鄂尔多斯盆地定边地区长2储层非均质性研究

赵鹤森，陈义才，唐 波，林航杰，刘玉峰，张 雁

（1.成都理工大学能源学院；2.中国石油长庆油田分公司第三采油厂）

鄂尔多斯盆地定边地区长2储层非均质性研究

赵鹤森1，陈义才1，唐 波1，林航杰1，刘玉峰2，张 雁2

（1.成都理工大学能源学院；2.中国石油长庆油田分公司第三采油厂）

在岩心资料和测井数据统计的基础上，通过定量计算定边地区长2储层的渗透率变异系数、突进系数和级差等参数，对储层的层内、层间及平面非均质性进行了研究。长2储层各砂层组主要为三角洲平原的分流河道砂体，层内非均质性较弱；储层内部单砂层数多，泥质夹层和隔层发育，层间非均质性较强；在平面上，分流河道砂体的非均质性较弱，天然堤、决口扇和沼泽砂体的非均质性较强。综合分析认为，定边地区长2储层为中等非均质性储层。

非均质性；长2储层；定边地区；鄂尔多斯盆地

定边地区位于鄂尔多斯盆地西部，在构造位置上横跨天环向斜和伊陕斜坡两大构造单元。在三叠系延长组长2储层沉积期间，鄂尔多斯盆地基底整体抬升，湖盆的收缩速度加剧，盆地西缘和西南缘遭受剥蚀形成物源［1-2］。定边地区长2储层为湖泊三角洲平原亚相沉积，在纵向上自上而下可划分为长21、长22和长23共3个砂层组，砂体主要分布在分流河道，其次为天然堤、决口扇和沼泽［3］。由于区域构造平缓，长2油藏的分布主要受岩性控制。随着油田开发进入到中后期，单井产能低和注水效果差等问题逐渐突出。为了进一步挖掘定边地区长2油藏的开发潜力，有必要对储层的非均质性进行研究。

1 不同沉积微相储层的非均质性

定边地区长2储层岩石类型主要为中—细粒岩屑长石砂岩和长石砂岩。根据研究区30多口井1000多个岩心物性分析数据统计得出，长2储层中分流河道砂体的孔隙度主要为15.0%～19.0%，渗透率为1.0～32.5 mD，储集物性较好；天然堤砂体的孔隙度主要为12.0%～16.0%，渗透率为1.0～10.0 mD，储集物性差—中等；决口扇和沼泽砂体的孔隙度主要为8.0%～13.0%，渗透率为1.0～5.0 mD，储集物性差。

储层内渗透率的变化和差异程度最能反映储层的好坏，是研究非均质性的关键参数。对定边地区38口井长2储层各微相砂体的渗透率值进行统计后，分别运用下列公式［4］

计算出各微相的变异系数（VK）、突进系数（TK）和级差（JK）（表1）。长2储层各沉积微相砂体中，分流河道砂体成分较单一，分选较好，粒度较均匀，变异系数小于0.5，突进系数小于1.5，级差小于7.0，为弱非均质性，反映出在沉积过程中水动力条件较稳定；天然堤的变异系数为0.75，突进系数为2.81，级差为9.41，属于中等非均质性储层；决口扇和沼泽的变异系数均大于1.0，突进系数均大于3.0，级差均大于10.0，属于强非均质性储层，表明沉积环境的能量变化大，物性差异大。

表1 定边地区长2储层各沉积微相砂体非均质性特征Table 1 Reservoir heterogeneity parameters of microfacies of Chang 2 reservoir in Dingbian area

2 层内非均质性

储层内部非均质性是指一个单砂层垂向上储层性质的变化，是直接控制和影响单砂体内注入水波及体积和作用效率的关键因素［5］。层内非均质性主要反映在粒度韵律、层理构造和层内夹层分布等方面。

2.1 粒度韵律

国内外大量室内实验和注水开发实践表明，正韵律储层和反韵律储层的注水效果差别非常大，后者的水驱采收率比前者大10%～20%［6］。定边地区长2储层分流河道砂体在垂向上主要为粒度下粗上细的正韵律，砂体内部一般由几个正韵律段叠加，自然电位曲线形态主要为箱形，孔隙度和渗透率表现出自下而上变小的特征。天然堤主要发育小型正韵律，决口扇为间断正韵律，沼泽为复合韵律（图1）。长2储层粒度韵律以正韵律为主，因此，注入水纵向波及厚度与开发效果均较差。

图1 池13井长2储层正韵律Fig.1 Positive rhythm of Chang 2 reservoir in Chi 13 well

2.2 层理特征

定边地区长2储层发育的层理类型主要有交错层理、斜层理、沙纹层理、平行层理以及水平层理。分流河道砂体以槽状交错层理、斜层理和平行层理为主；天然堤发育小型交错层理、斜层理和波状层理；决口扇和沼泽发育小型交错层理、沙纹层理和水平层理。在细、粉砂岩中常见平行层理（图2）。平行层理一方面有利于水驱油的均衡性，可提高波及系数，但另一方面也降低了储层的渗透率，尤其是对垂向渗透率的影响很大［7］。

