彭麗娜，魏欽廉

(西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安710065)

儲層非均質(zhì)性是指儲層在形成過程中，受沉積環(huán)境、成巖作用以及構(gòu)造作用的影響，其內(nèi)部各種屬性隨空間位置改變而存在的不均衡變化。這種變化影響地下水及油氣的運移和聚集，同時也影響油田注水開發(fā)效果[1]。而儲層非均質(zhì)性是儲層表征的主要內(nèi)容之一，因此研究儲層非均質(zhì)性對于油田的勘探和開發(fā)具有一定意義[2]。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

靖邊采油廠東坑大陽灣區(qū)位于陜西省靖邊縣東坑鄉(xiāng)境內(nèi)，構(gòu)造位置處于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中段，該斜坡構(gòu)造簡單，地層平緩，傾角在0.5°左右，因差異壓實作用發(fā)育一系列低幅鼻隆構(gòu)造[3，4]。主要含油層位為侏羅系延安組延9油層組。

東坑大陽灣地區(qū)延9儲層為曲流河亞相沉積，在縱向上自上而下可劃分為延91、延921、延 922和延93共4個砂層組，砂體主要分布在邊灘、河漫灘，儲層物性較差，平均孔隙度 14.2%，平均滲透率 3.38 × 10－3μm2，屬于低孔、特低滲儲層。油藏受巖性、沉積相和物性等因素控制明顯，表現(xiàn)為巖性油藏特征，油藏埋深平均在1 226 m。目前有開發(fā)井179口，產(chǎn)能一般。深入研究儲層非均質(zhì)性對油田的合理開發(fā)具有重要的意義。

2 宏觀非均質(zhì)性

2.1 層內(nèi)非均質(zhì)性

2.1.1 層內(nèi)滲透率韻律

層內(nèi)非均質(zhì)性是指一個單砂體規(guī)模內(nèi)部垂向上儲層性質(zhì)的變化，單砂體內(nèi)部的非均質(zhì)性，主要采用垂向滲透率韻律變化及滲透率非均質(zhì)參數(shù)和層內(nèi)夾層數(shù)等來表征其非均質(zhì)性[5，6]。

單砂體層內(nèi)碎屑顆粒的粒度大小在垂向上變化特征常表現(xiàn)為具有一定的韻律性。韻律性的存在與水動力強(qiáng)弱和所處的不同沉積相帶有關(guān)。東坑大陽灣地區(qū)延安組延9主要微相類型是曲流河河道沉積。其粒度的韻律性主要以正韻律、復(fù)合韻律為主，總體上具有粒度向上變細(xì)的正粒序。正韻律型表現(xiàn)為高孔隙度和高滲透率段分布于砂體底部，向上孔隙度和滲透率逐漸減小，小層內(nèi)部往往由幾個正韻律段疊加，中間為泥質(zhì)或物性較差的夾層分隔。復(fù)合韻律型表現(xiàn)為單砂體內(nèi)部滲透率變化規(guī)律不明顯，垂向上高低滲透率段交替分布。

圖1 東坑大陽灣地區(qū)JZ373井延9段滲透率垂向韻律性

2.1.2 層內(nèi)滲透率非均質(zhì)參數(shù)

通過對研究區(qū)179口井延9儲層4個砂層組層內(nèi)非均質(zhì)性參數(shù)統(tǒng)計與計算(見表1)得出延9儲層的層內(nèi)非均質(zhì)性變化較大，整體非均質(zhì)性較強(qiáng)。

表1 東坑大陽灣地區(qū)延9儲層層內(nèi)非均質(zhì)性參數(shù)

2.2 層間非均質(zhì)性

2.2.1 分層系數(shù)

分層系數(shù)是一定層段內(nèi)砂層的層數(shù)，常用平均單井鉆遇的砂體層數(shù)表示，是描述層間非均質(zhì)程度的重要參數(shù)。分層系數(shù)越大，表示層間非均質(zhì)性越嚴(yán)重。根據(jù)研究區(qū)179口井的測井曲線資料，統(tǒng)計出延93、延922、延 921、延91小層的地層厚度、砂層數(shù)、單砂層厚度等數(shù)據(jù)，獲得不同層的分層系數(shù)。由表2可以看出延92的非均質(zhì)性比延91和延93的非均質(zhì)性強(qiáng)。

表2 東坑大陽灣延9油層組分層系數(shù)統(tǒng)計表

2.2.2 砂巖密度

砂巖密度是指垂向剖面上的砂巖累計總厚度與地層總厚度之比，也稱砂地比，用%表示。當(dāng)砂巖密度大于50%時，砂體為大面積連片分布，且砂體的連通性好，在垂向上砂體連續(xù)疊置。當(dāng)砂體密度為30%～50%時，為局部連通的帶狀分布砂體，小于30%時為連通性差的孤立型砂體。

圖2 延砂地比重直方圖

通過大量砂地比值統(tǒng)計，獲得了延93、延922、延 921及延91小層的平均砂地比，其中延93的平均砂地比為0.64，延922的平均砂地比為0.58，延921的平均砂地比為 0.52，延91的平均砂地比為0.47。各油層組砂巖密度各不相同，反映了其非均質(zhì)性的差異(見圖2)。

