郭 妍，萬旸璐，肖 露，陳 波，丁安軍

(1.成都理工大學(xué)沉積學(xué)院，四川成都 610059；2.中國石油吐哈油田勘探開發(fā)研究院；3.中國石油長慶油田分公司第二采油廠，4.桂林理工大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院)

鄂爾多斯盆地大牛地氣田太原組致密儲層非均質(zhì)性特征

郭 妍1，萬旸璐1，肖 露2，陳 波3，丁安軍4

(1.成都理工大學(xué)沉積學(xué)院，四川成都 610059；2.中國石油吐哈油田勘探開發(fā)研究院；3.中國石油長慶油田分公司第二采油廠，4.桂林理工大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院)

利用鉆井巖心資料、測井資料和測試分析資料，對鄂爾多斯盆地大牛地氣田太原組儲層的非均質(zhì)性進行分析，結(jié)果表明，太原組整體非均質(zhì)性較強，太1段層內(nèi)夾層少但厚度較大，太2段夾層較多但厚度較??；層內(nèi)非均質(zhì)性參數(shù)、滲透率變異系數(shù)、突進系數(shù)和級差表明，太2段層內(nèi)非均質(zhì)性較強；在層間非均質(zhì)性及平面非均質(zhì)性上，太1段非均質(zhì)性明顯較太2段強；平面非均質(zhì)性與砂體展布關(guān)系密切，順著砂壩方向的砂體連通性較好、非均質(zhì)性較弱，垂直于障壁砂壩方向的砂體非均質(zhì)性較強。

非均質(zhì)性儲層；致密儲層；太原組；鄂爾多斯盆地；大牛地氣田

儲層的非均質(zhì)性是指儲層在形成過程中受沉積作用、成巖作用和構(gòu)造作用的影響，其巖性、物性、電性及含油氣性在三維空間上分布的不均一性[1]?；谇叭藢Ψ蔷|(zhì)性的研究成果和對大牛地氣田太原組非均質(zhì)性研究的相對薄弱[2-4]，此次研究利用鉆井巖心資料、測井資料和測試分析資料，從宏觀角度對鄂爾多斯盆地大牛地氣田太原組砂巖儲層的非均質(zhì)性進行分析，以期對大牛地氣田開發(fā)提供基礎(chǔ)資料和科學(xué)依據(jù)。

1 區(qū)域概況

鄂爾多斯盆地可劃分為五大構(gòu)造單元，即盆地主體的伊陜斜坡、盆地東緣的晉西撓褶帶、西部的天環(huán)坳陷、北部的伊盟隆起及盆地南部的渭北隆起[5]。大牛地氣田位于伊陜斜坡的塔巴廟地區(qū)(圖1)，主要發(fā)育巖性油氣藏，構(gòu)造、斷裂不發(fā)育。大牛地氣田上古生界主要包括石炭系和二疊系，石炭系主要包括本溪組和太原組，其中太原組分為太一段和太二段[6]。太原組主要是障壁海岸相沉積，為一套海陸交互相的湖沼-濱淺海相泥巖、炭質(zhì)泥巖、灰?guī)r、煤層及發(fā)育程度不等的濱淺海砂巖互層[7]。太原組儲集砂巖類型以石英砂巖為主、巖屑石英砂巖次之，還有少量巖屑砂巖；物性較差，孔隙度平均值7.63%，滲透率平均值0.52 ×10-3μm2，是典型的低孔低滲致密儲層。

圖1 大牛地氣田地理位置及構(gòu)造

2 儲層非均質(zhì)性研究

2.1 層內(nèi)非均質(zhì)性

2.1.1 滲透率的韻律性

大牛地氣田太原組滲透率存在明顯的韻律關(guān)系，其韻律性主要存在3種表現(xiàn)形式：正韻律、反韻律和正反韻律。正韻律主要表現(xiàn)為下邊滲透率高向上逐漸變低，反韻律表現(xiàn)為上邊滲透率高下邊低，正反復(fù)合韻律則表現(xiàn)為正韻律和反韻律的組合，不同韻律儲集砂體反映了層內(nèi)非均質(zhì)性的差異?？偠灾?，大牛地氣田太原組滲透率韻律分布模式以正反復(fù)合韻律和正韻律為主(圖2)。

圖2 大牛地氣田太原組滲透率韻律性及夾層特征

2.1.2 層內(nèi)夾層

夾層即分散在單個砂體內(nèi)部的相對低滲透層或非滲透層[8]。大牛地氣田太原組夾層主要發(fā)育泥質(zhì)夾層和砂質(zhì)夾層(圖2)。分析夾層的參數(shù)包括夾層分布頻率和夾層分布密度。對全區(qū)有夾層的54口井的太1段和太2段的兩個參數(shù)進行統(tǒng)計，結(jié)果見表1，夾層分布頻率和分布密度表明，太原組非均質(zhì)性強。

