榆树林油田扶杨油层储层非均质性分析

赵 荣， 刘朋远， 何成山， 宋晓伟

( 1. 东北石油大学 地球科学学院，黑龙江 大庆 163318； 2. 大港油田公司 勘探事业部，天津 300280； 3. 大庆钻探工程公司，黑龙江 大庆 163700 )

0 引言

储层的非均质性是指储层的基本性质(岩性、物性、电性以及含油气性等)在三维空间分布上的不均一性.它是储层形成过程中受构造作用、成岩作用和沉积环境的影响，在内部属性及空间分布上不均匀变化而形成，影响地下油、气、水运动及油气采收率，因此储层非均质性研究对油气田开采有重要意义.

榆树林油田位于黑龙江省肇东市昌五镇附近，东北部与尚家油田接壤，北、西、南三面分别与汪家屯气田、升平、徐家围子、朝阳沟油田相邻.区域构造属于松辽盆地中央拗陷区三肇凹陷东部斜坡，主要产油层位为中生界白垩系泉头组三、四段，即扶余、杨大城子油层.扶杨油层为古松花江水系的三角洲平原和汇水湖泊沉积地层，储集层主要由细砂岩和少量粉砂岩组成，具有低成分成熟度和低结构成熟度的特征.岩石中各矿物成分平均质量分数分别为：石英25%，岩屑30%，长石31%，杂基8%，胶结物6%.胶结物主要有硅质、长石、黏土矿物、碳酸盐矿物、重晶石、沸石、黄铁矿和褐铁矿.

储层砂体有效厚度为8.7～9.0 m，平均孔隙度为12.3%，平均渗透率小于2.95×10-3μm2，为低孔、特低渗储层.储层非均质性显著，导致含油性的非均质性；油井含水率上升速度快，大部分井过早见水或被水淹，影响开发效果.前人对储层非均质性做过研究和探讨[1-19]，但对细分沉积单元方面报道很少，笔者在研究区地层划分及对比基础上，利用测井资料获取储层非均质性参数，进行储层的层内、层间及平面3个层次的宏观非均质性特征研究，为认识储层非均质性对注水开发油田剩余油的影响提供参考.

1 地层划分与对比

地层划分与对比是油田精细地质研究的基础与关键，其可靠性决定平面微相及单砂体展布的正确与否，划分精确程度决定对地下油层的认识程度.对研究区267口井进行3.2×104井层次的对比，为认识该区不同沉积相态砂体空间展布规律、剩余油分布规律、储层特征奠定基础.

1.1 沉积时间单元划分原则

(1)沉积时间单元划分应与单期河道相对应，体现对单砂体的控制；

(2)标准井上沉积时间单元界线尽可能位于河道底部；

(3)划分标准尽可能少切割河道砂体，保证单一河道的完整性；

(4)沉积时间单元划分尽可能在目前采用的小层基础上进行，不宜脱离现有分层标准，以减少油田在应用中的混乱；

(5)沉积时间单元划分应具有实用性，符合研究区地质特征，并满足一定开发阶段的需要.

1.2 测井曲线优选原则

由于取心资料有限，细分层主要利用测井曲线进行，受地质条件及仪器自身条件的制约，并不是所有曲线能正确反映地下真实情况，必须对其进行优选，优选原则为：(1)不同批次井网曲线特征明显；(2)曲线具有普遍性；(3)垂向具有高分辨率，细微对比特征明显.

针对本区为低孔、特低渗储层的特点，基于优选原则，选出自然伽马、微电极或双侧向电阻率、2.5 m底部梯度视电阻率曲线，同时参考声波时差，0.25 m、0.45 m视电阻率等其他曲线.

1.3 细分沉积单元

研究区目的层主要发育浅水湖泊三角洲相(扶余油层)和河流相(杨大城子油层)沉积，具有沉积旋回发育，岩性岩相变化快；除扶余油层顶、底标准层外，内部几乎不存在标准层等特点.采用标准层控制下的“旋回对比，分级控制，不同相带区别对待”的沉积单元对比方法，包括：

(1)以区域骨架封闭剖面为平面控制.

(2)以区域性分布的标准层作为大段的层位控制为主；以辅助参照层(在一定井组内稳定，电性特征明显，易于识别与对比)控制为辅的对比方法，一般河泛面、泛滥平原等环境可形成参照层.

表1 榆树林油田扶杨油层地层划分

(3)三角洲外前缘亚相及稳定的湖泊相沉积，采用按厚度比例对比或等厚对比的方法.

(4)泛滥—分流平原亚相及枝状三角洲的内前缘亚相沉积，采用河流相的不等厚度对比方法：①等高程对比法；②切片对比法；③砂体侧向相变对比法；④叠置及下切砂体侧向连续对比法.

按照划分原则，将研究区扶杨油层划分为4个油层组、24个小层、51个细层(见表1).

