythm of Chang 4+52 in well J455 in T oil area

2.1.2 層內滲透率非均質性參數

通過對J455井與H204井120塊巖心滲透率非均質性參數計算，長4+52油層組的非均質系數總體較高，非均質程度強，長4+52-2儲層變異系數是1.46，突進系數為5.25，級差為399，滲透率非均質系數均高于長4+52-1（表1），表明該小層層內非均質性表現最強。

表1 T油區長4+52儲層層內非均質性參數Table 1 Heterogeneity parameters in Chang 4+52 reservoir of T oil area

2.1.3 層內夾層特征

夾層是指存在于單砂體內部厚度變化較大且連續性較差的非滲透性巖層，具有很強的不穩定性，是形成儲層非均質性的重要因素。夾層的存在增加了油田開發的難度，因此，準確識別夾層類型，計算夾層厚度能夠為后續注水開采提供依據，對儲層非均質性的研究也具有重要意義。研究區的夾層一般有泥質夾層、物性夾層、鈣質夾層三種[8]。

泥質夾層：研究區該類夾層以泥巖為主，粉砂質泥巖和含砂泥巖較為少見，是水動力條件減弱導致懸浮物質沉積而成。測井曲線特征主要表現為：自然電位為正異常，自然伽馬顯示為高值，高聲波低電阻，深淺側向幾乎無幅度差，井徑曲線表現為明顯擴徑（圖3，圖4）。

圖3 T油區長4+52-1儲層夾層示意圖Fig.3 Schematic diagram of interlayer of Chang 4+52-1 reservoir in T oil area

圖4 T油區長4+52-2儲層夾層示意圖Fig.4 Schematic diagram of interlayer of Chang 4+52-2 reservoir in T oil area

物性夾層：研究區該類夾層以細砂巖和粉砂巖為主，可見少量泥質細砂巖，夾層物性由于成巖作用等因素影響而變差，孔滲未達到有效厚度下限，嚴重影響流體滲流作用。形成原因包括粒度變小、分選磨圓變差、膠結物含量增加、膠結作用增強等。曲線特征為：自然電位偏正，自然伽馬為中值，擴徑不明顯，低聲波，中高電阻率，深淺側向幅度差不明顯。

鈣質夾層：研究區此類夾層經常在物性良好的砂巖儲層之中，主要是由于黏土礦物在成巖階段巖性轉換形成。區內鈣質夾層在測井曲線上表現為：自然電位有回返現象，中低自然伽馬，井徑表現為縮徑，聲波時差為低值，高電阻率，深淺側向差異明顯。

通過對研究區長4+52各個小層進行夾層識別，并計算各小層平均地層厚度、平均砂厚、單井夾層個數、夾層厚度、夾層頻率、夾層密度等參數（表2），從統計結果可以看出，目的層各項夾層參數差異較小，表明夾層在各小層中分布基本均勻，但總體來說長4+52-2各項參數均大于長4+52-1，表明長4+52-2小層非均質性強于長4+52-1小層。

表2 T油區長4+52各小層層內夾層數據統計Table 2 Data statistics of interlayers in each small layer of Chang 4+52 in T oil area

2.2 層間非均質性

層間非均質性是縱向上多個單砂體之間的差異性，屬于層系規模的儲層描述，常用砂巖密度、分層系數和不同小層的滲透率非均質性等來描述[9]。

2.2.1 分層系數與砂巖密度

分層系數一般用平均單井鉆遇砂層層數（即鉆遇率） 來表示。分層系數與儲層非均質性呈現出正相關的特征。砂巖密度指垂向剖面上砂巖總厚度占地層總厚度的百分比。通過對研究區長4+52分層系數和砂巖密度統計（表3），結果比表明，長4+52-2的分層系數為5.18，大于長4+52-1，說明長4+52-2非均質性強；砂巖密度統計顯示，長4+52-1砂巖的密度為40%～60%，平均為42.94%；長4+52-2砂巖的密度為45%～75%，平均為53.96%；同樣反映長4+52-2非均質性強。

表3 T油區長4+52儲層分層系數及砂巖密度Table 3 Stratification coefficient and sandstone density of Chang 4+52 reservoir in T oil area

2.2.2 滲透率非均質參數

通過對長4+52儲層層間非均質性參數計算得出結果表明（表4），長4+52-2的變異系數為0.85，突進系數為2.46，級差為13.29，各項參數均大于長4+52-1，同樣顯示長4+52-2非均質性強于長4+52-1。

表4 T油區長4+52儲層層間非均質性Table 4 Interreservoir heterogeneity of Chang 4+52 in T oil area

2.2.3 隔層分布特征

層間隔層指分割垂向不同單砂體的非滲透層，使單砂體之間不發生油、氣、水竄流，形成獨立的開發單元[10]。研究區長4+52隔層分布厚度范圍大，從2 m到8 m不等，其中泥質隔層厚度變化最大，發育連續；物性隔層次之，連續性較差；鈣質夾層發育極少且獨立分布。區內長4+52-1單井隔層厚度為4.9 m，單井平均隔層為4個；長4+52-2的單井隔層厚度為7.1 m，平均單井隔層為5.5個，反映長4+52-2層間非均質性較強（圖5）。

