神木气田太原-山2段致密砂岩储层宏观非均质性研究

付晓燕，杨勇，王晔，焦廷奎，史婵媛，冯　渊（1.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，陕西西安　710021；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安　710021）

神木气田太原-山2段致密砂岩储层宏观非均质性研究

付晓燕1，2，杨勇1，2，王晔1，2，焦廷奎1，2，史婵媛1，2，冯渊1，2
（1.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，陕西西安710021；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710021）

鄂尔多斯盆地神木气田上古生界是典型的致密砂岩气藏，主力储集层太原组和山西组山2段具有低孔、低渗且非均质性强的特征。非均质性是储集体的基本属性，其严重影响和制约着油气储集层的渗透性能和开发效果。利用钻井岩心资料、测井资料和测试分析资料，对神木气田太原-山2段储层宏观非均质性从层内、层间和平面3个层面进行了深入分析。结果显示，太原-山2段层内非均质性总体比较严重，除过太22相对较弱之外，其它小层均属于强非均质性；山22及太21、太22段砂体最为发育，有效厚度系数高，层间非均质相对较弱；储层参数平面非均质性受砂体发育程度及沉积微相的控制，以分流河道为主的砂体厚度大，物性好；河口坝砂体厚度最大，物性也最好，但发育规模较小；分流间湾砂体厚度小，物性差。此外，低渗透储层非均质性较强的区域存在相对高渗段，储层性能较好。

神木气田；致密砂岩；太原-山2段；宏观非均质性；沉积微相；控制作用

储层非均质性是指储层的基本性质，如岩性、物性、电性以及含油气性等在三维空间分布的不均一性或各向异性。这些不均一性是影响地下油、气、水运移及油气采收率的主要因素，可导致油气田开发过程中发生层间干扰、单层突进、剩余油气局部富集等现象。因此，储层非均质性的研究对提高油气田采收率具有重要意义［1-3］。储层非均质性分类方案较多，目前各大油田基本上都采用裘亦楠［4］的储层非均质性分类方案，将碎屑岩的储层非均质性分为宏观非均质性和微观非均质性两大类。本文主要研究神木气田太原-山2段储层宏观非均质性（层内、层间、平面）特征。

1　研究区地质概况

神木气田位于鄂尔多斯盆地一级构造单元伊陕斜坡东北部，西邻榆林气田，北接大牛地气田，南抵子洲气田。目前提交探明地质储量近1 000×108m3，2012年投入开发，实施效果较好。根据区域分布稳定且发育厚度较大的本溪组顶部9#煤层及山23顶部5#煤层，结合测井曲线和岩性特征，采用沉积旋回分级的方法划分地层。神木气田上古生界地层自下而上划分为石炭系本溪组、二叠系太原组、山西组、石盒子组和石千峰组，其中太原组和山西组山2段为主力含气层段。太原-山2段地层由下往上可进一步细分为太22、太21、太1、山23、山22、山21合计6个小层（见表1）。储层岩性主要为岩屑石英砂岩、岩屑砂岩以及少量的石英砂岩。气藏主要受控于近南北向分布的大型河流、三角洲砂体带，是典型的岩性圈闭气藏。岩心物性测试表明，太原组储层孔隙度平均7.8％，渗透率平均0.643 mD；山2段储层孔隙度平均6.2％，渗透率平均0.851 mD。依据砂岩储层划分标准，太原-山2段基本上都属于低孔低渗致密砂岩储集层。

表1　神木气田上古生界地层划分表

2　储层宏观非均质性

储层宏观非均质性研究储层的层内非均质性、层间非均质性和平面非均质性，主要是以沉积学为基础，研究砂体纵、横向分布样式，砂体的侧向连续性和砂体内部的结构特征［5］。

2.1层内非均质性

层内非均质性是指在一个单砂体规模内储层性质垂向上的变化，是控制和影响小层中油气或者注入剂向上波及体积的关键因素，包括层内粒度韵律、层内渗透率在垂向上的差异程度以及层内不连续的泥质薄夹层的分布等。

