摘 要：【目的】靖邊油田天賜灣區(qū)塊進入高含水后期開發(fā)階段，儲層剩余油分布認識不明，而儲層非均質(zhì)性對于油藏的富集具有控制作用，因此，為合理高效開發(fā)研究區(qū)油氣資源及剩余油挖潛，研究儲層非均質(zhì)性特征十分必要?！痉椒ā坎捎脷鉁y物性，巖心薄片鑒定及測井數(shù)據(jù)等，對靖邊油田天賜灣區(qū)塊長61儲層的宏觀、微觀和平面非均質(zhì)性特征進行分析?！窘Y(jié)果】靖邊油田天賜灣區(qū)塊長61段儲層多發(fā)育長石砂巖，少量為巖屑長石砂巖，具有強層內(nèi)非均質(zhì)性，弱層間非均質(zhì)性，弱平面非均質(zhì)性?！窘Y(jié)論】靖邊油田天賜灣區(qū)塊為三角洲平原亞相，其延長組長61段儲層非均質(zhì)性主要受沉積作用及成巖作用控制，區(qū)內(nèi)主要發(fā)育壓實壓溶作用、膠結(jié)作用及溶蝕作用。

關(guān)鍵詞：天賜灣區(qū)塊；長61儲層；非均質(zhì)性；儲層特征

中圖分類號：P618.13" " "文獻標志碼：A" " 文章編號：1003-5168（2025）03-0098-04

DOI：10.19968/j.cnki.hnkj.1003-5168.2025.03.020

Study on Heterogeneity Characteristics and Controlling Factors of Chang 61 Tight Reservoir in Tianciwan Block of Jingbian Oilfield

WU Tong WU Yufeng

（School of Earth Science and Resources， Chang 'an University， Xi' an 710054，China）

Abstract： [Purposes] The Tianciwan block of Jingbian Oilfield has entered the late development stage of high water cut. The distribution of remaining oil in the reservoir is unknown， and the reservoir heterogeneity has a controlling effect on the enrichment of the reservoir. Therefore， in order to rationally and efficiently develop the oil and gas resources and remaining oil in the study area， it is extremely important to study the characteristics of reservoir heterogeneity. [Methods] In this paper， the macroscopic， microscopic and plane heterogeneity characteristics of Chang 61 reservoir in Tianciwan block of Jingbian oilfield were studied and analyzed by gas logging physical properties， core thin section identification and logging data. [Findings] The study shows that the Chang 61 reservoir in Tianciwan block of Jingbian oilfield mostly developed feldspar sandstone， and a small amount of that is lithic feldspar sandstone， which has strong intraformational heterogeneity， weak interformational heterogeneity and weak plane heterogeneity. [Conclusions] The research results show that the Tianciwan block of Jingbian Oilfield is a delta plain subfacies， and the reservoir heterogeneity of Chang 61 member of Yanchang Formation is mainly controlled by sedimentation and diagenesis. The diagenesis in the area mainly develops compaction， pressolution， cementation and dissolution.

Keywords ： Tianciwan block; Chang 61 reservoir; heterogeneity; reservoir characteristics

0 引言

近年來，國內(nèi)外已探明的致密油氣藏儲量大幅增加，2019年我國非常規(guī)油氣產(chǎn)量占油氣總產(chǎn)量的23%，標志著我國已進入常規(guī)和非常規(guī)油氣并重的革命性新階段［1］。隨著致密油氣藏成為全球勘探開發(fā)的熱點，其非均質(zhì)性研究成為油氣藏精細描述和儲層表征的核心內(nèi)容［2］。儲層非均質(zhì)性是儲層表征的核心內(nèi)容［3］，并且對層內(nèi)流體的運移具有重要影響［4］。

天賜灣地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西南部，其中長61儲層為研究區(qū)主力產(chǎn)油層位之一［5］。由于研究區(qū)油田開發(fā)進入高含水后期開發(fā)階段，儲層中剩余油分布十分復雜，油氣開發(fā)難度大，嚴重限制了剩余油開發(fā)工作的進行。以往研究多集中體現(xiàn)在沉積特征、儲層特征及孔隙結(jié)構(gòu)等方面，對本區(qū)長61儲層非均質(zhì)性研究較少。

