志丹地区长2、长3段储层非均质性研究

朱亚林 郭 强 薛永康 刘进龙 姜 南 李 雪

(1. 西北大学地质学系， 西安 710069； 2. 陕西延长石油集团有限责任公司研究院， 西安 710075；3. 常州大学石油工程学院， 江苏 常州 213016)



志丹地区长2、长3段储层非均质性研究

朱亚林1郭 强2薛永康1刘进龙1姜 南1李 雪3

(1. 西北大学地质学系， 西安 710069； 2. 陕西延长石油集团有限责任公司研究院， 西安 710075；3. 常州大学石油工程学院， 江苏 常州 213016)

在综合利用岩心、测井、钻井等地质资料的基础上，通过岩心观察与描述及隔夹层分析，对志丹地区长2、长3段的沉积环境和砂体展布特征进行研究，认为长2段储层在河道加积作用下，自下而上砂体厚度增大，砂体侧向连通性变好，而长3段油层组的砂体呈现出与之相反的沉积变化规律。采用岩心分析测试和测井解释等方法进行储层评价，认为长2段储层的渗透率非均质性较强，长3段储层渗透率虽特别低，但其渗透率均质程度较高。

非均质性； 志丹地区； 沉积环境； 砂体展布

储层的非均质性是影响油藏最终采收率的重要地质因素之一[1]。经过多年的勘探与开发，鄂尔多斯盆地上三叠统长2、长3段储层暴露出了许多问题，例如：含水率高、地层能量下降快、注入水波及效率低、单井产能低。为提高延长组油藏采收率，明确剩余油挖潜有利区，必须对其进行储层非均质性研究。已有研究主要是根据盆地、油藏、研究目的层位的规模或者根据不同的开发阶段进行描述[2-7]。

本次研究综合利用岩心分析测试、测井参数解释和生产动态等资料，从层内、层间及平面3个方面对研究区长2、长3段储层的非均质性进行综合研究，并详细分析了非均质性的主要控制因素。

1 地质背景

志丹地区位于陕西省延安市，构造上属于鄂尔多斯盆地。研究区位于伊陕斜坡中部，区域构造为一平缓的西倾单斜，部分地区由于差异的压实作用形成鼻状构造[8-9]。志丹地区长2、长3段储层以灰色细粒长石砂岩为主，其次为粉 — 细粒长石砂岩及中 — 细粒长石砂岩。它们具有共同的岩石学特征，即矿物成熟度低，结构成熟度高，成岩作用强烈，为低渗透致密砂岩储层[10-11]。

图1 志丹地区地理位置图

2 储层非均质性

2.1 层间非均质性

储层的层间非均质性包括各油层亚组之间砂地比的差异及砂层之间泥岩隔层的分布与变化。

2.1.1 砂地比

砂地比的变化可以描述不同沉积类型砂岩的层间非均质性，也可以反映各油层亚组沉积微相的演变。志丹地区长2、长3段油层组砂地比统计见表1。

表1 志丹地区长2、长3段油层组砂地比统计表

长2段油层组的统计结果表明，自上而下(长21— 长23)，砂地比逐渐升高，单砂层平均厚度加大。在地层厚度接近的前提下，长22单井砂岩厚度是长23单井的0.5～1倍，且单井砂岩层数较长23少。长22单砂层平均厚度是长23的1～3倍(长21与长22由于分层原因，没有作直接对比)。这种变化反映了在长23时期平原分流河道处于早期发育阶段，到了长22和长21时期，平原分流河道沉积已达到鼎盛。

长3段油层组的数据变化规律与长2段相反。经过长4、长5时期较大规模的湖侵事件之后，长3时期湖盆退缩，开始了又一次三角洲建设期，本区以三角洲前缘亚相与三角洲平原亚相交替出现为特征，长33时期的河流迅速向湖泊推进，以平原分流河道沉积为主，之后长32和长31时期的河流作用没有长33时期的强，以前缘沉积为主。长3段油层组砂地比及单砂层厚度的变化反映了这种演变。

2.1.2 隔层

隔层岩性为泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩和砂泥岩薄互层，主要为分流河道及分流间湾沉积。