表1 大牛地氣田太原組儲層夾層分類統(tǒng)計

2.1.3 層內(nèi)非均質(zhì)性參數(shù)

非均質(zhì)性參數(shù)是體現(xiàn)非均質(zhì)性程度的重要指標(biāo)，主要包括滲透率變異系數(shù)、突進系數(shù)和級差[9]。一般情況下，當(dāng)滲透率變異系數(shù)小于0.5時，層內(nèi)非均質(zhì)性程度弱，滲透率變異系數(shù)為0.5～0.7時，砂層內(nèi)非均質(zhì)性程度中等；當(dāng)滲透率變異系數(shù)大于0.7時，砂層內(nèi)非均質(zhì)性強。滲透率突進系數(shù)的變化范圍為TK≥1；數(shù)值越小說明垂向上滲透率變化小，反之則說明越大。滲透率級差變化范圍≥1，數(shù)值越大，表明儲層非均質(zhì)性越嚴(yán)重(見表2)。

太2段的層內(nèi)滲透率變異系數(shù)范圍為0.24～4.06，其中滲透率變異系數(shù)小于0.5的砂層占14.3%，滲透率變異系數(shù)大于0.5小于0.7的砂層占9.5%，滲透率變異系數(shù)大于0.7的占76.2%，表明太2段層內(nèi)非均質(zhì)性很強。砂層內(nèi)部突進系數(shù)的變化范圍為1.54～32.35，其中突進系數(shù)大于1小于2的僅占4.8%，突進系數(shù)大于2小于3的僅占19%，突進系數(shù)大于3的占76.8%。砂層內(nèi)部的滲透率級差的范圍為5.15到1270.8，其中小于10的僅占19.7%。綜合可見，太2段層內(nèi)非均質(zhì)性極強。

太1段的層內(nèi)滲透率變異系數(shù)范圍為0.32～3.27，平均值為1.09，其中滲透率變異系數(shù)小于0.5的砂層占40%，滲透率變異系數(shù)大于0.5小于0.7的砂層占16%，大于0.7的為44%。砂層內(nèi)部突進系數(shù)的變化范圍為3.85～235.9，其中突進系數(shù)全部大于3小于10的占60.3%。砂層內(nèi)部的滲透率級差的范圍為1.45～17.16，其中滲透率級差小于10的占71.4%。研究結(jié)果表明，太1段的層內(nèi)非均質(zhì)性較強，其非均質(zhì)性弱于太2段。

表2 儲層層內(nèi)非均質(zhì)性參數(shù)評價標(biāo)準(zhǔn)

2.2 層間非均質(zhì)性

2.2.1 分層系數(shù)

分層系數(shù)通常采用每口井在同一層系內(nèi)所鉆到的砂層數(shù)來表示。對研究區(qū)的108口井太1段和太2段的砂層數(shù)統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，太1段的砂層分選系數(shù)為平均每口井鉆到砂層1.795層，太2段平均每口井鉆到砂層1.596層。一般來說，分層系數(shù)越高，層間非均質(zhì)性越強，太1段的層間非均質(zhì)性比太2段稍強。

2.2.2 砂巖密度

砂巖密度常被稱作砂地比，是某地層內(nèi)砂巖的總厚度與該層系總地層厚度的比值，當(dāng)砂地比大于50%時，呈現(xiàn)出大面積的連片分布砂體，砂體連通性較好。統(tǒng)計研究區(qū)的100多口井的太1段和太2段的砂巖密度發(fā)現(xiàn)，太2段每口井的砂巖密度平均值為46.06%，太1段的每口井的砂巖密度平均值為27.65%。由此得出，太2段的砂體連通性普遍較好，太1段砂巖的層間連通性不好。

2.2.3 隔層分布

隔層是指兩個砂體之間分布較穩(wěn)定、對油氣流動能夠起到阻隔作用的巖層[10]。研究區(qū)內(nèi)比較穩(wěn)定的隔層主要為泥巖隔層和煤層隔層。太2段發(fā)育一套穩(wěn)定的泥巖隔層，這套泥巖厚度基本都在3.0～3.5 m，測井曲線呈現(xiàn)的高聲波時差、高自然伽馬、自然電位明顯回返。研究區(qū)內(nèi)煤層一般是分隔太原組太1和太2兩段的界限，在太原組頂界和山西組交界處也分布較穩(wěn)定。

