鄂尔多斯盆地T油区长4+52储层非均质性研究

2021-12-16甄延明武富礼

河北地质大学学报 2021年6期

关键词：区长质性韵律

甄延明，武富礼，袁珍

ZHEN Yan-ming, WU Fu-li, YUAN Zhen

西安石油大学陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西西安 710065

Xi'an Shiyou University, Xi'an 710065, China

0 引言

储层非均质性是影响油气运移、分布以及油气采收率的重要地质因素，一般分为层内、层间、平面、微观非均质性4类[1-2]。层内非均质性容易使储层形成“死油区”，层间非均质性会直接导致“单层突进”，平面非均质性严重会导致“平面舌进”，微观非均质性在孔隙和喉道中产生大量剩余油[3-4]。

研究区目前主要开发层位为延长组长4+5油层组。区内总井数280口，其中采油井209口、注水井71口，平均单井日产液量4.94 m3，区块累计产油量4.44×104t，累计注采比0.82，采收率为24%。但对研究区储层非均质性的研究和认识还不够到位，给注水开发带来了问题，为了提高最终采收率，最大限度的开发区内油藏，本文将采用裘亦楠的分类方法，从宏观和微观两个方面对区内长4+5储层进行非均质性研究，为研究区的油藏开发方案的制定提供参考依据。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地西高东低，是一个不对称的南北向矩形盆地，按照构造演化历史，可以分为6个一级构造单元（图1）。T油区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部靖边县东南侧，总面积29.5 km2，区域构造为一平缓的西倾单斜，地层倾角小于1°（千米坡降为7～10 m），内部构造简单，局部具有差异压实形成的低幅度鼻状隆起。

图1 鄂尔多斯盆地构造单元划分及研究区位置Fig.1 Division of tectonic units and location of research area in Ordos Basin

2 储层宏观非均质性

储层宏观非均质性研究主要包含储层几何形态、空间分布及其孔隙度、渗透率等参数的变化[5]，一般从储层层内、层间与平面三个方面展开研究。

2.1 层内非均质性

层内非均质性指单砂体内部垂向储层物理性质的变化，主要受到碎屑成分及含量、颗粒分选及磨圆程度、成岩作用等的影响。这种非均质性会直接影响注水开发在纵向上的效果[6-7]。

2.1.1 层内渗透率

单砂体内部碎屑粒度的韵律性直接影响着渗透率的韵律性，并对注水开采效果与剩余油的分布研究有着重要意义。根据研究区内取心井已有的物性资料分析结果（图2），研究区长4+52储层单砂体的内部渗透率变化比较复杂，反韵律和复合韵律交替出现。反韵律表现为岩石碎屑颗粒下细上粗，储层物性上好下差，单砂体上部高渗、下部低渗的特征，一般是由多期浊积水道沉积形成，下部水道规模小，上部水道规模大。复合韵律复杂多变，高、低渗透率段或正韵律与反韵律层在垂向上交替分布，渗透率值总体上分布均匀，但是单砂体内部变化大，导致层内水淹程度差异明显。

图2 T油区J455井长4+52段渗透率垂向韵律Fig.2 Vertical permeability rhythm of Chang 4+52 in well J455 in T oil area

2.1.2 层内渗透率非均质性参数

通过对J455井与H204井120块岩心渗透率非均质性参数计算，长4+52油层组的非均质系数总体较高，非均质程度强，长4+52-2储层变异系数是1.46，突进系数为5.25，级差为399，渗透率非均质系数均高于长4+52-1（表1），表明该小层层内非均质性表现最强。

表1 T油区长4+52储层层内非均质性参数Table 1 Heterogeneity parameters in Chang 4+52 reservoir of T oil area

2.1.3 层内夹层特征

夹层是指存在于单砂体内部厚度变化较大且连续性较差的非渗透性岩层，具有很强的不稳定性，是形成储层非均质性的重要因素。夹层的存在增加了油田开发的难度，因此，准确识别夹层类型，计算夹层厚度能够为后续注水开采提供依据，对储层非均质性的研究也具有重要意义。研究区的夹层一般有泥质夹层、物性夹层、钙质夹层三种[8]。

