劉濤 朱童童 司祺

摘要：儲層非均質(zhì)性是造成儲層砂體內(nèi)部滲透率垂向及平面變化的主要因素。通過對砂巖儲層中碎屑顆粒、填隙物含量等演示學特征分析，利用非均質(zhì)性計算指標分析青平川油田高家溝延長組儲層非均質(zhì)性特征。研究表明青平川油田高家溝開發(fā)區(qū)延長組以發(fā)育長石砂巖為主，整體上呈現(xiàn)成分成熟度較低，結(jié)構(gòu)成熟度較高的特點。從儲層物性方面研究，研究區(qū)屬于低孔滲儲層。從層內(nèi)非均質(zhì)性、層間非均質(zhì)性和平面非均質(zhì)性等非均質(zhì)性指標分析認為，儲層砂體滲透率值非均質(zhì)性強的特征明顯。儲層非均質(zhì)性差異導致青平川油田高家溝開發(fā)區(qū)延長組砂體在平面上使得滲透率值呈北東-南西向展布，是由于不同沉積環(huán)境水動力條件變化的結(jié)果。

關(guān)鍵詞：巖石學特征;物性特征;儲層非均質(zhì)性;

1.前言

儲層非均質(zhì)性是儲層砂體形成時受沉積環(huán)境、成巖作用等影響造成儲層內(nèi)部特征的變化，使得儲層砂體在垂向、平面上及砂體內(nèi)部存在不均勻的變化[1-2]。砂體是油氣與資源開發(fā)的目的層，儲層非均質(zhì)性特征描述是油藏研究的重點所在，儲層非均質(zhì)性的研究又是儲層研究的核心內(nèi)容，因此儲層的非均質(zhì)特征與油藏儲量、產(chǎn)量及產(chǎn)能密切相關(guān)[3]。筆者結(jié)合國內(nèi)外含油層位砂體儲層非均質(zhì)性的分類方案，從儲層沉積學的角度出發(fā)，以鄂爾多斯盆地青平川油田高家溝開發(fā)區(qū)延長組儲層為例，對儲層非均質(zhì)性進行研究，以明確儲層成巖作用、沉積環(huán)境等因素與儲層非均質(zhì)性的關(guān)系。

2.儲層巖石學特征

在對高家溝區(qū)塊長2儲層進行了詳細的對比與研究基礎(chǔ)上，綜合利用巖心常規(guī)薄片、鑄體薄片、X-衍射、陰極發(fā)光和掃描電鏡等資料和手段，從儲層的巖石學特征、物性特征、儲層微觀特征及成巖作用等方面進行評價。

2.1砂巖類型

根據(jù)巖石薄片鑒定資料的統(tǒng)計分析，長2油層組砂巖成分以長石為主，含量平均56.95%;其次為石英，含量平均26.35%;最后為巖屑，含量平均12.5%。從成分成熟度來看，整體上成分成熟度較低，長22砂層組石英含量較長21砂層組略高，表明長22砂層組成分成熟度略高。

巖石類型主要長石砂巖，個別為巖屑長石砂巖（圖1）。巖屑以火成巖巖屑為主，平均含量6.85%，其次為變質(zhì)巖巖屑和云母，平均含量分別為3.9%和3.05%，沉積巖巖屑含量較少，平均含量1.75%。重礦物見綠簾石、淺紅色石榴石、鋯石。

長2油層以細粒砂巖為主，占統(tǒng)計樣品的42.6%;其次為粉砂巖，占統(tǒng)計樣品的26.4%;粉細砂巖與細粉砂巖的含量相對較少，分別占統(tǒng)計樣品的16.9%與11.8%;中砂巖、中細砂巖所占比例最低，均小于5%（圖1）。顆粒分選性中 ～ 好，磨圓度次棱 ～ 次圓狀，接觸類型為顆粒支撐，點 ～ 線接觸，孔隙式和接觸式膠結(jié)。

2.2 膠結(jié)物

長2油層組膠結(jié)物含量平均為小于2%，膠結(jié)礦物有方解石、高嶺石和石英，其中以方解石為主，平均含量1.59%，多呈微晶結(jié)構(gòu)，充填于孔隙中;其次高嶺石，平均含量0.25%，石英次生加大不發(fā)育，平均含量0.05%。通過研究，對儲層物性影響較大的為方解石膠結(jié)物。

2.3 砂巖中的雜基

長2油層組雜基多以鱗片狀邊膜結(jié)構(gòu)充填于孔隙之中，雜基成分主要為粘土及各種巖屑。總體看砂巖成份成熟度較低，結(jié)構(gòu)成熟度較高。

2.4 粘土礦物特征

統(tǒng)計表明，長2油層粘土礦物的絕對含量為4.4% ～ 10.8%，平均為8.4%。粘土礦物類型主要有綠泥石、伊利石、高嶺石與伊/蒙混層，其中以綠泥石為主，相對含量占總粘土礦物的49% ～ 60%，平均為53.4%。在掃描電鏡下觀察，綠泥石多呈針葉片狀或玫瑰花狀垂直分布在碎屑顆粒表面，呈孔隙充填式或襯墊式產(chǎn)出。高嶺石含量19% ～ 26%，平均為23.4%，在儲層中多呈書頁狀或蠕蟲狀產(chǎn)出。儲層中伊利石含量相對較高，為8% ～ 14%，平均為10%，伊利石多呈絲縷狀、搭橋狀或片狀在孔隙中產(chǎn)出，堵塞喉道。伊/蒙混層粘土礦物的含量最低，為12% ～ 15%，平均13.1%，間層比均為10%。

