何子瓊，郭艷琴，郭彬程，王一軍，白海東，白海燕

(1.西安石油大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院,陜西 西安 710065； 2.陜西省油氣成藏地質(zhì)學(xué)重點實驗室,陜西 西安 710065； 3.中國石油勘探開發(fā)研究院,北京100083； 4.東方地球物理勘探公司研究院 長慶分院,陜西 西安 710069； 5.延長油田股份有限公司 定邊采油廠,陜西 榆林 718600)

引 言

儲層非均質(zhì)性研究的核心內(nèi)容是儲層描述和表征。在我國，非均質(zhì)性是影響油氣聚集及存儲的主要地質(zhì)因素，也石油開采過程中的關(guān)鍵地質(zhì)因素。沉積作用、構(gòu)造作用等多種因素直接或間接影響著儲層的形成，常會導(dǎo)致儲層地質(zhì)和構(gòu)造結(jié)構(gòu)發(fā)生不均勻變化，增加油藏研究及開發(fā)的復(fù)雜性和難度[1-3]。因此，儲層非均質(zhì)性的研究對我國油藏研究及開發(fā)十分重要[4]。目前，靖安油田楊66區(qū)延91油藏面積約16 km2，油井總數(shù)為75口，開井70口。區(qū)內(nèi)儲層砂體發(fā)育且油氣富集，但由于砂體分布復(fù)雜、儲層物性變化大、非均質(zhì)性強，導(dǎo)致油藏開發(fā)面臨一定困難。因此，研究區(qū)延91儲層的非均質(zhì)性研究是目前亟需解決的問題。

地質(zhì)學(xué)者們曾就儲層非均質(zhì)性提出過多種分類方案[5-8]，其中，裘懌楠從宏觀和微觀的角度對儲層非均質(zhì)性進行了劃分[8]。不同尺度和層次的非均質(zhì)性對研究區(qū)油氣采收率的影響不同，層間非均質(zhì)性易直接導(dǎo)致“單層突進”，平面非均質(zhì)性會導(dǎo)致“平面舌進”，層內(nèi)非均質(zhì)性易造成“死油區(qū)”，微觀非均質(zhì)性在孔隙和喉道中產(chǎn)生大量剩余油[9]。儲層非均質(zhì)性是影響低滲油氣藏滲流及油氣采收率的主要因素[10]，研究區(qū)目前開發(fā)狀況較差，采收率約為25%。為了合理開發(fā)研究區(qū)油藏，提高最終采收率，在前人研究基礎(chǔ)上，采用裘懌楠[8]的分類方案，通過對測井曲線、巖心觀察資料和結(jié)合物性資料的統(tǒng)計分析，從宏觀和微觀角度對靖安油田楊66井區(qū)延91段儲層非均質(zhì)性特征進行研究，以期為研究區(qū)及鄰區(qū)的油田開發(fā)方案的制定提供一定的參考依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地是目前我國陸上形成最早、演化持續(xù)時間最長的一個大型沉積盆地，也是我國陸上第二大沉積盆地和重要的能源基地。盆地南起秦嶺、北至陰山、西抵六盤山、東達呂梁山，橫跨甘、陜、寧、晉、蒙5省區(qū)，總面積約33×104km2，除盆地周邊外圍區(qū)域外，主盆地面積約25×104km2。依據(jù)現(xiàn)今盆地的構(gòu)造，結(jié)合盆地的構(gòu)造演化歷史，將鄂爾多斯盆地劃分6個一級構(gòu)造單元(圖1)。陜北斜坡構(gòu)造為一向西傾斜的大型平緩單斜，構(gòu)造形態(tài)上表現(xiàn)為東高西低、南高北低的構(gòu)造特征。靖安油田楊66井區(qū)地處鄂爾多斯盆地伊陜斜坡構(gòu)造單元的中部，已在其多個區(qū)塊的延91油層組鉆井中獲得工業(yè)油流。說明延91油層具有良好的生產(chǎn)潛力，為楊66地區(qū)延安組下部的主力產(chǎn)油層組。延91油層組自上而下可以劃分為2個小層，分別為延911和延912。研究區(qū)延91地層發(fā)育穩(wěn)定，厚度變化較小，延911和延912各小層平均厚度均在6～7 m。

2 儲層宏觀非均質(zhì)性

儲層宏觀非均質(zhì)性的研究內(nèi)容包括儲層的幾何結(jié)構(gòu)形態(tài)、空間分布、孔隙度、滲透率和飽和度等參數(shù)的變化[11]，一般從平面、儲層層內(nèi)和層間三個方面展開研究。

