靖边油田新城区块延9油层组储层非均质性特征

肖 鄂,程 妮,王政杰,马钰凯,白 婷,井康康

(延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心,陕西延安 716000)

在沉积、成岩、构造综合作用下,储层在空间展布不均匀及其内部属性参数的各向异性称之为储层非均质性[1-2]。对注水开发油田而言,储层非均质性是影响剩余油分布和水驱采收率的关键地质因素[3],深刻认识储层非均质分布特征及影响因素,方能采取针对性措施,解决油田开发中的三大矛盾(层间矛盾、层内矛盾和平面矛盾),改善水驱效果[4]。根据测井资料、岩心化验分析以及压汞实验结果,对靖边油田新城区块延9油层组储层非均质性展开研究,明确区域储层非均质性特征及影响因素,以期为新城区块精细注水开发提供指导。

1 区域地质概况

靖边油田新城区块构造上位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部(图1),行政隶属靖边县西南的新城乡。区块构造相对简单,为一平缓的西倾单斜,地层倾角小于l°,千米坡降约7～10 m。因差异压实作用,局部地区发育低幅度鼻状构造,无断层发育。

新城区块延9油层组目的层为中生界侏罗系中统延安组,岩性主要为浅灰色、灰色中-细粒长石或岩屑长石砂岩,灰色、深灰色及黑色泥岩,夹少量粉砂岩及泥质粉砂岩。据区块内110块岩心样品分析数据,延9油层组储层孔隙度为8.8%～23.4%,中值为16.7%;渗透率为0.72×10-3～119.80×10-3μm2,中值为7.10×10-3μm2(剔除裂缝样品),总体上属中孔特低渗储层。依据辅助标志层特征及沉积旋回,将延9油层组自上而下划分为延91、延92两个油层亚组,并将延92油层亚组进一步细分为延921、延922两个小层,各地层稳定发育,厚度变化较小。

2 沉积特征

晚三叠世末期,鄂尔多斯盆地经印支构造运动整体抬升,下伏延长组顶部地层遭受到不同程度剥蚀形成沟谷纵横地貌[5];早侏罗世富县组及延10油层组沉积时期,地壳相对稳定,沉积物对前期剥蚀的沟谷地貌填平补齐;延9油层组沉积时期,雨量增大、气候变得温暖潮湿,同时盆地再次下沉,在东南部形成湖泊,周围水系汇入其中,形成多源河湖三角洲[6]。

延9油层组受北西向物源控制,岩石较复杂,以灰绿色中-细粒岩屑质长石砂岩为主,含少量的长石砂岩及岩屑长石砂岩(图2)。根据区块内岩石薄片鉴定结果,延9油层组储层平均石英含量为29.80%;长石含量为54.10%;岩屑含量为9.83%;主要粒径为0.20～0.36 mm,分选好;磨圆度为次棱状-次圆状,磨圆较好;颗粒呈线状或点线状接触,孔隙式胶结为主;填隙物总量为6.30%,主要成分为水云母、绿泥石和硅质;孔隙类型以粒间孔和溶孔为主,粒内孔及微裂隙含量很少,压汞实验表明孔喉细小且分选较差。

图2 新城区块延9油层组储层岩性三角图

根据新城区块岩性、粒度、测井相特征以及沉积构造及其组合,并结合前人对靖边西部侏罗系延安组延9油层组沉积相研究成果,延9油层组属于曲流河亚相沉积,综合岩心观察和电测曲线特征可进一步细分为河道、河漫滩、天然堤等沉积微相。

2.1 河道沉积微相

河道主要以浅灰、灰绿色中-细粒砂岩为主,发育块状、槽状交错层理,具有不对称波痕及冲刷-充填构造,反映水动力较强,下切作用明显。砂体顺河道方向延伸呈长条状,垂直河道方向则呈透镜状。自然电位以中-高幅箱形或钟形为主,侧缘砂体为齿化钟形或圣诞树状。

2.2 天然堤沉积微相

天然堤主要分布于曲流河道两岸,以粉砂岩、粉砂质泥岩为主,颜色较深,多为深灰色、灰黑色及黑色,常呈薄互层状。岩心见有呈茎干或叶片分离碎片状的植物化石,水平层理发育,生物扰动作用强烈,常见垂直虫孔构造,反映该沉积微相处于相对宁静的低能水动力环境,电测曲线呈平直状或指状。

2.3 河漫滩沉积微相

河漫滩为洪水期溢岸沉积,岩性最细,多为暗色泥岩、粉砂岩、泥质粉砂岩。沉积构造有波状层理和小型沙纹层理。自然电位平直偏正,呈指状、齿状和齿化钟形,自然伽马呈明显高值。

