濮城油田沙二上亚段2+3砂组储层非均质性研究

江志强

（中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200030）

濮城油田沙二上亚段2+3砂组储层非均质性研究

江志强

（中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200030）

储层非均质性决定了油藏内流体的流动特性，进而决定了剩余油的分布，因而评价储层的非均质性成为储层表征的重点和目标之一。本文通过对濮城油田沙二上2+3油藏层内、层间非均质特性研究表明，该油藏储层非均质性较强，而其非均质性受控于储层的沉积作用和成岩作用。垂向上不同的沉积环境，由于水动力特征及沉积方式的差异，形成了不同的垂向韵律特征及层内非均质性特征。

非均质性；储集层；沙二上亚段2+3砂组；濮城油田

濮城油田位于河南省濮阳市范县境内，地处黄河冲积平原，地势平坦。区域构造位于东濮凹陷中央隆起带北部，南与文留构造带相接，北与陈营构造相连，东与濮城洼陷相邻，西与卫城—古云集构造隔洼相望。沙二上2+3油藏于20世纪80年代末期发现，经历了产能建设、高速稳产开采、递减三个主要开发阶段。储层的非均质性是影响油气藏油、气、水渗流及油气采收率的主要因素之一[1,2]，因此，进行沙二上2+3油藏储层非均质性研究，找出其影响规律，对于查明油藏剩余油的分布，以便采取合理措施提高采收率十分必要。

1 地质概况和沉积特征

濮城构造是一个继承性的洼中隆起构造，构造形态为一被断层复杂化的长轴背斜，南北长15km、东西宽4.5km，圈闭面积约50km2（图1）。整个构造发育NNE、近EW向两组断层，Ⅱ级、Ⅲ级、Ⅳ级断层共80多条，其中Ⅱ级、Ⅲ级断层将濮城油田主体划分为东、西、南三个开发区。沙二上2+3油藏是典型多油层非均质油藏，具有油层多、单层厚度小、层间和平面非均质性强的特点[3～8]。该油藏属下第三系沙河街组，纵向上分为14个小层，自上而下分别为2砂组1～7小层、3砂组1～7小层。

2 油层非均质性影响因素

2.1 构造因素

构造因素对储层非均质性的影响主要决定于构造运动[9]，形成断层、裂缝，改造和叠加于原始储层骨架之上，造成流体流动的隔挡或通道。

裂缝通常改变储层的渗透性方向和能力，造成其渗透性在纵、横、垂三度空间上的很大差异。不同时期的构造运动常具有不同的特征和性质，这就决定了储层裂缝的形成与分布不同，进而影响储层的非均质性特征。

2.2 沉积因素

图1 濮城油田位置图Fig.1 Location of Pucheng oilfield

沉积因素主要决定于沉积作用或过程，形成储层的建筑结构或构型—原始骨架、砂体的空间形态与内部构成。

由于沉积条件的不同，如流水的强度和方向、沉积区的古地形陡缓、盆地中水的深浅与进退、碎屑物供给量的大小，造成沉积物颗粒大小、排列方向、层理构造和砂体空间几何形态的不同[10,11]，即不同沉积相中砂体的分布不同，使得沉积砂体内部的物理特性不同，进而造成储层非均质程度的差异。

2.3 成岩因素

成岩因素决定于储层的岩矿与地下流体特征，造成黏土矿物的转化，发生胶结、溶蚀及淋滤作用，改善或破坏储层的基本物性。当沉积物或砂体沉积后，由于一系列的成岩作用，如压实、压溶、溶解、胶结以及重结晶等作用，改变了原始砂体的空隙度和渗透率的大小，加上盆地中不同层位地层通常具有不同的地温、流体、压力和岩性的差异，因而其成岩作用各异[12,13]，次生孔隙的形成与分布状态在空间上极不均匀，增加了储层的非均质程度。

