松辽盆地朝阳沟油田45区块扶余油层储层非均质性研究

2014-12-13马世忠李朋芸王名巍

非常规油气 2014年2期

马世忠，秦旗，李朋芸，王名巍

(1.东北石油大学，黑龙江大庆 163318;2.大庆油田有限责任公司井下作业分公司，黑龙江大庆 163453;3.华北油田勘探开发研究院，河北任丘 062552)

储层非均质性是指储层的基本性质 (岩性、物性、电性及含油气性等)在三维空间分布上的不均一性［1～5］。储层非均质性的分类方法较多，其中裘亦楠［6］将碎屑岩的储层非均质性划分为层间、层内、平面和孔隙非均质性4类，是目前我国各油田普遍使用的分类方案。描述储层非均质性，主要用非均质参数、储层参数及其分布和微观特征参数等来表征。为了进一步挖掘朝阳沟油田45区块 (简称朝45区块)开发潜力，有必要对其储层的非均质性进行研究，其中重点是在宏观上从层内非均质性、层间非均质性及平面非均质性等方面来研究储层的非均质性;针对该区块储层非均质性强、开发难度大、油田最终采收率低等问题提出一些建议和措施。

1 研究区概况

朝45区块南块加密调整试验区位于朝阳沟油田朝45区块南部纯油区内，为油田一类区块，该区南、北两端分别以98排和106排为界，东、西两端分别以49列和58列为界，全区总计218口井，目前井网密度为11口/km2，开采层位为扶余油层，含油面积为2km2，地质储量为184×104t。本区扶余油层是松辽盆地坳陷中晚期发育的一套以河控三角洲为主的沉积，其上部发育三角洲前缘亚相，下部发育三角洲平原亚相。

2 储层非均质性

2.1 储层层内非均质性

层内非均质性指一个单砂层内粒度和渗透率的韵律性变化，主要表现为由沉积旋回、底部冲刷和粒度变化引起的岩性、物性、电性及含油气性在垂向上的变化［7，8］;它是控制层内剩余油形成和分布的关键地质因素。

在岩心观察描述及单井相分析基础上，得出结论:扶余油层发育三角洲前缘亚相、三角洲平原亚相，储层砂体以分流河道为主，同时发育决口扇、天然堤等沉积微相，其中本区扶余油层水下分流河道底部滞留沉积以钙质结核为主［9］，砂体渗透率垂向多为反—正复合韵律，也常出现正韵律。以下就该区出现的小层内反—正复合韵律重点加以分析。

2.1.1 典型单砂体层内非均质性分析

以朝103—检55取心井FⅠ22小层为例，FⅠ22小层代表性微相类型是高弯度分流河道微相，是三角洲前缘的一个典型的微相类型。物性垂向序列受控于沉积—岩性序列，由现场测井数据可知，砂体孔渗整体为反—正复合韵律，是朝45区块扶余油层分流河道微相中极其典型的韵律类型，根据粒度分析，将内部分为7个次级韵律 (图1)，孔隙度下部反韵律、上部正韵律，渗透率下部反韵律、上部正韵律，次级韵律薄夹层从测井曲线上易识别。

图1 FⅠ22小层非均质性分析图Fig.1 Heterogeneity analysis in FⅠ22small layer

在FⅠ22小层内部，泥质含量呈正—反韵律趋势，粉砂含量呈正—反韵律趋势，细砂含量呈正韵律趋势，中砂含量呈反—正韵律趋势;该层下部粒度较细向上逐渐变粗后又逐渐变细，渗透率呈反—正韵律趋势，与粒度韵律对应较好;但是孔隙度垂向上变化不显著，该层层内非均质性强。

2.1.2 单砂体内部垂向剩余油分析

由现场给出的有驱油效率数据的5个样品可看出 (图2)，样品27号与样品29号单砂体内渗透率相对较高，相对应的驱油效率与水洗强度相对较大。而整个小层内部水洗程度及剩余油的分布除了受渗透率影响，还受到重力及渗透率韵律的影响。

图2 朝103—检55井FⅠ22层内含驱油效率数据样品垂向剩余油分布特征图Fig.2 Vertical remaining oil distribution map of FⅠ22layer containing oil displacement efficiency of the data sample in Chao103—Jian 55 Well

FⅠ22层内渗透率上部呈正韵律、下部呈反韵律，处在上面的正韵律层段渗透率下高上低，因而小层下部吸水好而上部吸水差。注入水大量进入油层的下部，并沿下部高渗带快速突进。与此同时，重力作用又不断使进入上部的注入水下沉，加剧了下部油层的过水流量和水洗程度。而处在下面的反韵律层段渗透率下低上高，这个层段上部渗透率高吸水多;但由于注入水受重力作用逐渐下渗，使得吸水较少的下部油层水洗得以加强。其结果使得该层段上下剖面水洗差异降低。综上所述，小层内水洗厚度分布在下部，受非均质性控制，预测FⅠ22小层剩余油多分布于水下分流河道砂体的顶部。