3 非均质性特征

对陆相沉积油田而言,储层非均质性是影响注水开发油田注入水波及体积及驱油效率的关键地质因素,它的强弱不仅决定储层品质好坏,更决定了水驱采收率的大小[7]。开展非均质性研究,不仅可对油田注水开发提供现实指导,也有利于还原砂体沉积时的沉积环境及水动力条件[8],为区块沉积演化、油气富集及成藏规律研究提供参考。

3.1 层间非均质性

层间非均质性是油田注水开发中最为突出的矛盾,它从总体上描述了砂岩、泥岩间互的含油层系各砂体之间剖面的差异性,是划分开发层系、选择开采工艺技术的重要依据[9]。常用分层系数、砂岩密度、隔层分布、非均质性参数等来描述。

3.1.1 分层系数

指同一含油层系内砂层的层数,常用平均单井钻遇砂层层数表示[10]。数值越大,则隔层越多,层间非均质性越强,注水开发时层间干扰及单层突进越突出,开发效果越差。据统计,新城区块延91油层亚组单砂体层数为1～2个,平均分层系数为1.8;延921小层单砂体层数为1～3个,平均分层系数为1.4;延922小层单砂体层数为1～3个,平均分层系数为1.2。

3.1.2 砂岩密度

砂岩垂向上的总厚度与地层总厚度之比称之为砂岩密度,数值大小反映砂体连通程度[11](表1)。

表1 砂岩密度及其连通性关系

计算结果表明:延91油层亚组砂岩密度为0～82%,平均29%;延921小层砂岩密度为6%～80%,平均36%;延922小层砂岩密度为10%～88%,平均63%。整体上,延922小层砂体连通性较好,延91油层亚组和延921小层连通性较差。

3.1.3 隔层分布

隔层是影响非均质性的重要指标,新城区块各油层组之间、各油层亚组以及各小层之间均有较稳定的隔层分布,隔层岩性以泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩以及砂泥岩薄互层为主,为河漫滩、天然堤沉积微相。从油层组到小层可划分出三个级别的隔层。

Ⅰ级隔层:对应于油层组之间的隔层,主要为延8与延9油层组之间的隔层,岩性主要为泥岩和粉砂质泥岩,一般4.0～15.0 m,平均6.0 m,钻遇率100%。

Ⅱ级隔层:对应于各油层亚组之间的隔层,主要指延91与延92油层亚组间隔层,主要为泥质粉砂岩夹泥岩。一般为0.5～6.5 m,平均2.4 m,钻遇率94%。

Ⅲ级隔层:对应于各小层之间的隔层,主要指延921与延922小层间隔层,主要为泥质粉砂岩夹泥岩。一般为0.8～16.2 m,平均4.5 m,钻遇率97%。

3.1.4 渗透率非均质性参数

变异系数、突进系数、级差是定量评价渗透率非均质性程度的常用参数,从新城区块非均质性统计结果看(表2),延9油层组储层渗透率变异系数为0.95,突进系数为8.2,级差为154.3。据特低渗透储层非均质性判别标准,综合评价认为,延9油层组储层为强非均质性。

表2 新城区块延9油层组储层非均质性参数

3.2 层内非均质性

层内非均质性是指一个单砂层规模内垂向上的储层性质变化,是决定单砂层波及体积大小的主要因素[12],常用渗透率(或粒度)韵律、夹层以及沉积构造等来描述。

3.2.1 渗透率韵律变化

根据取心井物性资料,新城区块延9油层组储层单砂体内部渗透率韵律变化较为复杂,有正韵律、反韵律以及复合韵律三种类型,并以复合韵律最为普遍。

1)正韵律型:渗透率自下而上逐渐减小,反映水动力由强减弱的过程,高渗透率段分布于砂体底部,可进一步分为单一正韵律及叠加正韵律两种类型[13]。前者由一个正韵律组成,渗透率向上逐渐变差,按变化形式又可分为渐变的完全正韵律及存在突变的不完全正韵律;后者则由两个或两个以上单一正韵律段叠加,中间为低渗透率段分隔。总体上,这种韵律的砂体主要为河道沉积成因。

2)反韵律型:渗透率自下而上逐渐增大,反映水动力逐渐增强的过程,在进积序列中较为常见,砂体顶部为高渗透率段。区块内单个反韵律型较少,多数反韵律砂体为复合韵律砂体的一部分。

3)复合韵律型:垂向上高、低渗透率段或正韵律、反韵律层交替分布,为区块内主要韵律类型,常见反-正韵律和正-正韵律两种类型(图3)。

图3 分流河道复合韵律(靖探592井)