綜上，本研究對研究區(qū)長61儲層開展層間、層內(nèi)以及平面非均質(zhì)性等宏觀特征進行分析，并結(jié)合巖石學、物性等微觀非均質(zhì)性特征進行研究，以探究其對油水運動的控制作用，為天賜灣區(qū)塊長61剩余油挖潛提供依據(jù)。

1 研究區(qū)地質(zhì)背景

天賜灣區(qū)塊處在鄂爾多斯盆地陜北斜坡的中部［6］，其三疊系延長組屬于內(nèi)陸湖沉積［7］，受古地貌控制，經(jīng)差異壓實作用和區(qū)域應(yīng)力作用形成的鼻隆構(gòu)造［8-9］，加之上傾方向的巖性變化，為油氣的儲集提供了良好的成藏條件［10-11］。截至2021年6月，天賜灣區(qū)內(nèi)完鉆各類井292口，其中采油井232口，注水井60口，平均單井日產(chǎn)油1.06 t，累計產(chǎn)油達到5.32×104 t。

2 儲集砂巖非均質(zhì)性特征

2.1 儲集砂巖微觀非均質(zhì)性特征

2.1.1 儲層巖石學特征。根據(jù)巖心觀察及鑄體薄片鑒定，天賜灣區(qū)塊長61儲層儲集砂巖類型主要為長石砂巖，少量為巖屑長石砂巖。礦物組成主要為石英含量在17.0%～37.0%，平均為28.0%；長石含量在42.0%～67.0%，平均為56.4%；巖屑含量在4.0%～24.0%，平均為9.6%；填隙物含量平均為6.2%，云母含量較少，平均為4.3%。本區(qū)長61儲層填隙物以自生礦物為主，平均含量為6.2%，主要包括：高嶺石（3.8%）、水云母（3.6%）、方解石（2.3%）、綠泥石（1.7%）、濁沸石（2.0%）、硅質(zhì)（1.2%）等。

2.1.2 儲層物性特征。研究區(qū)長61儲層孔隙度在9.0%～14.0%，平均孔隙度為11.8%；滲透率在0.30～2.80 mD，平均滲透率為1.02 mD，物性較好。面孔率范圍0.1%～12.0%，平均為6.5%，主要發(fā)育粒間孔（占比62.2%），其次發(fā)育溶孔（占比3.5%），微裂隙不發(fā)育。本區(qū)長61儲層孔徑為10～78 μm，平均為43.2 μm，喉道直徑0.06～1.42 μm，平均為0.51 μm，屬小孔細喉型儲層。

2.1.3 儲層巖石敏感性及潤濕性特征。本區(qū)長61儲層主要表現(xiàn)為中等偏強水敏（水敏指數(shù)Iw為0.52），中等偏強速敏（速敏指數(shù)Iv為0.25），弱鹽敏（臨界礦化度97 500 mg/L），中等偏弱酸敏（酸敏指數(shù)0.55），中等偏弱堿敏（堿敏指數(shù)0.70）。潤濕性表現(xiàn)為強親水性（水潤濕指數(shù)為0.67，油潤濕指數(shù)為0.09）。

2.2 儲集砂巖宏觀非均質(zhì)性特征

2.2.1 層內(nèi)非均質(zhì)性。

2.2.1.1 層內(nèi)夾層特征。本區(qū)夾層主要為：泥質(zhì)夾層和鈣質(zhì)夾層。根據(jù)研究區(qū)數(shù)據(jù)統(tǒng)計，本區(qū)長61夾層密度為0.14，夾層頻率為1.75，平均單夾層厚度為0.56 m，平均單井夾層厚度可達3.99 m，非均質(zhì)性較強（見表1）。

