宋 健，何 斌，王小多，杜彥軍，高 庭，張 格.

(1.陜西延長石油(集團)有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075；2.延長油田股份有限公司志丹采油廠，陜西延安 717500)

鄂爾多斯盆地海子塌油區(qū)長6油層組非均質(zhì)性研究

宋 健1，何 斌1，王小多1，杜彥軍1，高 庭2，張 格1.*

(1.陜西延長石油(集團)有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075；2.延長油田股份有限公司志丹采油廠，陜西延安 717500)

儲層的非均質(zhì)性影響著剩余油的分布和規(guī)模，因此針對海子塌油區(qū)現(xiàn)有的勘探現(xiàn)狀，結(jié)合該區(qū)實際地質(zhì)情況，利用測井解釋、巖心以及分析化驗資料，對海子塌油區(qū)長6油層組非均質(zhì)性進行探討，分析海子塌地區(qū)巖性、物性、電性等特征，對比海子塌油區(qū)長6油層組的層內(nèi)、層間、平面及微觀4個方面的非均質(zhì)性。結(jié)果表明：海子塌地區(qū)層內(nèi)非均質(zhì)性較強，主要受到沉積構(gòu)造、巖石韻律、層內(nèi)夾層和滲透率非均質(zhì)性等因素的控制；層間非均質(zhì)性整體較強，各個小層受到隔層、滲漏率和砂地比等因素的影響，非均質(zhì)性差異明顯，其中以長61和長62的非均質(zhì)性較強；平面非均質(zhì)性主要受到沉積相及砂體展布的影響；微觀非均質(zhì)性比較復(fù)雜，各種成巖作用互相影響，加劇了海子塌長6油層組的非均質(zhì)性。

儲層非均質(zhì)性；長6 油層組；海子塌油區(qū)

油氣藏儲層性質(zhì)的好壞直接影響油氣井的產(chǎn)能、開發(fā)政策的制定、開發(fā)效果以及最終采收率，對油氣儲層特性信息的有效掌握和認識是油氣田能否獲得高效開發(fā)的決定性因素。儲層非均質(zhì)性是儲層表征的核心內(nèi)容，是制約開發(fā)效果的關(guān)鍵所在[1]。前人對鄂爾多斯盆地儲層非均質(zhì)性雖有研究[2-4]，但針對志丹油田海子塌地區(qū)主力儲層長6油層組的研究基本屬于空白，整個志丹油田的非均質(zhì)性研究也相對較少。目前，志丹油田海子塌地區(qū)即將進入高含水區(qū)，因此，亟須對研究區(qū)長6油層組進行非均質(zhì)性研究，了解和分析海子塌地區(qū)儲層的信息特征。主要通過表征儲層特征的參數(shù)在空間上分布的不均一性[5-9]，分析長6油層組的層內(nèi)、層間、平面和微觀非均質(zhì)性特征，揭示海子塌地區(qū)長6油層組的非均質(zhì)性，從而為制定有效的開發(fā)方案以及后期的高效勘探開發(fā)提供重要依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

永寧油田海子塌區(qū)行政上隸屬陜西省延安市志丹縣，位于志丹縣城西南約29 km處；在大地構(gòu)造位置上，位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡的中西部(圖1)。海子塌區(qū)西北與何家洼油區(qū)相接，東北與義正油區(qū)相連，東南與永152油區(qū)相鄰。該油區(qū)總體為向西傾的平緩單斜，平均坡降小于1°，局部發(fā)育一些小型的鼻狀構(gòu)造。

圖1 永寧油田海子塌區(qū)構(gòu)造位置示意Fig.1 Tectonic location of Haizita area of Yongning oilfield

海子塌油區(qū)長6油層組是本次研究的目的層段，自上而下將長6油層組分為長61、長62、長63及長64共4個小層。其中，長61和長62是該區(qū)主要的產(chǎn)油層位。該區(qū)長6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、河口壩等沉積微相。研究區(qū)長6油層組以淺灰色、灰色、灰綠色細粒長石砂巖為主，其次為粉砂巖，黏土泥質(zhì)含量較低；孔隙度為3.5%～16.0%，平均為9.04%；滲透率主要為0.02～5.70 mD，平均為0.39 mD，整體上屬于低孔、特低滲儲層[10]。

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[11]，也是生產(chǎn)中引起層內(nèi)矛盾的內(nèi)在原因。本次研究通過測井解釋，并結(jié)合巖心觀察，對海子塌區(qū)長6油層組進行層理特征、韻律特征、層內(nèi)夾層及滲透率非均質(zhì)性的研究，綜合分析其層內(nèi)非均質(zhì)性特征。

