胡望水，雷秋艷，李松澤，陳順順，陳 岑

（1.油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點實驗室·長江大學(xué)，湖北荊州 434023；2.長江大學(xué)；3.中國石油吉林油田公司紅崗采油廠）

Hu Wangshui et al（MOE Key Laboratory of Oil and Gas Resources and Exploration Technology，Yangtze University，Jingzhou，Hubei 434023）

儲層宏觀非均質(zhì)性及對剩余油分布的影響
——以白音查干凹陷錫林好來地區(qū)騰格爾組為例

胡望水1，雷秋艷2，李松澤2，陳順順3，陳 岑2

（1.油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點實驗室·長江大學(xué)，湖北荊州 434023；2.長江大學(xué)；3.中國石油吉林油田公司紅崗采油廠）

白音查干凹陷錫林好來地區(qū)騰格爾組主要發(fā)育低滲、特低滲油藏，通過研究巖心、砂巖薄片、鑄體薄片、掃描電鏡、儲層物性等資料，對儲層宏觀非均質(zhì)性（層內(nèi)、層間、平面）進行了分析，研究表明，騰格爾組儲集層整體上宏觀非均質(zhì)性較強。利用儲層各項參數(shù)對其進行了儲層綜合評價，分析了其對注水開發(fā)的影響，并指出剩余油有利挖潛區(qū)。

白音查干凹陷；騰格爾組；宏觀非均質(zhì)性；剩余油

儲層非均質(zhì)性研究是油氣田勘探與開發(fā)地質(zhì)研究中的重要基礎(chǔ)工作，是儲層和油藏描述中的一個很重要的內(nèi)容，更是儲層表征的核心內(nèi)容，其研究水平直接影響到對儲層中油氣水的分布規(guī)律的認識和開發(fā)效果的好壞。儲層物性特征直接決定了儲層的含油性，對于注水開發(fā)油田，了解儲層非均質(zhì)性對剩余油的影響具有重要的科學(xué)和生產(chǎn)上的意義，并對提高油田采收率具有重要的意義［1-2］。本文選取白音查干凹陷錫林好來地區(qū)騰格爾組儲層研究中獲得的各類參數(shù)，主要以滲透率參數(shù)變化為主線，通過變異系數(shù)、突進系數(shù)和滲透率級差等分析白音查干凹陷錫林好來地區(qū)騰格爾組儲集層的非均質(zhì)性，以及研究非均質(zhì)性對剩余油分布的影響。

1 區(qū)域概況

白音查干凹陷位于二連盆地西緣川井坳陷北部，面積3 200 km2，為中生代殘留凹陷，其形態(tài)狹長，走向北東，與二連盆地軸向基本一致［3］。本次研究的錫林好來地區(qū)區(qū)域上位于西部凹陷的南部緩坡帶西段，工區(qū)面積約為206 km2（圖1），研究目的層為下白堊統(tǒng)騰格爾組。在錫林好來地區(qū)，騰格爾組下段砂巖發(fā)育，與下伏阿爾善組不整合接觸；騰格爾組上段泥巖發(fā)育，騰格爾組作為本區(qū)主要油氣富集層段，生、儲、蓋配置優(yōu)越，可形成有利的勘探目標(biāo)區(qū)。研究區(qū)主要發(fā)育辮狀河三角洲沉積體系，平面上可分為三角洲前緣砂巖體帶、前三角洲泥巖發(fā)育帶。目的層段共劃分9個砂組，74個小層。

圖1 白音查干凹陷構(gòu)造單元劃分及研究區(qū)位置

2 儲層特征

2.1 儲層巖石學(xué)特征

研究區(qū)砂巖碎屑成分主要由石英、長石及巖屑和少量的云母、重礦物組成。石英含量在20%～60%，平均值30.26%；長石含量主要為20%～38% ，平均值28.17%；巖屑含量主要為7%～55%，平均值38.1%。從碎屑組成來看，本區(qū)騰格爾組砂巖的成分成熟度中等偏低。碎屑顆粒間的填隙物雜基主要為1～15%，平均值5.364%；膠結(jié)物主要為2%～25%，平均值7.739%。從填隙物來看，本區(qū)碎屑巖分選中等-好；磨圓度呈次棱角-次圓狀為主，膠結(jié)類型以孔隙式膠結(jié)占主導(dǎo)（表1）。

2.2 儲層物性特征

騰格爾組儲層孔隙度最大值為24.9%，最小值4.8%，平均值10.11%；滲透率最大值3315×10-3μm2，最小值0.02×10-3μm2，平均值62.79×10-3μm2。結(jié)合騰格爾組孔隙度、滲透率頻率分布（圖2）可以看出，研究區(qū)有效儲層總體面貌為低-中孔、特低-中滲儲層為主，儲集物性較差。