圖5 T油區長4+52儲層J454井-J462井隔夾層剖面分布圖（順物源方向）Fig.5 Partition and interlayer profile distribution from Well J454 to Well J462 in Chang 4+52 reservoir in T oil area

2.3 平面非均質性

平面非均質性是指儲層特征在平面上的變化情況，平面非均質性特征受沉積相帶分布和成巖作用影響。研究區內長4+52儲層發育三角洲平原沉積，主要沉積微相有分流河道與分流間灣，結合區內各小層沉積相圖與砂巖厚度圖分析可以看出，砂體展布與古河流方向一致，呈北東—南西向帶狀或多個帶狀交織成網狀分布，高孔滲段沿著砂體帶狀均勻分布，順物源方向的非均質性較弱；在切物源方向上厚、薄砂帶間互分布，物性差異也比較大，使各儲層均具有較強的非均質性。

3 儲層微觀非均質性

3.1 巖石學特征

研究區長4+5儲層以灰色、深灰色長石砂巖為主，以及少量的巖屑質長石砂巖，碎屑成分占巖石總體的85%～97%，但主要集中在90%～95%之間；碎屑主要粒徑在0.08～0.25 mm之間，最大粒徑為0.68 mm；其中以長石為主，平均占碎屑總體的57%；石英次之，約占35%；巖屑約占4%左右，其中又以變質巖屑和火成巖屑為主。巖石成分成熟度較低，碎屑分選性中等及以上，顆粒多為次圓—次棱角狀，膠結類型以孔隙型為主，顆粒支撐，碎屑顆粒之間點—線接觸和線接觸為主。儲層填隙物含量較低（平均6.68%）且主要以膠結物為主，成分主要以方解石為主，平均占填隙物含量的23.5%，其次發育綠泥石、伊蒙混層，此外，還有少量石英加大和長石加大；雜基主要是細碎屑為主，少見甚至不可見黏土。

圖6 T油區長4+52儲層砂巖分類三角圖Fig.6 Sandstone classification triangle of Chang 4+52 reservoir in T oil area

圖7 T油區長4+52儲層砂巖碎屑成分Fig.7 Clastic composition of chang 4+52 reservoir in T oil area

圖8 T油區長4+52儲層填隙物成分Fig.8 Interstitial composition of Chang 4+52 reservoir in T oil area

3.2 孔喉特征

根據儲層薄片鑒定結果，長4+5儲層總面孔率分布在1.5%～10.3%，平均總面孔率為4.8%，平均孔徑范圍在5～90 μm，平均值為37.2 μm（圖9）；孔隙類型以粒間孔和溶孔為主（圖10，圖11）；平均孔喉半徑范圍分布較大，平均值為0.63 μm，根據羅蟄潭教授對喉道形態的分類，本區喉道類型以片狀和彎狀為主（圖12）。

圖9 T油區長4+52儲層平均孔徑頻率分布直方圖Fig.9 Histogram of average pore diameter frequency distribution of Chang 4+52 reservoir in T oil area

圖10 T油區長4+52儲層平均孔喉半徑頻率分布直方圖Fig.10 Histogram of average pore throat radius frequency distribution of Chang 4+52 reservoir in T oil area

圖11 T油區長4+52儲層鑄體薄片孔隙類型Fig.11 Pore types of cast thin sections in Chang 4+52 reservoir in T oil area

利用密閉取芯砂巖樣品40塊（H204井與J455井各20塊）壓汞曲線數據分析可知，本區長4+52段孔喉分選極不均一。H204井大部分樣品的壓汞曲線形態表現為初始進汞壓力較小，但中間段壓力曲線上升較快，說明該類樣品孔吼較粗，但分選性一般，孔隙不均勻，屬粗歪度；少部分樣品曲線形態表現為初始進汞壓力大，中間段平緩，較為接近橫軸，說明該類樣品孔喉較小，分選較好，孔隙均勻細歪度（圖13a）；J455井少部分樣品曲線表現為初始進汞壓力小，中間段上升平緩，說明該類樣品孔喉較粗且分選較好；大部分樣品壓汞曲線初始進汞壓力較大，中間段上升平緩，說明該類樣品分選好，孔隙均勻細歪度。通過壓汞曲線可以分析出，研究區長4+52段孔喉種類多，且分布極不均勻，儲層非均質性強（圖13b）。

圖13 T油區長4+52段壓汞曲線Fig.13 Mercury injection curve of Chang 4+52 section in T oil area

4 結論

（1）T油區長4+52層內滲透率非均質性參數特征表明：長4+52-1的非均質性弱，長4+52-2的非均質性強，儲層滲透率韻律類型以反韻律和復合韻律為主，層內夾層類型多，分布穩定性差，致使砂體在垂向上連通性差，非均質性變強。

（2）T油區層間滲透率非均質性參數與隔層分布特征表明：長4+52-2非均質性強于長4+52-1非均質性。

（3）長4+52儲層平面非均質性受沉積相帶控制，表現為較強的平面非均質性。

（4）根據巖石學特征、孔喉分布及壓汞曲線特征，認為T油區的微觀孔隙類型為粒間孔和溶蝕孔，平均孔徑和平均孔喉半徑分布范圍廣，喉道類型多且分布不均勻，長4+52的非均質性整體較強。