鄂尔多斯盆地海子塌油区长6油层组非均质性研究

宋 健，何 斌，王小多，杜彦军，高 庭，张 格.

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075；2.延长油田股份有限公司志丹采油厂，陕西延安 717500)

鄂尔多斯盆地海子塌油区长6油层组非均质性研究

宋 健1，何 斌1，王小多1，杜彦军1，高 庭2，张 格1.*

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075；2.延长油田股份有限公司志丹采油厂，陕西延安 717500)

储层的非均质性影响着剩余油的分布和规模，因此针对海子塌油区现有的勘探现状，结合该区实际地质情况，利用测井解释、岩心以及分析化验资料，对海子塌油区长6油层组非均质性进行探讨，分析海子塌地区岩性、物性、电性等特征，对比海子塌油区长6油层组的层内、层间、平面及微观4个方面的非均质性。结果表明：海子塌地区层内非均质性较强，主要受到沉积构造、岩石韵律、层内夹层和渗透率非均质性等因素的控制；层间非均质性整体较强，各个小层受到隔层、渗漏率和砂地比等因素的影响，非均质性差异明显，其中以长61和长62的非均质性较强；平面非均质性主要受到沉积相及砂体展布的影响；微观非均质性比较复杂，各种成岩作用互相影响，加剧了海子塌长6油层组的非均质性。

储层非均质性；长6 油层组；海子塌油区

油气藏储层性质的好坏直接影响油气井的产能、开发政策的制定、开发效果以及最终采收率，对油气储层特性信息的有效掌握和认识是油气田能否获得高效开发的决定性因素。储层非均质性是储层表征的核心内容，是制约开发效果的关键所在[1]。前人对鄂尔多斯盆地储层非均质性虽有研究[2-4]，但针对志丹油田海子塌地区主力储层长6油层组的研究基本属于空白，整个志丹油田的非均质性研究也相对较少。目前，志丹油田海子塌地区即将进入高含水区，因此，亟须对研究区长6油层组进行非均质性研究，了解和分析海子塌地区储层的信息特征。主要通过表征储层特征的参数在空间上分布的不均一性[5-9]，分析长6油层组的层内、层间、平面和微观非均质性特征，揭示海子塌地区长6油层组的非均质性，从而为制定有效的开发方案以及后期的高效勘探开发提供重要依据。

1 区域地质概况

永宁油田海子塌区行政上隶属陕西省延安市志丹县，位于志丹县城西南约29 km处；在大地构造位置上，位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的中西部(图1)。海子塌区西北与何家洼油区相接，东北与义正油区相连，东南与永152油区相邻。该油区总体为向西倾的平缓单斜，平均坡降小于1°，局部发育一些小型的鼻状构造。

图1 永宁油田海子塌区构造位置示意Fig.1 Tectonic location of Haizita area of Yongning oilfield

海子塌油区长6油层组是本次研究的目的层段，自上而下将长6油层组分为长61、长62、长63及长64共4个小层。其中，长61和长62是该区主要的产油层位。该区长6油层组属于三角洲前缘亚相沉积，主要发育水下分流河道、分流间湾、河口坝等沉积微相。研究区长6油层组以浅灰色、灰色、灰绿色细粒长石砂岩为主，其次为粉砂岩，黏土泥质含量较低；孔隙度为3.5%～16.0%，平均为9.04%；渗透率主要为0.02～5.70 mD，平均为0.39 mD，整体上属于低孔、特低渗储层[10]。

2 层内非均质性

层内非均质性是指一个单砂层内部垂向上储层性质的变化，它是直接影响和控制单砂层内水淹厚度波及系数的关键地质因素[11]，也是生产中引起层内矛盾的内在原因。本次研究通过测井解释，并结合岩心观察，对海子塌区长6油层组进行层理特征、韵律特征、层内夹层及渗透率非均质性的研究，综合分析其层内非均质性特征。