通过研究表明，濮城油田沙二上2+3油藏的非均质性主要受控于储层的沉积作用和成岩作用，如图2所示。

图2 影响油层非均质性的主要因素Fig.2 Main factors affecting reservoir heterogeneity

3 沙二上2+3油藏非均质性分析

濮城油田沙二上2+3油藏开发进入中后期后，储层非均质性起了相当重要的作用。储层非均质性对储层中流体的流动、分布以及油气采收率影响很大，是研究剩余油分布规律、制定调整挖潜措施的重要依据[14]。以下从层内非均质性和层间非均质性两个方面，对储层非均质性进行研究。

3.1 储层层内非均质性

储层层内非均质性是指一个单砂层规模内部垂向上的储层性质的变化，包括粒度韵律性、层理构造序列、渗透率差异程度及高渗段位置，层内不连续薄的非渗透层的分布频率、大小等。层内非均质性直接控制和影响垂向上注入剂的流动[2]。

（1）层内非均质类型划分

层内非均质性在纵向上总体表现为物性的非均质程度，一般以渗透率级差、非均质系数、变异系数等基本参数来表征。

渗透率级差Jk(kmax/kmin)是指层内渗透率的最大值与最小值的比值。渗透率级差越大，反映渗透率的非均质性越强，反之非均质性越弱。

非均质系数Tk(kmax/k)是指层内渗透率的最大值与平均值的比值。一般当Tk＜2时为均质型，Tk为2～3时为较均匀型，Tk＞3时为不均匀型。

变异系数Vk(Vk=σk/k)是指渗透率的标准偏差与平均值的比值。一般当Vk＜0.5时为均匀型，表示非均质程度弱；当0.5≤Vk≤0.7时为较均匀型，表示非均质程度中等；当Vk＞0.7时为不均匀型，表示非均质程度强。

根据濮城油田南区2-100、2-261、P36等204口井的岩石物性分析和测井资料，得出级差、非均质系数、变异系数等评价储层非均质程度的参数值（表1）。分析结果表明：濮城油田南区沙二段2砂层组层内级差最大达1064.25、最小为94.41，非均质系数最大为5.53、最小为4.15，变异系数最大为1.01、最小为0.73；濮城油田南区沙二段3砂层组层内级差最大达1194.13、最小为104.978，非均质系数最大为9.24、最小为2.77，变异系数最大为0.97、最小为0.71。

表1 濮城油田南区沙二上2+3油藏各小层层内非均质参数Table 1 The intrastratal heterogeneity parameters of ES22+3stratum reservoir in southern Pucheng oilfield

根据国内外划分非均质性标准（表2），濮城油田南区沙二上2砂层的7个小层中变异系数均大于0.7、非均质系数均大于3.0，均属于严重非均质型；濮城油田南区沙二上3砂层的7个小层中变异系数也均大于0.7、非均质系数只有

S3

6层小于3.0其余均大于3.0，也为严重非均质型。由以上对两个小层的分析得出，该研究区储层的层内非均质程度以严重非均质型为主。从濮城油田南区沙二段2+3油藏砂层组的平均渗透率分布（图3）可以看出：各砂层的平均渗透率分布差异不大，2砂层组和3砂层组均属于正韵律或复合正韵律。

表2 渗透率非均质界限标准Table 2 The standard of heterogeneity boundary

（2）储层物性随深度变化关系

根据表3的储层物性特征划分，濮城油田南区204口井的沙二上2+3油藏储层的渗透率、孔隙度与深度的变化关系（图4）可以看出，渗透率和孔隙度随深度的增加呈变小的趋势。

图3 渗透率变异系数对比与平均渗透率分布Fig.3 The variation coefficient and average of permeability

表3 碎屑岩储层物性分类评价标准Table 3 Classification and evaluation of clastic reservoir physical properties

图4 濮城油田南区沙二上2+3油藏渗透率与孔隙度随深度变化Fig.4 The changes of permeability and porosity with depth in ESstratum reservoir in southern Pucheng oilfield

3.2 储层层间非均质性

层间非均质性是指储层纵向上砂体间的物性差异及分布特征，包括层系的旋回性、砂层间的渗透率非均质性及隔层分布，其主要受沉积相的控制。大量的油气勘探实践表明，层间非均质性对油水界面的差异及油水系统的分布构成重要的影响，并最终控制砂层的油气充满度[15]。

