于景維, 鄭榮才, 殷新花, 祁利祺, 朱永才

(1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室(成都理工大學(xué)), 成都 610059;2.新疆油田 a.實驗檢測研究院, b.勘探開發(fā)研究院,新疆 克拉瑪依 834000)

準(zhǔn)噶爾盆地阜東斜坡區(qū)頭屯河組儲集層非均質(zhì)性綜合研究

于景維1, 鄭榮才1, 殷新花2a, 祁利祺2a, 朱永才2b

(1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室(成都理工大學(xué)), 成都 610059;2.新疆油田 a.實驗檢測研究院, b.勘探開發(fā)研究院,新疆 克拉瑪依 834000)

探討準(zhǔn)噶爾盆地東部阜康凹陷的阜東斜坡區(qū)頭屯河組儲集層非均質(zhì)性，為儲集層開發(fā)以及采油率的提高提供理論幫助。從宏觀與微觀非均質(zhì)性入手，通過粒度、滲透率、夾層、砂體的幾何形態(tài)的變化研究，對研究區(qū)頭屯河組進行非均質(zhì)性剖析。結(jié)果表明，頭屯河組整體非均質(zhì)性較強，尤其是頭屯河組第二段。沉積背景的差異對于儲集巖的巖石成分和沉積特征產(chǎn)生重要影響， A/S比值變化加劇儲集層宏觀非均質(zhì)性程度;弱成巖作用以及地層超壓的不均勻分布改變儲集層內(nèi)部孔隙結(jié)構(gòu)以及孔隙類型，對儲集層微觀非均質(zhì)性有重要的影響。頭屯河組儲集層非均質(zhì)性強是上述多種原因共同作用的結(jié)果。

頭屯河組；儲集層；宏觀非均質(zhì)性；微觀非均質(zhì)性；阜康凹陷；非均質(zhì)性成因

儲集層非均質(zhì)性研究是儲集層描述和表征的核心內(nèi)容，是油田勘探、開發(fā)方案制定的基礎(chǔ)，是油藏評價、產(chǎn)能潛力發(fā)現(xiàn)以及最終采收率預(yù)測等方面的重要地質(zhì)依據(jù)[1]。近年來，針對新疆準(zhǔn)噶爾盆地東部的阜東斜坡區(qū)勘探開發(fā)需要，相繼進行了構(gòu)造、層序地層以及沉積相等多方面的研究工作，取得大量的研究成果[2-7]。但是侏羅系頭屯河組辮狀河三角洲前緣河道砂體側(cè)向遷移頻繁，易變道，橫向展布相變快、差異大，砂體厚度變化大等因素使得對砂體的連通性和連續(xù)性缺乏深刻的認(rèn)識，未對儲集層砂體在三維空間上的分布均勻性進行總結(jié)，嚴(yán)重影響了頭屯河組油氣開發(fā)。因此，有必要對儲集層砂體的非均質(zhì)性進行研究。

阜東斜坡區(qū)位于準(zhǔn)噶爾東部阜康凹陷東部緩坡之上，北鄰奇臺凸起，東接北三臺凸起，南靠阜康斷裂帶。研究區(qū)構(gòu)造簡單，發(fā)育少量斷裂。

侏羅系頭屯河組自下而上劃分為頭一段(J2t1)、頭二段(J2t2)和頭三段(J2t3)，埋藏深度為1.5～3.5 km，主要發(fā)育辮狀河三角洲前緣沉積，巖石類型以細(xì)粒巖屑砂巖為主，是主要的油氣儲集巖。儲集層物性方面，孔隙度為4.2%～23.89%，平均為16.08%；滲透率為(0.01～185.41)×10-3μm2，平均為34.3×10-3μm2：屬于中孔-中低滲類型。

1 宏觀非均質(zhì)性

結(jié)合國內(nèi)外油氣儲集層非均質(zhì)性的分類方案，從儲集層沉積學(xué)角度將儲集層非均質(zhì)性分為宏觀和微觀兩大類。其中宏觀非均質(zhì)性包括層內(nèi)、層間及平面非均質(zhì)性。