2.1 层理特征

研究区长6油层组砂岩中发育平行层理、板状交错层理、槽状交错层理、楔状交错层理及包卷层理，底部具冲刷面，冲刷面附近含大量泥砾。粉砂岩中发育水平层理、透镜状层理、沙纹层理(图2)。海子塌长6油层组主要以平行层理为主。平行层理一方面有利于水驱油的均衡性，提高了厚度波及系数；但另一方面也降低了储层的渗透率，尤其是对层理面上富集炭屑和炭质薄层砂岩的垂向渗透率的影响更大。

2.2 岩石的韵律特征

根据岩心与测井资料分析，长6油层组砂体内部渗透率的变化有正韵律、反韵律以及由正、反韵律叠加组成的复合韵律3种类型，整体上海子塌地区以复合韵律型为主(图3)。

正韵律型：表现为高孔、高渗段分布于砂体底部，向上渗透率逐渐减小，小层内部往往由几个正韵律叠加，中间被泥质或物性夹层隔开。

反韵律型：表现为渗透率向上逐渐增大，高孔、高渗段分布于砂体顶部，一般多为河口坝沉积。整体来讲，本区单砂层完全为反韵律的情况不多，多数反韵律砂体只是复合韵律砂体的一部分。

图2 海子塌地区典型井长6油层组岩心层理特征Fig.2 Core bedding features of Chang-6 oil-bearing formation of typical wells in Haizita areaa.永857井，1556.7～1556.9 m，长61，平行层理;b.永1080井，1617.4～1619.1 m，长62，波状层理

复合韵律型：这种韵律表现为单砂体中反韵律与正韵律层交替分布，本区多见砂体中部渗透率向两侧逐渐减小。

图3 永1080井长6油层组砂岩内部韵律变化Fig.3 Rhythm feature of sandstone from Chang-6 oil-bearing formation of well 1080

2.3 层内夹层

长6油层组内均普遍钻遇泥质夹层。以主力油层长61、长62油层亚组为研究对象，其夹层频率、厚度及密度统计结果见表1。表中数据表明，长61油层亚组平均夹层数为3.52个，平均夹层厚度为1.1 m，夹层频率为0.22层/m，夹层密度为0.19；长62油层亚组平均夹层数为3.47个，单井平均夹层厚度为1.39 m，夹层频率为0.22层/m，夹层密度为0.24；长63油层亚组平均夹层数为2个，单井平均夹层厚度为1.39 m，夹层频率为0.36层/m，夹层密度为0.33；长64油层亚组平均夹层数为1.6个，单井平均夹层厚度为1.76 m，夹层频率为0.23层/m，夹层密度为0.29。总体上，长61和长62两个油层亚组的单夹层厚度、夹层频率、夹层密度均比较接近，在一定意义上表明沉积环境是近似的；长63和长64两个油层亚组之间也有类似的特征。

表1 海子塌区长6油层组夹层统计表Table 1 Statistics interlayer of Chang-6 oil-bearing formation in Haizita area

2.4 渗透率非均质性

层内非均质性是指一个单砂层规模其内部垂向上的储层性质变化。通常认为，渗透率的变异系数、突进系数、级差是反映储层非均质性比较敏感的重要参数(表2)，能够有效地揭示储层内部的非均质性特征[12]。

依据研究区永1080、永440、永856等9口井的390个样品岩心实测渗透率数据，对长6油层组不同油层亚组进行了渗透率变异系数(Vk)、突进系数(Tk)和级差(Jk)等非均质性参数进行计算(表2)。结果(表3)表明，本区长61油层亚组变异系数(Vk)平均为1.02，突进系数(Tk)平均为3.65，级差(Jk)平均为62.17；长62油层亚组变异系数(Vk)平均为1.05，突进系数(Tk)平均为4.28，级差(Jk)平均为34.36；长63油层亚组变异系数(Vk)平均为0.69，突进系数(Tk)平均为1.72，级差(Jk)平均为5.42；长64油层亚组变异系数(Vk)平均为10.74，突进系数(Tk)平均为3.28，级差(Jk)平均为29.98。以上数据表明，本区长61、长62、长64油层亚组砂岩具有强的层内非均质性，长63油层亚组具有中等非均质性。