2.1 層理特征

研究區(qū)長6油層組砂巖中發(fā)育平行層理、板狀交錯層理、槽狀交錯層理、楔狀交錯層理及包卷層理，底部具沖刷面，沖刷面附近含大量泥礫。粉砂巖中發(fā)育水平層理、透鏡狀層理、沙紋層理(圖2)。海子塌長6油層組主要以平行層理為主。平行層理一方面有利于水驅(qū)油的均衡性，提高了厚度波及系數(shù)；但另一方面也降低了儲層的滲透率，尤其是對層理面上富集炭屑和炭質(zhì)薄層砂巖的垂向滲透率的影響更大。

2.2 巖石的韻律特征

根據(jù)巖心與測井資料分析，長6油層組砂體內(nèi)部滲透率的變化有正韻律、反韻律以及由正、反韻律疊加組成的復(fù)合韻律3種類型，整體上海子塌地區(qū)以復(fù)合韻律型為主(圖3)。

正韻律型：表現(xiàn)為高孔、高滲段分布于砂體底部，向上滲透率逐漸減小，小層內(nèi)部往往由幾個正韻律疊加，中間被泥質(zhì)或物性夾層隔開。

反韻律型：表現(xiàn)為滲透率向上逐漸增大，高孔、高滲段分布于砂體頂部，一般多為河口壩沉積。整體來講，本區(qū)單砂層完全為反韻律的情況不多，多數(shù)反韻律砂體只是復(fù)合韻律砂體的一部分。

圖2 海子塌地區(qū)典型井長6油層組巖心層理特征Fig.2 Core bedding features of Chang-6 oil-bearing formation of typical wells in Haizita areaa.永857井，1556.7～1556.9 m，長61，平行層理;b.永1080井，1617.4～1619.1 m，長62，波狀層理

復(fù)合韻律型：這種韻律表現(xiàn)為單砂體中反韻律與正韻律層交替分布，本區(qū)多見砂體中部滲透率向兩側(cè)逐漸減小。

圖3 永1080井長6油層組砂巖內(nèi)部韻律變化Fig.3 Rhythm feature of sandstone from Chang-6 oil-bearing formation of well 1080

2.3 層內(nèi)夾層

長6油層組內(nèi)均普遍鉆遇泥質(zhì)夾層。以主力油層長61、長62油層亞組為研究對象，其夾層頻率、厚度及密度統(tǒng)計結(jié)果見表1。表中數(shù)據(jù)表明，長61油層亞組平均夾層數(shù)為3.52個，平均夾層厚度為1.1 m，夾層頻率為0.22層/m，夾層密度為0.19；長62油層亞組平均夾層數(shù)為3.47個，單井平均夾層厚度為1.39 m，夾層頻率為0.22層/m，夾層密度為0.24；長63油層亞組平均夾層數(shù)為2個，單井平均夾層厚度為1.39 m，夾層頻率為0.36層/m，夾層密度為0.33；長64油層亞組平均夾層數(shù)為1.6個，單井平均夾層厚度為1.76 m，夾層頻率為0.23層/m，夾層密度為0.29?？傮w上，長61和長62兩個油層亞組的單夾層厚度、夾層頻率、夾層密度均比較接近，在一定意義上表明沉積環(huán)境是近似的；長63和長64兩個油層亞組之間也有類似的特征。

表1 海子塌區(qū)長6油層組夾層統(tǒng)計表Table 1 Statistics interlayer of Chang-6 oil-bearing formation in Haizita area

2.4 滲透率非均質(zhì)性

層內(nèi)非均質(zhì)性是指一個單砂層規(guī)模其內(nèi)部垂向上的儲層性質(zhì)變化。通常認為，滲透率的變異系數(shù)、突進系數(shù)、級差是反映儲層非均質(zhì)性比較敏感的重要參數(shù)(表2)，能夠有效地揭示儲層內(nèi)部的非均質(zhì)性特征[12]。