1.1 層內(nèi)非均質(zhì)性

層內(nèi)非均質(zhì)性是指一個單砂層規(guī)模內(nèi)垂向上儲集層特征的變化，其研究的核心內(nèi)容是沉積作用于非均質(zhì)的響應(yīng)關(guān)系。層內(nèi)非均質(zhì)性描述的內(nèi)容有很多，本文描述的主要內(nèi)容有:垂向上粒度、滲透率分布的韻律性和層內(nèi)滲透率非均質(zhì)性的變化情況。

1.1.1 粒度韻律

通常單砂體層內(nèi)碎屑顆粒的大小在垂向上的變化特征表現(xiàn)為具有一定的韻律性。韻律性的存在與水動力強弱及所處的不同沉積相帶相關(guān)。本區(qū)廣泛存在4類粒度韻律，分別為正韻律、反韻律、復(fù)合韻律和均質(zhì)韻律(圖1)，同時孔滲也存在相關(guān)變化特征。

1.1.2 滲透率韻律

同粒度韻律相似，滲透率韻律可分為正韻律、反韻律、復(fù)合韻律。本區(qū)比較常見的有正韻律、復(fù)合正韻律(圖1)。受沉積以及成巖作用的影響，其中正韻律和復(fù)合正韻律常見于水下分流河道沉積微相中，反韻律多出現(xiàn)在河口壩微相。

1.1.3 滲透率非均質(zhì)程度

目前對儲集層宏觀非均質(zhì)性表征常用的方法為統(tǒng)計學(xué)方法以及嚴(yán)科法[8]。

a.統(tǒng)計學(xué)方法：主要是通過計算滲透率變異系數(shù)(VK)、滲透率突進系數(shù)(TK)、級差(JK)等參數(shù)來定量評價儲集層宏觀非均質(zhì)性(表1)。這3個參數(shù)與儲集層的宏觀非均質(zhì)性呈正相關(guān)關(guān)系。該方法的優(yōu)點是適合于任何滲透率分布油藏，缺點是計算的值理論上在0(極端均質(zhì))到∞(極端非均質(zhì))之間是無界的，不便于開展非均質(zhì)程度的定量評價，而且各參數(shù)在具體應(yīng)用中也都存在表征盲點[9]。

表1 儲集層非均質(zhì)性劃分標(biāo)準(zhǔn)[1]Table 1 Division standard of reservoir heterogeneity

b.嚴(yán)科法[8]：適合任何滲透率分布類型油藏，使新參數(shù)處于0(極端非均質(zhì))到1(極端均質(zhì))之間，可以很方便地知道油藏的非均質(zhì)程度。

本文應(yīng)用統(tǒng)計學(xué)方法和嚴(yán)科法相結(jié)合綜合評價層內(nèi)滲透率的差異程度。

層內(nèi)非均質(zhì)性在縱向上多表現(xiàn)為滲透率非均質(zhì)程度，常用來表征層內(nèi)非均質(zhì)程度的參數(shù)有滲透率變異系數(shù)、突進系數(shù)、級差等。

變異系數(shù)：

滲透率級差：JK=Kmax/Kmin。

通過對14口取心井200個樣品分層序進行統(tǒng)計分析，結(jié)果如表2?？梢钥闯?，變異系數(shù)<0.5，即非均質(zhì)性弱的較少，僅在頭一段和頭三段出現(xiàn)，占總數(shù)的1%；變異系數(shù)介于0.5～0.7之間的中等非均質(zhì)的有64個，占總數(shù)的32%；強非均質(zhì)層超過總數(shù)的67%。綜合可知，頭屯河組儲集層非均質(zhì)性很強。垂向上，對樣品數(shù)較多的頭一段和頭二段而言，頭二段的層內(nèi)非均質(zhì)性比頭一段強。

圖1 研究區(qū)砂體粒度與滲透率韻律變化Fig.1 Variation of permeability rhythmic and grain-size of sandbody in study area(A)阜東5井，正韻律; (B)阜東7井，反韻律; (C)阜東2井，復(fù)合韻律; (D)阜東7井，均勻韻律

為對頭屯河組3個段儲集層非均質(zhì)性進行更直觀更精細(xì)的研究，也采用嚴(yán)科法表征儲集層非均質(zhì)特征[9]。簡單來說將不同形態(tài)的滲透率累積分布曲線轉(zhuǎn)換成斜率不同的直線，利用斜率來反映儲集層宏觀非均質(zhì)程度，斜率值與儲集層非均質(zhì)程度成反比。