表2 碎屑岩储层层内非均质性参数及其评价分级标准[13]Table 2 In-layer permeability parameters with evaluation and classification standard of clastic rock reservoir

表3 海子塌区长6油层组渗透率特征值计算表Table 3 Computation of heterogeneity parameters of Chang-6 oil-bearing formation in Haizita area

综上所述，海子塌地区长6油层组层内发育多种类型层理特征，且韵律变化较为复杂，层内夹层发育；长61和长62两个油层亚组的单夹层厚度、夹层频率、夹层密度均比较接近，长63和长64两个油层亚组之间也有类似的特征。因此，海子塌长6油层组的层内非均质性大大增强，各个小层渗漏率非均质性较强，长61、长62及长64非均质性较强，长63非均质性较弱。

3 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其分布特征，包括砂体的层间渗透率非均质性及隔层的分布。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有重要影响，并最终控制着砂层的油气充满度[14]。

3.1 隔层特征

隔层岩性主要为泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩和砂泥岩薄互层，主要是分流间湾沉积。把厚度大于或等于2 m的泥质岩定为砂岩储层间的隔层。

统计结果(表4)表明，长62油层亚组的隔层较为发育，单井隔层个数在2.6以上，隔层平均厚度为16.6 m；长61油层亚组单井隔层个数为1.7，隔层平均厚度为8.8 m；长63和长64油层亚组隔层个数在1左右。

表4 海子塌区长6油层组隔层统计表Table 4 Statistics interlayer of Chang-6 oil-bearing formation in Haizita area

3.2 渗透率差异

用渗透率级差(Jk)、突进系数(Tk)、变异系数(Vk)来表示各油层亚组间的渗透率差异。级差越大，突进系数越高，变异系数越趋近于1，表明砂岩渗透率的非均质性越强。通过对本区9口井的390块样品分析渗透率值的统计结果(表3)，本区长6油层组非均质性从强到弱的次序是：长61、长62、长64、长63。

3.3 砂地比

纵向上各油层亚组砂体主要以带状和透镜状产出，长61油层亚组地层厚度平均为34.8 m，单井砂层一般为1～5层，平均单砂层数为3.1层；单井平均砂体厚度为16.15 m，单砂层平均厚度为5.26 m，砂地比为0.3～0.6。长62油层亚组地层厚度平均为36.3 m，单井砂层一般为1～6层，平均单砂层数为3.4；单井平均砂体厚度为15.62 m，单砂层平均厚度为4.53 m，砂地比为0.3～0.55。长63亚组地层厚度平均为20 m，单砂层一般为0～3层，平均单砂层数为1.3层；单井平均砂体厚度为6.85 m，单砂层平均厚度为4.13 m，砂地比为0.3～0.45。长64亚组地层厚度平均为17 m，单砂层一般为0～3层，平均单砂层数为1.4；单井平均砂体厚度为7.28 m，单砂层平均厚度为4.41 m，砂地比为0.3～0.7(图4、图5、表5)。由此可见，长61、长62砂体较发育，砂体厚度大；长63、长64砂体厚度较小，相对欠发；长6油层组各亚组层内非均质性较强。

图4 过永402井—永734-4井—永1065-3井垂直物源长6油层组砂体结构Fig.4 Sand body structure of Chang-6 oil-bearing formation, cross well Yong 402, well Yong 734-4, well Yong 1065-3(vertical with provenance direction)

图5 过永401-7井-永1052-3井-永728-6井顺物源长6油层组砂体结构Fig.5 Sand body structure of Chang-6 oil-bearing formation, cross well Yong 401-7, well Yong 1052-3, well Yong 728-6(vertical with provenance direction)