反映层间渗透率非均质程度的参数同样可用级差、非均质系数、变异系数等参数来表征。通过对濮城油田南区204口井的统计，计算出的层间非均质参数（表4）可以看出，2砂层组中级差最大为1040.5、最小为1.0，非均质系数最大为3.79、最小为1.0，变异系数最大为1.38、最小为0；3砂层组中级差最大为466.25、最小为1.0，非均质系数最大为3.82、最小为1.0，变异系数最大为1.28、最小为0；全井段中级差最大为1101.25、最小为1.0，非均质系数最大为5.24、最小为1.0，变异系数最大为1.42、最小为0。综合分析认为濮城油田南区沙二上2+3油藏以严重非均质型或非均质型为主。

表4 濮城油田南区沙二上2+3油藏层间非均质参数Table 4 The interlayer heterogeneity parameters in ESstratum reservoir

表4 濮城油田南区沙二上2+3油藏层间非均质参数Table 4 The interlayer heterogeneity parameters in ESstratum reservoir

井号级差 非均质系数变异系数2-100 55.96 3.39 1.25 2.85 1.48 0.51 55.96 2.60 0.86 2-102 6.60 2.31 0.76 11.79 3.10 0.97 12.81 3.56 0.91 2-144 2.59 1.67 0.58 2.52 1.43 0.56 3.60 1.71 0.52 2-147 19.48 2.18 0.74 2.46 1.74 0.66 27.52 2.12 0.53 2-149 3.74 1.38 0.44 6.82 1.88 0.64 7.52 2.19 0.60 2-151 12.13 2.25 0.88 11.47 1.82 0.62 26.95 2.77 0.86 2-153 16.74 1.77 0.55 5.37 2.32 0.73 19.97 2.21 0.61 2-155 3.39 1.50 0.49 1.96 1.46 0.40 7.37 2.14 0.59 2-159 21.58 1.98 0.65 39.64 2.18 0.77 42.82 2.17 0.71 2-161 6.75 2.27 0.87 12.10 2.28 0.82 12.10 2.84 0.86 2-163 1.50 1.18 0.20 4.22 1.50 0.48 4.60 1.40 0.37 2-165 11.67 2.29 1.13 7.06 3.65 1.17 16.85 3.54 1.09 2-167 9.22 2.22 0.67 1.51 1.21 0.14 9.22 2.49 0.53 2-169 12.92 2.18 0.69 7.48 1.90 0.65 17.24 2.91 0.77 2-171 1.63 1.32 0.18 1.92 1.44 0.23 2.39 1.65 0.26 2-173 13.01 2.85 0.93 6.84 1.66 0.52 24.05 3.83 0.95 2-175 8.41 2.46 0.73 3.67 1.90 0.54 9.39 3.27 0.78 2-177 7.57 2.05 0.62 8.03 1.88 0.58 9.79 2.20 0.61 2-179 7.62 1.76 0.52 1.70 1.26 0.24 7.63 1.47 0.39 2-187 10.70 1.86 0.68 10.67 2.54 0.93 12.93 2.39 0.77 2-189 11.40 2.66 0.81 11.83 3.21 1.01 14.70 3.19 0.88 2-191 17.75 2.08 0.74 3.10 1.52 0.56 17.75 1.97 0.51 2-193 1.37 1.14 0.12 10.43 1.84 0.57 10.43 1.65 0.38 2-195 10.24 2.60 0.79 1.00 1.00 0.00 10.24 3.55 0.98 2-201 23.46 2.54 0.83 1.61 1.22 0.21 23.46 1.88 0.56 2-207 2.00 1.43 0.39 10.90 3.70 1.20 10.90 3.64 0.91 2-209 2.77 2.05 0.59 11.76 2.17 0.70 11.76 2.17 0.72 2-213 9.89 1.32 0.49 1.78 1.46 0.24 19.97 1.84 0.42变异系数 级差 非均质系数变异系数 级差 非均质系数

4 结论

通过对研究区目的层段宏观非均值性研究表明，沉积作用和成岩作用对储层的非均质性起着重要的控制作用。濮城油田南区沙二上2+3油藏各砂层组层内、层间和平面非均质的研究，认为研究区储层层内非均质性以严重非均质型为主、层间非均质性以严重非均质型或非均质型为主。