通過對研究區(qū)頭屯河組3個段15口井新非均質(zhì)系數(shù)(k)的統(tǒng)計，結(jié)果如表3?？煽闯龃朔椒ǚ治鼋Y(jié)果與傳統(tǒng)的非均質(zhì)參數(shù)基本一致，顯示頭屯河組儲集層非均質(zhì)很強。頭一段k值<0.1的約占16.7%，k值在0.1～0.3約占50%，k最大值為0.488。頭二段k值<0.1的約占33.3%，k值在0.1～0.3約占66.7%，k最大值為0.27。頭三段k值<0.1的沒有，k最大值為0.289。總體表明頭二段非均質(zhì)性最強，其次為頭三段，頭一段非均質(zhì)性最弱。

1.1.4 層內(nèi)夾層

層內(nèi)夾層是指位于單砂層內(nèi)部的非滲透層或低滲透層，厚度從幾厘米到幾米不等，一般為泥巖、粉砂質(zhì)泥巖或鈣質(zhì)泥巖[1]。研究區(qū)內(nèi)的夾層主要為泥巖和粉砂質(zhì)泥巖，鈣質(zhì)泥巖較少。夾層分布的形式從巖心上看主要是含泥質(zhì)條帶的泥質(zhì)砂巖或者薄層泥，從測井曲線上看主要是齒形高伽馬段(圖2)，主要分布于水下分流河道砂體或河口壩砂體的周圍。平面上夾層主要以兩種方式分布，一是分布于水下分流河道與分流間灣之間的區(qū)帶，因為此區(qū)域中水動力既能維持較厚砂體的沉積，又能使泥質(zhì)夾層不被水流沖刷掉。二是以較厚前三角洲泥的形式覆蓋于河口壩上部，起到局部封堵作用。

表2 頭屯河組各段多井非均質(zhì)系數(shù)統(tǒng)計Table 2 Statistics of the reservoir heterogeneity coefficients in Toutunhe Formation

表3 頭屯河組鉆井非均質(zhì)系數(shù)統(tǒng)計(嚴(yán)科法)Table 3 Statistics of heterogeneity coefficients in Toutunhe Formation by Yanke’s method

1.2 層間非均質(zhì)性

層間非均質(zhì)性是指儲集層或砂體之間的差異，是對一個油藏或一套砂泥巖間含油層系的總體研究，屬于層系規(guī)模的儲集層描述[1]，一般以分層系數(shù)和砂巖密度進行反映。分層系數(shù)為一套層系或者一個油藏內(nèi)砂層的層數(shù)，一般單位厚度上鉆遇的砂層越多，代表層間的非均質(zhì)性越強。

頭屯河組第一段分層系數(shù)集中在0～4.6，平均為3；第二段分層系數(shù)范圍為0～7.2，平均為5.4；第三段分層系數(shù)為0～3.6，平均為2.5。通過研究區(qū)高分辨率層序格架內(nèi)砂體對比剖面(圖3)，結(jié)合分層系數(shù)的計算可看出研究區(qū)頭二段分層系數(shù)在3個段中最大。結(jié)合沉積背景推測當(dāng)時頭二段沉積時期的環(huán)境存在頻繁的湖進湖退，辮狀河道的多次遷移造成砂泥混雜堆積，致使頭二段儲集層非均質(zhì)性很強。

開發(fā)上砂巖密度同砂地比是一個概念，趙虹總結(jié)出當(dāng)砂巖密度>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;<30%時為連通性差的孤立性砂體[10]。

通過對工區(qū)44口井的砂體厚度及砂巖密度進行統(tǒng)計(表4)，可知頭三段與頭二段砂巖很發(fā)育，砂巖密度>30%；尤其是頭二段砂體厚度平均值也較高，砂體局部連片分布，且連通性好，在垂向上砂體連續(xù)疊置。