表5 海子塌区长6油层组层间非均质性特征表Table 5 Heterogeneity features of interlayer of Chang-6 oil-bearing formation in Haizita area

4 平面非均质性

长6油层组属于三角洲前缘沉积(图6)，主要发育水下分流河道砂体，顺河道方向砂岩连通性好，垂直河道方向砂岩连通性较差。总体上，长61、长62油层亚组砂岩发育，单层厚度大，最厚可达16 m，横向连通性好(图7)。长61油层亚组砂体宽度都在2 km以上，水下分流河道、分流间湾和水下天然堤较发育；长62油层亚组砂体宽度在0.7～2.2 km之间，水下分流河道、分流间湾和水下天然堤较发育。长63和长64油层亚组砂岩欠发育，砂体单层厚度小，单层砂岩厚度在3～16 m之间，横向连通性也较差(图8)。长63油层亚组砂体宽度在0.2～1.2 km之间，水下天然堤和分流间湾发育；长64油层亚组河道宽约1.7 km，水下天然堤和分流间湾发育。

图6 海子塌长6沉积相平面Fig.6 Sedimentary facies distribution of Chang-6 oil-bearing formation in Haizita area

图7 过永1032-1井—永1092-2井—永400-5井长6油层组沉积微相剖面(横物源)Fig.7 Cross section of sedimentary microfacies of Chang-6 oil-bearing formation, cross well Yong 1032-1, well Yong 1092-2, well Yong 400-5 (vertical with provenance direction)

图8 过永856-6井—永740-6井—永745-2井长6油层组沉积微相剖面(纵物源)Fig.8 Cross section of sedimentary microfacies of Chang-6 oil-bearing formation, cross well Yong 856-6, well Yong 740-6, well Yong 745-2 (parallel with provenance direction)

研究表明，海子塌地区储层平面非均质性主要受沉积相带展布的控制，研究区的物源方向决定了砂体的延伸方向，在平行于河道的方向上，孔渗变化较小；在垂直于河道的方向上，孔渗由河道中心向两侧逐渐降低。研究区内平面非均质性相对层内、层间非均质性发育较弱。

5 微观非均质性

储层微观非均质性是指储层孔隙和喉道的类型、结构及相互连通关系在空间上的差异性，还包括微裂缝发育对层间非均质性的影响[15]。在长6油层组的成岩过程中，研究区的原生孔隙受到各个成岩作用的影响，并形成次生孔隙或微裂缝，加强了海子塌地区长6油层组微观非均质性。

研究表明，本区长6砂岩油层组面孔率分布在0.33%～9.39%之间，平均为3.30%。长6油层组原生孔隙和次生孔隙分布特征不尽相同，其中长61以原生孔隙为主，次生孔隙为辅，原生孔隙约占总孔隙的80%以上；长62上部以原生孔隙为主，下部次生孔隙所占比例超过50%；长63原生孔隙与次生孔隙各占一半；长64以次生孔隙为主，原生孔隙为辅(图9)。海子塌长6砂岩孔隙孔径一般分布在10～100 μm之间，平均为50 μm左右，主频分布在小孔隙(20～70 μm)，占81.7%；孔喉直径分布一般在0.08～0.23 μm，平均在0.155 μm左右，主频在0.1～0.2 μm，占到87%。海子塌地区储层属于中小孔隙—微喉道类型。

图9 永宁油田海子塌区长6油层组孔隙类型分布直方图Fig.9 Histogram of pore types of Chang-6 oil-bearing formation in Haizita area