泥质夹层：研究区该类夹层以泥岩为主，粉砂质泥岩和含砂泥岩较为少见，是水动力条件减弱导致悬浮物质沉积而成。测井曲线特征主要表现为：自然电位为正异常，自然伽马显示为高值，高声波低电阻，深浅侧向几乎无幅度差，井径曲线表现为明显扩径（图3，图4）。

图3 T油区长4+52-1储层夹层示意图Fig.3 Schematic diagram of interlayer of Chang 4+52-1 reservoir in T oil area

图4 T油区长4+52-2储层夹层示意图Fig.4 Schematic diagram of interlayer of Chang 4+52-2 reservoir in T oil area

物性夹层：研究区该类夹层以细砂岩和粉砂岩为主，可见少量泥质细砂岩，夹层物性由于成岩作用等因素影响而变差，孔渗未达到有效厚度下限，严重影响流体渗流作用。形成原因包括粒度变小、分选磨圆变差、胶结物含量增加、胶结作用增强等。曲线特征为：自然电位偏正，自然伽马为中值，扩径不明显，低声波，中高电阻率，深浅侧向幅度差不明显。

钙质夹层：研究区此类夹层经常在物性良好的砂岩储层之中，主要是由于黏土矿物在成岩阶段岩性转换形成。区内钙质夹层在测井曲线上表现为：自然电位有回返现象，中低自然伽马，井径表现为缩径，声波时差为低值，高电阻率，深浅侧向差异明显。

通过对研究区长4+52各个小层进行夹层识别，并计算各小层平均地层厚度、平均砂厚、单井夹层个数、夹层厚度、夹层频率、夹层密度等参数（表2），从统计结果可以看出，目的层各项夹层参数差异较小，表明夹层在各小层中分布基本均匀，但总体来说长4+52-2各项参数均大于长4+52-1，表明长4+52-2小层非均质性强于长4+52-1小层。

表2 T油区长4+52各小层层内夹层数据统计Table 2 Data statistics of interlayers in each small layer of Chang 4+52 in T oil area

2.2 层间非均质性

层间非均质性是纵向上多个单砂体之间的差异性，属于层系规模的储层描述，常用砂岩密度、分层系数和不同小层的渗透率非均质性等来描述[9]。

2.2.1 分层系数与砂岩密度

分层系数一般用平均单井钻遇砂层层数（即钻遇率）来表示。分层系数与储层非均质性呈现出正相关的特征。砂岩密度指垂向剖面上砂岩总厚度占地层总厚度的百分比。通过对研究区长4+52分层系数和砂岩密度统计（表3），结果比表明，长4+52-2的分层系数为5.18，大于长4+52-1，说明长4+52-2非均质性强；砂岩密度统计显示，长4+52-1砂岩的密度为40%～60%，平均为42.94%；长4+52-2砂岩的密度为45%～75%，平均为53.96%；同样反映长4+52-2非均质性强。

表3 T油区长4+52储层分层系数及砂岩密度Table 3 Stratification coefficient and sandstone density of Chang 4+52 reservoir in T oil area

2.2.2 渗透率非均质参数

通过对长4+52储层层间非均质性参数计算得出结果表明（表4），长4+52-2的变异系数为0.85，突进系数为2.46，级差为13.29，各项参数均大于长4+52-1，同样显示长4+52-2非均质性强于长4+52-1。

表4 T油区长4+52储层层间非均质性Table 4 Interreservoir heterogeneity of Chang 4+52 in T oil area

2.2.3 隔层分布特征

层间隔层指分割垂向不同单砂体的非渗透层，使单砂体之间不发生油、气、水窜流，形成独立的开发单元[10]。研究区长4+52隔层分布厚度范围大，从2 m到8 m不等，其中泥质隔层厚度变化最大，发育连续；物性隔层次之，连续性较差；钙质夹层发育极少且独立分布。区内长4+52-1单井隔层厚度为4.9 m，单井平均隔层为4个；长4+52-2的单井隔层厚度为7.1 m，平均单井隔层为5.5个，反映长4+52-2层间非均质性较强（图5）。

