朱亞林 郭 強 薛永康 劉進龍 姜 南 李 雪

(1. 西北大學地質(zhì)學系， 西安 710069； 2. 陜西延長石油集團有限責任公司研究院， 西安 710075；3. 常州大學石油工程學院， 江蘇 常州 213016)

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志丹地區(qū)長2、長3段儲層非均質(zhì)性研究

朱亞林1郭 強2薛永康1劉進龍1姜 南1李 雪3

(1. 西北大學地質(zhì)學系， 西安 710069； 2. 陜西延長石油集團有限責任公司研究院， 西安 710075；3. 常州大學石油工程學院， 江蘇 常州 213016)

在綜合利用巖心、測井、鉆井等地質(zhì)資料的基礎上，通過巖心觀察與描述及隔夾層分析，對志丹地區(qū)長2、長3段的沉積環(huán)境和砂體展布特征進行研究，認為長2段儲層在河道加積作用下，自下而上砂體厚度增大，砂體側(cè)向連通性變好，而長3段油層組的砂體呈現(xiàn)出與之相反的沉積變化規(guī)律。采用巖心分析測試和測井解釋等方法進行儲層評價，認為長2段儲層的滲透率非均質(zhì)性較強，長3段儲層滲透率雖特別低，但其滲透率均質(zhì)程度較高。

非均質(zhì)性； 志丹地區(qū)； 沉積環(huán)境； 砂體展布

儲層的非均質(zhì)性是影響油藏最終采收率的重要地質(zhì)因素之一[1]。經(jīng)過多年的勘探與開發(fā)，鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)長2、長3段儲層暴露出了許多問題，例如：含水率高、地層能量下降快、注入水波及效率低、單井產(chǎn)能低。為提高延長組油藏采收率，明確剩余油挖潛有利區(qū)，必須對其進行儲層非均質(zhì)性研究。已有研究主要是根據(jù)盆地、油藏、研究目的層位的規(guī)?；蛘吒鶕?jù)不同的開發(fā)階段進行描述[2-7]。

本次研究綜合利用巖心分析測試、測井參數(shù)解釋和生產(chǎn)動態(tài)等資料，從層內(nèi)、層間及平面3個方面對研究區(qū)長2、長3段儲層的非均質(zhì)性進行綜合研究，并詳細分析了非均質(zhì)性的主要控制因素。

1 地質(zhì)背景

志丹地區(qū)位于陜西省延安市，構造上屬于鄂爾多斯盆地。研究區(qū)位于伊陜斜坡中部，區(qū)域構造為一平緩的西傾單斜，部分地區(qū)由于差異的壓實作用形成鼻狀構造[8-9]。志丹地區(qū)長2、長3段儲層以灰色細粒長石砂巖為主，其次為粉 — 細粒長石砂巖及中 — 細粒長石砂巖。它們具有共同的巖石學特征，即礦物成熟度低，結(jié)構成熟度高，成巖作用強烈，為低滲透致密砂巖儲層[10-11]。

圖1 志丹地區(qū)地理位置圖

2 儲層非均質(zhì)性

2.1 層間非均質(zhì)性

儲層的層間非均質(zhì)性包括各油層亞組之間砂地比的差異及砂層之間泥巖隔層的分布與變化。

2.1.1 砂地比

砂地比的變化可以描述不同沉積類型砂巖的層間非均質(zhì)性，也可以反映各油層亞組沉積微相的演變。志丹地區(qū)長2、長3段油層組砂地比統(tǒng)計見表1。

表1 志丹地區(qū)長2、長3段油層組砂地比統(tǒng)計表

長2段油層組的統(tǒng)計結(jié)果表明，自上而下(長21— 長23)，砂地比逐漸升高，單砂層平均厚度加大。在地層厚度接近的前提下，長22單井砂巖厚度是長23單井的0.5～1倍，且單井砂巖層數(shù)較長23少。長22單砂層平均厚度是長23的1～3倍(長21與長22由于分層原因，沒有作直接對比)。這種變化反映了在長23時期平原分流河道處于早期發(fā)育階段，到了長22和長21時期，平原分流河道沉積已達到鼎盛。

長3段油層組的數(shù)據(jù)變化規(guī)律與長2段相反。經(jīng)過長4、長5時期較大規(guī)模的湖侵事件之后，長3時期湖盆退縮，開始了又一次三角洲建設期，本區(qū)以三角洲前緣亞相與三角洲平原亞相交替出現(xiàn)為特征，長33時期的河流迅速向湖泊推進，以平原分流河道沉積為主，之后長32和長31時期的河流作用沒有長33時期的強，以前緣沉積為主。長3段油層組砂地比及單砂層厚度的變化反映了這種演變。

2.1.2 隔層

隔層巖性為泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖和砂泥巖薄互層，主要為分流河道及分流間灣沉積。

