馬世忠， 許方哲， 田曉雷

(東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，黑龍江 大慶163318)

儲(chǔ)層的非均質(zhì)性是指儲(chǔ)層的基本性質(zhì)(巖性、物性、電性以及含油氣性)在三維空間上分布的不均一性［1］。在油氣勘探開發(fā)過程中，儲(chǔ)層是最受關(guān)注的直接研究目標(biāo)，而影響儲(chǔ)層開采效果的直接因素就是儲(chǔ)層的非均質(zhì)性。薩北開發(fā)區(qū)北三東西塊薩二油層組SII10～SII16 層可以細(xì)分為SII10 +11a、SII10 +11b、SII12、SII13 +14a、SII13 +14b、SII15 +16a、SII15 +16b 七個(gè)小層。筆者利用河道砂體和溢岸薄層砂體兩種沉積微相在平面上控制各項(xiàng)非均質(zhì)參數(shù)，生成相控等值線圖，將平面、層內(nèi)、層間的非均質(zhì)性參數(shù)投影至整個(gè)研究區(qū)平面上，定量研究?jī)?chǔ)層的非均質(zhì)性，并定性分析其對(duì)剩余油分布的影響，以期為油氣田的勘探開發(fā)提供借鑒。

1 地質(zhì)概況

北三區(qū)東部位于大慶長(zhǎng)垣薩爾圖油田北部純油區(qū)內(nèi)、薩爾圖油田背斜構(gòu)造北部。該區(qū)構(gòu)造較為平緩，地層傾角2°左右，地面平均海拔高度150.0 m左右，含油面積20.2 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量12 336 ×104t，含油巖系是一套河流—三角洲相沉積的砂泥巖互層，非均質(zhì)性嚴(yán)重。縱向上發(fā)育薩爾圖、葡萄花、高臺(tái)子三套油層，共分七個(gè)油層組、29 個(gè)砂巖組、99 個(gè)沉積單元。北三區(qū)東部薩Ⅱ組主要以三角洲平原相沉積為主，其中，個(gè)別小層為三角洲內(nèi)前緣相沉積。研究區(qū)為薩爾圖油田北三區(qū)東部西塊(簡(jiǎn)稱為北三東西塊)，即由B2 －D1 －257 井、B2 －3 －F63 井、B3 －362 －E77 井和B3 －D4 －P54 井圍成的大致呈長(zhǎng)方形的區(qū)域，總井?dāng)?shù)576 口。研究區(qū)塊位置如圖1所示。

圖1 薩北開發(fā)區(qū)各區(qū)塊分布Fig. 1 Distribution of parts in Sabei development area

2 儲(chǔ)層非均質(zhì)性及其影響

2.1 平面非均質(zhì)性

平面非均質(zhì)性是指儲(chǔ)層砂體的幾何形態(tài)、規(guī)模、連續(xù)性，以及砂體內(nèi)孔隙度、滲透率的平面變化所引起的非均質(zhì)性［2］。砂體內(nèi)滲透率的平面分布是非均質(zhì)性研究的重點(diǎn)，這是由于滲透率的方向性和差異直接影響到流體流動(dòng)的方向、注入劑的平面波及范圍和驅(qū)油效果。

2.1．1 小層砂體平面展布特征

選取研究區(qū)目的層段的SII10 + 11a、SII10 +11b、SII13 +14a 小層研究砂體平面展布特征，結(jié)果如圖2 所示。

圖2 不同小層的砂巖平面分布等值線Fig. 2 Isoline of sandstone’s plane distribution in different layers

