马家嘴油田马3断块戴南组储层非均质性研究

孙秀会

(中国石化江苏油田分公司勘探开发研究院，江苏 扬州 225009)

马家嘴油田马3断块戴南组储层非均质性研究

孙秀会

(中国石化江苏油田分公司勘探开发研究院，江苏 扬州 225009)

通过岩心、薄片、测井等资料，综合利用渗透率韵律性、渗透率变异系数、渗透率级差及渗透率突进系数，对马3断块的E2d25、E2d11和E2d12的层内及层间非均质性进行研究，发现各层在层内及层间非均质性较强，其中E2d12的层间非均质性最强。利用储层物性预测技术研究其平面非均质性特征，绘制了马3断块E2d25、E2d11和E2d12三层的孔隙度和渗透率平面预测图，发现三个小层的东北部储层物性较好。研究成果为油田后期注水开发提供指导。

储层 非均质性 储层物性预测技术 马家嘴油田

沉积特征与非均质性是储层表征的核心内容，也是影响油田开发的重要因素，尤其是对于一些开发难度相对较大的岩性-构造油藏[1]。马家嘴油田马3断块为一岩性-构造油藏，油气聚集不仅受到构造的控制，同时还受到岩性的影响，开发过程中逐步暴露出同一井组注水不见效，含水上升较快，层间矛盾突出、稳产效果差等问题。针对马3断块岩心资料较少，在利用非均质性表征系数的基础之上综合运用地震储层预测技术，从层内、层间及平面非均质性等3个方面对马3断块的储层非均质性开展深入研究。

1 区域概况

马家嘴油田构造位于高邮凹陷西南部，邵伯次凹西北斜坡，东临联盟庄油田，北靠韦庄油田，南望黄珏油田，是一个在构造背景上被断层、岩性复杂化了的小断块油田。马3断块的主力含油层系为戴一段(E2d1)和戴二段(E2d2)，为三角洲前缘末端-前三角洲亚相沉积。由于沉积环境水动力较弱，因此砂岩厚度大多为1～4 m，纵向上砂层、油层钻遇率低，砂层百分含量低，仅10%～20%。

本区储层平面上的变化比较大，油水井的连通状况差，注水效果不明显。只有马5井在马5-1井注水后，马5-15井在新马5-1井注水后见到明显效果。西部的马5-17井区注水压力高，甚至注不进。马5-9井1996年12月转注E2d25-4、5、8、E2d11-1、2、3、4、5、6、8、

E2d12-1，主要吸水层位为E2d11-5号砂体，该区储层物性较差，注水未见明显效果。因此，有待开展储层非均质性研究，为油田的后期注水开发提供指导。

2 层内非均质性

2.1 储层垂向上的粒序性

马3断块沉积类型以三角洲水下分流河道沉积为主，储层内部渗透率韵律类型多为正韵律型，还存在复合韵律型(图1)。正粒序层理由于底部粒度粗，基质含量少，随细粒物质的增加，一般表现为渗透率向上变差。复合韵律是由正逆粒序按不同方式组合而成。

复合韵律储层垂向上非均质性较严重，水驱不均匀，易形成多段水淹，驱油效率变化也较剧烈。

图1 马家嘴油田马3断块E2d11-5渗透率垂向韵律性

2.2 层内渗透率非均质程度

层内非均质性是指一个单砂层内其岩性、物性和含油性的变化，它是控制和影响单砂体垂向上注入水的波及厚度和层内剩余油分布的关键因素[2]。表征渗透率非均质程度常用的指标有渗透率变异系数、渗透率突进系数和渗透率级差[3]。

渗透率级差是指砂层中最大渗透率值与最小渗透率值的比值，其值越大非均质性越强。渗透率变异系数指各层渗透率的均方差与平均渗透率的比值[4]。渗透率变异系数越接近1非均质性越强，相反则弱。一般来说，变异系数小于0.5为均匀型，变异系数0.5～0.7为较均匀型，变异系数大于0.7为不均匀型。突进系数为单层内渗透率的最大值与渗透率平均值的比值，一般突进系数等于2为均匀型，2～3为较均匀，大于3为不均匀型[5]。

马3断块E2d11和E2d12岩心资料较少，这里仅对E2d11-1、E2d11-5及E2d12-6砂体进行分析。从马3断块的7口取心井非均质参数统计表(表1)可以看出，E2d25、 E2d12的各砂体内变异系数均大于1，渗透率级差绝大部分在250以上，非均质性较强，E2d25-5砂体本身属于低渗储层。E2d11砂体内部均发育小隔夹层，使得非均质性较强。

表1 马3断块储层非均质性参数

3 层间非均质性特征

层间非均质性为纵向上多个油层之间的差异性及其分布特征，可用层间渗透率均质性来表征。由于马3断块取心井资料较少，不能展现其平面的层间分均质性分布，本次研究通过对砂层组内各个砂体之间的非均质参数进行研究，反映出马3断块的层间非均质性特征。

