河道砂体储层非均质性及其对剩余油分布的影响

马世忠， 许方哲， 田晓雷

(东北石油大学 地球科学学院，黑龙江 大庆163318)

储层的非均质性是指储层的基本性质(岩性、物性、电性以及含油气性)在三维空间上分布的不均一性［1］。在油气勘探开发过程中，储层是最受关注的直接研究目标，而影响储层开采效果的直接因素就是储层的非均质性。萨北开发区北三东西块萨二油层组SII10～SII16 层可以细分为SII10 +11a、SII10 +11b、SII12、SII13 +14a、SII13 +14b、SII15 +16a、SII15 +16b 七个小层。笔者利用河道砂体和溢岸薄层砂体两种沉积微相在平面上控制各项非均质参数，生成相控等值线图，将平面、层内、层间的非均质性参数投影至整个研究区平面上，定量研究储层的非均质性，并定性分析其对剩余油分布的影响，以期为油气田的勘探开发提供借鉴。

1 地质概况

北三区东部位于大庆长垣萨尔图油田北部纯油区内、萨尔图油田背斜构造北部。该区构造较为平缓，地层倾角2°左右，地面平均海拔高度150.0 m左右，含油面积20.2 km2，地质储量12 336 ×104t，含油岩系是一套河流—三角洲相沉积的砂泥岩互层，非均质性严重。纵向上发育萨尔图、葡萄花、高台子三套油层，共分七个油层组、29 个砂岩组、99 个沉积单元。北三区东部萨Ⅱ组主要以三角洲平原相沉积为主，其中，个别小层为三角洲内前缘相沉积。研究区为萨尔图油田北三区东部西块(简称为北三东西块)，即由B2 －D1 －257 井、B2 －3 －F63 井、B3 －362 －E77 井和B3 －D4 －P54 井围成的大致呈长方形的区域，总井数576 口。研究区块位置如图1所示。

图1 萨北开发区各区块分布Fig. 1 Distribution of parts in Sabei development area

2 储层非均质性及其影响

2.1 平面非均质性

平面非均质性是指储层砂体的几何形态、规模、连续性，以及砂体内孔隙度、渗透率的平面变化所引起的非均质性［2］。砂体内渗透率的平面分布是非均质性研究的重点，这是由于渗透率的方向性和差异直接影响到流体流动的方向、注入剂的平面波及范围和驱油效果。

2.1．1 小层砂体平面展布特征

选取研究区目的层段的SII10 + 11a、SII10 +11b、SII13 +14a 小层研究砂体平面展布特征，结果如图2 所示。

图2 不同小层的砂岩平面分布等值线Fig. 2 Isoline of sandstone’s plane distribution in different layers

由图2a 可知，研究区SII10 +11a 小层砂岩厚度为0.1～3.5 m，平均1.6 m。在研究区东、西部各存在一较宽的砂体条带，单一河道规模较小，平面上呈弯曲条带状;砂体平面上沿河道方向连续性好，垂直河道方向连续性一般，多处仅达到几十米或一百米的数量级。由图2b 可见，SII10 +11b 小层砂岩厚度为0.1～4.4 m，平均2.3 m。较厚砂体分布于研究区西南部及北部，具有弯曲的多个砂体条带，单一河道规模较小，平面上呈弯曲条带状;砂体在平面上横向、纵向连续性均较好，砂体之间联系紧密。由图2c 可以看出，SII13 +14a 小层砂岩厚度为0～4 m，平均2 m。工区西部自北至南发育一条很宽的砂体条带，较厚砂体占大部分，单一河道规模较大，平面上多处相互切叠;砂体在平面上沿河道方向连续性极好，同时方向性很强，贯通南北，其侧向连续性也较好，达到百米级。由上述分析可知，各单元的砂体在平面展布上发生不均匀变化，总体遵循沉积学规律;各单元，即使是相邻单元之间砂体分布面积、砂岩厚度、连续性等方面也有一定差异。河道边部砂体较薄的部位，以及两条河道切叠处，均可能存在剩余油。