由圖2a 可知，研究區(qū)SII10 +11a 小層砂巖厚度為0.1～3.5 m，平均1.6 m。在研究區(qū)東、西部各存在一較寬的砂體條帶，單一河道規(guī)模較小，平面上呈彎曲條帶狀;砂體平面上沿河道方向連續(xù)性好，垂直河道方向連續(xù)性一般，多處僅達(dá)到幾十米或一百米的數(shù)量級(jí)。由圖2b 可見，SII10 +11b 小層砂巖厚度為0.1～4.4 m，平均2.3 m。較厚砂體分布于研究區(qū)西南部及北部，具有彎曲的多個(gè)砂體條帶，單一河道規(guī)模較小，平面上呈彎曲條帶狀;砂體在平面上橫向、縱向連續(xù)性均較好，砂體之間聯(lián)系緊密。由圖2c 可以看出，SII13 +14a 小層砂巖厚度為0～4 m，平均2 m。工區(qū)西部自北至南發(fā)育一條很寬的砂體條帶，較厚砂體占大部分，單一河道規(guī)模較大，平面上多處相互切疊;砂體在平面上沿河道方向連續(xù)性極好，同時(shí)方向性很強(qiáng)，貫通南北，其側(cè)向連續(xù)性也較好，達(dá)到百米級(jí)。由上述分析可知，各單元的砂體在平面展布上發(fā)生不均勻變化，總體遵循沉積學(xué)規(guī)律;各單元，即使是相鄰單元之間砂體分布面積、砂巖厚度、連續(xù)性等方面也有一定差異。河道邊部砂體較薄的部位，以及兩條河道切疊處，均可能存在剩余油。

2.1．2 小層砂體物性平面展布特征

由于砂體沉積環(huán)境和成巖作用變化差異，各小層的物性也有一定的變化。以SII13 +14a、SII13 +14b 小層滲透率、孔隙度的平面分布圖為例，其物性展布特征如圖3 所示。由圖可見，SII13 +14a 小層平面滲透率總體較好，高值區(qū)域大，在多處呈連片或串珠狀［3］且沿河道分布;該小層平面孔隙度值總體較高，低值較少，高值區(qū)域大且分布較均勻，在多處呈連片狀且沿河道分布。SII13 +14b 小層平面滲透率總體較好，高值區(qū)域零散分布，在工區(qū)西部分布較多;該小層平面孔隙度低值區(qū)域零散分布，高低值分布相對(duì)不均勻。通過分析可知，研究區(qū)孔隙度、滲透率平面變化具有一定方向性，孔隙度與滲透率具有一定對(duì)應(yīng)關(guān)系，變化趨勢(shì)大致相同，高值出現(xiàn)的范圍基本一致，呈片狀分布。儲(chǔ)層的物性參數(shù)受沉積相帶的控制明顯，孔滲高的部位主要分布在分流河道微相，向河道側(cè)翼過渡，孔滲有變小的趨勢(shì)［4］。

滲透率是控制剩余油在平面上分布的重要參數(shù)之一，滲透率的高低直接影響到注入水波及范圍和水驅(qū)效率。在注水開發(fā)期間，注入水沿高滲帶形成指進(jìn)，從而造成平面上高滲透部位水洗程度嚴(yán)重，低滲透部位水洗程度較小，導(dǎo)致剩余油在平面上分布不均，而在高滲透帶和低滲透帶之間的過渡帶中剩余油飽和度相對(duì)較高。對(duì)于河道砂體儲(chǔ)層，滲透率均具有從河道中部向兩翼變小的特征。正是這種特點(diǎn)決定了注水開發(fā)過程中注入水沿高滲透帶突進(jìn)，使得滲透率較低的分支水道兩側(cè)難以波及，而成為平面上剩余油的主要分布區(qū)［4］。

圖3 不同小層孔隙度、滲透率分布等值線Fig. 3 Isoline of porosity and permeability distribution in different layers

2.2 層內(nèi)非均質(zhì)性

層內(nèi)非均質(zhì)性是指單砂層內(nèi)垂向上儲(chǔ)層性質(zhì)的變化，包括層內(nèi)垂向上滲透率的差異程度、滲透率韻律性、層內(nèi)不連續(xù)泥質(zhì)薄夾層的分布、層內(nèi)滲透率非均質(zhì)程度等，是影響單砂層內(nèi)部采出程度和剩余油分布的關(guān)鍵因素。從其對(duì)注水開發(fā)的影響看，層內(nèi)非均質(zhì)性可歸結(jié)為層內(nèi)滲透率的韻律性、非均質(zhì)程度和泥質(zhì)夾層的分布規(guī)律。