隔層統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，由長21到長23，單井平均隔層層數(shù)增加，單井平均隔層厚度及單隔層平均厚度變厚(見表2)。這種變化在義正、旦八區(qū)長2油層組中表現(xiàn)更明顯。隔層層數(shù)及厚度變化與單砂層厚度變化互為消長關系，泥巖隔層層數(shù)減少，厚度變薄，而單砂層厚度明顯增大，反映出長22、長21時期分流河道沉積更加發(fā)育，分流間洼地沉積范圍大大縮小。

長3段油層組的隔層統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，3個亞組間隔層的層數(shù)及厚度變化不大，僅在長33時期分流河道沉積占優(yōu)勢，隔層厚度較上面2個油層亞組小，長31和長32的剖面結(jié)構及砂泥巖比例比較接近。

表2 志丹地區(qū)長2、長3段油層組隔層統(tǒng)計表

長2、長3段油層組內(nèi)的泥巖隔層比較明顯，橫向上可以追蹤。

長21多為1個厚砂層，砂層橫向連通性良好。塊狀砂層的厚度在20～30 m，砂層厚度的變化對連通性影響不大。在寨科區(qū)，部分井長21厚砂層下部分叉，2個砂層間有2～3 m厚的泥巖隔層；在Z129井區(qū)，長21由2層砂巖組成，通常上砂層比較發(fā)育，是主要含油層段，上下砂層之間有1層厚 3～7 m的泥巖分隔。

寨科地區(qū)的長22一般有2層厚砂巖，厚砂層之間有3～5 m厚的泥巖分隔；南部地區(qū)長22一般只有1層砂巖，部分井在塊狀砂層下部出現(xiàn)分叉拖尾現(xiàn)象。長22上部有1厚層泥巖，分布穩(wěn)定，橫向連續(xù)性好，是長22與長21之間的主要隔層。

長23下部為塊狀砂巖(南部地區(qū)為厚層狀砂泥巖互層)，上部為15～20 m厚的泥質(zhì)巖與長22的砂泥巖分隔，橫向可以連續(xù)追蹤。

長3段油層組主要含油層位為長33。長33下部為厚層砂巖，上部為厚層狀砂泥巖互層，為一個完整的儲蓋組合。砂巖的含油性受巖性、物性控制，在平面上為復合連片。含油砂層的上部有厚層泥巖(或砂泥巖互層)作蓋層，并與上覆的長32亞組分隔。泥巖隔層厚5～15 m，橫向連續(xù)性較好。

2.2 平面非均質(zhì)性

長2段儲層為三角洲平原分流河道沉積，自下而上，河流沉積作用逐步加強，河道砂巖加厚，砂地比升高；河道砂體形態(tài)由帶狀向席狀演變，砂體側(cè)向連通性較好。

長33油藏主要分布在旦八區(qū)。從砂地比圖看出，志丹東北部的寨科區(qū)和旦八區(qū)分別有2個較厚的長33砂巖條帶(見圖2)。砂巖條帶呈北東 — 南西向展布，形態(tài)近似三角洲前緣水下分流河道沉積形成的朵狀砂體。長33下部含油砂巖為厚約20 m的塊狀砂層，在橫向上砂巖厚度、巖性變化較大，厚砂層的下部或中上部往往出現(xiàn)較厚的泥巖隔層，層數(shù)介于1～3。由于砂巖含油性受巖性、物性控制，砂巖橫向變化使油層厚度及其在厚砂層內(nèi)的位置也有所改變，這些變化為沉積微相在平面上演變所致。

圖2 志丹地區(qū)長33砂地比等值線圖

2.3 層內(nèi)非均質(zhì)性

2.3.1 滲透率非均質(zhì)性

用滲透率級差、突進系數(shù)、變異系數(shù)等3項指標表征長2、長3段儲層的滲透率非均質(zhì)性。級差越大、突進系數(shù)越大，變異系數(shù)越趨近于1，砂巖的滲透率非均質(zhì)性越強；反之則均質(zhì)程度越高。志丹地區(qū)長2、長3段儲層滲透率特征值計算結(jié)果見表3。

表3 志丹地區(qū)長2、長3段儲層滲透率特征值計算表

數(shù)據(jù)表明，寨科區(qū)長21儲層的滲透率非均質(zhì)性較強，Z2井區(qū)長2段與寨科區(qū)長21儲層的非均質(zhì)性程度接近，Z2井區(qū)均質(zhì)程度略高。長33儲層雖然滲透率特別低，但單個樣品間差距不大，滲透率均質(zhì)程度較高。

2.3.2 砂層的韻律特征

長2段砂巖為三角洲平原分流河道沉積，主要沉積微相有分流河道、分流間灣、決口扇、天然堤等，這些沉積環(huán)境形成的沉積物在垂向剖面上形成粒度向上變細的正韻律沉積層序。