隔层统计数据表明，由长21到长23，单井平均隔层层数增加，单井平均隔层厚度及单隔层平均厚度变厚(见表2)。这种变化在义正、旦八区长2油层组中表现更明显。隔层层数及厚度变化与单砂层厚度变化互为消长关系，泥岩隔层层数减少，厚度变薄，而单砂层厚度明显增大，反映出长22、长21时期分流河道沉积更加发育，分流间洼地沉积范围大大缩小。

长3段油层组的隔层统计数据表明，3个亚组间隔层的层数及厚度变化不大，仅在长33时期分流河道沉积占优势，隔层厚度较上面2个油层亚组小，长31和长32的剖面结构及砂泥岩比例比较接近。

表2 志丹地区长2、长3段油层组隔层统计表

长2、长3段油层组内的泥岩隔层比较明显，横向上可以追踪。

长21多为1个厚砂层，砂层横向连通性良好。块状砂层的厚度在20～30 m，砂层厚度的变化对连通性影响不大。在寨科区，部分井长21厚砂层下部分叉，2个砂层间有2～3 m厚的泥岩隔层；在Z129井区，长21由2层砂岩组成，通常上砂层比较发育，是主要含油层段，上下砂层之间有1层厚 3～7 m的泥岩分隔。

寨科地区的长22一般有2层厚砂岩，厚砂层之间有3～5 m厚的泥岩分隔；南部地区长22一般只有1层砂岩，部分井在块状砂层下部出现分叉拖尾现象。长22上部有1厚层泥岩，分布稳定，横向连续性好，是长22与长21之间的主要隔层。

长23下部为块状砂岩(南部地区为厚层状砂泥岩互层)，上部为15～20 m厚的泥质岩与长22的砂泥岩分隔，横向可以连续追踪。

长3段油层组主要含油层位为长33。长33下部为厚层砂岩，上部为厚层状砂泥岩互层，为一个完整的储盖组合。砂岩的含油性受岩性、物性控制，在平面上为复合连片。含油砂层的上部有厚层泥岩(或砂泥岩互层)作盖层，并与上覆的长32亚组分隔。泥岩隔层厚5～15 m，横向连续性较好。

2.2 平面非均质性

长2段储层为三角洲平原分流河道沉积，自下而上，河流沉积作用逐步加强，河道砂岩加厚，砂地比升高；河道砂体形态由带状向席状演变，砂体侧向连通性较好。

长33油藏主要分布在旦八区。从砂地比图看出，志丹东北部的寨科区和旦八区分别有2个较厚的长33砂岩条带(见图2)。砂岩条带呈北东 — 南西向展布，形态近似三角洲前缘水下分流河道沉积形成的朵状砂体。长33下部含油砂岩为厚约20 m的块状砂层，在横向上砂岩厚度、岩性变化较大，厚砂层的下部或中上部往往出现较厚的泥岩隔层，层数介于1～3。由于砂岩含油性受岩性、物性控制，砂岩横向变化使油层厚度及其在厚砂层内的位置也有所改变，这些变化为沉积微相在平面上演变所致。

图2 志丹地区长33砂地比等值线图

2.3 层内非均质性

2.3.1 渗透率非均质性

用渗透率级差、突进系数、变异系数等3项指标表征长2、长3段储层的渗透率非均质性。级差越大、突进系数越大，变异系数越趋近于1，砂岩的渗透率非均质性越强；反之则均质程度越高。志丹地区长2、长3段储层渗透率特征值计算结果见表3。

表3 志丹地区长2、长3段储层渗透率特征值计算表

数据表明，寨科区长21储层的渗透率非均质性较强，Z2井区长2段与寨科区长21储层的非均质性程度接近，Z2井区均质程度略高。长33储层虽然渗透率特别低，但单个样品间差距不大，渗透率均质程度较高。