2．2.1 層內(nèi)滲透率的韻律性

滲透率的韻律性是指單砂層內(nèi)部滲透率的縱向變化程度。對(duì)于陸相儲(chǔ)層，滲透率韻律可分為正韻律、反韻律、復(fù)合韻律和均質(zhì)韻律四種。油層韻律情況不同會(huì)導(dǎo)致小層水驅(qū)特征、剩余油富集規(guī)律的差異，以及注水開發(fā)的受效和剩余油分布規(guī)律不同。注入水通常以滲透率高的部分作為優(yōu)勢(shì)滲流通道在層內(nèi)推進(jìn)，滲透率低的部分水淹程度低，一般分布有剩余油。正韻律油層的底部滲透性好，加之重力作用的影響，注入水首先進(jìn)入到儲(chǔ)層的下部，形成高水淹部位，在儲(chǔ)層上部則保留部分剩余油。反之，在反韻律儲(chǔ)層中，理論模式下，上部先被水淹，但由于注入水受重力影響，儲(chǔ)層中部也極易被水淹，因此，水驅(qū)程度高，剩余油通常不富集。復(fù)合韻律注水受效和剩余油分布情況相對(duì)復(fù)雜，難以簡(jiǎn)單給出結(jié)論，儲(chǔ)層下部、上部都有可能分布剩余油。從理論上講，均質(zhì)韻律模式驅(qū)替效率高。復(fù)合韻律模式情況比較復(fù)雜，綜合了單一正韻律和反韻律的特征，其剩余油在上部和下部均有可能富集［5］。根據(jù)巖心觀察和測(cè)井資料可知，四種韻律類型均在該區(qū)發(fā)育，其中，以分流河道的正韻律及多期河道砂體垂向上疊置的復(fù)合韻律為主，制定進(jìn)一步開發(fā)方案時(shí)，應(yīng)重點(diǎn)針對(duì)單一河道砂體上部的剩余油。

2．2.2 層內(nèi)滲透率的非均質(zhì)程度

層內(nèi)非均質(zhì)性影響剩余油分布的因素還包括夾層的分布、儲(chǔ)層微構(gòu)造特征等，但滲透率的非均質(zhì)性是最主要的因素。滲透率的層內(nèi)非均質(zhì)程度主要采用滲透率變異系數(shù)(Vk)、突進(jìn)系數(shù)(Tk)、級(jí)差(Jk)三個(gè)指標(biāo)判別，這三個(gè)指標(biāo)反映儲(chǔ)層層內(nèi)滲透率的離散程度，數(shù)值越大，說(shuō)明儲(chǔ)層層內(nèi)滲透率離散程度越大，儲(chǔ)層層內(nèi)非均質(zhì)性越強(qiáng)［4］。

研究區(qū)非均質(zhì)系數(shù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果如表1 所示。由表1 可見，滲透率變異系數(shù)一般為0～1.2，突進(jìn)系數(shù)一般為0.9～3.2，級(jí)差一般為0.2～14.7。層內(nèi)非均質(zhì)系數(shù)分布明顯受沉積微相及砂體分布的影響，分流河道主體部分非均質(zhì)系數(shù)較強(qiáng)。一般來(lái)說(shuō)，變異系數(shù)＞0.5、突進(jìn)系數(shù)＞2．0、級(jí)差＞4．0 時(shí)，層內(nèi)非均質(zhì)性均較強(qiáng)。三個(gè)系數(shù)在平面分布上有較好的對(duì)應(yīng)關(guān)系，高值主要分布在河道中間，通常呈明顯串珠狀，非均質(zhì)性強(qiáng)的位置，油田注水開發(fā)效果極差，采收率低，預(yù)測(cè)剩余油大量存在。

表1 SII10 +11aII15 +16b 小層非均質(zhì)性統(tǒng)計(jì)Table 1 SII10 +11aII15 +16b sublayer anisotropy statistics

表1 SII10 +11aII15 +16b 小層非均質(zhì)性統(tǒng)計(jì)Table 1 SII10 +11aII15 +16b sublayer anisotropy statistics

油層組Vk Tk Jk 綜合系數(shù)最大值 最小值 平均值 最大值 最小值 平均值 最大值 最小值 平均值SII10+11a 1.2 0 0.2 3.2 0.9 1.3 12.5 0.6 2.1 0.546 SII10+11b 1.1 0 0.2 2.9 0.9 1.2 8.3 0.4 2.1 0.504 SII12 0.6 0 0.1 2.1 0.9 1.2 14.0 0.2 1.8 0.126 SII13+14a 0.7 0 0.1 1.9 1.0 1.1 8.6 0.3 1.7 0.187 SII13+14b 0.9 0 0.2 2.3 1.0 1.2 9.6 0.5 1.9 0.456 SII15+16a 1.1 0 0.1 2.6 0.9 1.1 9.6 0.5 1.7 0.187 SII15+16b 0.7 0 0.1 1.7 1.0 1.1 14.7 0.2 1.7 0.187