2.1.1渗透率韵律类型渗透率韵律分为正韵律、反韵律、均值韵律和复合韵律。根据岩心分析的岩性、粒度、物性数据，结合电测曲线以单砂体内渗透率最高段所在位置及其在垂向上的变化规律来确定渗透率类型。通过对研究区取心井的分析统计，确定太原-山2段以复合韵律为主（见图1），还有少量正韵律及均质韵律等。

图1　双x井太原-山西段综合柱状图

（1）复合韵律型：该类渗透率韵律由于沉积序列的多变性，对砂－泥互层型沉积旋回在一个单砂体内多次出现渗透率高低变化［6］，是正、反韵律的组合。

（2）正韵律型：该类渗透率韵律受正旋回沉积的影响，砂岩粒度下粗上细，渗透率下好上差，从取心井测井解释分析结果反映出渗透率正韵律特征。

（3）均质韵律型：该类渗透率韵律垂向上变化无韵律，砂岩颗粒粒度均一，渗透率上下变化不大。

2.1.2层内夹层分布特征层内夹层指位于单砂层内的相对非渗透层或低渗透层［7］。依据其成因类型结合岩电特征，提取综合反映特征（见图2），加强夹层的识别精度。研究区砂泥互层，层内夹层较发育，对流体流动起到阻隔作用，增大了采气难度。太原-山2段主要发育泥质夹层、物性夹层及钙质夹层三种类型。

（1）泥质夹层：岩性主要是泥岩、页岩、粉砂质泥岩和泥质粉砂岩，一般发育于厚层砂体中，分布在河道中部区域。自然伽马为低值区中的较高值；微电极幅度明显下降，幅度差几乎为零或很小；声波时差高值，一般400 μs/m以上。泥质夹层在研究区太原-山2段普遍发育。

（2）物性夹层：岩性以细砂、粉砂为主，有一定的孔隙度和渗透率，但未达到有效厚度物性的下限。一般发育于砂泥岩过渡区，分布在河道边缘及间湾洼地等。浅侧向电阻率介于泥岩夹层和钙质夹层之间；自然电位幅度低，自然伽马值升高。物性夹层同样在研究区目的层段普遍发育。

图2　不同类型夹层测井曲线反映特征模板

（3）钙质夹层：岩性一般表现为较致密的碳酸盐岩，发育于海相及海陆交互相沉积环境。导电性差，密度大，渗透率低。自然伽马为低值；微电极比值高，呈尖峰状；声波时差明显低值，一般小于300 μs/m。钙质夹层在研究区主要分布在太原组地层。2.1.3层内非均质性评价表征渗透率非均质程度的定量参数有渗透率变异系数、渗透率突进系数、渗透率级差、渗透率均质系数［8］。按照传统的非均质性评价分类标准，由测井资料统计表可以看出（见表2），太原-山2段层内非均质性总体比较严重，除过太22小层相对较弱之外，其它小层均属于强非均质性。区块各层层内非均质性普遍较严重，而且分布不均，对开发带来不利影响。

表2　渗透率非均质性表征参数

2.2层间非均质性

层间非均质性是对同一沉积单元内砂泥岩间互的含油气层系的总体研究，指砂层间的层间差异，包括砂体的垂向连通性、侧向连续性以及泥岩隔层的分布规律，属层系规模的储层研究［9］。层间非均质性主要受沉积微相的控制，是气藏开发过程中层间干扰的重要因素。

2.2.1分层系数分层系数是指一套层系内砂岩的层数。在海平面涨落变化和三角洲进积-退积演化序列的控制下，研究区太原-山2段沉积了多套砂体，纵向上砂泥岩频繁互层。由于相变的原因，在平面上同一层系内的砂层层数会发生变化。分层系数可用平均单井钻遇砂层数来表示。分层系数越大，层间非均质性越严重。山2段山22、山21分层系数较大，非均质性较严重；太原组太21、太22分层系数分别为1.58、1.57，太2段分层系数较大。总体来说，太原组分层系数较山2段大（见表3），层间非均质性相对较强。

2.2.2砂岩密度及有效厚度系数砂岩密度即砂地比，指一套层系内砂岩总厚度占地层总厚度的百分数。数值越大，砂体越发育，连续性越好。研究区山21、山22及太2段平均砂岩厚度及砂岩密度均较大（见表3），表明砂体较为发育，同时层间非均质性也较强。受沉积微相的控制，分流河道中心部位为砂岩密度高值区域。