依據(jù)研究區(qū)永1080、永440、永856等9口井的390個樣品巖心實測滲透率數(shù)據(jù)，對長6油層組不同油層亞組進行了滲透率變異系數(shù)(Vk)、突進系數(shù)(Tk)和級差(Jk)等非均質(zhì)性參數(shù)進行計算(表2)。結(jié)果(表3)表明，本區(qū)長61油層亞組變異系數(shù)(Vk)平均為1.02，突進系數(shù)(Tk)平均為3.65，級差(Jk)平均為62.17；長62油層亞組變異系數(shù)(Vk)平均為1.05，突進系數(shù)(Tk)平均為4.28，級差(Jk)平均為34.36；長63油層亞組變異系數(shù)(Vk)平均為0.69，突進系數(shù)(Tk)平均為1.72，級差(Jk)平均為5.42；長64油層亞組變異系數(shù)(Vk)平均為10.74，突進系數(shù)(Tk)平均為3.28，級差(Jk)平均為29.98。以上數(shù)據(jù)表明，本區(qū)長61、長62、長64油層亞組砂巖具有強的層內(nèi)非均質(zhì)性，長63油層亞組具有中等非均質(zhì)性。

表2 碎屑巖儲層層內(nèi)非均質(zhì)性參數(shù)及其評價分級標(biāo)準(zhǔn)[13]Table 2 In-layer permeability parameters with evaluation and classification standard of clastic rock reservoir

表3 海子塌區(qū)長6油層組滲透率特征值計算表Table 3 Computation of heterogeneity parameters of Chang-6 oil-bearing formation in Haizita area

綜上所述，海子塌地區(qū)長6油層組層內(nèi)發(fā)育多種類型層理特征，且韻律變化較為復(fù)雜，層內(nèi)夾層發(fā)育；長61和長62兩個油層亞組的單夾層厚度、夾層頻率、夾層密度均比較接近，長63和長64兩個油層亞組之間也有類似的特征。因此，海子塌長6油層組的層內(nèi)非均質(zhì)性大大增強，各個小層滲漏率非均質(zhì)性較強，長61、長62及長64非均質(zhì)性較強，長63非均質(zhì)性較弱。

3 層間非均質(zhì)性

層間非均質(zhì)性是指儲層縱向上砂體間的物性差異及其分布特征，包括砂體的層間滲透率非均質(zhì)性及隔層的分布。油氣勘探實踐表明，層間非均質(zhì)性對油水界面的差異及油水系統(tǒng)的分布有重要影響，并最終控制著砂層的油氣充滿度[14]。

3.1 隔層特征

隔層巖性主要為泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖和砂泥巖薄互層，主要是分流間灣沉積。把厚度大于或等于2 m的泥質(zhì)巖定為砂巖儲層間的隔層。

統(tǒng)計結(jié)果(表4)表明，長62油層亞組的隔層較為發(fā)育，單井隔層個數(shù)在2.6以上，隔層平均厚度為16.6 m；長61油層亞組單井隔層個數(shù)為1.7，隔層平均厚度為8.8 m；長63和長64油層亞組隔層個數(shù)在1左右。

表4 海子塌區(qū)長6油層組隔層統(tǒng)計表Table 4 Statistics interlayer of Chang-6 oil-bearing formation in Haizita area

3.2 滲透率差異

用滲透率級差(Jk)、突進系數(shù)(Tk)、變異系數(shù)(Vk)來表示各油層亞組間的滲透率差異。級差越大，突進系數(shù)越高，變異系數(shù)越趨近于1，表明砂巖滲透率的非均質(zhì)性越強。通過對本區(qū)9口井的390塊樣品分析滲透率值的統(tǒng)計結(jié)果(表3)，本區(qū)長6油層組非均質(zhì)性從強到弱的次序是：長61、長62、長64、長63。

3.3 砂地比

縱向上各油層亞組砂體主要以帶狀和透鏡狀產(chǎn)出，長61油層亞組地層厚度平均為34.8 m，單井砂層一般為1～5層，平均單砂層數(shù)為3.1層；單井平均砂體厚度為16.15 m，單砂層平均厚度為5.26 m，砂地比為0.3～0.6。長62油層亞組地層厚度平均為36.3 m，單井砂層一般為1～6層，平均單砂層數(shù)為3.4；單井平均砂體厚度為15.62 m，單砂層平均厚度為4.53 m，砂地比為0.3～0.55。長63亞組地層厚度平均為20 m，單砂層一般為0～3層，平均單砂層數(shù)為1.3層；單井平均砂體厚度為6.85 m，單砂層平均厚度為4.13 m，砂地比為0.3～0.45。長64亞組地層厚度平均為17 m，單砂層一般為0～3層，平均單砂層數(shù)為1.4；單井平均砂體厚度為7.28 m，單砂層平均厚度為4.41 m，砂地比為0.3～0.7(圖4、圖5、表5)。由此可見，長61、長62砂體較發(fā)育，砂體厚度大；長63、長64砂體厚度較小，相對欠發(fā)；長6油層組各亞組層內(nèi)非均質(zhì)性較強。