图2 池13井油侵细砂岩平行层理Fig.2 Parallel bedding in fine-grained sandstone with oil invasion in Chi 13 well

2.3 层内夹层

层内夹层对流体流动可起到不渗透或极低渗透的高阻作用，对开发过程中的驱油效率影响很大［8］。定边地区长2储层层内夹层较为发育，主要为泥质夹层和钙质夹层（图3）。统计表明（表2），定边地区长2储层各砂层组内出现的夹层平均为4.03条，夹层密度为0～74.3%，平均为40.9%；夹层频率为0～0.56条/m，平均为0.15条/m。

2.4 渗透率层内非均质性

图3 黄38井浅灰色细砂岩中泥质夹层Fig.3 Laminated shale of light gray fine sandstone in Huang 38 well

粒度韵律、层理特征和层内夹层等都是影响层内非均质性的因素，而直接影响渗透率大小与变化的因素是储层的孔隙度。定边地区长2储层的主要孔隙类型为剩余原生粒间孔和粒间溶孔（图4）。原生孔隙的大量保留使得储层在成岩作用后的孔、渗特性变化不大，渗透率的变化较均匀［9］。通过对定边地区92口井长2储层3个砂层组层内非均质性参数的统计与计算（表3）得出，长21、长22和长23砂层组渗透率的变异系数均小于0.5，突进系数均小于3.0，级差均小于7.0。综合评价长2储层3个砂层组的层内非均质性均较弱，但相比之下，长23砂层组层内非均质性较弱，长21砂层组中等，长22砂层组较强。

表2 定边地区长2储层各砂层组层内夹层统计Table 2 Statistics of interbed distribution in sand sets of Chang 2 reservoir in Dingbian area

图4 定边地区长2储层主要孔隙类型Fig.4 Main pore types of Chang 2 reservoir in Dingbian area

表3 定边地区长2储层各砂层组层内非均质性特征Table 3 In layer heterogeneity characteristics of sand setsof Chang 2 reservoir in Dingbian area

3 层间非均质性

储层层间非均质性是指储层纵向上砂层间的物性差异及其分布特征，包括垂向上各种环境砂体的旋回性、层间渗透率的非均质程度及隔夹层的分布等。层间非均质性对油水系统的分布特征具有重要的影响［10］。

3.1 分层系数与砂岩密度

分层系数是指一定层段内砂层的层数，常用平均单井钻遇率表示。分层系数越大，表明层间非均质性越强。砂岩密度是指剖面上砂岩累计总厚度与地层总厚度之比，也称砂地比［10］。砂岩密度越大，表明砂体纵向连通性越好。根据定边地区92口井的测井资料统计（表4）得出，长21与长22砂层组的分层系数大于3，长23砂层组小于2，反映从长23砂层组到长22、长21砂层组沉积环境的变化，单砂层的沉积增多。长22砂层组的分层系数最大，这与上述长22砂层组层内非均质性较强的结论相符。长22和长23砂层组的砂岩密度大于50%，长21砂层组为40%～50%，表明长22和长23砂层组砂体的连通性好于长21砂层组（图5）。

表4 定边地区长2储层各砂层组分层系数与砂岩密度统计Table 4 Statistics of hierarchical coefficient and sand density of sand sets of Chang 2 reservoir in Dingbian area

图5 定边地区F11—C1—C403—C4—Y13连井剖面图Fig.5 Well tie section across F11,C1,C403,C4 and Y13 wells in Dingbian area

3.2 层间隔层

定边地区长2储层在沉积过程中，由于水动力条件的变化和河道的快速迁移使得储层中砂泥岩交互沉积。根据岩心观察和测井解释，定边地区长2储层普遍存在泥质夹层和极低渗透层，砂层组间发育泥岩、粉砂质泥岩、碳质泥岩及含凝灰质泥岩的隔层［11］。

定边地区长2储层长21与长22砂层组之间的隔层厚度为1.6～5.3 m，长22与长23砂层组之间的隔层厚度为2.7～8.9 m，3个砂层组之间隔层较厚，对孔隙流体的渗流具有隔挡作用。各微相的不连续隔层由少至多的顺序是分流河道→天然堤、决口扇→沼泽（表5）。储层层间隔层的数量较多，厚度较大，反映出定边地区长2储层较强的层间非均质性。

表5 定边地区长2储层层间隔层分布统计Table 5 Statistics of interlayer barrier distribution of Chang 2 reservoir in Dingbian area

