謝　青，王建民，時圣彪

（1.長安大學(xué)地球科學(xué)與資源學(xué)院，西安710054；2.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，西安710065；3.延長油田西區(qū)采油廠，陜西延安717500）

鄂爾多斯盆地太陽灣油區(qū)長2儲層非均質(zhì)性研究

謝青1，2，王建民2，時圣彪3

（1.長安大學(xué)地球科學(xué)與資源學(xué)院，西安710054；2.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，西安710065；3.延長油田西區(qū)采油廠，陜西延安717500）

儲層非均質(zhì)性是影響剩余油分布的重要因素之一。近年來，太陽灣油區(qū)剩余油滯留現(xiàn)象嚴(yán)重。針對這一現(xiàn)象，結(jié)合該區(qū)實際地質(zhì)情況，利用區(qū)內(nèi)巖性、物性、電性及含油性等資料，定性評價該區(qū)長2儲層非均質(zhì)性及其成因，并分析非均質(zhì)性對儲層剩余油分布的影響。采用實驗、測井及標(biāo)準(zhǔn)對比等方法，將區(qū)域非均質(zhì)性分為層內(nèi)、層間、平面和微觀非均質(zhì)性4類進(jìn)行探討。結(jié)果表明：研究區(qū)層內(nèi)非均質(zhì)性較強(qiáng)，主要受沉積構(gòu)造、粒度韻律、滲透率非均質(zhì)性及夾層分布等因素的控制；層間非均質(zhì)性總體較強(qiáng)，各小層發(fā)育不均一，長23小層層間非均質(zhì)性相對最強(qiáng)，長22和長21小層次之；平面非均質(zhì)性受砂體及沉積微相展布影響較大；微觀上孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，各種成巖作用加劇了儲層非均質(zhì)性程度。通過對儲層非均質(zhì)性的研究，可以為掌握研究區(qū)剩余油分布狀況及后期勘探開發(fā)提供重要依據(jù)。

儲層非均質(zhì)性；剩余油分布；長2儲層；太陽灣油區(qū)

0　引言

儲層非均質(zhì)性是指表征儲層特征的參數(shù)在空間上的不均質(zhì)性，具體是指儲層的基本性質(zhì)（巖性、物性、電性及含油氣性等）在三維空間分布的不均一性［1］。儲層非均質(zhì)性是影響油田剩余油賦存和開采效果的主要地質(zhì)因素，一般分為層內(nèi)、層間、平面和微觀非均質(zhì)性4類［2］。目前，國內(nèi)外許多已開發(fā)油田普遍進(jìn)入了中高含水期，大量可動原油無法采出，因此，通過儲層非均質(zhì)性研究提高采收率的方法就顯得尤為重要［2］。國內(nèi)外學(xué)者主要采用抽樣實驗、參數(shù)分析及微觀特征分析等方法來研究儲層的非均質(zhì)性，并取得了一定效果［3-4］，但仍存在一些不足，尤其是在評價單一參數(shù)時，難免受到人為主觀因素的干擾。

隨著勘探開發(fā)程度的不斷加深，太陽灣油區(qū)剩余油滯留現(xiàn)象越來越嚴(yán)重，剩余油平均占可采油量的34.33%。針對這一現(xiàn)象，筆者分別采用單項參數(shù)分析法（如沉積構(gòu)造分析、粒度韻律特征分析及孔滲參數(shù)評價等）和多項參數(shù)綜合分析法［3］，并結(jié)合研究區(qū)實際情況，從層內(nèi)、層間、平面和微觀非均質(zhì)性及其成因等角度出發(fā)，定性地對太陽灣地區(qū)長2儲層非均質(zhì)性進(jìn)行深入研究，以期弄清該區(qū)儲層非均質(zhì)性及其對剩余油分布的影響，并為掌握剩余油分布狀況及后期開采提供重要依據(jù)。

1　區(qū)域地質(zhì)概況

太陽灣油區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡南部志丹縣紙坊鄉(xiāng)東側(cè)，總面積約120.5 km2。該油區(qū)主要形成于早白堊世，總體產(chǎn)狀呈向西傾斜的平緩單斜，平均坡降為10 m/km，傾角小于1°，局部發(fā)育一些鼻狀構(gòu)造［5］。