3. 儲層物性分布特征

本次研究共收集整理研究區(qū)長2常規(guī)孔滲分析647塊，從巖心物性統(tǒng)計數(shù)據(jù)來看，高家溝開發(fā)區(qū)塊長2油層組孔隙度在2.9% ～ 19.1%之間，平均值為13.65%，直方圖呈雙主峰分布的特征，孔隙度分別為10%與15%。滲透率（0.03 ～ 36.67）×10-3μm2，平均值為7.7×10-3μm2。滲透率直方圖也呈雙峰分布特征，一為0.1×10-3μm2，另一為2×10-3μm2。依據(jù)石油天然氣行業(yè)標準中規(guī)定的砂巖儲層級別的劃分標準，研究區(qū)長2儲層屬于低孔低滲儲層。

長212小層孔隙度一般為2.9% ～ 17.58%，平均值為12.98%，滲透率為（0.08 ～? 8.79）×10-3μm2，平均值為2.01×10-3μm2。

長221小層孔隙度一般為6.7% ～ 18.2%，平均值為11.08%，滲透率為（0.43 ～ 17.35）×10-3μm2，平均值為2.94×10-3μm2。

長222小層孔隙度一般為6.9% ～ 16.39%，平均值為11.3%，滲透率為（0.46 ～ 15.07）×10-3μm2，平均值為2.49×10-3μm2。

4.儲層物性非均質(zhì)性特征

4.1 層內(nèi)非均質(zhì)性

層內(nèi)非均質(zhì)性是指一個單砂層規(guī)模內(nèi)其內(nèi)部垂向上的儲層性質(zhì)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。初步分析認為，研究區(qū)內(nèi)不同沉積微相砂體具有不同的層內(nèi)非均質(zhì)性特征。沉積方式?jīng)Q定了層內(nèi)非均質(zhì)性的變化特點，不同的沉積方式造成了不同沉積微相砂體內(nèi)部物性的縱向變化規(guī)律。

層內(nèi)非均質(zhì)性在縱向上多表現(xiàn)為滲透率的非均質(zhì)程度。通常用滲透率的變異系數(shù)、突進系數(shù)、級差等非均質(zhì)性參數(shù)來表征其層內(nèi)滲透率的非均質(zhì)差異程度。其中，

層間滲透率級差反映了層間非均質(zhì)性的強弱，級差越大，砂層間的非均質(zhì)性越強。級差越大，對低滲透層的屏蔽作用也就越大，油氣進入低滲透層的難度也越大。當級差大于一定數(shù)值時，低滲透層便無油氣進入，將其稱之為臨界級差。

從高家溝開發(fā)區(qū)塊長2油藏夾層發(fā)育情況來看，主要發(fā)育泥質(zhì)夾層、巖性夾層和物性夾層三種，但夾層分布很不穩(wěn)定，泥質(zhì)夾層與物性夾層主要在儲層中呈透鏡狀分布。鈣質(zhì)夾層僅在部分井內(nèi)發(fā)育。

儲層非均質(zhì)評價標準按Q/LH92《砂巖油田碎屑巖儲層非均質(zhì)評價標準》評價參數(shù)。高家溝開發(fā)區(qū)塊長2各層變異系數(shù)在0.56 ～ 0.68之間，非均質(zhì)程度中等偏強;突進系數(shù)在2.44 ～ 2.94之間，非均質(zhì)程度也處于中等偏強;級差在10.58 ～ 12.65之間，非均質(zhì)程度中等?？傮w上看，長2各主力小層非均質(zhì)程度中等偏強，三個小層對比來看，以長221小層非均性最強，長222小層非均性最弱。

4.2 層間非均質(zhì)性

層間非均質(zhì)性為縱向上多個油層之間的差異性。各類沉積環(huán)境在縱向上形成不同性質(zhì)的砂體和隔層的分布，使得儲層在縱向上具有差異性。層間非均質(zhì)是造成注水開發(fā)過程中層間干擾水驅(qū)效果差的重要原因，主要受沉積相的控制，尤其分流河道相砂體的相帶窄，相變快，層間非均質(zhì)性顯得更為突出。