由于受储层层间非均质性的影响，剩余油一般富集在储层渗透率级差大、物性较差的单砂层内，所以对于这部分的剩余油，应采用分层开采的技术进行开采。

在平面上，受砂体展布、规模、连通性及空间组合方式的制约，注水开发期间注水沿高渗透带指进，致使高渗透带水洗程度相当高，而低渗透带波及系数小，注水收效差，导致剩余油在平面上分布不均匀，储层物性相对较差，所以渗透率级差大的微相带是剩余油的主要富集区和挖潜目标区。

References)

[1] 刘满仓,胡明毅,胡忠贵,等. 八面河油田沙三段储层砂体层内非均质性研究与探讨[J]. 上海地质,2005,26(4):14-16,20.

Liu M C, Hu M Y, Hu Z G, et al. Study and exploration on the reservoir body in-layer heterogeneity of the third member of Shahejie formation in Bamianhe oilfield[J]. Shanghai Geology, 2005,26(4):14-16,20.

[2] 周祥林,高伟中,张建培,等. 东海西湖凹陷平北断裂特征及其对油气成藏的控制[J]. 上海国土资源,2014,35(2):54-57.

Zhou X L, Gao W Z, Zhang J P, et al. Fractures in the Pingbei area and their control on hydrocarbon accumulation in the Xihu sag of the East China Sea[J]. Shanghai Land & Resources, 2014,35(2):54-57.

[3] 雷芳英,孙宜建,应收霞,等. 濮城油田南区沙二上2+3油藏技术改造效果评价[J]. 江汉石油学院学报,2003,25(4):96-98.

Lei F Y, Sun Y J, Ying S X, et al. Effect evaluation of technical reconstruction in ES22+3reservoir of Pucheng oilfield[J]. Journal of Jianghan Petroleum Institute, 2003,25(4):96-98.

[4] 乔二伟,刘平良,陈传东. 濮城油田南区沙二上2+3油藏动用分析及挖潜[J]. 河南石油,1999,13(4):23-29.

Qiao E W, Liu P L, Chen C D. Study on production potential tapping of waterflooding in the upper ES2+3 reservoir, south of Pucheng oilfield[J]. Henan Petroleum, 1999,13(4):23-29.

[5] 李红南,于文文,刘伟. 河南濮城油田沙二上2+3砂层组末端扇沉积特征及剩余油分布[J]. 沉积与特提斯地质,2012,32(4):29-32.

Li H N, Yu W W, Liu W. Sedimentary characteristics of the terminal fan deposits and distribution of residual oil in the upper oil reservoirs of the second member of the Shahejie formation in the Pucheng oilfield, Henan[J]. Sedimentary Geology and Tethyan Geology, 2012,32(4):29-32.

[6] 徐卫东,游小淼. 濮城油田沙二上1油藏储层非均质性[J]. 断块油气田,2009,16(3):33-35.

Xu W D, You X M. Heterogeneity of terminal fan reservoir in the first sand group of upper Es2 in Pucheng oilfield[J]. Fault-Block Oil and Gas Field, 2009,16(3):33-35.

[7] 彭国红,胡望水,戴寅. 濮城油田沙一段储层宏观非均质性及其对剩余油分布的影响[J]. 石油天然气学报,2010,32(5):191-194.

Peng G H, Hu W S, Dai Y. Reservoir macro-heterogeneity in Es1 of Pucheng oilfield and its effect on remaining oil[J]. Journal of Oil and Gas Technology, 2010,32(5):191-194.

[8] 安爱琴,纪友亮,单敬福. 渤南洼陷沙四上亚段储层成岩作用及物性特征[J]. 上海地质,2007,28(1):11-16,53.

An A Q, Ji Y L, Shan J F. Diagenesis and physical property characteristis of the upper Shasi member reservoir in Bonan subsag[J]. Shanghai Geology, 2007,28(1):11-16,53.