太陽灣油區(qū)長2油層組是本次研究的目的層。根據(jù)次級沉積旋回組合及輔助標(biāo)志層特征，自上而下可將長2油層組分為長21、長22及長23共3個小層，其中長22和長23是該區(qū)主要的產(chǎn)油小層［2］。該區(qū)長2油層組屬于三角洲前緣亞相沉積，主要發(fā)育水下分流河道、分流間灣、河口壩和遠(yuǎn)砂壩等沉積微相［6-7］。從長23到長22沉積時期，分流間灣逐漸萎縮，水下分流河道和河口壩發(fā)育，砂地比變化大；從長22到長21沉積時期，分流間灣向東部擴(kuò)大，水下分流河道和河口壩萎縮，砂地比減小［8］。研究區(qū)長2儲層巖性以灰色長石砂巖為主，有少量的巖屑長石砂巖，粒級成分以細(xì)砂為主，其次為中砂和粉砂，泥質(zhì)含量極低；孔隙度主要為12%～20%，平均為15.64%；滲透率主要為0.1～10.0 mD，平均為6.32 mD，整體上屬于中孔、特低滲儲層。

2　層內(nèi)非均質(zhì)性

層內(nèi)非均質(zhì)性是指一個單砂層內(nèi)部垂向上儲層性質(zhì)的變化，它是直接影響和控制單砂層內(nèi)水淹厚度波及系數(shù)的關(guān)鍵地質(zhì)因素［9］，也是生產(chǎn)中引起層內(nèi)矛盾的內(nèi)在原因。層內(nèi)非均質(zhì)性的研究內(nèi)容主要包括沉積構(gòu)造、粒度韻律、滲透率非均質(zhì)性以及夾層分布等。

2.1沉積構(gòu)造特征

研究區(qū)水下分流河道一般為正韻律，沉積物以砂巖和粉砂巖為主，泥質(zhì)含量極低，常發(fā)育交錯層理和波狀層理，還發(fā)育一些層內(nèi)變形構(gòu)造，底部多見沖刷面；分流間灣以泥巖和粉砂質(zhì)泥巖為主，夾有薄層砂巖，具有水平層理和透鏡狀層理，植物化石及碎屑較多；河口壩沉積粒序主要為反韻律，以砂巖和粉砂巖為主，沉積構(gòu)造包括小型交錯層理、平行層理及波狀層理等，頂部多為突變接觸，底部多為漸變接觸［10］。

層理的發(fā)育對滲透率的各向異性有很大影響，一般平行層理和斜層理的滲透率導(dǎo)向性好，而交錯層理較差［2］。該區(qū)主要發(fā)育水平層理、交錯層理、微細(xì)水平層理、微交錯層理及少量波狀層理和平行層理等。一般順層理方向滲透率最大，逆層理（或垂直層理）方向滲透率最小，層理的存在使不同部位的滲透率相差很大。經(jīng)初步計算，長2油層組各小層中順層理方向的滲透率值平均約為逆層理方向滲透率值的4倍，這一明顯差異導(dǎo)致層內(nèi)非均質(zhì)性程度加強(qiáng)［11］。

2.2垂向粒度韻律特征

據(jù)張慶等［12］研究，粒度的韻律性直接決定了滲透率的韻律性，并直接影響著注水開采效果和剩余油量及其分布。研究區(qū)常見的粒度及滲透率韻律模式主要包括正韻律、反韻律、復(fù)合韻律和少量均質(zhì)韻律（圖1）。

圖1　太陽灣油區(qū)長2儲層滲透率韻律分布特征Fig.1Distribution characteristics of permeability rhythmic of Chang 2 reservoir in Taiyangwan area

