长庆油田Z 油区长3 储层非均质性的研究

高鑫鑫，倪 俊

（西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065）

储层非均质性在很大程度上限制并影响着储层的储集和渗流能力，影响着油藏的最终开发效果，长庆油田Z 采油区的储层主要是陆相碎屑岩储层，随着开发年限的增长和开发程度的不断深入导致该区域油田大都进入了中高含水期，造成大量可动原油无法采出。因而只有系统、科学的研究储层非均质性，才能够改善油气田的开发效率，合理的推断出剩余油的存在范围并结合实际情况给出可行的开发方案，最终达到提高油气采收率的目的[1]。

目前油田开发过程中主要面临以下问题：

（1）储层非均质性强，注水效果较差，对应的油水井含水率上升，产能损失较大；

（2）针对剩余油的开发技术决策难以界定。

因此针对目前所面对的开发矛盾及油田生产技术需求，需要对长庆油田Z 采油区储层非均质性尤其是储层的渗流能力进行评价，最后分析储层非均质性对注水开发的影响。

1 砂体展布的非均质性

储层非均质性是储层的基本属性之一，因此储层非均质性的研究是油气田勘探开发方案部署所需研究的重要组成部分，同时也是储层描述的核心内容[2]。

研究储层砂体特征最常用的办法是研究砂地比，即砂岩厚度比地层厚度，现对一部分数据进行统计（见表1）。

对研究区长3 的砂岩小层进行计算得到该研究区的总砂地比为0.41，但是各个小层之间的砂地比数值差异比较大。各砂层组参数之间有一定的规律性，即总体上砂层厚度大的区域孔、渗性好，而砂层薄的地方则相反。而储层参数平面分布非均质性受砂体的发育程度及沉积微相的控制，沉积微相是其非均质性强弱的主控因素。在砂体的发育程度上以连片、多层状叠置的砂体发育区储层物性好，均质程度高，而被分隔的砂体储层非均质性强，物性也较差。综合研究长3 储层砂体分布不均匀，层间非均质性较强。

表1 研究区长3 砂地比统计表

2 孔隙度与渗透率的非均质性

2.1 孔隙度的非均质性

对研究区40 口井的孔隙度大小进行统计（见表2）。

表2 研究区长3 储层孔隙大小统计表

对这些井的孔隙度进行数值统计分析，发现其孔隙度分布范围在3.7 %～16.6 %，孔隙度最大值（φmax）为16.6 %、孔隙度最小值（φmin）为3.7 %、孔隙度平均值为12.259 %、孔隙度级差（Jk）为12.9 %、均质系数（Kp）近似为0.738，变化范围为0～1，说明孔喉分布不均匀。也得出孔隙度在12.1 %～14.0 %范围内所占百分比最多为46 %，分析表明研究区长3 储层属于低孔储层，储层的孔隙结构非均质性较强。

压实作用对储层物性的影响主要是破坏性的降低了储集体的储集空间，使岩石孔隙度整体降低。但是压实作用的发育也是不均一的，对于成分成熟度和结构成熟度较低的岩石，压实作用进行得更加强烈，加剧了储层的微观非均质程度[3]。

2.2 渗透率特征

对研究区36 口井的渗透率大小进行统计（见表3）。在所有储层非均质性参数中，渗透率是最能体现储层的储渗性能，所以讨论储层非均质性时要重点研究储层渗透率的非均质程度，因此一般情况下常采用变异系数（Vk）、突进系数（Tk）以及级差（Jk）和均质系数（Kp）来表征储层的非均质性强弱[4]（见表4）。在对表3中的数据进行分析计算进一步得到相关评价参数的具体值。

表4 公式中Ki是样品的渗透率；是样品平均渗透率；Kmax是最大渗透率；Kmin是最小渗透率。

表3 研究区长3 储层渗透率大小统计表

表4 渗透率非均质性参数评价表

根据上述标准，结合收集到的研究区样品的数据资料，计算得到研究区长3 的渗透率参数（见表5）。

依据渗透率非均质参数的分析结果，得出研究区长3 的渗透性较差，长庆油田Z 油区储层各小层砂岩均具有较强的非均质性，变异系数普遍大于0.7，均质系数普遍小于0.303。研究区胶结作用对储层非均质程度的影响主要表现在岩心观察中钙质胶结呈块状或条带状产出导致局部渗透率极低，造成含油不均[5]。溶解作用也在很大程度上改善储层的孔渗性能，但局部的溶解作用在使孔渗变好的同时，也在一定程度上加剧了储层物性的非均质性。

表5 研究区长3 渗透率参数统计表

3 储层非均质性的影响因素

储层非均质性是指储层在形成过程中受沉积环境、成岩作用和构造作用的影响，在空间分布及内部属性上都存在不均匀的变化。研究区以陆源碎屑岩储层为主[6]，且属于低孔低渗型储层、非均质性强、注采率较低。为了提高研究区的油田最终采收率，首先要了解储层非均质性对油田注水开发的影响。

层间非均质性对注采效率的影响包含多种因素，其中砂体小层间的渗透率差异程度为主要因素。从储层砂体的宏观展布、物性的平面变化、渗透率的非均质值程度等各方面都可以体现出研究区储层的非均质程度主要受沉积环境的影响。其表现在主河道中央砂体厚度大、物性好、砂体连片性好，物性分布较均匀高值区连通性好，同时渗透率的非均质程度整体上也较弱。这便导致较多的剩余油，从而造成油田采收率下降。

层内非均质性对于油田开发来说，层内垂向渗透率的差异程度是最关键的因素，它直接控制着单砂体内部的注水波及系数和注入厚度。对于长3 研究区储层的内部砂体主要是正韵律，从而导致在进行注采操作时砂体底部先发生水淹，中部和顶部水洗程度低，从而使得剩余油累积在中部和顶部，在一定程度上也导致了采收率的下降。

平面非均质性对油田开发的影响最为关键的是储层的砂体间的连通性以及渗透率差异程度，这两个因素直接控制着平面注水波及系数以及水驱面积。可知研究区目的层储层的非均质程度也是受沉积环境的影响。这就导致了剩余油在平面的分布[7]，造成水驱效率不高，最终采收率较低。

4 结论

（1）研究区长3 的孔隙度大小与其储层渗透率大小的相关性表现相较为良好。

（2）研究区长3 渗透率的变异系数（Vk）0.754、突进系数（Tk）3.298、级差（Jk）53、均质系数（Kp）0.302，属于强非均质性储层。

（3）研究区长3 储层的非均质程度主要受沉积环境和成岩作用的影响。沉积微相是沉积环境非均质性强弱的主控因素，成岩作用包括压实作用、胶结作用和溶解作用。