2.1 層內(nèi)非均質(zhì)性

層內(nèi)非均質(zhì)性是指儲層中單砂體內(nèi)部物性在剖面上的分布狀況，影響因素主要有碎屑組分及含量、顆粒的分選及磨圓、沉積層理和韻律等[12]。本文主要從層內(nèi)滲透率非均質(zhì)程度、層理構(gòu)造、夾層特征三方面進行研究。

2.1.1 層內(nèi)滲透率非均質(zhì)程度

常用來表征滲透率非均質(zhì)程度的參數(shù)主要有3項(表1)。

基于研究區(qū)物性資料，采用表1中的公式對儲層層內(nèi)滲透率非均質(zhì)性評價參數(shù)進行計算，并依據(jù)滲透率非均質(zhì)性參數(shù)評價標準(表2)對儲層的層內(nèi)非均質(zhì)性強弱程度進行表征(表3)。結(jié)果顯示，延912儲層變異系數(shù)為1.57，級差為243.14，均最高，表明該小層層內(nèi)非均質(zhì)性最強；延911儲層突進系數(shù)和級差比延912儲層小，反映延911儲層非均質(zhì)性比延912儲層弱?？傮w而言，延91儲層層內(nèi)非均質(zhì)性整體較強，且延912小層層內(nèi)非均質(zhì)性強于延911小層。

表1 滲透率非均質(zhì)性主要表征參數(shù)Tab.1 Main characterization parameters of permeability heterogeneity

表2 滲透率非均質(zhì)性參數(shù)評價標準[13]Tab.2 Evaluation criteria for permeability heterogeneity parameters

表3 楊66井、楊72井取芯段物性非均質(zhì)性參數(shù)Tab.3 Heterogeneity parameters of permeability of coring sections of wells Yang66 and Yang72

2.1.2 層理構(gòu)造

層理的形成主要是由于成分、粒度及顆粒之間的排列組合等多方面存在的差異引起的，與此同時，也導(dǎo)致滲透率的各向異性，即層理構(gòu)造的垂向變化導(dǎo)致滲透率隨之發(fā)生垂向變化。因此，在沙紋交錯層理發(fā)育的地方，注入層理的水更容易順層面推進，影響流體的垂向滲流，導(dǎo)致沿層理面水淹嚴重。順斜層理方向注入水，水淹快，滲透率非均質(zhì)性強；而垂直于斜層理方向，滲透率非均質(zhì)性較弱[14]。巖心觀察結(jié)果顯示，研究區(qū)儲層中常見的層理構(gòu)造主要有板狀交錯層理、槽狀交錯層理、沙紋交錯層理和塊狀層理。其中，延912儲層主要發(fā)育沙紋交錯層理(圖2(a)、圖2(c))和槽狀交錯層理(圖2(b))，延911儲層主要發(fā)育塊狀層理(圖2(c))和板狀交錯層理(圖2(d)、圖2(f))。延912小層層內(nèi)非均質(zhì)性最強，911小層層內(nèi)非均質(zhì)性相對較弱。

2.1.3 層內(nèi)夾層特征

受沉積環(huán)境的控制，夾層在橫向的分布極不穩(wěn)定，在砂巖中常見透鏡狀展布。夾層的分布頻率和分布密度是定量描述夾層特征的兩個重要參數(shù)[15]。層內(nèi)非滲透夾層的分布頻率和分布密度對儲層非均質(zhì)性影響很大，其值越大，夾層越多，非均質(zhì)性越強。

研究區(qū)125口井延91地層的夾層特征參數(shù)(表4)顯示，延912小層夾層頻率和夾層密度均大，分別為0.53/m和1.01%；延911小層比延912小層小，夾層頻率為0.32/m，夾層密度為0.41%。結(jié)果表明，延912小層層內(nèi)非均質(zhì)性強，延911小層相對較弱。

2.2 層間非均質(zhì)性

在砂巖和泥巖段中，一套完整的含油系列通常由幾個類似油組或幾十個類似砂組、單砂層組成。層間非均質(zhì)性是指儲層之間的性質(zhì)差異，通常用有效砂巖密度、分層系數(shù)和層間隔層等參數(shù)定量描述[16]。

圖2 楊66井區(qū)延91儲層層理構(gòu)造特征Fig.2 Structural characteristics of Yan91 reservoir in Yang 66 wellblock

表4 楊66井區(qū)延91儲層夾層特征參數(shù)統(tǒng)計結(jié)果Tab.4 Characteristic parameters of Yan91reservoir interlayers in Yang66 wellblock