有效厚度系数是有效厚度与砂岩总厚度之比，能较好地反映气层的分布规律和非均质性的强弱。研究区太原-山2段平均有效厚度及有效厚度系数统计分析表明（见表3），目的层段有效厚度系数分布不均，差异较大。总的来看，山22及太21、太22的有效厚度系数较大，是气层发育的主力层段。

2.2.3隔层隔层在鄂尔多斯盆地二叠系低渗透砂岩储层中广泛分布，岩性主要为泥岩、粉砂质泥岩。特点如下：（1）不含气，没有含气显示。（2）构成隔层的岩石主要由微细孔隙组成，连通程度差。（3）隔层对流体的隔绝能力与其组成岩石的含砂量多少有密切关系。较纯的泥岩隔绝能力最好，其平均渗透率在0.01×10-3μm2以下，而粉砂质泥岩平均渗透率在0.10×10-3μm2左右。研究区太原-山2段一般在含气砂体间发育隔层，分布相对稳定，厚度主要在4 m～20 m。同样受沉积微相展布的控制，砂体主河道带隔层厚度相对较薄，主河道带侧翼厚度相对较大。与砂岩密度统计对应的是，山21、山22及太21、太22段隔层密度相对较小。

2.2.4层间非均质性评价参考分层系数，利用砂岩密度、有效厚度系数及隔层分布的组合来表征研究区的层间非均质性：山22及太21、太22段砂体最为发育，有效厚度系数高，层间非均质相对较弱；山23及太1段砂体不甚发育，隔层密度高，层间非均质相对最强；山21段层间非均质较强，处于中间状态。

2.3平面非均质性特征

平面非均质性是指一个储层砂体的几何形态、展布规律、横向连续性以及储层内各项参数的平面变化所引起的非均质性，其从平面角度展示储集层基本储渗性能的差异程度，主要受沉积相带的控制［10］。2.3.1砂体平面分布特征太原组为陆表海潮控三角洲与碳酸盐潮坪沉积，有利的沉积微相包括分流河道、水下分流河道、河口坝、远砂坝等。太原期海侵时期与河流相互作用奠定了3套砂岩的沉积格局，分别是太原组早期（太22）沉积发育的桥头砂岩、中期（太21）沉积发育的马兰砂岩以及晚期（太1）沉积发育的七里沟砂岩。太2段砂体是研究区太原组的主力产气层，太22桥头砂岩整体上呈片状展布，北部物源方向发育有3条河道，河道中心明显是全区砂体较厚的部位，中部分支河道汇集，向南继续演化分出两条分支河道；太21马兰砂岩呈条带状展布，北部发育有2条主河道，河道中心砂体较厚，中部向南分出两条主要分支河道；太1七里沟砂岩在北部较为发育，物源方向同样发育有三条河道，中部分支河道汇集入海。

表3　层间非均质性参数统计表

山西组为浅水河控三角洲沉积，有利的沉积微相类型主要为分流河道微相。山23砂体最不发育，反映出强非均质性特征。山22砂体整体呈片状分布，北部发育有两条河道，左边河道中心明显是全区砂体最厚的部位，中部分支河道汇集，继续演化分出两条主要分支河道，右边河道中心砂体发育较厚。山21砂体呈条带状分布，北部发育有三条河道，中部分支河道汇集，向南演化出两条分支河道，河道中心部位砂体发育较厚。

2.3.2砂体的几何形态和连续性通过统计太原-山2段各小层的平均砂体厚度、砂体钻遇率（见表3），分析认为：山22及太21、太22段砂体钻遇率较高，平均砂厚较大，因而平面上的侧向连续性好，非均质性较弱；山21段的平均砂厚较小，钻遇率相对较低，因而平面上的侧向连续性相对较好，非均质性中等；山23及太1段平均砂厚一般，钻遇率小，因而平面上的侧向连续性最差，非均质性也最强。