[9] 董足华,张兵,郭涛,等. 渤海湾盆地中央隆起带断裂构造特征及油气成藏作用[J]. 上海国土资源,2012,33(4):68-71.

Dong Z H, Zhang B, Guo T, et al. Tectonic characteristics and hydrocarbon accumulations in strike-slip faults in the central uplift belt of Bohai bay basin[J]. Shanghai Land & Resources, 2012,33(4):68-71.

[10] 蔡华,张建培,余逸凡. 东海西湖凹陷古近系砂岩骨架颗粒构成及控制因素[J]. 上海国土资源,2014,35(3):90-94.

Cai H, Zhang J P, Yu Y F. Components and controlling factors of the Paleogene sandstone grain framework in the Xihu sag of the East China Sea[J]. Shanghai Land & Resources, 2014,35(3):90-94.

[11] 丁林林,傅强,夏岩. 苏北盆地高邮凹陷阜宁组一段古环境恢复及其古湖泊学意义[J]. 上海国土资源,2015,36(1):86-89.

Ding L L, Fu Q, Xia Y. Environmental recovery of paleo-lakes in the Funing formation (E1f1), Gaoyou Sag, Subei Basin[J]. Shanghai Land & Resources, 2015,36(1):86-89.

[12] 李德勇,姜效典,张金亮,等. 高邮凹陷南坡真武—曹庄地区戴南组砂岩成岩作用及其对储层性质的影响[J]. 地球科学,2013, 38(1):130-142.

Li D Y, Jiang X D, Zhang J L, et al. Diagenesis and its effect on Dainan sandstone reservoir in Zhenwu-Caozhuang region of southern slope of Gaoyou depression[J]. Earth Science, 2013,38(1):130-142.

[13] 闫建萍,刘池洋,张卫刚. 鄂尔多斯盆地南部上古生界低孔低渗砂岩储层成岩作用特征研究[J]. 地质学报,2010,84(2):1-8.

Yan J P, Liu C Y, Zhang W G. Diagenetic characteristics of the lower porosity and permeability sandstones of the upper paleozoic in the south of Ordos basin[J]. Acta Geologica Sinica, 2010,84(2):1-8.

[14] 王家印,李科生,宋洪锋,等. 濮城油田ES2上(2+3)油藏“2+3”调驱技术[J]. 江汉石油学院学报,2003,25(S1):103-105.

Wang J Y, Li K S, Song H F, et al. Profile control and displacement technique used in the upper member of Es2 reservoir in Pucheng oilfield[J]. Journal of Jianghan Petroleum Institute, 2003,25(S1):103-105.

[15] 王世星,朱家祥. 利用声波时差计算储层流体压力和储层流体势分析[J]. 上海地质,1998,19(4):48-52.

Wang S X, Zhu J X. Theoretical computation of reservoir fluid pressure by using acoustic transit time and reservoir fuid potential analysis[J]. Shanghai Geology, 1998,19(4):48-52.

Research on reservoir heterogeneity in the ESstratum in the Pucheng oilfield

JIANG Zhi-Qiang
(Shanghai Branch of China National Offshore Oil Corporation Limited, Shanghai 200030, China)

Reservoir heterogeneity plays a critical role in the flow of liquids through a reservoir and thus influences the distribution of the remaining oil; as such, it is one of the main descriptive measures of a reservoir. A study of intrastratal and interlayer heterogeneity in the ES22+3stratum in the Pucheng oilfield indicates a high level of heterogeneity within this reservoir rock, and that its heterogeneity is controlled by sedimentary and lithologic factors. In terms of the diversity of hydrodynamic properties and depositional modes, vertical variations in sedimentary environments can form vertical rhythms in heterogeneity within stratigraphic sequences.

heterogeneity; reservoir; ES22+3stratum; Pucheng oilfield

P512.2

A

2095-1329(2015)03-0083-04

10.3969/j.issn.2095-1329.2015.03.019

2015-07-04

2015-08-20

江志强(1983-),男,工程师,主要从事页岩气勘探和沉积储层研究.

电子邮箱: jiangzhq2@cnooc.com.cn

联系电话: 13818890469

国家科技重大专项(2011ZX05023-001)