表2 马3断块层间非均质性参数

从表2中可以看出，E2d25、E2d11和E2d12变异系数均大于1，级差系数在100以上，突进系数均大于2，因此，各层的层间非均质性较强。

4 平面非均质性研究

由于马3块岩心资料较少，无法利用岩心资料进行平面非均质性研究，本文通过储层地震预测技术当中的物性预测技术，研究孔隙度和渗透率的平面分布规律。

储层地震预测的主要工作内容大体分为四个方面：一是储层岩性预测，即研究构成储层的岩性以及控制储层发育的相带；二是储层形态预测，包括储层的分布、厚度和顶、底面构造形态；三是储层物性预测，主要研究储层的物性参数，即孔隙度和渗透率；四是储层含油气性综合分析，即研究储层内所含流体性质及其分布。

本文分别绘制了马3断块E2d25、E2d11和E2d12三层孔隙度、渗透率预测图(图2，图3)，为该地区的滚动评价及开发提供了参考。

图2 马家嘴油田马3断块E2d25砂体孔隙度预测

图3 马家嘴油田马3断块E2d25砂体渗透率预测

从图2及图3中可以看出，马3断块E2d25平面非均质性较强，孔隙度和渗透率较好的区域分布零散，成孤立状展布，总体上东部的物性要好于西部。

马3断块E2d11的储层平面非均质性要好于E2d25，断块的东北部物性较好，但是区块中北部孔渗较好的区域仍成孤立式分布(图4，图5)。

图4 马家嘴油田马3断块E2d11砂体孔隙度预测

图5 马家嘴油田马3断块E2d11砂体渗透率预测

从图6及图7中可以看出，马3断块E2d12的平面非均质性较E2d11及E2d25差，储层的孔隙度值较小，平面非均质性强，仅在东部发育较好储层，渗透率较好的区域亦成孤立式分布。

图6 马家嘴油田马3断块E2d12砂体孔隙度预测

图7 马家嘴油田马3断块E2d12砂体渗透率预测

5 隔夹层分布特征

马家嘴油田马3断块平面上砂体叠合分布，单油砂体分布面积小，成片性差，分布规律性不强，油砂体连通率低，横向变化大，分布相对零散，发育程度相对较低，呈透镜体分布(图8)。且含油砂体砂体规模较小，单砂体含油面积在0.02～0.86 km2，平均含油面积0.34 km2，除主要砂体外，含油面积大多小于0.5 km2，含油面积最大的砂体面积仅占叠合含油面积的34.8%。砂体钻遇率低，平均钻遇率55.3%。

6 结论

(1)马3断块沉积类型为三角洲的水下分流河道为主，复合韵律储层垂向上非均质性较严重，水驱不均匀，易形成多段水淹，驱油效率变化也较剧烈。

(2)渗透率级差、渗透率变异系数及渗透率突进系数能够较好地评价马3断块储层非均质特征。利用少量取心资料评价其层内非均质性，E2d25、E2d12各砂体内变异系数均大于1，渗透率级差绝大部分在250以上，非均质性较强。

(3)采用储层地震预测技术预测物性分布，认为E2d25、E2d11及E2d12的物性较好的区域多成孤立状分布，总体上东北部物性较好。

图8 马家嘴油田砂体对比(东西向)

(4)针对取心资料较少的区块，通过地质与地震相结合的方法能够较好的对储层的非均质性进行评价，认识其平面非均质性，从而有效指导注水开发，提高水驱动用程度。

[1] 于翠玲，林承焰.储层非均质性研究[J].油气地质与采收率，2007，1(4)：15-18，22.

[2] 吴胜和，熊琦华.油气储层地质学[M].北京:石油工业出版社，1998:155-172.

[3] 盛文波.老河油田桩10地区储层非均质性研究[J].油气地质与采收率，2005，12(4):32-34.

[4] 单敬福，纪有亮.储层非均质性研究-以有萄花油层组PI1-PI4小层为例[J].安徽地质，2006，16(2):81-87.

[5] 陈刚，王正，陈清华.陈堡油田陈2断块阜宁组阜三段储层非均质性研究[J].油气地质与采收率，2009，16(2):20-23.

(编辑 王建年)

Research of reservoir heterogeneity of Dainan Formation in Ma3 fault block in Majiazui Oilfield

Sun Xiuhui

(ExplorationandDevelopmentResearchInstituteofJiangsuOilfieldCompany，SINOPEC，Yangzhou225009，China)

The heterogeneity of E2d25、E2d11and E2d12in Ma3 fault block was studied by permeability rhythm，permeability variation coefficient，permeability differential and the coefficient of permeability to penetrate，through the core analysis，rock slices and well logging data.The results showed that there were strong heterogeneity in the interlayer and layer，and the heterogeneity of E2d12was the strongest.The reservoir property prediction technology was used to study the heterogeneity in plane.The forecast figures of porosity and permeability showed that the best physical properties were in the northeast.The results could help the later water injection development of oilfield.

reservoir；heterogeneity；reservoir property prediction technology；Majiazui Oilfield

2016-01-11；改回日期：2016-02-19。

孙秀会(1984—)，女，助理工程师，现从事油田开发工作，电话：13815816665，E-mail:sunxiuhui@sinopec.com。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.02.013

TE122.24

A