郝家坪地区长2储层非均质性及其控制因素分析

李 旭　李碧龙

(1. 西北大学地质学系， 西安 710692； 2. 中石油塔里木油田塔中项目部采油队， 新疆 库尔勒 841000)



郝家坪地区长2储层非均质性及其控制因素分析

李 旭1李碧龙2

(1. 西北大学地质学系， 西安 710692； 2. 中石油塔里木油田塔中项目部采油队， 新疆 库尔勒 841000)

摘要：讨论杏子川油田郝家坪地区长2储层的非均质性特征，分析沉积环境及成岩作用对该区储层非均质性的控制作用。研究表明，长2储层层内及层间储层非均质性强，平面上非均质性不强，受沉积环境及成岩因素的影响，区内储层非均质性变得复杂。

关键词：郝家坪地区； 储层非均质性； 长2油层组； 控制因素

鄂尔多斯盆地杏子川采油厂郝家坪构造位于陕北斜坡的中部，为平缓的西倾大单斜构造[1-2]。在该区可见由差异压实作用形成的低幅度鼻状隆起，这些鼻状隆起与三角洲砂体的有机配置极利于油气的富集。杏子川油田三叠系延长组沉积属于子长 — 安塞三角洲沉积体系[3-4]，其郝家坪北区长2储层沉积以辫状河沉积为主，主要微相类型为分支河道砂坝与河漫滩。

储层的非均质性是构造作用、沉积作用和成岩作用的综合反应，它决定着储层质量，影响油田的开发效果[5]。 本次研究针对鄂尔多斯盆地杏子川油田郝家坪北区长2储层非均质性进行分析，讨论沉积因素和成岩因素对储层非均质性的控制作用。

1储层的非均质性

储层宏观非均质性指储层在平面和纵向上各种属性的不均一变化，其研究内容主要包括储层的产状、形态、空间展布情况及各参数的不均匀性[6]。

1.1层内非均质性

层内非均质性是指储层单砂体内纵向上的变化，它直接影响或控制着注入剂在砂体内的波及面积和剩余油在层内的分布情况[7]。

(1)层内韵律特征。粒度韵律是指单砂体纵向上砂屑粒度大小的变化规律，受到沉积环境和沉积成岩作用的控制[4]。在储层注水开发过程中，具有反韵律、复合反韵律、复合正韵律的砂体在纵向上的波及厚度水平较佳，均质层段正韵律波及厚度水平及注水开发效果稍差[8]。本区目的层段单砂体砂屑颗粒粒度变化非常复杂，大致上包含正韵律、反韵律以及这两种韵律叠加所组成的复合韵律等3种类型。复合韵律在研究区最为常见，因此长2储层开发效果不佳。图1所示为研究区郝73井渗透率复合韵律示意图。

(2)层理构造特征。在水流条件及沉积环境的控制下，碎屑岩储层基本包含以层理构造为主的各类型原生沉积构造。有研究表明，渗透率在空间上的差异性受到层理的制约[7]。通过岩心观察发现：郝家坪地区长2储层下部发育有多种层理构造，如板状交错层理及槽状交错层理等；上部发育有水平层理、波状层理及小型斜层理。

(3)层内夹层特征。单砂体内的非渗透层或相对低渗透层统称为层内夹层[7]。通过对岩心以及测井资料的对比分析，识别出郝家坪地区长2小层内夹层主要为泥质夹层、钙质夹层。泥质夹层主要是水下分流河道侧向迁移或废弃时在砂体顶部形成的间湾沉积。钙质夹层由碳酸盐胶结物组成，分布不均匀，可形成低渗透致密层阻隔流体在层内的流动。图2 所示为研究区郝80井层内夹层特征。

粉砂质泥岩与泥岩均属于泥质夹层。微电极电测井曲线显示，相对于砂层段而言，泥质夹层段测井数值较低。在砂岩段，自然伽马曲线表现为高值，声波时差相对加大，存在扩径现象，微电极曲线回返且极微梯度幅度差变小。研究区层内夹层的主要类型为泥质夹层，长2储层河流相对其夹层的冲蚀作用频繁而剧烈，一般延伸不远。