2.1．2 小层砂体物性平面展布特征

由于砂体沉积环境和成岩作用变化差异，各小层的物性也有一定的变化。以SII13 +14a、SII13 +14b 小层渗透率、孔隙度的平面分布图为例，其物性展布特征如图3 所示。由图可见，SII13 +14a 小层平面渗透率总体较好，高值区域大，在多处呈连片或串珠状［3］且沿河道分布;该小层平面孔隙度值总体较高，低值较少，高值区域大且分布较均匀，在多处呈连片状且沿河道分布。SII13 +14b 小层平面渗透率总体较好，高值区域零散分布，在工区西部分布较多;该小层平面孔隙度低值区域零散分布，高低值分布相对不均匀。通过分析可知，研究区孔隙度、渗透率平面变化具有一定方向性，孔隙度与渗透率具有一定对应关系，变化趋势大致相同，高值出现的范围基本一致，呈片状分布。储层的物性参数受沉积相带的控制明显，孔渗高的部位主要分布在分流河道微相，向河道侧翼过渡，孔渗有变小的趋势［4］。

渗透率是控制剩余油在平面上分布的重要参数之一，渗透率的高低直接影响到注入水波及范围和水驱效率。在注水开发期间，注入水沿高渗带形成指进，从而造成平面上高渗透部位水洗程度严重，低渗透部位水洗程度较小，导致剩余油在平面上分布不均，而在高渗透带和低渗透带之间的过渡带中剩余油饱和度相对较高。对于河道砂体储层，渗透率均具有从河道中部向两翼变小的特征。正是这种特点决定了注水开发过程中注入水沿高渗透带突进，使得渗透率较低的分支水道两侧难以波及，而成为平面上剩余油的主要分布区［4］。

图3 不同小层孔隙度、渗透率分布等值线Fig. 3 Isoline of porosity and permeability distribution in different layers

2.2 层内非均质性

层内非均质性是指单砂层内垂向上储层性质的变化，包括层内垂向上渗透率的差异程度、渗透率韵律性、层内不连续泥质薄夹层的分布、层内渗透率非均质程度等，是影响单砂层内部采出程度和剩余油分布的关键因素。从其对注水开发的影响看，层内非均质性可归结为层内渗透率的韵律性、非均质程度和泥质夹层的分布规律。

2．2.1 层内渗透率的韵律性

渗透率的韵律性是指单砂层内部渗透率的纵向变化程度。对于陆相储层，渗透率韵律可分为正韵律、反韵律、复合韵律和均质韵律四种。油层韵律情况不同会导致小层水驱特征、剩余油富集规律的差异，以及注水开发的受效和剩余油分布规律不同。注入水通常以渗透率高的部分作为优势渗流通道在层内推进，渗透率低的部分水淹程度低，一般分布有剩余油。正韵律油层的底部渗透性好，加之重力作用的影响，注入水首先进入到储层的下部，形成高水淹部位，在储层上部则保留部分剩余油。反之，在反韵律储层中，理论模式下，上部先被水淹，但由于注入水受重力影响，储层中部也极易被水淹，因此，水驱程度高，剩余油通常不富集。复合韵律注水受效和剩余油分布情况相对复杂，难以简单给出结论，储层下部、上部都有可能分布剩余油。从理论上讲，均质韵律模式驱替效率高。复合韵律模式情况比较复杂，综合了单一正韵律和反韵律的特征，其剩余油在上部和下部均有可能富集［5］。根据岩心观察和测井资料可知，四种韵律类型均在该区发育，其中，以分流河道的正韵律及多期河道砂体垂向上叠置的复合韵律为主，制定进一步开发方案时，应重点针对单一河道砂体上部的剩余油。

2．2.2 层内渗透率的非均质程度

层内非均质性影响剩余油分布的因素还包括夹层的分布、储层微构造特征等，但渗透率的非均质性是最主要的因素。渗透率的层内非均质程度主要采用渗透率变异系数(Vk)、突进系数(Tk)、级差(Jk)三个指标判别，这三个指标反映储层层内渗透率的离散程度，数值越大，说明储层层内渗透率离散程度越大，储层层内非均质性越强［4］。