2.3 平面非均質(zhì)性

平面非均質(zhì)性是指一個儲層的幾何形態(tài)、規(guī)模、孔隙度、連通性和滲透率差異引起的非均質(zhì)性。平面非均質(zhì)性直接關(guān)系到開發(fā)過程中開發(fā)井網(wǎng)的布置、注水的垂向驅(qū)油效率、注入劑平面波及效率和剩余油的平面分布[7]。

2.3.1 砂體形態(tài)及各向連續(xù)性

砂體的幾何形態(tài)受控于沉積相，不同沉積環(huán)境形成的砂體具有各自不同的幾何形態(tài)[8]。研究區(qū)砂體主要為條帶狀，有少量的土豆?fàn)?。砂體平面變化與河道位置有關(guān)，往往沿河道砂體最發(fā)育，厚度相對較大，垂直河道向兩側(cè)砂體厚度變薄。

2.3.2 儲層物性的平面變化

根據(jù)本區(qū)大量巖心分析，東坑大陽灣延9段儲層孔隙度主要分布區(qū)間為13.4% ～14.6%，平均值為14%;滲透率主要分布區(qū)間為 0.028 ×10－3～10.99 ×10－3μm2，平均值為3.38 ×10－3μm2。孔滲呈正相關(guān)，相關(guān)性較好。

3 微觀非均質(zhì)性

3.1 孔隙特征

1)孔隙類型。片和掃描電鏡觀察，延9儲層的孔隙類型主要有粒間孔隙、粒內(nèi)溶蝕孔隙、晶間微孔，次之為長石、石英等的微裂隙(見圖3、圖4)。

圖3 JZ865井延9段鑄體薄片

圖4 JZ865井延9段掃描電鏡圖

2)幾何特征。延9段儲層巖石類型以細(xì)?；疑?、灰白色粗粒長石巖屑砂巖為主，巖屑長石砂巖次之。碎屑粒徑在0.2～0.6 mm之間，磨圓度次圓－圓，分選中等－好，風(fēng)化程度深，膠結(jié)類型多為孔隙膠結(jié)，顆粒之間多為點－線狀觸。表明砂巖儲層具有低結(jié)構(gòu)成熟度特征。

3.2 孔喉特征

根據(jù)壓汞法分析延9段儲層，運用壓汞排驅(qū)壓力、飽和壓力中值壓力、束縛水飽和度三個參數(shù)對低滲透砂巖儲集層的孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行劃分[7];儲層砂巖的平均排驅(qū)壓力為0.345 7 MPa、平均中直壓力為 2.23 MPa、中直半徑為 0.36 μm、吼道分選系數(shù)為2.16(見表3)，可知本區(qū)延9儲層孔隙類型為中孔中喉型，表明儲層分選性相對較好。

在前人對鄂爾多斯盆地延安組孔隙結(jié)構(gòu)分類標(biāo)準(zhǔn)研究的基礎(chǔ)上，結(jié)合毛管壓力資料，將延9段砂巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)歸納為三種類型[10，11]。

表3 JZ865井延9油層組壓汞數(shù)據(jù)統(tǒng)計表

圖5 研究區(qū)典型毛管壓力曲線

I類孔隙結(jié)構(gòu):低排驅(qū)壓力－較細(xì)喉道類型。儲層排驅(qū)壓力一般小于0.3 MPa，喉道中值半徑一般大于 0.4 μm，毛管壓力曲線偏下，歪度偏粗。此類儲層具有較好的滲透率，其滲透率一般大于6 mD(見圖5－A)。

II類孔隙結(jié)構(gòu):低排驅(qū)壓力－細(xì)喉－微細(xì)喉道類型。儲層排驅(qū)壓力一般為0.3～2 Mpa之間，喉道中值半徑在0.1～0.2 μm之間，毛管壓力曲線略偏下，歪度略偏粗，滲透率一般介于3～6 mD之間(見圖5－B)。

Ⅲ類孔隙結(jié)構(gòu):高排驅(qū)壓力－微細(xì)喉道型。儲層排驅(qū)壓力一般大于2 Mpa，喉道中值半徑一般小于0.1 μm，毛管壓力曲線略偏上，歪度略偏細(xì)。此類儲層滲透率較差，一般小于3 mD(見圖 5－C、圖5－D)。

4 結(jié)語

(1)延9油層組儲集砂體單砂層垂向韻律以正韻律、復(fù)合韻律為主，由于水動力強(qiáng)弱不同，引起單砂層內(nèi)非均質(zhì)性較強(qiáng)－強(qiáng)不等。

(2)層間非均質(zhì)性受縱向上砂體隔層發(fā)育、展布及儲層物性的強(qiáng)烈影響，分層系數(shù)越大，層間非均質(zhì)性越強(qiáng)。從測井資料來看，延92的層間非均質(zhì)性比延91和延93的層間非均質(zhì)性強(qiáng)。根據(jù)研究區(qū)各油層組砂體的物性差異性分析，認(rèn)為延91、延93儲層物性相對較差，層間非均質(zhì)性較強(qiáng)。

(3)綜合儲層孔候特征與毛管壓力資料，將延9段儲層砂巖的孔隙結(jié)構(gòu)劃分為低排驅(qū)壓力－較細(xì)喉道類型，低排驅(qū)壓力－細(xì)喉－微細(xì)喉道類型，高排驅(qū)壓力－微細(xì)喉道型。不同孔隙結(jié)構(gòu)類型的儲層具有不同的儲層物性特征。

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