郭 妍，萬旸璐，肖 露，陳 波，丁安軍

(1.成都理工大學沉積學院，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.桂林理工大學地球科學學院)

鄂爾多斯盆地大牛地氣田太原組致密儲層非均質性特征

郭 妍1，萬旸璐1，肖 露2，陳 波3，丁安軍4

(1.成都理工大學沉積學院，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.桂林理工大學地球科學學院)

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性進行分析，結果表明，太原組整體非均質性較強，太1段層內夾層少但厚度較大，太2段夾層較多但厚度較??；層內非均質性參數(shù)、滲透率變異系數(shù)、突進系數(shù)和級差表明，太2段層內非均質性較強；在層間非均質性及平面非均質性上，太1段非均質性明顯較太2段強；平面非均質性與砂體展布關系密切，順著砂壩方向的砂體連通性較好、非均質性較弱，垂直于障壁砂壩方向的砂體非均質性較強。

非均質性儲層；致密儲層；太原組；鄂爾多斯盆地；大牛地氣田

儲層的非均質性是指儲層在形成過程中受沉積作用、成巖作用和構造作用的影響，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]。基于前人對非均質性的研究成果和對大牛地氣田太原組非均質性研究的相對薄弱[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性進行分析，以期對大牛地氣田開發(fā)提供基礎資料和科學依據(jù)。

1 區(qū)域概況

鄂爾多斯盆地可劃分為五大構造單元，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造

2 儲層非均質性研究

2.1 層內非均質性

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非均質性的差異?？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 層內夾層

夾層即分散在單個砂體內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)育泥質夾層和砂質夾層(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，結果見表1，夾層分布頻率和分布密度表明，太原組非均質性強。

表1 大牛地氣田太原組儲層夾層分類統(tǒng)計

2.1.3 層內非均質性參數(shù)

非均質性參數(shù)是體現(xiàn)非均質性程度的重要指標，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，當滲透率變異系數(shù)小于0.5時，層內非均質性程度弱，滲透率變異系數(shù)為0.5～0.7時，砂層內非均質性程度中等；當滲透率變異系數(shù)大于0.7時，砂層內非均質性強。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，表明儲層非均質性越嚴重(見表2)。

太2段的層內滲透率變異系數(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段層內非均質性很強。砂層內部突進系數(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段層內非均質性極強。

太1段的層內滲透率變異系數(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%。研究結果表明，太1段的層內非均質性較強，其非均質性弱于太2段。

表2 儲層層內非均質性參數(shù)評價標準

2.2 層間非均質性

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，層間非均質性越強，太1段的層間非均質性比太2段稍強。

2.2.2 砂巖密度

砂巖密度常被稱作砂地比，是某地層內砂巖的總厚度與該層系總地層厚度的比值，當砂地比大于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)榧毶皫r、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、非均質性較弱，垂直于障壁砂壩方向的非均質性較強。

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。從儲層非均質性來看，砂體呈透鏡體狀分布的，其非均質性在各個方向上都較強。

2.3 平面非均質性

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)，其沉積相導致太1段砂體的砂地比普遍小于太2段。

研究結果表明，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 結論

通過對致密儲層非均質性特征研究發(fā)現(xiàn)，大牛地氣田太原組整體非均質性較強。滲透率韻律分布模式以正反復合韻律和正韻律為主；層內夾層發(fā)育，太1段層內呈現(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??；層內滲透率變異系數(shù)、滲透率級差、滲透率突進系數(shù)三個參數(shù)表明，太2段層內非均質性較強。在層間非均質性及平面非均質性上，太1段非均質性明顯強于太2段。順著障壁砂壩方向的砂體連通性較好，非均質性較弱，垂直于障壁砂壩方向的砂體非均質性較強；砂體呈透鏡體狀分布的，其非均質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。

[1] Miall A D.Reservoir hererogeneities in fluvial sandstones[J].AAPG Bull,1988,72(6)：682-697.

[2] 李君文.基準面旋回與儲層宏觀非均質性的關系[J].巖性油氣藏，2011，23(3)：29-34.

[3] 唐鼎，張春生，肖夢華,等.鄂爾多斯盆地盤古梁地區(qū)長61儲層宏觀非均質性研究[J].石油地質與工程，2011，25(1)：32-34,38.

[4] 李建明，羅丹，馬力寧，等.烏南油田N12油藏儲層非均質性研究[J].長江大學學報(自然科學版)，2011，8(2)：11-13.

[5] 袁志祥，李良，惠寬洋，等.鄂爾多斯盆地北部天然氣地質[M].四川成都：四川大學出版社，2000：10-20.

[6] 侯瑞云，劉忠群. 鄂爾多斯盆地大牛地氣田致密低滲儲層評價與開發(fā)對策[J].石油與天然氣地質，2012，33(1)：118-128.

[7] 韓會平，王寶清，李勇，等.鄂爾多斯盆地侯北地區(qū)三疊系延長組長6油層組儲層特征[J].西安石油大學學報(自然科學版)，2005，20(3)：61-71.

[8] 王鄭庫，李鳳霞.吳旗油田420井區(qū)長61儲層非均質性研究[J].科學技術與工程，2012，12(33)：9005-9009.

[9] 田景春，劉偉偉，王峰，等.鄂爾多斯盆地高橋地區(qū)上古生界致密砂巖儲層非均質性特征[J].石油與天然氣地質，2014，35(2)：183-189.

[10] 楊明明，王建民，王新，等.志丹地區(qū)長2儲層非均質性研究[J].石油地質與工程，2014，28(3)：34-37.

[11] 任會玲.渤海BZ油田沉積微相與儲層非均質性研究[D].北京：中國石油大學，2008.

編輯：李金華

1673-8217(2015)03-0035-04

2014-10-20

郭妍，1989年生，在讀碩士生，研究方向為沉積學和儲層地質學。

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。

TE112

A