研究区非均质系数统计结果如表1 所示。由表1 可见，渗透率变异系数一般为0～1.2，突进系数一般为0.9～3.2，级差一般为0.2～14.7。层内非均质系数分布明显受沉积微相及砂体分布的影响，分流河道主体部分非均质系数较强。一般来说，变异系数＞0.5、突进系数＞2．0、级差＞4．0 时，层内非均质性均较强。三个系数在平面分布上有较好的对应关系，高值主要分布在河道中间，通常呈明显串珠状，非均质性强的位置，油田注水开发效果极差，采收率低，预测剩余油大量存在。

表1 SII10 +11aII15 +16b 小层非均质性统计Table 1 SII10 +11aII15 +16b sublayer anisotropy statistics

表1 SII10 +11aII15 +16b 小层非均质性统计Table 1 SII10 +11aII15 +16b sublayer anisotropy statistics

油层组Vk Tk Jk 综合系数最大值 最小值 平均值 最大值 最小值 平均值 最大值 最小值 平均值SII10+11a 1.2 0 0.2 3.2 0.9 1.3 12.5 0.6 2.1 0.546 SII10+11b 1.1 0 0.2 2.9 0.9 1.2 8.3 0.4 2.1 0.504 SII12 0.6 0 0.1 2.1 0.9 1.2 14.0 0.2 1.8 0.126 SII13+14a 0.7 0 0.1 1.9 1.0 1.1 8.6 0.3 1.7 0.187 SII13+14b 0.9 0 0.2 2.3 1.0 1.2 9.6 0.5 1.9 0.456 SII15+16a 1.1 0 0.1 2.6 0.9 1.1 9.6 0.5 1.7 0.187 SII15+16b 0.7 0 0.1 1.7 1.0 1.1 14.7 0.2 1.7 0.187

2．2.3 层内夹层分布特征

夹层是指在砂岩层内分布的相对非渗透层［1］。夹层在油藏中的分布范围很广，但连续性较差，在平面上呈零碎状分布。不稳定夹层增多，使层内非均质性增强，油水运动与分布变得复杂［6］，夹层的广泛存在使储层垂向渗透性变化较大，导致开采难度增大。研究区夹层主要为泥质夹层，单一夹层厚度较薄，均小于0.4 m。

对研究区的夹层数量(n1)和夹层总厚度(d)作统计，结果如图4 所示。由图可见，SII15 +16a 小层夹层分布数量最少，仅有326 个;总体上看各小层均发育较多的夹层。其中SII12、SII13 +14a 小层夹层数量较多，夹层总厚度较大，在层内零散分布，主要在河道内部发育，夹层层内非均质性最强，剩余油大量富集。

图4 各小层夹层数量及总厚度Fig. 4 Number and total thickness of interlayer in each layer

2.3 层间非均质性

层间非均质性是指砂体之间在旋回性、砂体间渗透率分布梯度、隔夹层分布及构造裂缝等方面的差异性，层间非均质性主要受沉积相带展布规律控制，是对一套含油层系的总体研究。层间非均质性主要体现在层间隔层分布情况、不同砂体纵向的连通情况以及渗透率在纵向上的差异情况等［1］。

2．3．1 层间渗透率的非均质程度

针对目的层整体采用宏观的层间非均质性研究方法，综合考虑目的层七个单元，每个丼点处对应的多段渗透率均用以计算表征渗透率非均质程度的三个系数，这样得到的各系数平面分布图上，每个井点的值就可以代表该点处各单元间渗透率的差异程度，值越大，说明层间非均质程度越强。分析整个目的层渗透率非均质程度，结果如图5、6 所示。其中，n2、x 分别为不同变异系数、突进系数、级差条件下的井点数量及其所占比例。