2．2.3 層內(nèi)夾層分布特征

夾層是指在砂巖層內(nèi)分布的相對(duì)非滲透層［1］。夾層在油藏中的分布范圍很廣，但連續(xù)性較差，在平面上呈零碎狀分布。不穩(wěn)定夾層增多，使層內(nèi)非均質(zhì)性增強(qiáng)，油水運(yùn)動(dòng)與分布變得復(fù)雜［6］，夾層的廣泛存在使儲(chǔ)層垂向滲透性變化較大，導(dǎo)致開采難度增大。研究區(qū)夾層主要為泥質(zhì)夾層，單一夾層厚度較薄，均小于0.4 m。

對(duì)研究區(qū)的夾層數(shù)量(n1)和夾層總厚度(d)作統(tǒng)計(jì)，結(jié)果如圖4 所示。由圖可見，SII15 +16a 小層夾層分布數(shù)量最少，僅有326 個(gè);總體上看各小層均發(fā)育較多的夾層。其中SII12、SII13 +14a 小層夾層數(shù)量較多，夾層總厚度較大，在層內(nèi)零散分布，主要在河道內(nèi)部發(fā)育，夾層層內(nèi)非均質(zhì)性最強(qiáng)，剩余油大量富集。

圖4 各小層夾層數(shù)量及總厚度Fig. 4 Number and total thickness of interlayer in each layer

2.3 層間非均質(zhì)性

層間非均質(zhì)性是指砂體之間在旋回性、砂體間滲透率分布梯度、隔夾層分布及構(gòu)造裂縫等方面的差異性，層間非均質(zhì)性主要受沉積相帶展布規(guī)律控制，是對(duì)一套含油層系的總體研究。層間非均質(zhì)性主要體現(xiàn)在層間隔層分布情況、不同砂體縱向的連通情況以及滲透率在縱向上的差異情況等［1］。

2．3．1 層間滲透率的非均質(zhì)程度

針對(duì)目的層整體采用宏觀的層間非均質(zhì)性研究方法，綜合考慮目的層七個(gè)單元，每個(gè)丼點(diǎn)處對(duì)應(yīng)的多段滲透率均用以計(jì)算表征滲透率非均質(zhì)程度的三個(gè)系數(shù)，這樣得到的各系數(shù)平面分布圖上，每個(gè)井點(diǎn)的值就可以代表該點(diǎn)處各單元間滲透率的差異程度，值越大，說(shuō)明層間非均質(zhì)程度越強(qiáng)。分析整個(gè)目的層滲透率非均質(zhì)程度，結(jié)果如圖5、6 所示。其中，n2、x 分別為不同變異系數(shù)、突進(jìn)系數(shù)、級(jí)差條件下的井點(diǎn)數(shù)量及其所占比例。

圖5 滲透率非均質(zhì)程度系數(shù)分布等值線Fig. 5 Isoline for inhomogeneous coefficient of permeability

由圖可見，各井點(diǎn)處層間滲透率變異系數(shù)多在0.30 以上，突進(jìn)系數(shù)多在1.3 以上，級(jí)差多在2.5以下，層間非均質(zhì)性較強(qiáng)。三個(gè)系數(shù)的平面分布有一定的相關(guān)關(guān)系，級(jí)差與變異系數(shù)的變化趨勢(shì)十分相似，呈現(xiàn)較強(qiáng)的非均質(zhì)性［7］。在三者均表現(xiàn)為高值的部位，層間非均質(zhì)性很強(qiáng)，剩余油儲(chǔ)存的潛力很大，在下一步部署開發(fā)方案時(shí)值得重點(diǎn)考慮，如研究區(qū)南部邊界及北部中間氣泡狀的部位。

圖6 滲透率非均質(zhì)程度系數(shù)分布統(tǒng)計(jì)直方圖Fig. 6 Distribution for histogram inhomogeneous coefficient of permeability

