卫城油田卫22块储层非均质性评价*

王山章,张金亮,2,徐淑娟

(1.中国海洋大学海洋地球科学学院,山东青岛26610;2.北京师范大学资源学院,北京100875)

卫城油田卫22块储层非均质性评价*

王山章1,张金亮1,2,徐淑娟1

(1.中国海洋大学海洋地球科学学院,山东青岛26610;2.北京师范大学资源学院,北京100875)

通过对卫城油田卫22块铸体薄片、扫描电镜以及孔隙度渗透率资料的分析,对研究区储层微观非均质性,储层层内、层间、平面非均质性做了详细的研究。认为研究区储层砂岩以细砂岩粉砂岩为主,孔喉结构为中孔细喉;储层非均质性主要受控于沉积作用和成岩作用,层内渗透率大部分为反韵律序列,各小层内部渗透率的差异性很大,表现为严重非均质型;纵向上各小层砂岩密度相差很大,但各井垂向上渗透率差异不大,以非均质型居多;平面上储层非均质性主要受沉积相带平面分布的影响,水下分流河道和河口砂坝沉积非均质性较弱,前缘沙席表现为较强的平面非均质性。

卫城油田;储层非均质性;沉积微相

卫城油田地处山东省莘县与河南省濮阳县交界处,区域构造位置上位于东濮凹陷中央隆起带北端。卫22块位于卫城油田的西北部,是一个被断层复杂化的断鼻构造,含油面积3.6 km2,石油地质储量468×104t[1-2]。为了进一步认清储层层间、层内非均质程度,为注水开发及挖潜剩余油指明方向,实现卫22块的稳产,本文针对该地区主要含油层位沙三下亚段10个砂组,共计35个小层的储层非均质性展开研究,以期为油田开发综合调整提供依据。

1 岩石学特征

图1 卫22块沙三下亚段砂岩类型三角图Fig.1 Sandstone type map of the lower Es3,wei22 block

卫22块沙三下亚段砂岩的岩性以粉细砂岩为主,并含少量的中粗砂岩。粒径Ф值大部分位于2.33～4.85之间。研究区碎屑岩胶结类型为孔隙～接触胶结,圆度以次棱角状为主,分选中等,接触方式为点接触～线接触,结构成熟度中等～高。通过铸体薄片观察分析,本区砂岩中石英含量较高,含量为60%～80%,长石含量10%～25%,岩屑含量2%～15%,成分成熟度较高。根据成都地质学院分类方案[3],砂岩类型主要为长石石英砂岩,并含有少量的长石砂岩及岩屑长石砂岩(见图1)。

2 微观非均质性

储层的微观非均质性是指微观孔道内影响流体流动的地质因素,包括三方面内容,即孔隙非均质性、颗粒非均质性和填隙物非均质性,研究内容主要为孔隙和喉道的大小、连通程度、配置关系、分选程度以及颗粒和填隙物分布的非均质性[4]。

储层孔隙结构是影响储集岩渗透能力的主要因素[5],主要指岩石孔隙和喉道的几何形态、大小、分布及其相互连通关系[6]。通过对取心井的铸体薄片及扫描电镜资料分析,本区储层砂岩孔隙类型主要为粒间孔和粒内溶孔(见图2),喉道类型主要为缩颈型喉道和弯片状喉道。通过对岩石孔隙的图像分析可知,面孔率分布在3%～25%之间,比表面0.7～1.0,平均孔隙半径20～50μm,均质系数0.4～0.8,孔喉比3～20,分选系数6～20,形状因子2.67～12,配位数1～4,孔隙喉道的组合类型以中孔细喉为主。砂岩颗粒分选中等,以次棱角状为主,颗粒非均质程度较弱。研究区砂岩中填隙物主要为机械成因的泥质颗粒及化学成因的方解石、铁白云石胶结物,碳酸盐胶结物常以颗粒形式出现,充填粒间孔,也发现局部碳酸盐颗粒呈嵌晶式胶结,完全充填粒间孔隙,尤其是对于胶结物部分充填粒间孔隙及喉道的情况,对油田中后期的开发产生较大的影响。

图2 卫22块沙三下亚段储层砂岩主要孔隙类型及碳酸盐胶结现象Fig.2 The main pore types and carbonate cementation phenomenon of reservoir sandstone of the lower Es3,wei22 block