图5 渗透率非均质程度系数分布等值线Fig. 5 Isoline for inhomogeneous coefficient of permeability

由图可见，各井点处层间渗透率变异系数多在0.30 以上，突进系数多在1.3 以上，级差多在2.5以下，层间非均质性较强。三个系数的平面分布有一定的相关关系，级差与变异系数的变化趋势十分相似，呈现较强的非均质性［7］。在三者均表现为高值的部位，层间非均质性很强，剩余油储存的潜力很大，在下一步部署开发方案时值得重点考虑，如研究区南部边界及北部中间气泡状的部位。

图6 渗透率非均质程度系数分布统计直方图Fig. 6 Distribution for histogram inhomogeneous coefficient of permeability

2．3．2 层间隔层分布特征

层间隔层具有垂向封隔能力，导致层间渗透率变化较大，影响储层的渗流能力及注采效果，但分布分散，规律性不强。当层间无隔层时，垂向渗透性最强，采收率较高。层间隔层的广泛分布导致储层间存在剩余油，故需要更进一步的研究和挖潜。

从层间隔层总厚度的角度进行研究，北三东西块SII10～SII16 层间隔层厚度分布如表2 所示。由表可以看出，SII10 +11a/SII10 +11b、SII15 +16a/SII15 +16b 层之间的隔层平均厚度最大，平均为1.45 和1.50 m;SII12/SII13 +14a 层之间的隔层平均厚度最小，平均为1.18 m。SII10 +11a/SII10 +11b、SII15 +16a/SII15 +16b 层之间垂向渗透能力最差，封隔能力强。SII12/SII13 +14a 层之间垂向渗透能力较其他层好，封隔能力最弱［8］。在隔层封隔能力强的部位，可能存在隔层遮挡或隔层夹持型剩余油，这是开发过程中要重视的问题。

表2 北三东西块SII10 II16 层间隔层厚度分布统计Table 2 West part of Beisandong SII10 II16 barrier bed thickness distribution statistics

表2 北三东西块SII10 II16 层间隔层厚度分布统计Table 2 West part of Beisandong SII10 II16 barrier bed thickness distribution statistics

层位0 m 0~0.4 m 0.4~0.8 m 0.8~2.5 m 2.5~5.0 m ≥5.0 m d/m n2 x/% n2 x/% n2 x/% n2 x/% n2 x/% n2 x/%SII10+11a/SII10+11b 43 7.80 113 20.51 98 17.79 175 31.76 116 21.05 6 1.09 1.45 SII10+11b/SII12 44 7.99 169 30.67 129 23.41 164 29.76 45 8.17 0 0 0.91 SII12/SII13+14a 65 11.80 227 41.20 125 22.69 94 17.06 40 7.26 0 0 0.70 SII13+14a/SII13+14b 84 15.25 156 28.31 118 21.42 158 28.68 33 5.99 2 0.36 0.84 SII13+14b/SII15+16a 25 4.54 169 30.67 137 24.86 185 33.57 35 6.35 0 0 0.92 SII15+16a/SII15+16b 23 4.17 73 13.25 101 18.33 253 45.92 99 17.97 2 0.36 1.50

3 结论与建议

(1)萨北开发区三东西块研究区的平面上砂体、孔隙度、渗透率非均质性均较强，各层之间也存在一定差异，SII15 +16a、SII15 +16b 单元非均质性相对其他单元弱，有助于预测剩余油分布有利区，避免无效注水。这对于提高驱油效率有着指导意义。

(2)层内渗透率非均质程度中等，其中SII10 +11a、SII10 +11b 非均质性相对于其他小层较强。了解各小层层内由于渗透率的差异导致的非均质性对油田分层开采具有现实意义。

(3)由于各油层的渗透率情况、砂体连通性存在一定差异，各层的吸水能力不同，层间非均质。储层的层间非均质性极大程度地影响油田注水效果。突进系数大的油层在注水开发过程中容易先见水，先受效，表现出明显的单层突进现象，从而导致非主力层在开发中近于未被动用，这样就形成了大量剩余油，严重影响了油藏最终采收率的提高。解决层间非均质性对油藏最终采收率的影响，有效的措施是细分开发层系，尽量做到分层注水。

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