2.2.1.2 層內(nèi)滲透率非均質(zhì)性特征。儲集砂巖的層內(nèi)非均質(zhì)性特征通常以滲透率突進系數(shù)（Tk）、變異系數(shù)（Kv）、極差（Jk）等參數(shù)來表征（見表2），突進系數(shù)越高，級差越大，變異系數(shù)越趨于1，表明砂層滲透率的非均質(zhì)性越強，反之則均質(zhì)性好［12］。

本區(qū)長61儲層變異系數(shù)（Vk）在0.7～1.0，突進系數(shù)（Tk）gt;3.0，級差（Jk）較高，均質(zhì)系數(shù)相對較小（見表3），為強非均質(zhì)層。

2.2.2 層間非均質(zhì)性。

2.2.2.1 層間砂地比特征。儲層的層間非均質(zhì)性通常用砂地比（砂層厚度與地層厚度比值），可以反映儲層分布的差異和沉積微相的演變［13-15］。根據(jù)本區(qū)生產(chǎn)井砂地比統(tǒng)計（見表4）。延長組長61油層亞組平均砂地比為0.52，砂體連通性較好，層間非均質(zhì)性較弱。

2.2.2.2 隔層厚度及分布特征。根據(jù)天賜灣區(qū)開發(fā)井儲層隔層統(tǒng)計表明：本區(qū)長61儲層單井平均隔層厚度較大，達到11.22 m，隔層頻率（為0.28）、隔層密度（為0.32）均較?。ㄒ姳?），故本區(qū)長61儲層層間非均質(zhì)性較弱。

2.2.3 平面非均質(zhì)性特征。

儲層平面非均質(zhì)性主要由砂體的形態(tài)、規(guī)模、連續(xù)性以及物性在平面上的差異影響［16-18］。研究區(qū)長61地層厚度穩(wěn)定，砂體呈北東—南西向展布，砂體連通性較好，主河道砂厚一般在20 m以上，河道寬約1.5～2.9 km，平面連續(xù)性較好。研究區(qū)長61儲層物性平面展布基本受優(yōu)質(zhì)砂體控制，孔隙度主值區(qū)間6.0%～14.0%，占樣品總數(shù)的89.6%；滲透率主值區(qū)間0.20～2.80 mD，占樣品總數(shù)的91.7%，物性分布與砂體展布基本一致，高孔高滲區(qū)分布范圍廣，且相對集中。綜上，研究區(qū)長61儲層平面非均質(zhì)性較弱。

3 儲層非均質(zhì)性控制因素

本區(qū)長61儲層構(gòu)造平緩，構(gòu)造演化對儲層非均質(zhì)性影響較?。?9-21］，本區(qū)長61儲層為三角洲平原亞相，主要發(fā)育分流河道、天然堤、河漫灘等微相。具有二元結(jié)構(gòu)，但沉積旋回并不完整，疊置的巨厚塊狀砂層頻繁出現(xiàn)。本區(qū)長61儲層成巖作用主要有壓實壓溶作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用。壓實作用使碎屑顆粒轉(zhuǎn)動，定向排列，其后的壓溶作用造成石英、長石的次生加大形成斑塊狀的致密鑲嵌結(jié)構(gòu)。溶蝕作用是形成次生孔隙、改善儲層儲滲條件的主要因素。因此，沉積和成巖作用是本區(qū)儲層非均質(zhì)性的主要控制因素。

4 結(jié)論

①靖邊油田天賜灣區(qū)塊延長組長61段儲層多發(fā)育長石砂巖，少量為巖屑長石砂巖，層內(nèi)夾層主要發(fā)育泥質(zhì)、鈣質(zhì)兩類。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。

②靖邊油田天賜灣區(qū)塊延長組長61段儲層非均質(zhì)性特征表現(xiàn)為強層內(nèi)非均質(zhì)性，弱層間非均質(zhì)性，弱平面非均質(zhì)性。

③靖邊油田天賜灣區(qū)塊為三角洲平原亞相，延長組長61段儲層非均質(zhì)性主要受沉積及成巖作用控制，區(qū)內(nèi)成巖作用主要發(fā)育壓實壓溶作用、膠結(jié)作用及溶蝕作用。

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