1.3 平面非均質(zhì)性

平面非均質(zhì)性指儲集砂體的幾何形態(tài)、規(guī)模、頂?shù)灼鸱⒖紫抖群蜐B透率空間變化引起的非均質(zhì)性，主要受沉積相帶的控制。

1.3.1 砂體的幾何形態(tài)及連通性

砂體幾何形態(tài)和連續(xù)性主要通過砂體等值線圖來表示。

通過地震屬性反演以及研究區(qū)多井砂體厚度的統(tǒng)計制作出砂體厚度等值線圖，從圖4中可以看出頭一段和頭二段中砂巖的厚度普遍較大，多含厚度50 m以上的砂體。兩段相比較而言，頭二段的砂體總體要厚些，基本分布在研究區(qū)的中北部和南部。而且頭二段和頭三段平面上砂體的分布要比頭一段要廣，順物源方向砂體厚度逐漸減薄。在頭二段和頭三段的南部地區(qū)，不同方向的物源提供的沉積物堆積于此，砂體延伸較遠(yuǎn)，連續(xù)性很好。

圖2 阜東S井頭屯河組第二段層內(nèi)夾層示意圖Fig.2 Schematic diagram of interlayers in Member 2 of Toutunhe Formation in Well FD-S

圖3 阜東021-北62井頭屯河組等時地層格架內(nèi)砂體對比圖Fig.3 Contrast of the sandbodies in isochronous stratigraphic framework of Toutunhe Formation between Well FD021-Well B62表4 頭屯河組砂巖厚度與砂巖密度統(tǒng)計Table 4 Statistics of the sandstone thickness and sandstone density in Toutunhe Formation

地層鉆遇砂層井?dāng)?shù)d/m砂巖密度/%最小值最大值平均值最小值最大值平均值頭一段441360450.1410.29頭二段4314115610.1110.36頭三段4008033.72010.38

圖4 研究區(qū)位置及頭屯河組分段砂巖厚度等值線圖Fig.4 Position of study area and thickness contour maps of sandstone in Toutunhe Formation in study area(A)研究區(qū)位置; (B)頭一段砂巖厚度等值線; (C)頭二段砂巖厚度等值線; (D)頭三段砂巖厚度等值線

砂體的橫向連通性主要依賴于同時期砂體之間的對比。圖3是選取代表性砂體對比剖面，對高分辨層序格架內(nèi)砂體進行精細(xì)的劃分與對比，很明顯能反映出砂體之間的連通狀況：頭二段和頭三段砂體的連通性要好于頭一段，頭二段砂體連通性最好。

1.3.2 砂體滲透率非均質(zhì)系數(shù)平面展布

平面非均質(zhì)性一般是通過砂體內(nèi)孔隙度、滲透率平面圖或者滲透率非均質(zhì)程度的平面等值線圖來表征，本文應(yīng)用的是非均質(zhì)性系數(shù)的平面等值線圖(圖5)。

圖5 研究區(qū)非均質(zhì)性系數(shù)等值線圖Fig.5 Contour map of the coefficients of anisotropy in study area(A)頭一段非均質(zhì)性系數(shù)等值線圖; (B)頭二段非均質(zhì)性系數(shù)等值線圖

將14口井結(jié)合新疆油田地質(zhì)實驗中心所提供一些井的數(shù)據(jù)，對阜東斜坡區(qū)頭屯河組的平面非均質(zhì)性進行研究。由于頭三段的樣品較少，不具有很強的規(guī)律性，因此在這不討論，只討論頭一段與頭二段的平面非均質(zhì)性。頭一段的平面非均質(zhì)性特征如下：北部和中部的非均質(zhì)性變化方向同研究區(qū)的物源方向基本一致，隨著物源方向非均質(zhì)性逐漸減弱。頭二段的平面非均質(zhì)性同頭一段相比而言，非均質(zhì)性弱的區(qū)域有所減小，中-強非均質(zhì)性的區(qū)域有很大程度增加，整體的非均質(zhì)性要強于頭一段。

2 微觀非均質(zhì)性

根據(jù)鏡下對阜東斜坡區(qū)頭屯河組砂巖鑄體薄片的觀察，砂巖儲集層的儲集空間主要為原生粒間孔隙，部分巖石中發(fā)育粒內(nèi)溶孔和微裂縫及粒間溶孔。其孔隙結(jié)構(gòu)特征主要根據(jù)壓汞曲線的形態(tài)和定量參數(shù)來評價(圖6、表5)。整個頭屯河組儲集層砂巖壓汞曲線反映孔喉分布的峰態(tài)不一，孔喉分選系數(shù)較大，排驅(qū)壓力范圍為0.31～0.66 MPa，平均為0.44 MPa；中值壓力常在2.57～5.95 MPa之內(nèi)，平均為3.9 MPa。最大孔喉半徑范圍在3.08～7.56 μm。研究認(rèn)為阜東斜坡區(qū)頭屯河組孔隙結(jié)構(gòu)較復(fù)雜，具有細(xì)喉特征。從縱向上看，阜東斜坡區(qū)頭二段孔隙結(jié)構(gòu)最好。