用來定量描述層間非均質(zhì)程度的參數(shù)是分層系數(shù)及砂巖密度，均能反應(yīng)砂體的發(fā)育程度及發(fā)育特點。分層系數(shù)是指一套層系內(nèi)砂層的層數(shù)，常以平均單井鉆遇砂層層數(shù)表示。一般分層系數(shù)愈大，層間非均質(zhì)性愈嚴重，開采效果一般愈差。砂巖密度指垂向剖面上的砂巖總厚度與地層總厚度之比，相當于砂地比，其值愈大砂體越發(fā)育。對研究區(qū)內(nèi)鉆井的砂層系數(shù)、砂層總厚度進行統(tǒng)計，分別計算出各井的分層系數(shù)和砂巖密度。

從研究區(qū)砂巖密度和分層系數(shù)來看，研究區(qū)各層間的參數(shù)都不同程度地存在差異，反映了層間的非均質(zhì)性。從砂地比和分層系數(shù)看，長212小層分層系數(shù)較小，層間非均質(zhì)性較弱;長221分層系數(shù)較大，層間非均質(zhì)性較強。從三個主力小層的平均孔隙度和滲透率來看，層間非均質(zhì)性較強，長221平均滲透率最高，達2.05×10-3μm2。從砂層厚度和砂巖密度來看，長221與長222兩個小層層間非均性較弱，與長212小層之間非均性較強。從有效砂層系數(shù)來看，三個小層層間非均質(zhì)性均較強（表1）。

4.3 平面非均質(zhì)性

平面非均質(zhì)性主要描述一個儲層砂體平面上的非均質(zhì)變化，包括砂體成因單元的程度、平面孔隙度、滲透率的變化和非均質(zhì)程度，以及滲透率的方向性。

研究區(qū)滲透率平面分布基本上與沉積微相的展布和砂體的發(fā)育狀況密切相關(guān)。在砂體發(fā)育的地方，儲層物性相對要好，反之亦然，說明沉積相帶控制著儲層滲透性的好壞。其次平面上孔隙度、滲透率分布與沉積微相和砂體的展布密切相關(guān)，在砂體發(fā)育的地方沉積時水動力能量強，泥質(zhì)含量小，儲層物性相對要高（孔隙度和滲透率表現(xiàn)出高值）;而在砂體不發(fā)育的地方沉積時水動力能量較弱，泥質(zhì)含量大，儲層物性相對要低，孔、滲參數(shù)較低。各小層含油飽和度表現(xiàn)出較強的非均質(zhì)性，含油飽和度的分布受構(gòu)造和巖性影響，構(gòu)造高點及微相中河道的主體帶上含油飽和度較大。

通過統(tǒng)計各小層鉆遇砂體井數(shù)，并計算砂體連通系數(shù)來反映各小層平面非均質(zhì)性的強弱。通常在實際研究工作中，用鉆遇率來反映井網(wǎng)下砂體的連續(xù)性及延伸規(guī)模。鉆遇率越高，砂體的連續(xù)性越好。

鉆遇率=（鉆遇砂層井數(shù)/總井數(shù)）×100%

砂層的連通系數(shù)即砂層厚度大于平均厚度的井數(shù)與總井數(shù)之比，主要用來反映砂層組內(nèi)的砂層厚度變化。連通系數(shù)越大，說明其厚度變化越小，平面分布越均勻，連通的可能性越大（表2）。

從連通系數(shù)來看，長211、長221、長223小層砂體連通系數(shù)均在50%左右，小層砂體厚度變化不大，平面分布較均勻，平面上井間砂體連通性較好，平面非均質(zhì)性不強;次之是長222小層，連通系數(shù)為37.7%，平面非均質(zhì)性較強;長212和長213連通系數(shù)在30%左右，平面非均質(zhì)性強。

其中平均砂厚、鉆遇砂體井數(shù)與連通系數(shù)變化一致，長211、長221、長223小層鉆遇率高，平均砂厚大，連通系數(shù)高;長212、長213、長222小層鉆遇率低，平均砂厚小，連通系數(shù)較低。沉積相控制著砂體平面展布，同時也控制著各小層平面非均質(zhì)性的強弱。

5. 結(jié)論

（1）青平川油田高家溝開發(fā)區(qū)延長組以發(fā)育長石砂巖為主，填隙物以碳酸鹽膠結(jié)物方解石為主，次為高嶺石，填隙物多為鱗片狀邊膜結(jié)構(gòu)，雜基為黏土礦物，具有分成熟度較低、結(jié)構(gòu)成熟度較高的特點。

（2）根據(jù)儲層孔隙度、滲透率等參數(shù)特征分析，儲層物性屬于低孔、特低滲儲層，且長221儲層物性好于長212和長222層。

（3）儲層砂體由于沉積環(huán)境的不同而使得儲層滲透率不同，但有一定的規(guī)律性，儲層非均質(zhì)性差異導致青平川油田高家溝開發(fā)區(qū)延長組儲層滲透率呈北東-南西向條帶狀及塊狀展布，是由于不同沉積環(huán)境水動力條件變化的結(jié)果。

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（1.延長油田股份有限公司 寶塔采油廠勘探開發(fā)研究所?2.西安石油大學 地球科學與工程學院）