研究表明，正韻律表現(xiàn)為顆粒粒度自下而上由粗變細(xì)，與之相對應(yīng)的高孔滲段分布于砂體底部，向上孔、滲值均逐漸減小。研究區(qū)長2儲層正韻律層內(nèi)非均質(zhì)性相對較強(qiáng)，頂、底部滲透率相差很大，甚至達(dá)到6～7 mD，底部水洗程度較強(qiáng)，中上部水洗程度較弱，容易使剩余油賦存。反韻律特征表現(xiàn)為顆粒粒度下細(xì)上粗，物性上好下差，呈現(xiàn)上部高滲、下部低滲的特征。復(fù)合韻律特征比較復(fù)雜，滲透率值和水淹程度總體上比較均勻，但層內(nèi)具體部位相差很大，高滲部位水淹嚴(yán)重，剩余油量低，低滲部位反之。均質(zhì)韻律發(fā)育較少，其滲透率上下較均一，垂向水淹程度較均勻。無論哪一種韻律，一般在粒度大、孔滲性好的部位開采效果均較好，且剩余油量低［4，12］。

2.3層內(nèi)滲透率非均質(zhì)性特征

在油田勘探開發(fā)中，常把滲透率分布特征視為儲層非均質(zhì)性的集中表現(xiàn)，這是因為滲透率的各向異性及空間位置組合是決定儲層采收率的重要因素［2］。滲透率的非均質(zhì)性差異程度常用定量統(tǒng)計參數(shù)來表示，這些參數(shù)主要有滲透率突進(jìn)系數(shù)、滲透率變異系數(shù)、滲透率級差和滲透率均質(zhì)系數(shù)［5，9］。滲透率突進(jìn)系數(shù)越大，說明滲透率變化越大，注入劑就越易沿高滲透率路徑突進(jìn)，造成驅(qū)油效果差；滲透率變異系數(shù)和滲透率級差越大，儲層的非均質(zhì)性越強(qiáng)［2］。長2儲層平均孔隙度和平均滲透率分別為15.64%和6.32 mD，總體上物性較好，但各小層滲透率級差和突進(jìn)系數(shù)都很高，變異系數(shù)普遍大于1.1，均質(zhì)系數(shù)普遍小于0.24，表明各小層層內(nèi)非均質(zhì)性很強(qiáng)（表1）。

表1　太陽灣油區(qū)長2儲層非均質(zhì)性參數(shù)統(tǒng)計Table 1Heterogeneity parameters statistics of Chang 2 reservoir in Taiyangwan area

圖2　太陽灣油區(qū)X井長2儲層隔、夾層特征Fig.2Characteristics of interlayers of Chang 2 reservoir in X well in Taiyangwan area

2.4夾層分布特征

層內(nèi)夾層是指位于單砂層內(nèi)部的相對低滲透層或致密巖層［12］，其形成主要受控于短期基準(zhǔn)面旋回的影響，一般厚度較小，穩(wěn)定性較差。夾層對水驅(qū)油過程有很大的影響：當(dāng)夾層存在時，對地下油氣具有遮擋或隔絕能力，發(fā)揮著有效圈閉的作用；當(dāng)夾層不存在時，地下油氣在沒有遮擋的條件下繼續(xù)向前運移，不利于油氣藏的形成；同時，夾層還影響砂體的垂直與水平滲透率的比值［4］。常見的夾層有泥（頁）巖、粉砂質(zhì)泥巖及鈣質(zhì)泥巖夾層等。

研究區(qū)主要發(fā)育泥巖夾層和砂巖夾層（圖2）。通常采用夾層頻率和夾層密度說明層內(nèi)夾層的分布特點。夾層頻率是指單位厚度巖層中夾層的層數(shù)，夾層密度是指剖面中夾層總厚度與所統(tǒng)計的砂巖剖面總厚度之比［13］。通過對層內(nèi)夾層頻率、密度及厚度的分析，得出該區(qū)長23小層夾層頻率、夾層密度及單井平均夾層厚度分別為0.20個/m，20.4%和3.75 m，相對最大；長22小層夾層頻率、夾層密度及單井平均夾層厚度分別為0.15個/m，15.3%和2.51 m，相對較小；長21小層夾層頻率、夾層密度及單井平均夾層厚度分別為0.14個/m，15.1%和1.77m，相對最?。ū?）。從儲層非均質(zhì)性受夾層各參數(shù)的影響程度來看，從大到小依次為長23、長22及長21。綜上所述，太陽灣油區(qū)長2儲層夾層的發(fā)育導(dǎo)致儲層非均質(zhì)性增強(qiáng)（表2）。