图5 T油区长4+52储层J454井-J462井隔夹层剖面分布图（顺物源方向）Fig.5 Partition and interlayer profile distribution from Well J454 to Well J462 in Chang 4+52 reservoir in T oil area

2.3 平面非均质性

平面非均质性是指储层特征在平面上的变化情况，平面非均质性特征受沉积相带分布和成岩作用影响。研究区内长4+52储层发育三角洲平原沉积，主要沉积微相有分流河道与分流间湾，结合区内各小层沉积相图与砂岩厚度图分析可以看出，砂体展布与古河流方向一致，呈北东—南西向带状或多个带状交织成网状分布，高孔渗段沿着砂体带状均匀分布，顺物源方向的非均质性较弱；在切物源方向上厚、薄砂带间互分布，物性差异也比较大，使各储层均具有较强的非均质性。

3 储层微观非均质性

3.1 岩石学特征

研究区长4+5储层以灰色、深灰色长石砂岩为主，以及少量的岩屑质长石砂岩，碎屑成分占岩石总体的85%～97%，但主要集中在90%～95%之间；碎屑主要粒径在0.08～0.25 mm之间，最大粒径为0.68 mm；其中以长石为主，平均占碎屑总体的57%；石英次之，约占35%；岩屑约占4%左右，其中又以变质岩屑和火成岩屑为主。岩石成分成熟度较低，碎屑分选性中等及以上，颗粒多为次圆—次棱角状，胶结类型以孔隙型为主，颗粒支撑，碎屑颗粒之间点—线接触和线接触为主。储层填隙物含量较低（平均6.68%）且主要以胶结物为主，成分主要以方解石为主，平均占填隙物含量的23.5%，其次发育绿泥石、伊蒙混层，此外，还有少量石英加大和长石加大；杂基主要是细碎屑为主，少见甚至不可见黏土。

图6 T油区长4+52储层砂岩分类三角图Fig.6 Sandstone classification triangle of Chang 4+52 reservoir in T oil area

图7 T油区长4+52储层砂岩碎屑成分Fig.7 Clastic composition of chang 4+52 reservoir in T oil area

图8 T油区长4+52储层填隙物成分Fig.8 Interstitial composition of Chang 4+52 reservoir in T oil area

3.2 孔喉特征

根据储层薄片鉴定结果，长4+5储层总面孔率分布在1.5%～10.3%，平均总面孔率为4.8%，平均孔径范围在5～90 μm，平均值为37.2 μm（图9）；孔隙类型以粒间孔和溶孔为主（图10，图11）；平均孔喉半径范围分布较大，平均值为0.63 μm，根据罗蛰潭教授对喉道形态的分类，本区喉道类型以片状和弯状为主（图12）。

图9 T油区长4+52储层平均孔径频率分布直方图Fig.9 Histogram of average pore diameter frequency distribution of Chang 4+52 reservoir in T oil area

图10 T油区长4+52储层平均孔喉半径频率分布直方图Fig.10 Histogram of average pore throat radius frequency distribution of Chang 4+52 reservoir in T oil area

图11 T油区长4+52储层铸体薄片孔隙类型Fig.11 Pore types of cast thin sections in Chang 4+52 reservoir in T oil area

利用密闭取芯砂岩样品40块（H204井与J455井各20块）压汞曲线数据分析可知，本区长4+52段孔喉分选极不均一。H204井大部分样品的压汞曲线形态表现为初始进汞压力较小，但中间段压力曲线上升较快，说明该类样品孔吼较粗，但分选性一般，孔隙不均匀，属粗歪度；少部分样品曲线形态表现为初始进汞压力大，中间段平缓，较为接近横轴，说明该类样品孔喉较小，分选较好，孔隙均匀细歪度（图13a）；J455井少部分样品曲线表现为初始进汞压力小，中间段上升平缓，说明该类样品孔喉较粗且分选较好；大部分样品压汞曲线初始进汞压力较大，中间段上升平缓，说明该类样品分选好，孔隙均匀细歪度。通过压汞曲线可以分析出，研究区长4+52段孔喉种类多，且分布极不均匀，储层非均质性强（图13b）。