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        斜溝岔中山川區(qū)粗層非均質性研究

        2019-09-10 07:22:44趙亮徐崗
        石油研究 2019年1期
        關鍵詞:儲層特征

        趙亮 徐崗

        摘要:從儲層宏觀與微觀非均質性入手,對斜溝岔中山川區(qū)儲層的砂體、孔隙度和滲透率的空間分布,以及孔隙結構和孔隙類型的進行研究。層內非均質性主要受沉積、滲透率韻律以及夾層分布等的影響;平面非均質性特征受砂體及沉積微相展布影響較大,沿河道延伸方向非均質性較好。研究認為主力油層長 6 儲層均質性最好,其次為長 2 油層組,長 4+5 油層組平面非均質性較強。

        關鍵詞:非均質性;斜溝岔;儲層特征

        1 地質概況

        斜溝岔中山川油區(qū)位于子長縣西北的李家岔鎮(zhèn),東鄰澗峪岔油田、南靠安塞油田、西北方向是青陽岔油區(qū),構造位置屬鄂爾多斯盆地陜北斜坡中部,處在陜北油田群的東北緣,在三疊系延長組長 2 儲層沉積期間,鄂爾多斯盆地基底整體抬升,湖盆的收縮速度加劇,盆地西緣和西南緣遭受剝蝕形成物源[1-2]。

        2.1 砂層發(fā)育情況

        根據(jù)41口井統(tǒng)計結果分析(表1),本區(qū)砂層發(fā)育情況具有以下特點。

        本區(qū)長 22、長 23及長 61亞組的單砂層平均厚度相對較大在 12m 以上,長 22最厚,達到 16.7m。長 4+5、長 61、長 62、長 63單砂層平均厚度均小于 10m。平均砂地比值變化的規(guī)律是,從長 63開始不斷增大,到長 6 達到最高后,從長 4+5 又開始下降,到長 4+5 降到最低;由長 23 開始平均砂地比值又開始增大,到長 22 達到最高后,長 21 開始下降。單砂層厚度和砂地比值這一變化過程實際上是本區(qū)沉積相演化的反映,即長 61、長 22 分別是河道砂巖沉積最發(fā)育時期,到長 4+5、長 21 時,河道已開始衰退并逐漸沼澤化。

        儲層的非均質性是表征儲層的特征的參數(shù)在空間上分布的不均勻性。儲層非均質性研究包括層間非均質性、平面非均質性、層內非均質性及微觀非均質性研究。

        2 層間非均質性

        儲層層間非均質性是指儲層縱向上砂層間的物性差異及其分布特征,包括垂向上各種環(huán)境砂體的旋回性、層間滲透率的非均質程度及隔夾層的分布等。層間非均質性對油水系統(tǒng)的分布特征具有重要的影響[5]。

        2.2 滲透率非均質性

        研究層間非均質性程度參數(shù)還有滲透率的變異系數(shù)(Vk)、突進系數(shù)(Tk)、級差(Jk)等,根據(jù)這些參數(shù)可將層間非均質程度分為三級,即弱非均質型、中等非均質型和強非均質型。

        弱非均質型:滲透率的變異系數(shù)(Vk)小于 0.5,突進系數(shù)(Tk) 小于 2.0,級差(Jk)小于 10,層內夾層數(shù)為 0~1。

        中等非均質型:滲透率的變異系數(shù)(Vk)0.5~1.0,突進系數(shù)(Tk) 2.0~4.0 之間,級差(Jk)10~50 之間,層內夾層數(shù)為 1~2。

        強非均質型:滲透率的變異系數(shù)(Vk)大于 1.0,突進系數(shù)(Tk) 大于 4.0,級差(Jk)大于 50,層內夾層數(shù)大于 2。

        從本區(qū)內 5 口井長 4+5 段、長 6 油層組滲透率非均質參數(shù)的統(tǒng)計看,長 4+5 段滲透率非均質性為中等非均質性,長 6 油層組儲層的滲透率非均質性為強非均質型(表2)。

        2.3 隔層厚度及分布特征

        隔層巖性主要為泥巖、粉砂質泥巖、泥質粉砂巖和砂泥巖薄互層, 主要是河間洼地沉積,本文把厚度大于 2m 的泥質巖定為砂巖儲層間的隔層。對斜溝岔中山川油區(qū) 41 口井長 2、長 4+5、長 6 油層組中的隔層層數(shù)、隔層厚度進行統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明,長 4+5 和長 6 油層組的單隔層平均厚度及單井平均隔層層數(shù)相近,長 2 的單隔層平均厚度及單井平均隔層層數(shù)較小(表3)。