表2　太陽灣油區(qū)長2儲層夾層分布特征Table 2Distribution characteristics of interlayers in Chang 2 reservoir in Taiyangwan area

3　層間非均質(zhì)性

層間非均質(zhì)性是指垂向上各種沉積環(huán)境的砂體交互出現(xiàn)的規(guī)律性，以及作為隔層的泥質(zhì)巖類在剖面上的發(fā)育和分布狀況，主要受沉積相帶的控制［6］。它取決于縱向上各種成因砂體的組合關(guān)系、砂體之間泥巖隔層的發(fā)育及分布特點等。層間非均質(zhì)性研究可以為多油層合采時分析層間矛盾和研究水淹規(guī)律及剩余油分布特點提供重要依據(jù)［9］。

3.1垂向物性非均質(zhì)性程度

對研究區(qū)各小層孔隙度的分析表明，孔隙度自下而上小幅度先增大后減小，變化不是很大，平均值都大于15%（長23、長22和長21各小層分別為15.85%，17.81%和16.64%）；滲透率值垂向上差異較大，長22和長23小層相對較高，平均分別為8.15 mD和8.97 mD，長21小層相對較低，平均為5.66 mD。此外，各小層滲透率級差、突進(jìn)系數(shù)和變異系數(shù)都很高，且參數(shù)值相差較大，總體上表現(xiàn)出較強(qiáng)的層間非均質(zhì)性（參見表1）。

圖3　太陽灣油區(qū)長2儲層連井剖面Fig.3Well-tie section of Chang 2 reservoir in Taiyangwan area

3.2隔層分布特征

層間隔層是指位于單砂層之間的特低滲或非滲透巖層，厚度一般大于2 m，巖性致密，以泥頁巖為主，還包括少量蒸發(fā)巖和其他巖類［8-9］。一般厚度較大、分布較廣的層間隔層可以將相鄰砂層分隔成相互獨立的單元，使儲層內(nèi)的油、氣、水不能相互竄流［2］。電性特征表現(xiàn)為電阻率曲線低值，微電極曲線幅度差很?。?］。

太陽灣油區(qū)長2油層組內(nèi)發(fā)育的隔層巖性主要為泥巖和粉砂質(zhì)泥巖（參見圖1）。區(qū)內(nèi)長2儲層隔層數(shù)平均為2.5個，其中以長23小層隔層發(fā)育最穩(wěn)定，平均為3個，長21小層隔層發(fā)育最差，平均為1.8個［5］。從隔層單層厚度看，長23、長22和長21各小層平均分別為6.11 m，5.51 m和5.40 m，整個長2儲層隔層單層厚度平均為5.70 m。縱向上，隔層一般在水域面積大，且沉積物供給少時較發(fā)育；平面上，隔層的發(fā)育與沉積相展布有關(guān)，主要分布在砂體不太發(fā)育的位置。研究表明，隔層的發(fā)育對該區(qū)流體的運移和聚集有著重要的影響，如與長22和長21小層相比，長23小層砂體縱向連續(xù)性較差（圖3），儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，含油飽和度相對較高，為58.16%（長22和長21小層含油飽和度分別為52.61%和56.58%）（參見表2）。

4　平面非均質(zhì)性

平面非均質(zhì)性的研究內(nèi)容主要包括砂體的平面展布特征、幾何形態(tài)、厚度變化、連通性以及滲透率的變化所引起的平面非均質(zhì)性，是基于沉積相平面展布的非均質(zhì)性研究［14］。

研究區(qū)從長23到長21沉積時期，主要發(fā)育水下分流河道、河口壩及分流間灣等，其中長23和長22沉積時期分流間灣逐漸萎縮，水下分流河道和河口壩發(fā)育，砂地比變化大；從長22到長21沉積時期，分流間灣面積在東部有所擴(kuò)大，水下分流河道和河口壩萎縮，砂地比減小。整個長2沉積期，水流自北東向南西方向推進(jìn)，與古水流的方向較一致［5］（圖4）。長22和長23小層的水下分流河道和河口壩發(fā)育廣泛，平均砂層厚度分別為21.7 m和23.7 m，平均砂地比分別為0.60和0.56。根據(jù)該區(qū)的連井剖面，長2儲層各小層砂體以多邊式和孤立式為主。多邊式砂體側(cè)向連通性及橫向穩(wěn)定性均較好，可連續(xù)追蹤3到4口井的井距（參見圖3），追蹤長度可達(dá)10 km；孤立式砂體一般較薄，厚度多為3～5 m。