图1　研究区郝73井渗透率复合韵律示意图

图2　研究区郝80井层内夹层特征示意图

钙质夹层的主要岩石类型为相当致密的钙质细粉砂岩，在测井曲线上表现出“二低一高”的特征，即低声波时差、低伽马、高电阻率，且自然电位曲线回返不明显，微电极电阻率曲线尖峰显著。与其他夹层相比较，钙质夹层在空间上相对分散，厚度范围较大，平面上连续性较差，在与泥岩交界处的砂岩顶底较常见，平面上呈豆状分布，展布较为分散。

(4)渗透率非均质性特征。层内渗透率表征的是平均渗透率在砂体内的差异性以及最高渗透率在纵向上的展布特征[9]。 在此计算分析长21储层单砂层的主要非均质性，包括变异系数、突进系数和级差。变异系数≤0.5时为均匀型；当0.5≤变异系数≤0.7时，为较均匀型，表示非均质性程度中等；当变异系数>0.5时属于不均匀型，表示非均质性程度强。当渗透率突进系数<2时属于均匀型，介于2～3之间为较均匀型，渗透率突进系数>3为不均匀型，表示非均质性强[7]。表1所示为郝家坪北区层内渗透率参数。层内渗透率变异系数为1.02，远大于0.7；突进系数为3.51，大于3；级差为30.7；夹层频率为0.23。各参数互相支持，说明长21储层具有很强的非均质性。

1.2层间非均质性

层间非均质性包括纵向上砂体交互展布的旋回性和规律性，以及泥质岩隔层在其中的发育程度与展布规律[10]。

表1　郝家坪北区层内渗透率参数

(1)分层系数。分层系数表征层系内的砂层数量在平面上的变化特征，一般用平均单井钻遇的砂层数来表示(钻遇砂层总层数÷统计井数)[11]。层间非均质性随分层系数的增大而变强，与油气开采效果密切相关。据统计，长2储层组各小层分层系数为1.40～12.1不等。

(2)砂岩厚度比。砂岩密度用纵向上砂岩厚度与地层总厚度的比值来表示[12]：当比值大于50%时，砂体连续性较好，平面上大面积连片均匀分布且纵向上分布较广；当比值为30%～50%时，砂体部分连通，呈带状分布；当比值小于30%时，砂体呈孤立状分布，连通性较差[7]。长2储层砂岩厚度比多介于25%～63%，平均为44.8%，说明砂体分布差异较大，具有带状分布和连续性分布的特点。

(3)层间隔层分布特征。层间隔层是分割砂层的相对非渗透层，发育和展布稳定，其岩性以膏岩、泥岩和粉砂岩为主[7]。郝家坪长2储层多分布有较稳定的泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩或者薄互层等类型隔层，基本属于分流间湾、河漫滩、河间洼地相沉积，泥质隔层厚度为5～15 m。同时，各油层亚组之间各层分布厚2～8 m，钻遇率平均为89%，泥质隔层分布频繁。长2储层的砂层组内各层上下隔层分布状况良好，由于河道冲蚀作用强烈，泥质隔层厚度介于1～5 m，变化剧烈。根据区内314口井的统计资料，长21-1与长21-2隔层厚度为1.5～4.5 m，平均2.1 m。长21-2小层与长21-3小层隔层厚度为2.5～8.2 m，平均5.2 m。在长2储层中各小层的层间隔层钻遇率约为68%，横向展布间距一般为2～3个井距。

1.3平面非均质性

平面非均质性反映储层内砂体的规模大小、几何形态特征、连续性情况及砂体内物性参数(孔隙度、渗透率等)在平面上的差异性所引起的储层不均匀特征[13]，直接影响着井网的布置、注入剂的平面波及效率和剩余油在平面上的分布[14]。

(1) 砂体展布特征。砂体的几何形态是砂体在横向和纵向上分布的几何形状特征，在沉积相的控制下各方向均会表现出差异性[7]。砂体在平面上的规模和连续性一般通过砂体钻遇率(钻遇砂层的井数与总井数的比值)来反映，钻遇率越高，砂体的平面连续性就越好[7]。郝家坪地区长2储层三角洲平原分流河道砂体呈北东 — 南西向条带状展布。平面上展布面积较大，砂层厚度约15～25 m。该区长2储层砂体整体发育，规模较大，砂地比也较高。