海子塌地区微观结构复杂，孔、渗变化较大，长6各个小层的非均质性较强，其原因主要是：成岩作用压实及岩溶作用、胶结作用使原生粒间孔损失，特别是长6油层组原生孔隙损失严重，从而增强了储层的非均质性(图10a)。譬如，通过分析碳酸盐含量与孔隙度和渗透率的关系(图11)也可以看出，碳酸盐含量越高，物性越差。成岩后期的溶蚀作用产生了大量次生孔隙，使得砂岩的孔隙度、渗透率得到一定的恢复(图10b)。因此，成岩作用大大增强了海子塌地区长6油层组的微观非均质性，使得研究区的微观结构更为复杂，孔渗变化也相对较为明显，从微观上影响了长6油层组的非均质性发育。

图10 海子塌地区典型井长6油层组微观特征Fig.10 Microscopic features of Chang-6 oil-bearing formation of typical wells in Haizita areaa.颗粒定向排列，永1022-1井，1574.03 m，长63 b.碎屑颗粒发生溶蚀产生溶孔，永1022-1井，1578.14 m，长64

图11 永宁油田海子塌区长6油层组渗透率与碳酸盐含量相关图Fig.11 Scatter diagram of relationship between permea- bility with carbonate content of Chang-6 oil-bearing formation of typical wells in Haizita area

6 结论

(1)海子塌地区储层非均质性主要受到层内、层间、平面、微观4个方面的因素影响。其中，层内夹层对地下油气具有遮挡或隔挡能力，层内渗透率的变异系数、突进系数、级差均显示明显变化，非均质性较强。

(2)纵向上，海子塌地区非均质性整体较强 ，但各小层发育不均一，层间隔层发育，渗漏率变化较大，长61及长62小层的非均质性相对较强，长63和长64小层次之。

(3)平面非均质性主要受沉积相展布的控制，海子塌地区砂体整体呈南北向分布。微观上，孔隙结构复杂，压溶作用、胶结作用和溶蚀作用等成岩作用增强了储层的非均质性。

(4)综合以上研究分析，认为海子塌地区为非均质性储层，且非均质性较强，各个小层之间差异明显，孔渗变化较大。研究区主要受到沉积构造、砂体展布、微观成岩作用等多方面因素的共同作用，从而影响海子塌地区长6油层组的非均质性。

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HeterogeneityofChang-6Oil-bearingMemberofYanchangFormationinHaizitaArea,OrdosBasin

Song Jian1, He Bin1, Wang Xiaoduo1, Du Yanjun1, Gao Ting2, Zhang Ge1

(1.ResearchInstituteofShaanxiYanchangPetroleumCo.,Ltd.,Xi＇an,Shaanxi710075,China; 2.ZhidanOilProductionofYanchangOilfieldCo.,Ltd.,Yan＇an，Shaanxi717500,China)

Reservoir heterogeneity affects the distribution and scale of remaining oil. Based on this viewpoint, accorded to the practical geological situation, utilized logging data and core analysis data, combined with the exploration process of Haizita block of Ordos basin, this article studied on the reservoir heterogeneity of Chang-6 reservoir of Yanchang formation in Haizita area. By analyzing the character lithology, physical property and electrical property, the paper discussed and contrasted the heterogeneity into four content which concludes intra-layer, inter-layers, plane and microscopic of Chang-6 reservoir in Haizita area. The results showed that the intra-layer heterogeneity is strong in the study area which is mainly controlled by sedimentary structure, rhythm, interlayer and permeability heterogeneity. Inter-layer heterogeneity is generally strong; each layer reflects obvious difference which affects by the factor of barrier bed, permeability and lithological property, meanwhile, the heterogeneity of the Chang 61and Chang 62are stronger than the others; the plane heterogeneity is mainly affected by sedimentary microfacies and the distribution of sand body; microscopic heterogeneity is complex, and various diagenesis heightened reservoir heterogeneity degree.

reservoir heterogeneity; Chang-6 reservoir; Haizita area

国家自然科学基金“鄂尔多斯盆地延长组连续型岩性油藏成藏机理与地质特征”(41102083)资助。

宋健(1987—)，男，硕士，工程师，主要从事石油地质综合研究工作。邮箱：ssjj1987@126.com.

P618.13

A