2.3.3孔隙度、渗透率在平面上的变化储层参数平面分布非均质性受砂体的发育程度及沉积微相的控制［11］。分析认为，研究区砂体厚度大的区域孔、渗性好，反之砂体厚度小的区域则孔、渗性差：以分流河道为主的砂体厚度大，物性好；河口坝、远砂坝砂体厚度最大，物性也最好，但是发育规模较小；分流间湾砂体厚度小，物性差。此外，在砂体发育程度上以连片、多层状迭置的砂体发育区物性较好，均质程度较高，而被分隔的砂体非均质性强，物性也较差；低渗透储层非均质较强的区域存在相对高渗段，储层性能较好。

3　结论

神木气田上古生界多层系含气，太原组和山西组山2段是主力含气层段。太原-山2段储层岩性主要为岩屑石英砂岩、岩屑砂岩以及少量的石英砂岩。太原组孔隙度平均7.8％，渗透率平均0.643 mD；山2段孔隙度平均6.2％，渗透率平均0.851 mD，基本上都属于低孔低渗致密砂岩储集层。本文利用钻井岩心资料、测井资料和测试分析资料，对太原-山2段储层宏观非均质性从层内、层间到平面进行了深入研究。分析认为，太原-山2段层内非均质性总体比较严重，除过太22相对较弱之外，其它小层均属于强非均质性。山22及太21、太22段砂体最为发育，有效厚度系数高，层间非均质相对较弱；山23及太1段砂体不甚发育，隔层密度高，层间非均质相对最强；山21段层间非均质较强，处于中间状态。储层参数平面非均质性受砂体发育程度及沉积微相的控制，以分流河道为主的砂体厚度大，物性好；河口坝砂体厚度最大，物性也最好，但发育规模较小；分流间湾砂体厚度小，物性差。

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Research on macro heterogeneities of Taiyuan-shan2 tight sandstone reservoir in Shenmu gasfield

FU Xiaoyan1，2，YANG Yong1，2，WANG Ye1，2，JIAO Tingkui1，2，SHI Chanyuan1，2，FENG Yuan1，2
（1.Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710021，China；2.State Engineering Laboratory of Low-permeability Oil/Gas Fields Exploration and Development，Xi'an Shanxi 710021，China）

The upper paleozoic in Shenmu gasfield of Ordos basin is the typical tight sandstone gas reservoir，the main reservoir of Taiyuan formation and Shanxi formation of Shan2 section with the feature of low porosity，low permeability and strong heterogeneity.Heterogeneity is the basic attribute of the reservoir，which seriously affects and restricts the permeability and the development effect of oil and gas reservoir.By using core data，logging data，and test data，the macro-heterogeneity characteristics of Taiyuan-Shan2 reservoir in Shenmu gasfield are studied in detail including in-layer heterogeneity，interlayer heterogeneity andplane heterogeneity.The results show that Taiyuan-Shan2 reservoir in-layer heterogeneity is more serious generally，in addition to Tai22relatively weak，other layers belong to strong heterogeneity.The interlayer heterogeneities of Shan22and Tai21，Tai22sections are relatively weak，with their sandbody developed mostly and the high coefficient of effective thickness，reservoir parameter plane heterogeneity is under the control of sand-body growth degree and sedimentary microfacies，the larger thickness of sand-body in distributary channel mainly，good physical properties，the biggest thickness of sand-body in mouth bar，the best physical properties，but the smaller scale of development，the smaller thickness of sand-body in bay between distributary，poor physical properties.In addition，there is the existence of relatively high permeability in the stronger heterogeneity of low permeability reservoir，good performanc.

Shenmu gasfield；tight sandstone；Taiyuan-Shan2 section；macro heterogeneity；sedimentary microfacies；control actio

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.01.023

TE122.23

A

1673-5285（2015）01-0087-05

2014－10-30

中国石油重大专项“低/特低渗透油藏有效开发技术研究-长庆油田油气当量上产5 000万吨关键技术研究”，项目

编号：2011E-1306。

付晓燕，女（1978-），工程师，硕士研究生，2006年毕业于西北大学矿产普查与勘探专业，现主要从事气田开发研究工作，邮箱：fuxy1_cq@petrochina.com.cn。