2．3．2 層間隔層分布特征

層間隔層具有垂向封隔能力，導(dǎo)致層間滲透率變化較大，影響儲(chǔ)層的滲流能力及注采效果，但分布分散，規(guī)律性不強(qiáng)。當(dāng)層間無(wú)隔層時(shí)，垂向滲透性最強(qiáng)，采收率較高。層間隔層的廣泛分布導(dǎo)致儲(chǔ)層間存在剩余油，故需要更進(jìn)一步的研究和挖潛。

從層間隔層總厚度的角度進(jìn)行研究，北三東西塊SII10～SII16 層間隔層厚度分布如表2 所示。由表可以看出，SII10 +11a/SII10 +11b、SII15 +16a/SII15 +16b 層之間的隔層平均厚度最大，平均為1.45 和1.50 m;SII12/SII13 +14a 層之間的隔層平均厚度最小，平均為1.18 m。SII10 +11a/SII10 +11b、SII15 +16a/SII15 +16b 層之間垂向滲透能力最差，封隔能力強(qiáng)。SII12/SII13 +14a 層之間垂向滲透能力較其他層好，封隔能力最弱［8］。在隔層封隔能力強(qiáng)的部位，可能存在隔層遮擋或隔層夾持型剩余油，這是開發(fā)過程中要重視的問題。

表2 北三東西塊SII10 II16 層間隔層厚度分布統(tǒng)計(jì)Table 2 West part of Beisandong SII10 II16 barrier bed thickness distribution statistics

表2 北三東西塊SII10 II16 層間隔層厚度分布統(tǒng)計(jì)Table 2 West part of Beisandong SII10 II16 barrier bed thickness distribution statistics

層位0 m 0~0.4 m 0.4~0.8 m 0.8~2.5 m 2.5~5.0 m ≥5.0 m d/m n2 x/% n2 x/% n2 x/% n2 x/% n2 x/% n2 x/%SII10+11a/SII10+11b 43 7.80 113 20.51 98 17.79 175 31.76 116 21.05 6 1.09 1.45 SII10+11b/SII12 44 7.99 169 30.67 129 23.41 164 29.76 45 8.17 0 0 0.91 SII12/SII13+14a 65 11.80 227 41.20 125 22.69 94 17.06 40 7.26 0 0 0.70 SII13+14a/SII13+14b 84 15.25 156 28.31 118 21.42 158 28.68 33 5.99 2 0.36 0.84 SII13+14b/SII15+16a 25 4.54 169 30.67 137 24.86 185 33.57 35 6.35 0 0 0.92 SII15+16a/SII15+16b 23 4.17 73 13.25 101 18.33 253 45.92 99 17.97 2 0.36 1.50

3 結(jié)論與建議

(1)薩北開發(fā)區(qū)三東西塊研究區(qū)的平面上砂體、孔隙度、滲透率非均質(zhì)性均較強(qiáng)，各層之間也存在一定差異，SII15 +16a、SII15 +16b 單元非均質(zhì)性相對(duì)其他單元弱，有助于預(yù)測(cè)剩余油分布有利區(qū)，避免無(wú)效注水。這對(duì)于提高驅(qū)油效率有著指導(dǎo)意義。

(2)層內(nèi)滲透率非均質(zhì)程度中等，其中SII10 +11a、SII10 +11b 非均質(zhì)性相對(duì)于其他小層較強(qiáng)。了解各小層層內(nèi)由于滲透率的差異導(dǎo)致的非均質(zhì)性對(duì)油田分層開采具有現(xiàn)實(shí)意義。

(3)由于各油層的滲透率情況、砂體連通性存在一定差異，各層的吸水能力不同，層間非均質(zhì)。儲(chǔ)層的層間非均質(zhì)性極大程度地影響油田注水效果。突進(jìn)系數(shù)大的油層在注水開發(fā)過程中容易先見水，先受效，表現(xiàn)出明顯的單層突進(jìn)現(xiàn)象，從而導(dǎo)致非主力層在開發(fā)中近于未被動(dòng)用，這樣就形成了大量剩余油，嚴(yán)重影響了油藏最終采收率的提高。解決層間非均質(zhì)性對(duì)油藏最終采收率的影響，有效的措施是細(xì)分開發(fā)層系，盡量做到分層注水。

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