2.2.1 分層系數(shù)和砂巖密度

分層系數(shù)一般用平均單井鉆遇砂層層數(shù)(即鉆遇率)來表示。分層系數(shù)與儲層非均質(zhì)性呈現(xiàn)出正相關(guān)的特征[17]。砂巖密度即砂地比，反映縱向單層砂巖的發(fā)育程度[18]。砂巖密度越大，表示砂體垂向連通性越好，反之，則非均質(zhì)性越強。

研究區(qū)延91油層組的分層系數(shù)計算結(jié)果(表5)顯示，延912分層系數(shù)大，為0.93，延911分層系數(shù)比延912小，為0.57，表示延912小層層間非均質(zhì)性強，而延911小層弱。砂巖密度統(tǒng)計結(jié)果顯示，延911小層與延912小層相同，均介于20%～90%。該結(jié)果同樣反映延912小層層間非均質(zhì)性強于延911小層。

表5 延91油層組分層系數(shù)及砂巖密度Tab.5 Layering coefficient and sandstone density of Yan91 reservoir group

2.2.2 層間隔夾層

層間隔夾層是指分割垂向不同砂體的非滲透層，使油層之間不發(fā)生油、氣、水的竄流，形成不同的開發(fā)單元[15]。研究區(qū)單個砂體之間和各油層組之間都被泥巖、泥質(zhì)粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖、碳質(zhì)泥巖所分隔，但橫向連續(xù)性好，在厚砂體發(fā)育的位置隔層相對較薄，反之，隔層厚度較大。這些隔層對油水的上下滲流起到較好的阻隔作用。區(qū)內(nèi)延91油層組單砂層間隔夾層以泥巖為主，一般發(fā)育1～2層，以單層厚度小于2 m的夾層為主，其次為2～6 m的隔層，累計厚度以1～8 m為主，反映層間非均質(zhì)性較強。

2.3 平面非均質(zhì)性

一個儲層砂體的規(guī)模、連續(xù)性、幾何形態(tài)，以及由于砂體內(nèi)孔隙度、滲透率的平面變化引起的非均質(zhì)性，通常被稱為平面非均質(zhì)性[19]。砂體的幾何形態(tài)及連通性、儲層的物性參數(shù)是衡量儲層平面非均質(zhì)性的關(guān)鍵指標。

2.3.1 砂體的幾何形態(tài)及連通性

由于受沉積相分布的控制，同一砂體幾何形態(tài)在各個方向的大小表現(xiàn)出一定的差異，并且不同沉積體系內(nèi)砂體的幾何形態(tài)各有差異[20]。研究區(qū)延91期主要為三角洲平原亞相沉積，其中分流河道微相為儲層的骨架相。延91各小層沉積微相展布特征具有較好的繼承性，發(fā)育3～4條分流河道，在中部交匯連片，在平面上呈條帶狀或片狀分布，延伸方向為北東—南西方向，河道最寬處為1.5 km，河道之間發(fā)育河道間微相。分流河道砂地比大于30%，在主河道可大于70%，個別井主河道砂地比可達100%，分流河道砂體厚度大于2 m，在主河道可大于4 m，最大可達8 m(圖3)。延911小層河道砂體在研究區(qū)東北部主要呈較窄的條帶狀展布，而在該地區(qū)，延912小層河道較寬，砂體表現(xiàn)為呈較寬的帶狀或片狀分布，這在研究區(qū)西南部表現(xiàn)出同樣的趨勢，上述分析表明，延911小層的平面非均質(zhì)性強于延912小層。

圖3 楊66區(qū)延911和延912砂體厚度平面圖Fig.3 Sandbody thickness plans of Yan911 and Yan912 reservoirs in Yang66 wellblock

砂體的連通性不僅對開發(fā)井網(wǎng)的密度及注水開發(fā)方式有一定影響，還對油氣最終的開采效率有影響。運用動靜態(tài)相結(jié)合的方法，通過分析研究區(qū)砂體連通性認為，在整個研究區(qū)，中部連通性最好，南部和東部連通性次之。對延911和延912小層來講，延912小層砂體連通性相對較好，因此，延911小層平面非均質(zhì)性相對較強。

2.3.2 儲層物性變化

儲層物性在平面上的變化是儲層平面非均質(zhì)性的重要參數(shù)之一。儲層的砂體展布、沉積微相和砂體的連續(xù)性共同影響著儲層物性在平面上的變化[18]。研究區(qū)延911儲層孔隙度介于11.9%～18.1%，延912儲層孔隙度介于9.4%～18.4%；延911儲層滲透率介于(2.3～42.1)×10-3μm2，平均7.9×10-3μm2，延912儲層滲透率介于(0～47.4)×10-3μm2，平均8.4×10-3μm2(表6)，表明延911儲層非均質(zhì)性強，屬于低—中孔、特低滲—低滲儲層，延912儲層非均質(zhì)性相對延911較弱。