(2) 砂体内孔渗平面变化特征。储层物性在平面上的差异性分布是表征平面上非均质性的重要参数[15]。渗透率各向异性控制着注入剂的平面波及效率，并且控制着油、气、水在注入剂作用下的流动方向[12]。长2储层孔隙度一般为10%～20%，主体含油区平均孔隙度为12.5%。长2储层渗透率一般为(0.3～20.5)×10-3μm2，主体含油区平均渗透率为2.5×10-3μm2。

2宏观非均质性主要控制因素分析

2.1沉积因素

沉积因素主要取决于沉积相和沉积作用，它构成了储层的原始骨架，从而控制储层的原始物性并且制约着成岩演化方向[12]。在沉积过程中，沉积环境及水动力条件的不同导致了储层岩矿成分、结构构造特征在平面及剖面上的不均一性[1]。

该区长2储层为河流相沉积，粒度中 — 细，陆源碎屑以长英质为主，还有部分岩屑，平均含量可达10.4%，碎屑磨圆多为次棱角状至次圆状，分选中等 — 好,接触类型多呈线接触。总体来看矿物成分成熟度低，结构成熟度中等，说明沉积物从物源区经过河流长途搬运，湖浪反复巅选改造，水体能量总体较低，沉积环境低能稳定。分支河道砂体沉积物粒度在横向和纵向上差异变化小，整体的物性(孔隙度、渗透率)较好；因此郝家坪地区长2储层的分支河道砂体差异性较小，非均质性不强。平面上距离河床越远，河漫滩沉积物粒度就越细，且垂向上粒度趋细，故物性较差，非均质性较强。

2.2成岩因素

沉积物沉积后会发生一系列的成岩作用(压实、压溶、胶结、重结晶等)，且盆地不同层位地层的地温、流体、压力和岩性等特征也会存在一定差异，致使储层的孔渗等参数发生不均匀的次生变化，加剧了储层的非均质程度[16]。

郝家坪地区长2储层压实压溶作用特别强烈，使沉积物碎屑颗粒发生转动，继而发生一定的定向排列，碎屑颗粒呈线凹凸状接触，其后压溶作用导致长石、石英的次生胶结。压实及压溶成岩作用使郝家坪地区长2储层原生的孔隙损失过半。长2储层以绿泥石薄膜胶结为主，其次为方解石胶结、石英加大胶结，绿泥石薄膜充填孔隙并溶蚀，形成了大量粒间孔隙。

3结语

(1) 郝家坪地区长2储层非均质性由层内韵律、层理构造、层内夹层及层内渗透率分布形式所表征，层内非均质性较强烈；在平面上，砂体整体发育，规模较大，连片性好，非均质性较弱。

(2) 郝家坪地区地处鄂尔多斯盆地，整体构造活动性不强，非均质性受构造作用的影响较小。长2储层内分支河道砂体整体物性较好，差异性较弱，而河漫滩物性差异较大，非均质性强；压实及压溶等成岩作用在很大程度上破坏了长2储层的原生孔隙，并且胶结及溶蚀作用在平面和剖面上发育程度的差异也加剧了储层的非均质性。

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Research on Reservoir Heterogeneity of Chang 2 in Haojiaping Area of Ordos Basin

LIXu1LIBilong2

(1.Geogolgy Department of Northwest University, Xi′an 710069, China;2.Tazhong Project, Tarim Oil Field, Korla Xinjiang 841000, China)

Abstract:The heterogeneities of Chang 2 reservoir at north of Haojiaping area were studied in this paper, and the effect and controlling factors of the sedimentary environments and diagenesis on heterogeneities were also analyzed. The results show that there are strong interlayer heterogeneity and strong in-layer heterogeneity, but weak planar heterogeneity of Chang 2 reservoir in the study area; and the reservoir heterogeneity of this area is aggravated due to sedimentary environments and diagenesis.

Key words:Haojiaping area; reservoir heterogeneity; Chang 2 reservoir; influencial factors

收稿日期：2015-09-15

基金项目：中国科学院战略性先导科技专项(B类)“鄂尔多斯盆地郝家坪地区长2储层特征研究”(XDB03010000)

作者简介：李旭(1991 — )，男，陕西咸阳人，西北大学2013级硕士研究生，研究方向为油气储层地质学。

中图分类号：P618

文献标识码：A

文章编号：1673-1980(2016)02-0036-04