表1 錫林好來地區(qū)騰格爾組砂巖成分、結(jié)構(gòu)、填隙物統(tǒng)計

圖2 騰格爾組孔隙度、滲透率頻率分布

3 儲層宏觀非均質(zhì)性［4-8］

宏觀非均質(zhì)性是指儲集層的幾何形態(tài)分布、縱橫向上的連續(xù)性、儲層物性在空間上的變化特征等方面的內(nèi)容，大致可分為層內(nèi)非均質(zhì)、層間非均質(zhì)和平面非均質(zhì)三個方面。

3.1 層內(nèi)非均質(zhì)性

層內(nèi)非均質(zhì)性主要是指單個砂層內(nèi)垂向上巖石粒度和物性多種多樣的變化包括粒度韻律性、層理構(gòu)造序列、滲透率差異程度及高滲透段位置、層內(nèi)不連續(xù)泥質(zhì)夾層的分布頻率和大小以及其它的滲透隔層，全層的水平、垂直滲透率的比值，主要受控于砂體粒度和沉積構(gòu)造的垂向演化。

在研究區(qū)可見以下韻律儲集層：①正韻律儲集層，這類砂體為三角洲前緣水下分流河道沉積的砂體。在騰格爾組的tx1-10、tx2-5、tx3-3、tx4-4、tx5-5、tx6-1等小層該儲集層較發(fā)育；②反韻律儲集層，這類砂體主要是三角洲前緣相的河口壩及席狀砂，另外有些分流河道砂、水下分流砂在一定條件下，局部也可以垂向或倒向加積形成反韻律特點的儲集層，在ts3-1、tx1-1、tx2-1、tx3-1、tx4-1、tx5-3、tx6-6等小層比較發(fā)育；③多段多韻律儲集層，多次沉積多次疊加形成的砂體，厚度比較大。層內(nèi)一般都有穩(wěn)定程度不同的巖性或物性薄層，將厚儲集層分為幾個厚度不等的小段。夾層的存在增加了儲集層的非均質(zhì)性，可改善厚油層的開采效果。尤其是注水井存在夾層和延伸較遠時，通過細分注水開發(fā)，可擴大水淹厚度，在tx1-7、tx1-11、tx2-3、tx3-1、tx3-7、tx4-7、tx5-3等小層較發(fā)育；④復(fù)合韻律儲集層，特點是自下而上滲透率由低逐漸變高又逐漸變低，或者是相反。這類砂體也是多次沉積形成的，層內(nèi)一般沒有巖性或物性薄夾層，在tx2-5、tx3-8、tx4-1等小層較發(fā)育。

研究區(qū)滲透率變異系數(shù)、突進系數(shù)、級差及均質(zhì)系數(shù)等定量描述見表2（以騰格爾組下段一砂組為例），根據(jù)非均質(zhì)性評價標(biāo)準(zhǔn)（楊少春在文章中提到）［8］及各自所占的比例得出儲層評價結(jié)果，可以看出儲層物性由下至上有逐漸變好的趨勢。

表2 錫林好來地區(qū)騰格爾組下段一砂組儲層非均質(zhì)性參數(shù)統(tǒng)計

3.2 層間非均質(zhì)性

層間非均質(zhì)性主要受沉積相的控制，是注水油田開發(fā)中最為突出的矛盾。通過層間非均質(zhì)性研究，調(diào)整開發(fā)層系和注水剖面是緩解層間矛盾、提高采收率的主要途徑。

如表3可以看出，水下分流河道物性最好，遠砂壩次之，席狀砂最差。

研究區(qū)層間非均質(zhì)性表現(xiàn)在：泥質(zhì)隔層分布廣且穩(wěn)定，研究區(qū)沉積時期位于三角洲前緣，各目的層段沉積時均經(jīng)歷了湖平面的升降過程，泥巖在工區(qū)的沉積比較廣泛，但厚度有異，總體上從南西向北東方向逐漸變厚，厚度從1～25 m不等。由于研究區(qū)各小層砂體厚度較薄，受成巖作用的影響，部分砂體被致密化，也充當(dāng)了隔層的角色，增加了層間非均質(zhì)性。

表3 錫林好來地區(qū)騰格爾組砂體類型及其物性特征

該區(qū)的隔層細分確定，是在巖心觀察的基礎(chǔ)上，根據(jù)其物性特征，找出各類隔層巖石在測井曲線上的響應(yīng)特征，分巖類建立典型剖面，以這些典型剖面作為未取心井利用測井資料確定隔層的依據(jù)。

3.3 平面非均質(zhì)性

平面非均質(zhì)性是指儲集層在平面上的物性差異程度，包括砂體成因單元的連通程度、平面孔隙度滲透率變化及其差異程度，以及滲透率的方向性等。

研究區(qū)目的層為辮狀河三角洲沉積體系，物源來自南部及西南的古凸起，主要發(fā)育三角洲前緣和前三角洲亞相。其中三角洲前緣近端以水下分流河道為主，遠端以席狀砂、遠砂壩沉積為主（圖3）。物性分布見圖4、圖5，可見平面非均質(zhì)性較強。

