趙亮 徐崗
摘要:從儲(chǔ)層宏觀與微觀非均質(zhì)性入手,對(duì)斜溝岔中山川區(qū)儲(chǔ)層的砂體、孔隙度和滲透率的空間分布,以及孔隙結(jié)構(gòu)和孔隙類(lèi)型的進(jìn)行研究。層內(nèi)非均質(zhì)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(zhì)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(zhì)性較好。研究認(rèn)為主力油層長(zhǎng) 6 儲(chǔ)層均質(zhì)性最好,其次為長(zhǎng) 2 油層組,長(zhǎng) 4+5 油層組平面非均質(zhì)性較強(qiáng)。
關(guān)鍵詞:非均質(zhì)性;斜溝岔;儲(chǔ)層特征
1 地質(zhì)概況
斜溝岔中山川油區(qū)位于子長(zhǎng)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(yáng)岔油區(qū),構(gòu)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(zhǎng)組長(zhǎng) 2 儲(chǔ)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(jì)結(jié)果分析(表1),本區(qū)砂層發(fā)育情況具有以下特點(diǎn)。
本區(qū)長(zhǎng) 22、長(zhǎng) 23及長(zhǎng) 61亞組的單砂層平均厚度相對(duì)較大在 12m 以上,長(zhǎng) 22最厚,達(dá)到 16.7m。長(zhǎng) 4+5、長(zhǎng) 61、長(zhǎng) 62、長(zhǎng) 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(zhǎng) 63開(kāi)始不斷增大,到長(zhǎng) 6 達(dá)到最高后,從長(zhǎng) 4+5 又開(kāi)始下降,到長(zhǎng) 4+5 降到最低;由長(zhǎng) 23 開(kāi)始平均砂地比值又開(kāi)始增大,到長(zhǎng) 22 達(dá)到最高后,長(zhǎng) 21 開(kāi)始下降。單砂層厚度和砂地比值這一變化過(guò)程實(shí)際上是本區(qū)沉積相演化的反映,即長(zhǎng) 61、長(zhǎng) 22 分別是河道砂巖沉積最發(fā)育時(shí)期,到長(zhǎng) 4+5、長(zhǎng) 21 時(shí),河道已開(kāi)始衰退并逐漸沼澤化。
儲(chǔ)層的非均質(zhì)性是表征儲(chǔ)層的特征的參數(shù)在空間上分布的不均勻性。儲(chǔ)層非均質(zhì)性研究包括層間非均質(zhì)性、平面非均質(zhì)性、層內(nèi)非均質(zhì)性及微觀非均質(zhì)性研究。
2 層間非均質(zhì)性
儲(chǔ)層層間非均質(zhì)性是指儲(chǔ)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(zhì)程度及隔夾層的分布等。層間非均質(zhì)性對(duì)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(zhì)性
研究層間非均質(zhì)性程度參數(shù)還有滲透率的變異系數(shù)(Vk)、突進(jìn)系數(shù)(Tk)、級(jí)差(Jk)等,根據(jù)這些參數(shù)可將層間非均質(zhì)程度分為三級(jí),即弱非均質(zhì)型、中等非均質(zhì)型和強(qiáng)非均質(zhì)型。
弱非均質(zhì)型:滲透率的變異系數(shù)(Vk)小于 0.5,突進(jìn)系數(shù)(Tk) 小于 2.0,級(jí)差(Jk)小于 10,層內(nèi)夾層數(shù)為 0~1。
中等非均質(zhì)型:滲透率的變異系數(shù)(Vk)0.5~1.0,突進(jìn)系數(shù)(Tk) 2.0~4.0 之間,級(jí)差(Jk)10~50 之間,層內(nèi)夾層數(shù)為 1~2。
強(qiáng)非均質(zhì)型:滲透率的變異系數(shù)(Vk)大于 1.0,突進(jìn)系數(shù)(Tk) 大于 4.0,級(jí)差(Jk)大于 50,層內(nèi)夾層數(shù)大于 2。
從本區(qū)內(nèi) 5 口井長(zhǎng) 4+5 段、長(zhǎng) 6 油層組滲透率非均質(zhì)參數(shù)的統(tǒng)計(jì)看,長(zhǎng) 4+5 段滲透率非均質(zhì)性為中等非均質(zhì)性,長(zhǎng) 6 油層組儲(chǔ)層的滲透率非均質(zhì)性為強(qiáng)非均質(zhì)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(zhì)泥巖、泥質(zhì)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(zhì)巖定為砂巖儲(chǔ)層間的隔層。對(duì)斜溝岔中山川油區(qū) 41 口井長(zhǎng) 2、長(zhǎng) 4+5、長(zhǎng) 6 油層組中的隔層層數(shù)、隔層厚度進(jìn)行統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表明,長(zhǎng) 4+5 和長(zhǎng) 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(zhǎng) 2 的單隔層平均厚度及單井平均隔層層數(shù)較?。ū?)。
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(zhì)性
平面非均質(zhì)性是指儲(chǔ)層在平面上的分布規(guī)律、幾何形態(tài)、組合特點(diǎn)、相變方式、連通方式和連通程度。主要反映儲(chǔ)集特征在平面上的變化情況,平面非均質(zhì)性直接關(guān)系到開(kāi)發(fā)過(guò)程中開(kāi)發(fā)井網(wǎng)的布置、注水的垂向驅(qū)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(fù)合連通程度及平面展布狀況綜合分析評(píng)價(jià),自上而下,斜溝岔中山川油區(qū)三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng) 6 油層組儲(chǔ)層均質(zhì)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(zhì)性變差;其次為長(zhǎng) 2 油層組,砂層呈較寬闊的帶狀,平面連續(xù)性較好;長(zhǎng) 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(zhì)性較強(qiáng)。
4 層內(nèi)非均質(zhì)性
層內(nèi)非均質(zhì)性是指一個(gè)單砂層規(guī)模內(nèi)部垂向上的儲(chǔ)層性質(zhì)變化, 它是直接影響和控制單砂層層內(nèi)水淹程度、波及系數(shù)的關(guān)鍵地質(zhì)因素,也是生產(chǎn)中引起層內(nèi)矛盾的內(nèi)在原因[3]。研究單砂體內(nèi)部的非均質(zhì)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(chǔ)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(duì)長(zhǎng) 6 砂巖儲(chǔ)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(diǎn),形成一系列不同的韻律性組合。本區(qū)儲(chǔ)層砂巖的單砂體內(nèi)部滲透率的變化主要有兩種類(lèi)型,即正韻律型和復(fù)合韻律型(圖2)。
國(guó)內(nèi)外大量室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和注水開(kāi)發(fā)實(shí)踐表明,正韻律儲(chǔ)層和反韻律 儲(chǔ)層的注水效果差別非常大,后者的水驅(qū)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(nèi)部往往有幾個(gè)正韻律段疊合,中間為泥質(zhì)或物性較差的夾層分隔。復(fù)合韻律型表現(xiàn)為單砂體內(nèi)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(chǔ)層主要呈反正復(fù)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(jié)構(gòu)的影響。
5 結(jié) 論
綜合上述分析,斜溝岔中山川油區(qū)三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng) 6 儲(chǔ)層均質(zhì)性最好,其次為長(zhǎng) 2 油層組,長(zhǎng) 4+5 油層組平面非均質(zhì)性較強(qiáng)。
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