微觀非均質(zhì)性具體包括3方面內(nèi)容：喉道非均質(zhì)性、顆粒非均質(zhì)性以及填隙物非均質(zhì)性。

2.1 喉道非均質(zhì)性

毛細(xì)管半徑是微觀喉道特征的最直接反映，該區(qū)儲層平均毛細(xì)管半徑分布范圍較寬(圖7),以<3 μm 為主。相同的毛細(xì)管半徑前提下，其孔隙度和滲透率差別較大，說明本區(qū)儲集層的非均質(zhì)性較強。

圖6 研究區(qū)頭屯河組儲集層壓汞曲線特征Fig.6 The characters of the mercury-injection curves of reservoirs in Toutunhe Formation in study area(A)頭一段; (B)頭二段; (C)頭三段表5 研究區(qū)頭屯河組儲集層的壓汞特征參數(shù)Table 5 The parameters of mercury-injection of reservoirs in Toutunhe Formation in study area

層位樣品數(shù)孔隙度/%滲透率/10-3μm2均值分選系數(shù)偏態(tài)峰態(tài)變異系數(shù)中值毛管壓力/MPa排驅(qū)壓力/MPa最大孔喉半徑/μm孔喉體積比平均毛管半徑/μmJ2t33014.0343.210.582.35-0.122.140.232.570.317.564.622.41J2t226815.3429.0810.542.45-0.061.870.243.090.46.664.872.15J2t17913.87.3811.242.26-0.522.490.215.950.663.083.470.88

圖7 研究區(qū)儲集層毛細(xì)管半徑分布范圍Fig.7 Distribution range of the reservoir capillary radius in study area

2.2 顆粒非均質(zhì)性

從微觀非均質(zhì)性研究角度，統(tǒng)計本區(qū) 80個水下分流河道以及河口壩樣品平均粒徑與標(biāo)準(zhǔn)偏差數(shù)據(jù)，編制平均粒徑與標(biāo)準(zhǔn)偏差關(guān)系圖(圖8)，可看出平均粒徑越靠近2φ(0.25～0.125 mm)，標(biāo)準(zhǔn)偏差就越小，分選性越好。平均粒徑向粗粒變化使標(biāo)準(zhǔn)偏差增大，分選性變差。粉細(xì)砂巖均質(zhì)性最好，向細(xì)、中粗砂巖方向非均質(zhì)性均增強。

2.3 填隙物非均質(zhì)性

填隙物包括雜基(自生和他生)和膠結(jié)物，其類型、含量以及產(chǎn)狀，在不同類型儲集層中有較大差異。研究區(qū)儲集層的膠結(jié)物主要是伊/蒙混層、高嶺石、水云母、綠泥石、方沸石、方解石以及黃鐵礦，少量片沸石和石膏；雜基主要為泥質(zhì)(鐵質(zhì)泥、水云母化泥)。填隙物對于儲集層的影響主要在于其改變了原有孔隙和喉道的形態(tài)，改造儲集層物性。以綠泥石為例，研究區(qū)頭屯河組綠泥石多以粒間充填為主，導(dǎo)致含量與孔隙度成弱負(fù)相關(guān)性的關(guān)系，在一定程度上降低儲集層物性(圖9)；同時在開發(fā)階段，綠泥石會引起儲集層酸敏或水敏，引起喉道堵塞。

圖8 研究區(qū)平均粒徑與標(biāo)準(zhǔn)偏差關(guān)系圖Fig.8 The relation diagram between standard deviation and average particle size in study area