2.2 层间非均质性

储层的层间非均质性:一方面是指储层纵向上砂体间的物性差异及分布特征;另一方面是指各层组之间泥岩隔层的分布与变化。本区各层泥岩隔层分布变化规律不明显，本文重点研究砂体间的物性差异。层间物性差异包括层间孔隙度和渗透率的差异，层间渗透率差异通常用渗透率级差、变异系数、突进系数等参数表示［10］。层间非均质性是造成垂向上层间油气分布不均、水淹状况与剩余油分布状况不同的根本原因。

2.2.1 层间物性差异

研究区扶余油层各小层垂向上孔隙度相对变化不大，平均孔隙度在15%以上;渗透率垂向上变化差异极大，其中以FⅠ22、FⅠ32这两个小层物性最好，渗透率都在20mD以上，为中孔、低渗储层，而垂向上相邻的FⅠ33渗透率骤减，层间物性差异表明，FⅠ2、FⅠ3这两个小层对控制油气聚集的能力较强;其余小层平均渗透率基本小于9mD，为中孔、特低渗储层。FⅡ11小层物性相对较差，平均孔隙度为13.3%，平均渗透率为4.9mD，受这种中孔、特低渗储层的影响，可结合层内有效砂岩厚度对上、下相邻两个小层进行分析，判定剩余油层间分布位置 (图3)。

图3 朝103—检55区块层间物性分布图Fig.3 Distribution of interlaminar properties in Chao103—Jian 55 Block

2.2.2 层间非均质参数

由朝45区块内朝103—检55井区、朝85—检153井区、朝75—检117井区218口井孔渗测井数据结果，以及扶余油层层间非均质性参数可知:FⅢ油层组非均质性最弱，FⅠ油层组非均质性相对较强。FⅠ3、FⅡ3和FⅢ1这3个小层层内非均质性较弱，变异系数最小，主要为席状砂与河道间砂体沉积;FⅠ5、FⅡ5、FⅢ3和FⅢ4这4个小层层内非均质性中等，砂体类型以水下分流河道和河口坝沉积为主，河道砂体顶部与河口坝砂体底部泥质沉积发育较多，导致储层孔隙度和渗透性有所下降;FⅠ2、FⅠ7这2个小层非均质性较强，砂体类型以河道砂体为主。从各层渗透率变异系数、突进系数、级差参数统计来看，扶余油层层间非均质性较强，各小层自下而上非均质性呈弱—强的变化趋势 (表1)。

表1 朝阳沟油层层间非均质参数表Table 1 Heterogeneity between parameters of Chaoyanggou oil layer

综合层间物性差异与层间非均质参数分析，FⅠ2、FⅠ7这两个小层渗透率变异系数都超过了0.8，突进系数较大，且级差相对最高。3种参数控制表明，这两个小层非均质性最强，剩余油一般富集在非均质性相对较强、物性相对较差的层位。因此，FⅠ2、FⅠ7这两个小层是剩余油富集的主要层位，也将是油田今后挖潜的重要层位。

2.3 主力单元平面非均质性

平面非均质性是由砂体的几何形态、规模、连续性、孔隙度和渗透率的平面变化所引起的［11］。扶余油层平面砂体及非均质性特征主要受控于沉积微相的展布;因此，各小层非均质性分布特征基本与沉积微相的平面展布一致，由平面相控可进一步确定沉积单元内剩余油分布面积;从而可通过容积法计算地质储量，对整个区块的剩余油储量进行预测与评价。

根据目的层的有效厚度数据编制河道相控的有效厚度等值图(以朝103—检55井区FⅠ73小层砂体为例)。

砂体的顶底界限并不一定严格卡死在分层界限内，也可能存在交叉的情况，这就需要将砂岩进行劈分，最后得到有效砂岩厚度最厚处为10.2m(10C98－60井)，平均厚度为4.56m，高值分布在3～5.2m之间，约为24%;低值分布在0～0.8m之间，约为15%;主要分布在1.2～2.4m之间，约为61%。

图4中砂岩高值分布区在10C106－49井、10C106－50井、10C106－52井、10C106－54井等几处连片状分布，有沿河道渐变的趋势，有效厚度变化受河道控制，连续性较好。另外，储层物性直接影响到注入水波及面和波及率，从而控制剩余油在平面上的分布。在注水开发期间，注入水沿高渗带形成指进，使得高渗带水洗程度严重，而低渗带波及程度较小。物性较低的分支水道两侧注入水难以波及，这种水驱不均一的现象导致剩余油在平面上分布不均［12］。因此，用以上方法，根据目的层砂体物性数据，刻画河道相控的渗透率、孔隙度等值线图，继而按河道边界、有效砂岩厚度边界、渗透条带边界初步定性地勾画出剩余油在该沉积单元的分布边界，对指导油田生产过程中剩余油的挖潜与开采起到重要作用。

3 结论

(1)本区扶余油层储层非均质性强，层内非均质性受沉积相的控制，FⅠ油层组三角洲前缘亚相砂体非均质性最强，FⅡ、FⅢ油层组三角洲平原亚相砂体次之。层间非均质程度受物性因素影响，推定FⅠ2、FⅠ7这两个小层为剩余油富集的主要层位，建议油田今后挖潜的重点层位由原来的FⅠ5、FⅠ6小层转移到FⅠ2、FⅠ7小层。