通過對本區(qū)資料較多的Zh18、5032等6口井長21砂層韻律特征的分析，發(fā)現(xiàn)砂巖韻律的變化規(guī)律與沉積微相的變化規(guī)律相吻合。其共同的特點是每個塊狀砂層由3～5個次一級大韻律組成，韻律厚度為3～9 m，為一個粒度向上變細的層序；每個大韻律又由3～7個小韻律組成，小韻律厚度1～2 m，以正韻律為主(見圖3)。大韻律層之間或小韻律之間多數(shù)為砂巖與砂巖接觸，正韻律層的底部都有沖刷面，堤泛沉積的泥質(zhì)巖比較少見，這種現(xiàn)象提示長21可能是由網(wǎng)狀分流河沉積的心灘砂構成。同時，韻律剖面上還可以看到粒度向上變粗的層序，如Zh18井的1 414.0 — 1 416.0 m，5032井的1 330.0 — 1 334.0 m等。這是網(wǎng)狀河沉積中可以見到的一種層序，成因是舊河道決口(或改道)發(fā)育成新河道時形成的層序，其下部為分流間灣沉積，上部為新河道的心灘沉積。

圖3 長2段砂層組滲透率韻律特征圖

2.3.3 夾層產(chǎn)狀及分布

長2、長3段油層組內(nèi)鈣質(zhì)夾層較多，但是由于鈣質(zhì)層多為鈣質(zhì)砂巖，與圍巖沒有巖性界線，因此夾層統(tǒng)計只針對泥質(zhì)夾層(見表4)。

夾層統(tǒng)計結(jié)果表明，在長2油層組內(nèi)，長23的夾層比例、夾層頻率較長22和長21高；將寨科區(qū)長2段與義正、旦八區(qū)相比，后者夾層頻率、夾層比例較前者低，夾層厚度較前者小，反映義正、旦八區(qū)長2時期河流沉積作用較強，河道砂巖更發(fā)育。長3段油層組內(nèi)以長33夾層頻率及比例較低，砂巖厚度最大，反映長33時期河流沉積作用強，這與長3段沉積早期湖退河進的沉積環(huán)境相吻合。

表4 志丹地區(qū)長2、長3段油層組夾層統(tǒng)計表

3 結(jié) 語

(1) 長2段油層組自下而上砂地比逐步升高，單砂層平均厚度加大；長3段油層組的規(guī)律與此相反。由長23到長21，單井平均隔層層數(shù)減少，單井平均隔層厚度和單隔層平均厚度變薄。長2、長3段油層組內(nèi)的泥巖隔層比較明顯，橫向上可以追蹤。

(2) 長2段儲層為三角洲平原分流河道沉積，自下而上，河流沉積作用逐步加強，河道砂巖加厚，砂地比升高；河道砂體形態(tài)由帶狀向席狀演變，砂體側(cè)向連通性較好。

(3) 本區(qū)長2段儲層的滲透率非均質(zhì)性較強；長33儲層滲透率低，但單個樣品間差距不大，滲透率均質(zhì)程度較高。這2段的共同特點是每個塊狀砂層均由3～5個次一級的大韻律組成。

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Study on Reservoir Heterogeneity of Chang 2 and Chang 3 Sections in Zhidan Area

ZHUYalin1GUOQiang2XUEYongkang1LIUJinlong1JIANGNan1LIXue3

(1. Department of Geology, Northwest University, Xi′an 710069, China; 2. Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum Co. Ltd., Xi′an 710075, China; 3. School of Petroleum Engineering, Changzhou University, Changzhou Jiangsu 213016, China)

Based on comprehensive analysis of core, logging, drilling and geological data, the sedimentary environment and sand body distribution of Chang 2 and Chang 3 are studied through core observation and description and interlayer analysis. It indicates that sand body thickness increases from the bottom to the top, and sand body lateral connectivity becomes better in Chang 2 reservoir because of river aggradation. But Chang 3 reservoir sand body shows the opposite rules. reservoirs of Chang 2 and Chang 3 are evaluated by core analysis and log interpretation methods. The results show that the permeability non heterogeneity of Chang 2 reservoir is strong; permeability of Chang 3 is very low, but permeability heterogeneity is higher.

heterogeneity; Zhidan area; sedimentary environment; sand body distribution

2016-02-25

國家自然科學基金項目“青藏高原岡底斯地塊晚古生代古地磁研究”(41174055)；陜西省普通高等學校重點學科專項“地球探測與信息技術”(081802)

朱亞林(1990 — )，男，河南滑縣人，西北大學在讀碩士研究生，研究方向為油氣儲層地質(zhì)學。

P618

A

1673-1980(2016)05-0001-05