3 非均質(zhì)性的成因

3.1 特定的沉積背景

頭屯河組沉積時期，研究區(qū)沉積地形較緩，主要接受來自克拉美麗山的充足物源，南部博格達(dá)山和東部北三臺凸起提供次要物源(圖10)。頭屯河組第一段時期因盆地構(gòu)造處于相對平靜期，基底穩(wěn)定，形成東北部辮狀河三角洲沉積體系。其沉積主要特點是砂層厚度相對薄，粒度以粉細(xì)粒為主，巖屑含量高，各類長石和石英含量中等(表6)。頭二段由于在構(gòu)造活動期，東北部物源供給增加，南部博格達(dá)山逐漸隆起，也向研究區(qū)提供物源，辮狀河三角洲向湖盆大幅度推進，主要特點為砂體延伸范圍廣、厚度大、粒度粗。頭三段時期，東北部物源供給逐漸減少，南部物源持續(xù)供給，由于構(gòu)造抬升剝蝕，砂體總體厚度較小，碎屑成分與頭二段差別不大(表6)。3個段沉積背景差異為砂巖的巖石組構(gòu)非均質(zhì)性創(chuàng)造了條件。

3.2 A/S比值

A/S比值(可容納空間與沉積物補給量之比)變化是諸多控制沉積作用因素的綜合響應(yīng)，能夠決定可容納空間沉積物堆積速率、保存程度和內(nèi)部結(jié)構(gòu)(如堆積樣式)[11]。由于研究區(qū)相對閉塞，同時構(gòu)造環(huán)境相對平穩(wěn)，A/S比值主要受氣候影響。頭一段時期，研究區(qū)主要是潮濕氣候，湖平面大幅度上升，此時物源供給較充分，A/S比值<1，區(qū)內(nèi)發(fā)育弱進積型辮狀河三角洲。其旋回結(jié)構(gòu)以對稱型中的C1、C2亞類型為主(圖3)，三角洲前緣河道砂以及河口壩砂體以垂向加積為主，分布范圍有限。頭二段時期，氣候變化相對頻繁，湖平面上升與下降頻繁交替，總體下降，此時更多的物源供給使得A/S比值?1，其旋回結(jié)構(gòu)以對稱型中的C1亞類型為主，發(fā)育進積型辮狀河三角洲，其范圍延伸較遠(yuǎn)，多期河道在平緩地貌下側(cè)向遷移，發(fā)生切割、疊加形成大型復(fù)合砂體，具有不同巖石組構(gòu)、物性特征砂體進行拼合，使得原本非均質(zhì)性較強儲集砂體變得更加復(fù)雜。頭三段時期，氣候總體呈干旱-半干旱狀態(tài)，湖平面開始下降，此時物源供給相對減少，A/S比值接近于1，使得研究區(qū)發(fā)育加積型三角洲，其旋回結(jié)構(gòu)以對稱型中的C2亞類型為主，繼承頭二段不斷切割交錯復(fù)合砂體特征，儲集體非均質(zhì)性總體較強。

圖9 研究區(qū)綠泥石產(chǎn)狀以及同孔隙度關(guān)系圖Fig.9 Occurrence of chlorite and its relation with porosity in study area表6 研究區(qū)頭屯河組砂巖碎屑成分統(tǒng)計Table 6 Clastic constituents and average content statistics of the sandstone in Toutunhe Formation of study area

層位w石英/%w長石/%w巖屑/%平均范圍平均范圍平均范圍J2t325.0910.00～42.0021.1312.3053.7839.00～70.00J2t223.699.00～43.0023.188.00～35.3553.1334.34～79.00J2t121.265.49～34.0021.157.00～29.1757.5943.06～83.00

圖10 阜東地區(qū)頭屯河組分段沉積微相平面分布Fig.10 Sedimentary microfacies distribution of Toutunhe Formation in the Fudong-Xiquan area(A)頭一段; (B)頭二段; (C)頭三段

3.3 弱成巖作用和地層超壓

根據(jù)頭屯河組儲集層巖石中干酪根鏡質(zhì)體反射率(Ro)為0.4%～0.6%，次生黏土礦物主要為伊/蒙混層，其混層比高達(dá)80%以上，依據(jù)成巖階段劃分標(biāo)準(zhǔn)(SY/T5477-2003)綜合判斷儲集層主要處于早成巖階段B期，局部進入中成巖階段A期。在早成巖階段，壓實作用造成沉積物體積收縮，孔隙度減小，使巖石向著致密化方向發(fā)展，孔隙結(jié)構(gòu)變差。自生黏土礦物包膜的膠結(jié)作用(主要是伊/蒙混層和綠泥石包膜)形成于成巖作用的早期階段，以孔隙襯邊方式存在于原生粒間孔中，使原生粒間孔隙和喉道減小，降低了儲集層的孔滲性能。但是研究區(qū)地層超壓的存在減少垂直有效應(yīng)力的作用，從而減小了埋藏砂巖中因顆粒-顆粒、膠結(jié)物-顆粒接觸產(chǎn)生的負(fù)荷，當(dāng)淺層流體超壓一旦形成并在地質(zhì)歷史中繼續(xù)存在，那么在埋藏過程中流體超壓將持續(xù)保護砂巖的原生孔隙，避免砂巖遭受更大程度的機械壓實作用，這是本區(qū)砂巖原生孔隙得以保存的重要機制(圖11)。