3 储层层内非均质性

3.1 层内粒度序列的韵律性

研究区沙三下亚段储层沉积环境为三角洲前缘,主要微相类型有水下分流河道、河口沙坝、滨外沙坝及前缘沙席沉积。河道发育部位粒度序列一般表现为正韵律;河口沙坝及滨外沙坝发育部位表现为反韵律;前缘沙席微相没有固定的韵律性,既可表现为正韵律,又可表现为反韵律;由于河道的多期次反复冲刷,各种微相重合叠加,在纵向上又呈复合韵律。总的来说,研究区内砂岩粒度序列多为反韵律序列,往往导致岩石物性自下而上变好,注水开发时,往往会在反韵律厚层的顶部产生剩余油的富集,因此研究区的潜力层为顶部有稳定隔层,射孔段下部有物性夹层的反韵律砂岩。

3.2 层内渗透率非均质程度

通过对研究区35个小层储层砂岩渗透率级差、均质系数、突进系数、变异系数的分析表明(见表1),卫城油田卫22块沙三下亚段层内渗透率非均质程度总体上表现为严重非均质型,只有个别小层如S3,S3,S3,S3小层表现为非均质型至严重非均质型之间。

表1 卫22块沙三下亚段部分小层层内非均质参数Table 1 In-layer heterogeneous parameters of partial sub layers of the lower Es3,wei22 block

各小层渗透率最小值为0.22×10-3μm2,渗透率最大可达194.78×10-3μm2,因而也导致各小层的渗透率级差偏大。从各小层均质系数、突进系数和变异系数分布中可以看出,S3,S3,S3,S3小层均质系数较大,变异系数和非均质系数均较小,且层间变化率较小,说明其渗透率变化不大,因此注水开发时,驱油效果好;反之小层均质系数较小,非均质系数较大,变异系数也较大,说明这几个小层的非均质性较强,注水开发式容易造成油层的水淹,驱油效果较差,在开发时需要注意这些小层的单层突进问题。

4 储层层间非均质性

层间非均质性包括层系的旋回性、砂层间的渗透率非均质性及隔层分布,它主要受沉积相的控制[7],其非均质程度可以通过砂岩密度、渗透率的变异系数及突进系数等参数表征[8]。

4.1 垂向砂岩密度

图3 卫城油田卫22块沙三下亚段各小层砂岩密度Fig.3 The sandstone density of all sub layers of the lower Es3,wei22 block

通过对该区112口井的小层数据分析统计表明S3小层砂岩密度较大,达到55%以上,说明这些小层砂体比较发育,并且主要发育水下分流河道和河口砂坝微相,砂体的横向连续性较好;而小层砂岩密度较小,均小于20%(见图3),说明砂岩的整体厚度较薄,并且这些小层层内砂体不发育,主要发育厚度较大,分布稳定的层间隔层,这在一定程度上对层间非均质性产生较大影响,同时也将隔层上下的油层分成相对独立的渗流单元,有利于分层注水开发。总体上各砂组之间的小层砂岩密度较小,而砂组内部小层砂岩密度相对较大,从图3中可以看出,砂体在纵向上的分布具有很大的差异性。

4.2 层间渗透率非均质程度

表2为卫城油田卫22块沙三下亚段储层部分单井层间非均质参数统计数据,综合表中数据可以看出:渗透率平均值最小为W22-59井,其值为1.75×10-3μm2,最大值为W3-9井,其值为63.85×10-3μm2;级差最小的为W135井,其值是3.01,最大的为WN115井,其值为409.9;突进系数最小的为W135井,其值为1.28,最大值为W110井,其值为6.6;变异系数最小的为W119井,其值为0.24,最大的为W18-5井,其值为1.48。在对单井突进系数统计中,突进系数范围为1.28～6.6,其中大于3的井占总数的34.62%,介于2～3的井占总数的40.38%,小于2的井占总数的25%;变异系数范围为0.24～1.48,其中大于0.7的井占总数的38.46%,介于0.5～0.7之间的井占总数的41.35%,而小于0.5的井占总数的20.19%。综上可以看出卫22块沙三下亚段储层层间非均质性大部分属于非均质型,占总数的40%左右,其次为严重非均质型,相对均质型的占20%左右。通过孔隙度渗透率的垂向分布图(见图4,图5)可以看出,近物源方向(图中左边),由于砂体比较发育,孔隙度渗透率的垂向变化比较小,非均质程度较低;远离物源方向,砂体不发育,并有较厚隔层出现,孔隙度渗透率级差及变异系数都很大,表现为严重非均质型。

图4 W64～W22-32井孔隙度分布剖面Fig.4 The porosity distribution profile about well W64～W22-32

表2 卫22块沙三下亚段部分井层间非均质参数Table 2 Interlayer heterogeneous parameters of partial wells of the lower Es3,wei22 block

图5 W64～W22-32井渗透率分布剖面Fig.5 The permeability distribution profile about well W64～W22-32