2.2.4 砂體的連續(xù)性及連通性

太原組太2段主要為障壁砂壩沉積，通過對比垂直于砂壩方向和沿砂壩方向的剖面表明，沿著障壁砂壩方向剖面的砂體厚度普遍較厚，其由多期或若干旋回砂體復(fù)合疊加而成，砂地比較大，連續(xù)性較好，隔層夾層厚度不大，層間非均質(zhì)性較弱，物性較好。從巖性上看，儲層粒度較粗，基本都在中砂巖以上，粗砂巖以上的儲層所占比例較大，一般儲層厚度越大，垂直于砂壩方向，砂體的厚度和砂層數(shù)逐漸減小，出現(xiàn)砂體尖滅現(xiàn)象；巖性變化較快，從含礫粗砂巖、粗砂巖的砂體變?yōu)榧?xì)砂巖、粉砂巖甚至到最后變成泥巖或煤層。由此可見，順著砂壩方向的砂體連通性較好、非均質(zhì)性較弱，垂直于障壁砂壩方向的非均質(zhì)性較強。

太原組太1段砂體呈透鏡體狀分布，其砂體中央厚度較大，兩邊較薄，從中部到兩邊砂巖與地層厚度比值明顯減少，巖性的顆粒減小，物性變差，且變化迅速。從儲層非均質(zhì)性來看，砂體呈透鏡體狀分布的，其非均質(zhì)性在各個方向上都較強。

2.3 平面非均質(zhì)性

2.3.1 砂體平面展布

沉積相控制砂體展布[11]。對大牛地氣田太原組砂體展布特征分析表明，太原組砂體展布存在非均質(zhì)性。太2段砂體厚度呈斜對角線分布，厚度0～35 m，砂體主要分布在障壁砂壩上，砂體厚度大的地方一般分布在障壁砂壩的中心位置，向兩邊砂體厚度逐漸減小，砂體較薄的地方分布在瀉湖和潮坪。太1段砂體發(fā)育較太2段弱，主要呈現(xiàn)的是透鏡體狀分布，砂體的厚度大部分為0～15 m?？傮w上來說與太2段相比，太1段砂體厚度較小，連續(xù)性及連通性差，即使是相同井區(qū)，砂體無論是分布面積還是分布厚度都在減小。太1段主要的沉積微相是潮坪和沼澤，砂體主要是潮坪中的砂坪區(qū)，其沉積相導(dǎo)致太1段砂體的砂地比普遍小于太2段。

研究結(jié)果表明，從大牛地氣田太原組太2段砂體連續(xù)性和連通性比太1段好，且垂直砂壩方向的砂體距離較寬。太1段儲層平面非均質(zhì)性強于太2段。

2.3.2 物性平面展布

孔隙度與滲透率的平面變化是平面非均質(zhì)性的重要體現(xiàn)。孔隙度高值區(qū)主要分布在障壁砂壩相及潮坪相中的砂坪相中。障壁砂壩與潮坪中的泥坪交匯處、潮坪中的混合坪處一般孔隙度發(fā)育不好。從太原組太1段和太2段的孔隙度和滲透率分布情況來看，太原組的平面非均質(zhì)性較強，基本上都是砂體中心物性較好，向兩邊物性逐漸變差，除了在沖溢扇環(huán)境或處于砂體邊緣受潮汐作用影響的少數(shù)井物性較好。研究結(jié)果表明，滲透率、孔隙度的平面展布與砂體展布基本吻合，高孔高滲帶的分布與砂體分布方向性一致，主要呈南西-北東的斜對角線方向，砂體厚度越大，物性越好。

3 結(jié)論

通過對致密儲層非均質(zhì)性特征研究發(fā)現(xiàn)，大牛地氣田太原組整體非均質(zhì)性較強。滲透率韻律分布模式以正反復(fù)合韻律和正韻律為主；層內(nèi)夾層發(fā)育，太1段層內(nèi)呈現(xiàn)夾層少但夾層厚度較大的特點，太2段夾層較多但夾層厚度較小；層內(nèi)滲透率變異系數(shù)、滲透率級差、滲透率突進系數(shù)三個參數(shù)表明，太2段層內(nèi)非均質(zhì)性較強。在層間非均質(zhì)性及平面非均質(zhì)性上，太1段非均質(zhì)性明顯強于太2段。順著障壁砂壩方向的砂體連通性較好，非均質(zhì)性較弱，垂直于障壁砂壩方向的砂體非均質(zhì)性較強；砂體呈透鏡體狀分布的，其非均質(zhì)性在各個方向上都強。太原組孔隙度、滲透率的平面分布與砂體展布比較吻合，砂體厚度越大，物性越好，太2段砂體展布優(yōu)于太1段。

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編輯：李金華

1673-8217(2015)03-0035-04

2014-10-20

郭妍，1989年生，在讀碩士生，研究方向為沉積學(xué)和儲層地質(zhì)學(xué)。

國家“十二五”科技重大專項“鄂爾多斯盆地大牛地致密低滲氣田開發(fā)示范工程”(2011ZX05045-01)資助。

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