表6 楊66區(qū)延91油層段測井物性數(shù)據(jù)統(tǒng)計結(jié)果Tab.6 Statistics of logging physical property parameters of Yan 91 reservoir in Yang66 wellblock

3 儲層微觀非均質(zhì)性

儲層的微觀非均質(zhì)性是指微觀孔喉類型與大小的不均一性所造成的流體流動的特征差異，其地質(zhì)影響因素主要包括孔隙和喉道的大小、連通程度、配置關(guān)系、分選程度以及顆粒和填隙物分布的非均質(zhì)性。注入劑的微觀驅(qū)替效率直接受儲層非微觀均質(zhì)性影響。本文主要從顆粒非均質(zhì)性、填隙物非均質(zhì)性及孔喉非均質(zhì)性三方面來進行詳細分析。

3.1 顆粒非均質(zhì)性

延91儲層以細砂為主，其次是中砂，粗砂很少；分選以中、好為主；磨圓度以次圓狀為主；顆粒接觸關(guān)系以點接觸為主。延912小層細砂巖占75%～85%，平均80%；分選好；磨圓度高。延911小層細砂巖占32%～45%，平均38.5%；中砂46%～58%，平均52%；分選中—好；磨圓度較高。因此，研究區(qū)延911小層非均質(zhì)性強。

3.2 填隙物非均質(zhì)性

延91儲層填隙物含量較少，且主要為膠結(jié)物，體積分數(shù)平均5.8%。膠結(jié)物主要有自生黏土礦物綠泥石、高嶺石、方解石、硅質(zhì)、白云石、鐵白云石和硬石膏等，黏土礦物中以伊利石和綠泥石為主，其次為伊蒙混層和少量高嶺石。延911小層膠結(jié)物以硅質(zhì)為主，體積分數(shù)平均1%，膠結(jié)類型主要為孔隙式膠結(jié)，填充物主要為次生石英及綠泥石。延912小層硅質(zhì)膠結(jié)物體積分數(shù)平均0.8%，黏土礦物主要以綠泥石為主，體積分數(shù)平均1.6%。上述分析表明，延911小層填隙物含量相對較高，類型較多，儲層物性較差，微觀非均質(zhì)性相對較強。

3.3 孔喉非均質(zhì)性

按孔隙成因可將研究區(qū)延91油層組的孔隙類型分為原生孔隙和次生孔隙兩大類。據(jù)鑄體薄片和掃描電鏡觀察結(jié)果統(tǒng)計分析，總面孔率為10.5%，其中，原生粒間孔為3.8%(圖4(a))，次生孔隙主要為粒間溶孔和長石溶孔(圖4(b)—圖4(i))，面孔率分別為3.15%和1.95%。此外，含少量巖屑溶孔和鑄?？?，孔徑大小集中在45～55 μm，為小孔和中孔。壓汞實驗參數(shù)統(tǒng)計結(jié)果表明，最大孔喉半徑介于1.593～15.798 μm，中值半徑介于0.226～4.871 μm，喉道發(fā)育粗喉、中細喉、細喉和微細喉，以中細喉-細喉為主?？紫督Y(jié)構(gòu)主要為中孔-中細喉型和小孔-細喉型。延911儲層總面孔率10%，粒間孔為3.5%，粒間溶孔3%，長石溶孔2%，鑄?？?.04%，巖屑溶孔0.46%。最大孔喉半徑介于1.593～15.798 μm，中值半徑介于0.226～4.871 μm。延912儲層總面孔率為11%，粒間孔4.5%，粒間溶孔3.4%，長石溶孔1.6%，鑄?？?%，巖屑溶孔0.5%。最大孔喉半徑介于6.137～15.794 μm，中值半徑介于1.104～1.779 μm。對比可得，延911儲層微觀孔隙非均質(zhì)性較延912儲層強。

圖4 楊66區(qū)延91儲層常見孔隙類型Fig.4 Common pore types of Yan91 reservoir in Yang66 wellblock

4 結(jié) 論

(1)靖安油田楊66區(qū)延912小層的滲透率變異系數(shù)、級差、夾層頻率、夾層密度、以及分層系數(shù)均高于911小層，延912小層主要發(fā)育沙紋交錯層理，因此，延911小層層內(nèi)非均質(zhì)性和層間非均質(zhì)性均強；延911小層較延912小層砂體連通性差、物性變化大，因此，延911小層平面非均質(zhì)性強。

(2)靖安油田楊66區(qū)延911小層的顆粒、填隙物以及孔喉非均質(zhì)性均相對延912小層強，因此，延911小層的微觀非均質(zhì)性總體強于延912小層。