5 储层平面非均质性

平面非均质性包括砂体的平面分布形态、规模、连续性以及砂体内孔隙度、渗透率的空间变化,其主要受沉积相带的控制[9]。

5.1 各小层钻遇率特征

通过对卫22块各井砂体钻遇率分析表明,S3X11,小层钻遇率均在80%以上,显示出很好的连通性,其中四砂组整体连通性都很高,具有很好的储集性能;小层钻遇率普遍较低,都小于40%(图6),其平面非均质性最强。总体来看,各小层钻遇率主要受沉积因素影响,水进时砂体沉积减少,小层也基本位于沉积的最大湖泛时期。

图6 卫22块沙三下亚段各小层钻遇率Fig.6 The drilling ratio of all sub layers of the lower Es3,wei22 block

图7 卫22块S3小层孔隙度平面分布图Fig.7 The porosity plane distribution map of the layer S3,in w22 block

5.2 砂体内孔隙度和渗透率的平面非均质性

研究区渗透率和孔隙度的高值基本在西南部和中部地区连片分布或以局部土豆状形式出现。孔隙度渗透率平面分布特征与平面沉积微相展布有着密切的联系,水下分流河道和河口沙坝是的主要储集砂体,水下分流河道孔隙度值大于14.5%,渗透率值大于15.2×10-3μm2,物性最好,河口沙坝物性次之。由于二者的连片分布,因此这部分砂体的非均质程度较弱。前缘沙席在研究区也有大面积分布,孔隙度为7%～11.5%,渗透率(0.6～5.2)×10-3μm2,厚度较薄,并含有较多的泥质夹层,非均质性较强。然而砂体连片程度高的地区其平面非均质性不一定就很弱,如在碳酸盐胶结物发育的地区,孔隙度渗透率的非均质性都相对较强,因此认清平面非均质性将对于提高驱油效率,增加产能有很大的意义。

图8 卫22块S3小层渗透率平面分布图Fig.8 The permeability plane distribution map of the layer S3,in w22 block

6 结论

(1)卫22块沙三下亚段砂岩的砂岩类型主要为长石石英砂岩,并含有少量的长石砂岩及岩屑长石砂岩。岩性以细砂岩、粉砂岩为主,碎屑岩胶结类型为孔隙～接触胶结,圆度以次棱角状为主,分选中等,接触方式为点接触～线接触,结构成熟度中等～高。孔隙类型主要为粒间孔和粒内溶孔,喉道类型主要为缩颈型喉道和弯片状喉道。

(2)卫22块沙三下亚段储层层内砂岩粒度及渗透率序列多为反韵律序列,在序列下部注水开发会取得较好的效果;储层层内渗透率非均质性较严重,整体表现为严重非均质型,如小层,非均质性很强,开发时要注意合理加密井网,以解决层内矛盾;储层层间非均质性相对较弱,大部分属于非均质型,并且层间基本都有比较稳定的隔层,进一步认清层内砂体的连通性及层间封堵性差的隔层,实施细分开采,降低层间干扰,是下一步开发的关键;储层平面非均质性主要受沉积相带的影响,平行物源方向,砂体平面的连续性较好,尤其是在砂体的轴向附近,非均质性很弱,开发时容易造成水淹,要注意及时调剖堵水,提高注水效率。

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Reservoir Heterogeneity Evaluation of Wei 22 Block in Weicheng Oilfield

WANG Shan-Zhang1,ZHANGJin-Liang1,2,XU Shu-Juan1
(1.College of Marine Geo-Science,Ocean University of China,Qingdao 266100,China;2.College of Resources Science&Technology,Beijing Normal University,Beijing 100875,China.)

Based on the data of thin section,SEM photos,porosity and permeability,this paper focuses on a detailed study of micro heterogeneity,in-layer heterogeneity,interlayer heterogeneity and plane heterogeneity about the reservoir of wei22 block,weicheng oilfield.The result shows that feldspar-quartz sandstone is the main rock type in this region,with medium pore and fine throat.The reservoir heterogeneity is mainly controlled by sedimentation and diagenesis.Most of in-layer permeability is anti-rhythm sequence.The permeability is so different among each sub layer,and shows as serious heterogeneity.The sand density of each sub layer differs greatly on vertical,but the permeability of each well has little difference and most is heterogeneous type.The plane heterogeneity is greatly influenced by the planar distribution of sedimentary facies.The heterogeneity of underwater distributary channel and river mouth bar is weak relative to that of sheet sand.

weicheng oilfield;reservoir heterogeneity;sedimentary facies

TE122.2

A

1672-5174(2011)03-075-06

2010-03-26;

2010-09-14

王山章(1986-),男,硕士生。E-mail:ytqxwsz@126.com

责任编辑 徐 环