圖4 過永402井—永734-4井—永1065-3井垂直物源長6油層組砂體結(jié)構(gòu)Fig.4 Sand body structure of Chang-6 oil-bearing formation, cross well Yong 402, well Yong 734-4, well Yong 1065-3(vertical with provenance direction)

圖5 過永401-7井-永1052-3井-永728-6井順物源長6油層組砂體結(jié)構(gòu)Fig.5 Sand body structure of Chang-6 oil-bearing formation, cross well Yong 401-7, well Yong 1052-3, well Yong 728-6(vertical with provenance direction)

表5 海子塌區(qū)長6油層組層間非均質(zhì)性特征表Table 5 Heterogeneity features of interlayer of Chang-6 oil-bearing formation in Haizita area

4 平面非均質(zhì)性

長6油層組屬于三角洲前緣沉積(圖6)，主要發(fā)育水下分流河道砂體，順河道方向砂巖連通性好，垂直河道方向砂巖連通性較差?？傮w上，長61、長62油層亞組砂巖發(fā)育，單層厚度大，最厚可達16 m，橫向連通性好(圖7)。長61油層亞組砂體寬度都在2 km以上，水下分流河道、分流間灣和水下天然堤較發(fā)育；長62油層亞組砂體寬度在0.7～2.2 km之間，水下分流河道、分流間灣和水下天然堤較發(fā)育。長63和長64油層亞組砂巖欠發(fā)育，砂體單層厚度小，單層砂巖厚度在3～16 m之間，橫向連通性也較差(圖8)。長63油層亞組砂體寬度在0.2～1.2 km之間，水下天然堤和分流間灣發(fā)育；長64油層亞組河道寬約1.7 km，水下天然堤和分流間灣發(fā)育。

圖6 海子塌長6沉積相平面Fig.6 Sedimentary facies distribution of Chang-6 oil-bearing formation in Haizita area

圖7 過永1032-1井—永1092-2井—永400-5井長6油層組沉積微相剖面(橫物源)Fig.7 Cross section of sedimentary microfacies of Chang-6 oil-bearing formation, cross well Yong 1032-1, well Yong 1092-2, well Yong 400-5 (vertical with provenance direction)

圖8 過永856-6井—永740-6井—永745-2井長6油層組沉積微相剖面(縱物源)Fig.8 Cross section of sedimentary microfacies of Chang-6 oil-bearing formation, cross well Yong 856-6, well Yong 740-6, well Yong 745-2 (parallel with provenance direction)

研究表明，海子塌地區(qū)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)的物源方向決定了砂體的延伸方向，在平行于河道的方向上，孔滲變化較?。辉诖怪庇诤拥赖姆较蛏?，孔滲由河道中心向兩側(cè)逐漸降低。研究區(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。

5 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[15]。在長6油層組的成巖過程中，研究區(qū)的原生孔隙受到各個成巖作用的影響，并形成次生孔隙或微裂縫，加強了海子塌地區(qū)長6油層組微觀非均質(zhì)性。

研究表明，本區(qū)長6砂巖油層組面孔率分布在0.33%～9.39%之間，平均為3.30%。長6油層組原生孔隙和次生孔隙分布特征不盡相同，其中長61以原生孔隙為主，次生孔隙為輔，原生孔隙約占總孔隙的80%以上；長62上部以原生孔隙為主，下部次生孔隙所占比例超過50%；長63原生孔隙與次生孔隙各占一半；長64以次生孔隙為主，原生孔隙為輔(圖9)。海子塌長6砂巖孔隙孔徑一般分布在10～100 μm之間，平均為50 μm左右，主頻分布在小孔隙(20～70 μm)，占81.7%；孔喉直徑分布一般在0.08～0.23 μm，平均在0.155 μm左右，主頻在0.1～0.2 μm，占到87%。海子塌地區(qū)儲層屬于中小孔隙—微喉道類型。

圖9 永寧油田海子塌區(qū)長6油層組孔隙類型分布直方圖Fig.9 Histogram of pore types of Chang-6 oil-bearing formation in Haizita area