        隔層的橫向變化較大,它的分布隨砂巖的發(fā)育程度和發(fā)育部位不同而變化,但油層亞組的主要隔層在橫向上可以追蹤。

        3 平面非均質性

        平面非均質性是指儲層在平面上的分布規(guī)律、幾何形態(tài)、組合特點、相變方式、連通方式和連通程度。主要反映儲集特征在平面上的變化情況,平面非均質性直接關系到開發(fā)過程中開發(fā)井網(wǎng)的布置、注水的垂向驅油效率、注水劑的平面波及效率及剩余油的平面分布[7]。

        根據(jù)砂層復合連通程度及平面展布狀況綜合分析評價,自上而下,斜溝岔中山川油區(qū)三疊系延長組長 6 油層組儲層均質性最好,平面砂層呈大面積條帶狀及席狀展布,且自北向南連通性變好,非均質性變差;其次為長 2 油層組,砂層呈較寬闊的帶狀,平面連續(xù)性較好;長 4+5 油層組砂層呈較分散的席片狀和較窄的帶狀,平面非均質性較強。

        4 層內非均質性

        層內非均質性是指一個單砂層規(guī)模內部垂向上的儲層性質變化, 它是直接影響和控制單砂層層內水淹程度、波及系數(shù)的關鍵地質因素,也是生產(chǎn)中引起層內矛盾的內在原因[3]。研究單砂體內部的非均質性,常采用滲透率在垂向上的韻律變化。

        原生孔隙的大量保留使得儲層在成巖作用后的孔、滲特性變化不大,滲透率的變化較均勻[4]。對長 6 砂巖儲層滲透率的分析研究表明,受沉積作用的控制,其滲透率變化呈現(xiàn)多旋回、韻律 性分布特點,形成一系列不同的韻律性組合。本區(qū)儲層砂巖的單砂體內部滲透率的變化主要有兩種類型,即正韻律型和復合韻律型(圖2)。

        國內外大量室內實驗和注水開發(fā)實踐表明,正韻律儲層和反韻律 儲層的注水效果差別非常大,后者的水驅采收率比前者大 10%~20%[6]。正韻律型表現(xiàn)為高滲透率段分布在砂層的底部,向上滲透率逐漸減小,小層內部往往有幾個正韻律段疊合,中間為泥質或物性較差的夾層分隔。復合韻律型表現(xiàn)為單砂體內部滲透率變化規(guī)律不明顯,垂向上高低滲透率段交替分布,本區(qū)儲層主要呈反正復合韻律,即下部為反韻律,上部為正韻律,較高孔高滲段分布于砂層的中部,這種韻律分布主要是受巖石成份及結構的影響。

        5 結 論

        綜合上述分析,斜溝岔中山川油區(qū)三疊系延長組長 6 儲層均質性最好,其次為長 2 油層組,長 4+5 油層組平面非均質性較強。

        參考文獻:

        [1]劉化清,袁劍英,李相博,等.鄂爾多斯盆地延長期湖盆演化及其成因分析[J].巖性油氣藏,2007,19(1):52-56.

        [2]何自新.鄂爾多斯盆地演化與油氣[M].北京:石油工業(yè)出版社,2003.

        [3]肖玲,田景春,魏欽廉,等.鄂爾多斯盆地油坊莊油田長 2段油層組儲層宏觀非均質性研究[J].沉積與特提斯地質,2006,26(2):59-62.

        [4]姚涇利,王克,宋江海,等.鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)延長組石油運聚規(guī)律研究[J].巖性油氣藏,2007,19(3):

        [5]張娜.鄂爾多斯盆地定邊縣姬塬油區(qū)延 9 和長 2 段油層組油藏特征研究[D].西安:西北大學,2007

        [6]胡望水,黃蘭,熊平.濮城油田沙一段的儲層非均質性研究[J].四川地質學報,2010,30(1):41-44.

        [7]張滿郎,李熙喆,谷江銳,等.鄂爾多斯盆地中東部山 2 段儲層精細評價[J].巖性油氣藏,2010,22(3):71-77.

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