圖4　太陽灣油區(qū)長2儲層沉積相展布及滲透率分布特征Fig.4Distribution characteristics of sedimentary facies and permeability of Chang 2 reservoir in Taiyangwan area

研究表明，儲層平面非均質(zhì)性主要受沉積相帶展布的控制，研究區(qū)北東—南西的物源方向決定了砂體的延伸方向。滲透率的平面分布特征是儲層平面非均質(zhì)性的集中體現(xiàn)，如圖4中砂體橫向分布較連續(xù)，滲透率的走勢與砂體的展布基本吻合。區(qū)內(nèi)平面非均質(zhì)性相對層內(nèi)、層間非均質(zhì)性發(fā)育較弱，而對平面非均質(zhì)性的正確認(rèn)識能夠有效避免無效注水，并提高水驅(qū)油的效率［15］。

6　儲層微觀非均質(zhì)性

儲層微觀非均質(zhì)性是指儲層孔隙和喉道的類型、結(jié)構(gòu)及相互連通關(guān)系在空間上的差異性，還包括微裂縫發(fā)育對層間非均質(zhì)性的影響［12］。在成巖過程中，原生孔隙經(jīng)受各種成巖作用并形成次生孔隙或微裂縫，成巖作用加強(qiáng)了研究區(qū)的儲層微觀非均質(zhì)性。

根據(jù)實驗分析，研究區(qū)長2儲層以顆粒支撐結(jié)構(gòu)為主，砂巖粒徑主要為0.053～0.290 mm，顆粒以細(xì)粒為主?？紫额愋椭饕獮榱ｉg溶孔和粒內(nèi)溶孔；喉道類型主要為縮頸喉道、片狀或彎片狀喉道以及管束狀喉道（圖版Ⅰ-1～Ⅰ-4）；喉道半徑主要為0.06～2.50 μm，占分析樣品的75%，總體為偏細(xì)喉道；孔隙結(jié)構(gòu)以小、中孔-細(xì)喉型為主。孔隙直徑分布均呈雙峰態(tài)，主要為10～50 μm和60～100 μm，平均為60.36 μm，分布不均。研究區(qū)儲層排驅(qū)壓力低，主要為0.09～12.21 MPa，平均為0.91 MPa；退汞效率中等，有剩余油滯留，占可采油量的9.79%～45.15%，平均為34.33%。填隙物以黏土礦物為主（綠泥石、伊利石、高嶺石及伊/蒙混層等），綠泥石薄膜發(fā)育現(xiàn)象較為普遍（圖版Ⅰ-5），多數(shù)石英、長石顆粒的自生或次生加大使孔隙半徑縮小，不穩(wěn)定長石顆粒發(fā)生溶解并形成了次生孔隙（圖版Ⅰ-6～Ⅰ-7）。此外，發(fā)育有少量的微裂縫，多呈蛇曲狀延伸（圖版Ⅰ-8）。裂縫在不同巖層中的密度和產(chǎn)狀對儲層非均質(zhì)性具有重要影響［15］，其存在會改變流體在儲層中的滲流特征和隔層的隔擋能力，并把不同類型的孔隙連通起來，形成比較好的滲流通道［16］；有時則會使某部位物性突然變好，從而加劇其與鄰區(qū)的差異。

研究區(qū)儲層微觀結(jié)構(gòu)復(fù)雜，孔、滲分布不均，儲層非均質(zhì)性較強(qiáng)。其原因有兩方面：一是由于綠泥石薄膜保護(hù)了殘余粒間孔，使其不被充填，但因綠泥石膜僅在局部發(fā)育，所以導(dǎo)致殘余粒間孔分布不均，使儲層非均質(zhì)性加強(qiáng)；二是由于溶蝕和破裂作用的不均一性使溶蝕孔和裂縫的分布也具有很強(qiáng)的非均質(zhì)性，從而加劇了儲層的非均質(zhì)性［17］。