海子塌地區(qū)微觀結(jié)構(gòu)復(fù)雜，孔、滲變化較大，長6各個小層的非均質(zhì)性較強，其原因主要是：成巖作用壓實及巖溶作用、膠結(jié)作用使原生粒間孔損失，特別是長6油層組原生孔隙損失嚴(yán)重，從而增強了儲層的非均質(zhì)性(圖10a)。譬如，通過分析碳酸鹽含量與孔隙度和滲透率的關(guān)系(圖11)也可以看出，碳酸鹽含量越高，物性越差。成巖后期的溶蝕作用產(chǎn)生了大量次生孔隙，使得砂巖的孔隙度、滲透率得到一定的恢復(fù)(圖10b)。因此，成巖作用大大增強了海子塌地區(qū)長6油層組的微觀非均質(zhì)性，使得研究區(qū)的微觀結(jié)構(gòu)更為復(fù)雜，孔滲變化也相對較為明顯，從微觀上影響了長6油層組的非均質(zhì)性發(fā)育。

圖10 海子塌地區(qū)典型井長6油層組微觀特征Fig.10 Microscopic features of Chang-6 oil-bearing formation of typical wells in Haizita areaa.顆粒定向排列，永1022-1井，1574.03 m，長63 b.碎屑顆粒發(fā)生溶蝕產(chǎn)生溶孔，永1022-1井，1578.14 m，長64

圖11 永寧油田海子塌區(qū)長6油層組滲透率與碳酸鹽含量相關(guān)圖Fig.11 Scatter diagram of relationship between permea- bility with carbonate content of Chang-6 oil-bearing formation of typical wells in Haizita area

6 結(jié)論

(1)海子塌地區(qū)儲層非均質(zhì)性主要受到層內(nèi)、層間、平面、微觀4個方面的因素影響。其中，層內(nèi)夾層對地下油氣具有遮擋或隔擋能力，層內(nèi)滲透率的變異系數(shù)、突進系數(shù)、級差均顯示明顯變化，非均質(zhì)性較強。

(2)縱向上，海子塌地區(qū)非均質(zhì)性整體較強 ，但各小層發(fā)育不均一，層間隔層發(fā)育，滲漏率變化較大，長61及長62小層的非均質(zhì)性相對較強，長63和長64小層次之。

(3)平面非均質(zhì)性主要受沉積相展布的控制，海子塌地區(qū)砂體整體呈南北向分布。微觀上，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，壓溶作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用等成巖作用增強了儲層的非均質(zhì)性。

(4)綜合以上研究分析，認為海子塌地區(qū)為非均質(zhì)性儲層，且非均質(zhì)性較強，各個小層之間差異明顯，孔滲變化較大。研究區(qū)主要受到沉積構(gòu)造、砂體展布、微觀成巖作用等多方面因素的共同作用，從而影響海子塌地區(qū)長6油層組的非均質(zhì)性。

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HeterogeneityofChang-6Oil-bearingMemberofYanchangFormationinHaizitaArea,OrdosBasin

Song Jian1, He Bin1, Wang Xiaoduo1, Du Yanjun1, Gao Ting2, Zhang Ge1

(1.ResearchInstituteofShaanxiYanchangPetroleumCo.,Ltd.,Xi＇an,Shaanxi710075,China; 2.ZhidanOilProductionofYanchangOilfieldCo.,Ltd.,Yan＇an，Shaanxi717500,China)

Reservoir heterogeneity affects the distribution and scale of remaining oil. Based on this viewpoint, accorded to the practical geological situation, utilized logging data and core analysis data, combined with the exploration process of Haizita block of Ordos basin, this article studied on the reservoir heterogeneity of Chang-6 reservoir of Yanchang formation in Haizita area. By analyzing the character lithology, physical property and electrical property, the paper discussed and contrasted the heterogeneity into four content which concludes intra-layer, inter-layers, plane and microscopic of Chang-6 reservoir in Haizita area. The results showed that the intra-layer heterogeneity is strong in the study area which is mainly controlled by sedimentary structure, rhythm, interlayer and permeability heterogeneity. Inter-layer heterogeneity is generally strong; each layer reflects obvious difference which affects by the factor of barrier bed, permeability and lithological property, meanwhile, the heterogeneity of the Chang 61and Chang 62are stronger than the others; the plane heterogeneity is mainly affected by sedimentary microfacies and the distribution of sand body; microscopic heterogeneity is complex, and various diagenesis heightened reservoir heterogeneity degree.

reservoir heterogeneity; Chang-6 reservoir; Haizita area

國家自然科學(xué)基金“鄂爾多斯盆地延長組連續(xù)型巖性油藏成藏機理與地質(zhì)特征”(41102083)資助。

宋健(1987—)，男，碩士，工程師，主要從事石油地質(zhì)綜合研究工作。郵箱：ssjj1987@126.com.

P618.13

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