3.2.2 夹层特征

作为渗流屏障,层内夹层对流体渗流具有遮挡或隔绝能力[14],夹层发育部位注水开发时极易形成“死油区”。因此,对夹层分布及类型的研究至关重要。

按电性特征差异,将夹层分为低阻和高阻两种类型:低阻夹层特征在砂岩段微电极及其他电测曲线上表现为相对低值,自然伽马显示相对高值,声波等曲线也有反映,多为泥质夹层[15];高阻夹层特征微电极曲线上呈尖峰状相对高值,声波曲线存在一个相对低值区,常见于辫状河道及分流河道的较厚砂层中,多为胶结致密或碳酸盐岩胶结物含量较高、物性较差的砂岩层及粉(或细)砂岩层[16]。

新城区块延9油层组储层各单砂体以泥质夹层为主,夹层发育不稳定(图4),岩性为泥质砂岩和砂质泥岩,分布不均匀,连续性差。

延91油层亚组砂体发育1个夹层,厚度为0.1～2.8 m,平均约1.2 m;延921小层砂体内发育有1～3个夹层,单层厚度为0.7～3.5 m,平均约3.4 m;延922小层砂体内发育有1～5个夹层,单层厚度为0.1～3.9 m,平均约2.1 m。总体来看延922小层内夹层最为发育,以泥质夹层为主,具有较好的连续性(图5)。

图5 延922小层夹层展布

3.3 平面非均质性

平面非均质性是指储层在平面上不同位置沉积相、岩性、物性等方面的差异,可导致注入水在平面上推进的不均衡性,影响和控制注水波及面积的大小[7]。常用砂体平面连续性、连通性及孔渗平面变化来表示。

总体上,砂体自北西-南东向呈条带状延伸,顺河道方向砂体较窄,但延伸性及连通性较好,侧向连续性差;河道交汇处砂体较宽,连通性好;但在区块东部,受河道沉积时水动力条件较弱影响,砂体平面展布不连续(图6)。

图6 延922小层渗透率展布

新城区块延9油层组储层孔隙度、渗透率平面分布受沉积微相控制,砂体较发育的地方物性较好。渗透率平面差异较大,最大值为27.9×10-3μm2,最小值为0.6×10-3μm2。高值区分布在新126-01井-新126-02井、新110-01井-新122-01井、新120-05井-新122-07井、新131-01井-新75-07井之间。

3.4 非均质性影响因素

整体上,延9油层组沉积时期盆地东南部主要为湖泊沉积,多雨湿润的古环境决定了新城区块河流沉积在空间的展布。

新城区块延9油层组储层平面非均质性受同期河流流向及水动力强弱控制,决定着河道、河漫滩、天然堤等沉积微相的平面展布,砂体沿主河道方向延伸,连通性好,侧向连续性差,不同沉积微相在空间展布的差异又决定着储层孔隙度、渗透率的差异分布。

储层层间及层内非均质性受沉积时水动力强弱变化控制,形成河道垂向上砂泥岩互层的沉积模式,洪水期的规模与频次决定隔夹层的展布和规模,进而影响储层层间及层内非均质性的强弱;沉积韵律对层内非均质性也有一定的影响。

4 结论

1)靖边油田新城区块构造简单,为平缓西倾单斜;主力油层为侏罗系延9油层组,可进一步细分为延91与延92油层亚组,其中92油层亚组又可细分为延921、延922小层,各地层厚度相对稳定;延9油层组储层以灰绿色中-细粒岩屑质长石砂岩为主,粒径中等,分选好,磨圆度为次棱状-次圆状,呈线状或点线接触,孔隙式胶结,填隙物主要为水云母、绿泥石和硅质;发育粒间孔与溶蚀孔,喉道细小且分选较差,发育河道、河漫滩、天然堤等沉积微相。

2)广泛、稳定发育的隔层是影响新城区块延9油层组储层层间非均质性的主要因素,延91油层亚组隔层较延921、延922小层发育,隔层的分布对油气的运移与聚集产生重要影响;根据隔层分布位置,从油层组至小层可分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三个等级,各级别隔层在研究区均较为发育;综合分层系数、砂岩密度以及变异系数等非均质性参数计算结果,延9油层组储层层间非均质性较强。

3)层内非均质性主要受夹层及沉积韵律影响,延9油层组储层各单砂体以低阻泥质夹层为主,各小层内夹层分布不均,连续性较差,其中以延921小层夹层最厚,延922小层夹层分布最广,非均质性较强,泥质夹层分割了油藏;渗透率是沉积韵律的外在表现,取心资料表明:延9油层组储层单砂体内渗透率韵律变化较为复杂,有正韵律、反韵律以及复合韵律三种类型,且以复合韵律最为普遍。

4)新城区块砂体呈条带状分布,总体上自北西-南东向展布,顺河道砂体较窄,延伸性及连通性较好,区块东部砂体不连续;孔隙度、渗透率分布受沉积微相控制,河道砂体发育的区域物性较好。