6　結(jié)論

（1）太陽灣油區(qū)層內(nèi)非均質(zhì)性主要受沉積構(gòu)造、粒度韻律、滲透率非均質(zhì)性及夾層分布等因素的控制。區(qū)內(nèi)共有4種滲透率類型，即正韻律、反韻律、復(fù)合韻律和均質(zhì)韻律。夾層受控于短期基準(zhǔn)面旋回的影響，對地下油氣具有遮擋或隔絕能力。滲透率各參數(shù)特征表明研究區(qū)長2儲層具有較強(qiáng)的層內(nèi)非均質(zhì)性。

（2）研究區(qū)層間非均質(zhì)性總體較強(qiáng)，各小層發(fā)育不均一，長23小層層間非均質(zhì)性相對最強(qiáng)，長22和長21小層次之。隔層的發(fā)育主要與沉積物供給和沉積相展布有關(guān)。區(qū)內(nèi)隔層發(fā)育不均，以長23小層最發(fā)育。

（3）平面非均質(zhì)性主要受沉積相展布的控制，研究區(qū)砂體呈北東—南西向分布，孔、滲的平面分布與沉積砂體的展布基本吻合。微觀上孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，綠泥石膜及擠壓破裂等成巖作用加劇了儲層非均質(zhì)性。

（4）研究區(qū)剩余油多分布在孔滲性較差部位及正韻律的中上部或反韻律的中下部，即儲層非均質(zhì)性較強(qiáng)的部位。因此，對儲層非均質(zhì)性的研究，可以為掌握研究區(qū)剩余油分布狀況及后期勘探開發(fā)提供重要依據(jù)。

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圖版Ⅰ

（本文編輯：于惠宇）

Research on heterogeneity of Chang 2 reservoir in Taiyangwan area，Ordos Basin

Xie Qing1，2，Wang Jianmin2，Shi Shengbiao3
（1.School of Earth Science and Resource，Chang'an University，Xi'an 710054，China；2.School of Earth Sciences and Engineering，Xi'an Shiyou University，Xi'an 710065，China；3.Xiqu Oil Production Plant，PetroChina Yanchang Oilfield Company，Yan'an 717500，Shannxi，China）

Reservoir heterogeneity is one of the important factors that affect remaining oil distribution.In recent years，retention phenomenon of remaining oil in Taiyangwan area is serious.In view of this phenomenon，accorded to the practical geological situation，geological data of lithologies，physical properties，electric properties and oiliness were adopted to conduct qualitative evaluation of Chang 2 reservoir heterogeneity and its cause，and to analyze the influences of heterogeneity on remaining oil distribution of the reservoir.By using experiment，logging and standard contrast methods，this paper divided heterogeneity into the intra-layer，inter-layer，plane and microscopic heterogeneities for respective discussion.The result shows that the intra-layer heterogeneity is strong in the study area，which is mainly controlled by sedimentary structure，rhythm，permeability and interlayers；inter-layer heterogeneity is generally strong with uneven development in each layer，the heterogeneity of the Chang 23is the strongest，followed by Chang 21and Chang 22；the plane heterogeneity is mainly affected by the distribution of sand body and sedimentary microfacies；pore structure at micro level is complex，and various diagenesis heightened reservoir heterogeneitydegree.The research of the reservoir heterogeneity provides important theory basis for grasping the distribution of remaining oil and later exploitation in the study area.

reservoir heterogeneity；distribution ofthe remainingoil；Chang2 reservoir；Taiyangwan area

TE122.2

A

1673-8926（2015）04-0061-07

2014-12-15；

2015-01-16

陜西省自然科學(xué)基礎(chǔ)研究項目“陜北中生界延長組特低滲低阻油層識別與評價”（編號：2010JM5003）資助

謝青（1987-），女，長安大學(xué)在讀博士研究生，研究方向為礦產(chǎn)普查與勘探。地址：（710054）陜西省西安市雁塔路126號長安大學(xué)地球科學(xué)與資源學(xué)院。E-mail：xieqingsunny@163.com

王建民（1962-），男，教授，碩士生導(dǎo)師，主要從事沉積、儲層評價及成藏研究等工作。E-mail：shxy-wjm2003@163.com。