圖11 研究區(qū)地層壓力系數(shù)等值線圖Fig.11 Isogram of formation pressure coefficients in study area

由于地層超壓強度在研究區(qū)分布不均，加上成巖早期壓實和膠結(jié)作用對于儲集層孔隙結(jié)構(gòu)的破壞，使得研究區(qū)微觀非均質(zhì)性較強。

4 結(jié) 論

a.準(zhǔn)東阜東斜坡區(qū)頭屯河組儲集層有較強非均質(zhì)性，儲集層滲透率韻律類型主要為正韻律和復(fù)合韻律，夾層厚度以及分布不穩(wěn)定，使得砂體在縱向上連通性不穩(wěn)定，非均質(zhì)性增強。頭二段層間非均質(zhì)性較強，受沉積相展布控制的平面的非均質(zhì)性在頭屯河組3個段都較強。

b.以儲集層壓汞曲線和定量參數(shù)為基礎(chǔ)，通過表征喉道、顆粒以及填隙物的非均質(zhì)性，認(rèn)為阜東斜坡區(qū)頭屯河組總體具有分選性較好，具有細(xì)喉特征，微觀非均質(zhì)性很強。

c.儲集層為近源沉積，穩(wěn)定性差，巖石成分、粒度和沉積特征存在較大差異，為儲集層宏觀非均質(zhì)性的形成條件。由于氣候變化對工區(qū)A/S比值產(chǎn)生很大影響，加劇儲集層非均質(zhì)性程度。弱成巖作用以及地層超壓的不均勻分布是造成儲集層微觀較強的非均質(zhì)性關(guān)鍵因素。頭屯河組第二段儲集層綜合非均質(zhì)性最強。這種強非均質(zhì)性儲集層對于優(yōu)化開發(fā)方案設(shè)計、提高油田采收率等具重要意義。

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A comprehensive research on reservoir heterogeneity of Toutunhe Formation in slope area, east of Fukang sag,Junggar Basin, Xinjiang, China

YU Jing-wei1, ZHENG Rong-cai1, YIN Xin-hua2, QI Li-qi2, ZHU Yong-cai3

1.StateKeyLaboratoryofOil&GasReservoirGeologyandExploitation,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu610059,China;2.ExperimentalGeologicalCenterofXinjiangOilfield,Kelamayi834000,China;3.ExplorationandDevelopmentResearchInstituteofXinjiangOilfield,Kelamayi834000,China

This paper discusses the degree of reservoir heterogeneity in east of Fukang sag, eastern Junggar Basin to offer theoretical helps to the development of the reservoir. The research of the reservoir heterogeneity on the Middle Jurassic Toutunhe Formation includes the analyses of macroscopic heterogeneity and microscopic heterogeneity based on the size, permeability, dissection and geometry of the reservoir sandbodies. The result shows that the whole Toutunhe Formation has strong heterogeneity, especially the second member. The change of sedimentary background has a great influence on rock elements and sedimentary characters of the reservoirs, and the variety of A/S value intensifies the degree of the reservoir macroscopic heterogeneity. The weak diagenesis and the differential distribution of the strata overpressure change the structures and types of the pores. This has great affection on the microscopic heterogeneity. All the above factors make the reservoirs of Toutunhe Formation in study area have strong heterogeneity.

Toutunhe Formation; reservoir; macroscopic heterogeneity; microscopic heterogeneity; Fukang sag; genesis of heterogeneity

10.3969/j.issn.1671-9727.2014.05.05

1671-9727(2014)05-0567-10

2013-11-14

于景維(1985-)，男，博士研究生，研究方向：儲層沉積學(xué), E-mail:yyjjww-1985@163.com。

TE122.23

A