3.3 渗透率层间非均质性

储层层间非均质性主要表现在单砂体的发育程度方面，单砂体层数越多，层间非均质性越严重（图5）。长2储层单砂层的变异系数较小，仅为0.01～1.03，突进系数为 1.00～2.50，级差为 1.00～56.00，平均为5.34，说明单砂体层内渗透率变化不大。随着单砂层数的增加，非均质性相应地增强。长2储层砂层组的变异系数最大为3.23，平均为1.64；突进系数最大为7.43，平均为4.25；级差最大为93.00，平均为16.48。当整个长2储层作为一个开发层系时，非均质性将会变得严重。

4 平面非均质性

储层平面非均质性是指由砂体的几何形态、规模、连续性及孔隙度和渗透率平面变化所引起的非均质性，它直接影响到波及体积和平面水驱油效率［12］。

4.1 砂体平面展布

砂体的几何形态、规模和连续性受沉积相的控制。从规模上看，定边地区长2储层为湖泊三角洲平原亚相沉积，发育5～8条北北东向的分流河道，主河道宽度为2～5 km，河道在多处发生合并与分叉，形成辫状或网状形态。储层砂体厚度变化较大，多数为6～20 m。

定边地区长2储层砂体的几何形态主要为条带状，有少量的土豆状。分流河道和天然堤为带状，决口扇和沼泽为土豆状。剖面上河道砂体呈上平下凸的透镜状，向两侧砂体变薄直至尖灭。河道砂体沉积时，主河道左右迁移频繁，平面上相变快，导致研究区砂体的平面展布变化很大。

4.2 储层物性变化

定边地区长2储层的储集物性在平面上变化较大，孔隙度为8.0%～19.0%，平均为10.5%；渗透率为1.0～32.5 mD，平均为 16.8 mD；变异系数为0.01～3.23，突进系数为 1.01～7.43，级差为 1.01～93.00，具有较强的平面非均质性。以长22砂层组砂岩渗透率平面分布为例（图6），顺物源方向相同相带的砂体连通性较好，物性变化较平缓；垂直于物源方向的砂体连续性差，连通性变差，物性变化大，渗透率变化迅速。

长2储层渗透率高值区范围与主河道砂体的分布相吻合。在平行于河道的方向上，渗透率变化较小；在垂直于河道的方向上，渗透率由河道中心向两侧逐渐降低。在分流河道砂体发育部位，注水开发可获得高产，但由于储层物性好，注入水易形成注水通道；在天然堤等微相发育部位，砂体连通性差，储层物性差，储集空间动用程度低，剩余油相对富集［13］。

图6 定边地区长22砂层组砂岩渗透率分布图Fig.6 Sandstone permeability distribution of Chang 22 sand set in Dingbian area

5 结论

（1）定边地区长2储层整体上为中等非均质性储层。各砂层组的层内非均质性均较弱，其中长22砂层组的层内非均质性相对较强；纵向上从长23砂层组到长21砂层组单砂体和隔层沉积增多，层间非均质性较强。

（2）定边地区长2储层各微相砂体中，天然堤、决口扇和沼泽砂体的非均质性较强，而分流河道砂体的非均质性较弱。平面上长2储层砂体的展布和物性变化较大，平面非均质性特征突出。

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Heterogeneity of Chang 2 reservoir in Dingbian area,Ordos Basin

ZHAO He-sen1， CHEN Yi-cai1， TANG Bo1， LIN Hang-jie1， LIU Yu-feng2， ZAHNG Yan2
（1.College of Energy Resources， Chengdu University of Technology， Chengdu 610059， China；2.No.3 Oil Production Plant， Changqing Oilfield Company， PetroChina， Yinchuan 750006， China）

Based on statistics of core and well log data,parameters of variation coefficient,dash coefficient and differential are calculated tocarryout the study on the heterogeneity of layer,interlayer and areal heterogeneity of Chang 2 reservoir.The sand sets ofChang2 reservoir are mainlyofdistributarychannel sand bodiesin delta plain,and the layer heterogeneity is weak.There are many single sand bodies inside the reservoir,mud interbeds and barriers developed,and layer heterogeneityis relativelystrong.In the plane,the reservoir heterogeneityin the distributarychannel is weak and it is strong in the levee,crevasse splay and swamp.It is considered that Chang 2 reservoir in Dingbian area is of moderate heterogeneity.

heterogeneity； Chang2reservoir； Dingbianarea； OrdosBasin

TE122.2

A

2011-03-11；

2011-04-12

国家青年基金项目（编号：40602012）。

赵鹤森，1987年生，男，成都理工大学在读硕士研究生，研究方向为储层评价。地址：（610059）四川省成都市成都理工大学能源学院综合楼331室。E-mail：40690746@163.com

陈义才，1963年生，男，博士，副教授，现主要从事油气藏形成与分布规律的教学和科研工作。E-mail：cdlgcyc@126.com

1673-8926（2011）04-0070-05

王会玲）