4 宏觀非均質(zhì)性對注水開發(fā)及剩余油分布的影響［9-12］

4.1 層間非均質(zhì)性

層間非均質(zhì)性強的特征在注水井上的表現(xiàn)尤為突出。實際操作過程中，進行分層注水以減少層間干擾，但在注水開發(fā)過程中，由于注入水沿高滲帶首先突進，在不同砂體接觸部位，相鄰砂體滲透率級差越大，低滲砂體越難受效，剩余油就越多，因此，砂體物性越差，含油飽和度越大。

圖3 tx1-11小層沉積相平面展布

圖4 tx1-11小層儲層滲透率等值線分布

圖5 tx1-11小層儲層孔隙度等值線分布

4.2 層內(nèi)非均質(zhì)性

對于正韻律沉積的儲集層，不利于水驅(qū)開采效果的提高，底部水線推進快，驅(qū)油效率高，但波及體積增長慢，總的開采效果差。

多段多韻律儲集層其夾層的存在增加了儲集層的非均質(zhì)性，但認識其分布特點，合理利用，可改善厚油層的開采效果。尤其是注水井存在夾層和延伸較遠時，通過細分注水開發(fā)，可擴大水淹厚度，剩余油易留在夾層下部單元的頂部及厚層砂巖的頂部；復(fù)合韻律其水驅(qū)效果好于正韻律儲集層，但比反韻律儲集層差，介于兩者之間。

4.3 平面非均質(zhì)性

平面非均質(zhì)性強的儲集體通常用面積注水控制，不同砂體相接處滲透率級差的大小直接影響到水驅(qū)效果，不同環(huán)境下形成的砂體規(guī)模各異，砂體規(guī)模越大，連續(xù)性越好，水驅(qū)效果越好；規(guī)模越小，連續(xù)性差的砂體越不容易為注采井網(wǎng)控制，剩余油主要分布在該種儲集體中，如遠砂壩及濁積體中。

5 結(jié)論

（1）通過分析錫林好來地區(qū)騰格爾組儲層物性，認為其為辮狀河三角洲沉積體系，發(fā)育有水下分流河道河口、河道溢岸、遠砂壩、席狀砂、濁積體等五種微相，其宏觀非均質(zhì)性較強。

（2）通過對該區(qū)騰格爾組儲層宏觀非均質(zhì)性多角度（層內(nèi)、層間、平面）的研究，并選取判別儲層非均質(zhì)性強弱的參數(shù)，對儲層進行了綜合評價，有利于對開發(fā)方案的調(diào)整。

（3）分析了非均質(zhì)性對注水開發(fā)等的影響，并對剩余油分布區(qū)進行了預(yù)測。

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Hu Wangshui et al（MOE Key Laboratory of Oil and Gas Resources and Exploration Technology，Yangtze University，Jingzhou，Hubei 434023）

The exploration and development of the oil-gas field is affected by the reservoir heterogeneity，so it was quite necessary to study the reservoir heterogeneity and find out the rule of the influence for clarifying the distribution of the remaining oil，taking reasonable measures，enhancing recovery factor and etc.Tengger formation of Xinlinhaolai area in the Baiyinchagan sag is a low to super-low permeability reservoir，according to the core thin section，the rock thin section，scanning electron microscope，reservoir property，and so on.A in-depth research has done on Tengger formation reservoir macroscopic heterogeneity.The results show that the reservoir displays strong macroscopic heterogeneity in the interlamination.By using the parameters of the reservoir，the comprehensive evaluation and classification have been carried out.Research shows that the macroscopic heterogeneity is relatively strong in the area on the whole.At the same time，aiming at the influence of heterogeneity to waterflooding development，the favorable zone of the reservoir evaluation has been put forward.

01 Macroscopic heterogeneity of reservoir and its influence on the distribution of remaining oil——By taking Tengger formation of Xinlinhaolai area in the Baiyinchagan sag as an example

Baiyinchagan sag；Tengger formation；macroscopic heterogeneity；remaining oil

TE313.341

A

1673-8217（2012）06-0001-04

2012-04-05；改回日期：2012-06-11

胡望水，教授，博士生導(dǎo)師，1963年生，1987年畢業(yè)于江漢石油學(xué)院石油地質(zhì)專業(yè)，2004年畢業(yè)于同濟大學(xué)海洋地質(zhì)專業(yè)，獲博士學(xué)位，現(xiàn)主要從事油氣勘探與開發(fā)教學(xué)與研究工作。

國家自然科學(xué)基金資助項目（40872099）。

吳官生