2.3.2 砂层的韵律特征

长2段砂岩为三角洲平原分流河道沉积，主要沉积微相有分流河道、分流间湾、决口扇、天然堤等，这些沉积环境形成的沉积物在垂向剖面上形成粒度向上变细的正韵律沉积层序。

通过对本区资料较多的Zh18、5032等6口井长21砂层韵律特征的分析，发现砂岩韵律的变化规律与沉积微相的变化规律相吻合。其共同的特点是每个块状砂层由3～5个次一级大韵律组成，韵律厚度为3～9 m，为一个粒度向上变细的层序；每个大韵律又由3～7个小韵律组成，小韵律厚度1～2 m，以正韵律为主(见图3)。大韵律层之间或小韵律之间多数为砂岩与砂岩接触，正韵律层的底部都有冲刷面，堤泛沉积的泥质岩比较少见，这种现象提示长21可能是由网状分流河沉积的心滩砂构成。同时，韵律剖面上还可以看到粒度向上变粗的层序，如Zh18井的1 414.0 — 1 416.0 m，5032井的1 330.0 — 1 334.0 m等。这是网状河沉积中可以见到的一种层序，成因是旧河道决口(或改道)发育成新河道时形成的层序，其下部为分流间湾沉积，上部为新河道的心滩沉积。

图3 长2段砂层组渗透率韵律特征图

2.3.3 夹层产状及分布

长2、长3段油层组内钙质夹层较多，但是由于钙质层多为钙质砂岩，与围岩没有岩性界线，因此夹层统计只针对泥质夹层(见表4)。

夹层统计结果表明，在长2油层组内，长23的夹层比例、夹层频率较长22和长21高；将寨科区长2段与义正、旦八区相比，后者夹层频率、夹层比例较前者低，夹层厚度较前者小，反映义正、旦八区长2时期河流沉积作用较强，河道砂岩更发育。长3段油层组内以长33夹层频率及比例较低，砂岩厚度最大，反映长33时期河流沉积作用强，这与长3段沉积早期湖退河进的沉积环境相吻合。

表4 志丹地区长2、长3段油层组夹层统计表

3 结 语

(1) 长2段油层组自下而上砂地比逐步升高，单砂层平均厚度加大；长3段油层组的规律与此相反。由长23到长21，单井平均隔层层数减少，单井平均隔层厚度和单隔层平均厚度变薄。长2、长3段油层组内的泥岩隔层比较明显，横向上可以追踪。

(2) 长2段储层为三角洲平原分流河道沉积，自下而上，河流沉积作用逐步加强，河道砂岩加厚，砂地比升高；河道砂体形态由带状向席状演变，砂体侧向连通性较好。

(3) 本区长2段储层的渗透率非均质性较强；长33储层渗透率低，但单个样品间差距不大，渗透率均质程度较高。这2段的共同特点是每个块状砂层均由3～5个次一级的大韵律组成。

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Study on Reservoir Heterogeneity of Chang 2 and Chang 3 Sections in Zhidan Area

ZHUYalin1GUOQiang2XUEYongkang1LIUJinlong1JIANGNan1LIXue3

(1. Department of Geology, Northwest University, Xi′an 710069, China; 2. Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum Co. Ltd., Xi′an 710075, China; 3. School of Petroleum Engineering, Changzhou University, Changzhou Jiangsu 213016, China)

Based on comprehensive analysis of core, logging, drilling and geological data, the sedimentary environment and sand body distribution of Chang 2 and Chang 3 are studied through core observation and description and interlayer analysis. It indicates that sand body thickness increases from the bottom to the top, and sand body lateral connectivity becomes better in Chang 2 reservoir because of river aggradation. But Chang 3 reservoir sand body shows the opposite rules. reservoirs of Chang 2 and Chang 3 are evaluated by core analysis and log interpretation methods. The results show that the permeability non heterogeneity of Chang 2 reservoir is strong; permeability of Chang 3 is very low, but permeability heterogeneity is higher.

heterogeneity; Zhidan area; sedimentary environment; sand body distribution

2016-02-25

国家自然科学基金项目“青藏高原冈底斯地块晚古生代古地磁研究”(41174055)；陕西省普通高等学校重点学科专项“地球探测与信息技术”(081802)

朱亚林(1990 — )，男，河南滑县人，西北大学在读硕士研究生，研究方向为油气储层地质学。

P618

A

1673-1980(2016)05-0001-05