2 层间非均质性特征

层间非均质性是指砂体之间的差异，包括层系的旋回性、砂层间的渗透率非均质程度、隔层分布及层间裂缝特征等.层间非均质性既是决定开采工艺、划分开发层系的依据，也是注水开发过程中水驱差异和层间干扰的重要原因.沉积相是层间非均质性的主要控制因素.

2.1 隔层特征

隔层是指分隔不同砂体的非渗透层，如泥岩、粉砂质泥岩、膏岩等，其横向连续性好，能阻止砂体之间的垂向渗流.隔层的作用是将相邻的油层完全隔开，使油层之间不发生油、气、水窜流，形成2个独立的开发单元.

陆相储层中，隔层主要分为3类：泥质隔层、物性隔层和钙质隔层，其中：泥质隔层对油气水运动影响较大，其次是钙质和物性隔层.不同类型的隔层在测井曲线上具有不同的电性特征.

(1)泥质隔层：深侧向电阻率低；微电极曲线平稳、幅度低；声波时差高值；中子伽马曲线平稳、低值；井径曲线明显扩径.

(2)钙质隔层：深侧向电阻率高于或接近油层电阻率；微电极曲线为尖峰且幅度差小； 声波时差明显低值；钻时值高且变化小.

(3)物性隔层：微电极曲线介于泥岩和钙质层之间，有一定幅度差；深侧向电阻率较低；声波时差中等；中子伽马中等.

榆树林油田扶杨油层内的隔层岩性多为薄厚不一的泥岩，呈灰绿色或紫红色.隔层发育程度与砂体发育程度互补，即砂体发育处隔层相对不发育.

各层间隔层厚度为11.59～131.15 m，平均为35.67 m；隔层钻遇率大于70%，属于稳定分布的隔层.从垂向上看，隔层在水域面积较大，沉积物供给较少时发育，三角洲前缘亚相、湖沼相沉积环境下厚度较大的隔层均大面积连片发育，而河流相中隔层相对较薄且连续性弱于前者.

从平面上看，分析隔层厚度分布与沉积相展布关系，隔层主要发育在砂体不发育的位置，如水上(下)分流间.砂体发育处隔层相对不发育，当目的层发育席状砂时，一般席状砂核部砂体较厚，边部相对变薄，因此核部处隔层不发育，边部隔层较厚.当目的层发育河道时，河道规模越大，河道下切越剧烈，导致与前一沉积单元的砂体叠置在一起，隔层厚度为0 m.由于河流能量较弱，规模小的河道发育厚度不大，可有较薄的隔层保留.

2.2 层间物性非均质性

层间物性差异包括层间孔隙度和渗透率的差异.层间渗透率差异通常用渗透率级差、变异因数、突进因数等参数表示.由扶杨油层层间非均质性参数(见表2)可知：扶Ⅲ油层组非均质性最弱，杨Ⅰ油层组非均质性相对较强.

表2 扶杨油层层间非均质参数

3 层内非均质性特征

层内非均质性控制并影响单砂层注入剂在垂向上的波及厚度.表现为砂层内部垂向上的渗透率韵律、最高渗透层所处位置、层内夹层分布、单砂层规模宏观的垂直渗透率与水平渗透率比值等.

3.1 夹层

图1 扶杨油层典型井夹层特征

夹层是指分散在单砂体内的相对低渗透层或非渗透层，其厚度较小，一般为几cm至几十cm(见图1).它影响砂体宏观规模的垂直和水平渗透率的比值.夹层将油层细分为几段，对油水运动规律和措施有效期时间长短影响很大，有可能阻挡注入剂的驱替，进而影响驱油效果.

研究区夹层主要以泥质夹层为主，主要岩性为泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩等.根据夹层延伸长度与注采井距之间的关系，将夹层分为3类.

(1)相对稳定的夹层.夹层在油层内延伸距离达到一个注采井距以上.这类夹层的作用相当于隔层.

(2)较稳定的夹层.夹层在油层内延伸距离可达到注采井井距1/2以上，但不到1个井距.

(3)不稳定夹层.夹层在油层内的延伸距离均小于注采井距1/2，呈透镜状分布.

对全工区153口井进行夹层识别，结果表明：工区夹层发育较差，多数小层中只存在少数断续的夹层，夹层延伸一般不超过1个井距，一般属于较稳定—不稳定夹层，多以不稳定夹层为主.FⅠ41、FⅠ71、FⅡ21等层夹层相对发育.对不同沉积环境下的夹层频率和夹层密度统计表明，河流相中夹层频率为0.19 层/m ，夹层分布最少，三角洲前缘亚相中夹层频率为0.24 层/m ，夹层分布较多；河流相中的夹层厚度大于三角洲前缘亚相中夹层的厚度.

3.2 渗透率

层内渗透率非均质程度为层内渗透率(主要是水平渗透率)的垂向变化程度，通常采用渗透率突进因数、渗透率级差、渗透率变异因数等参数表示(见图2).渗透率级差越小，渗透率非均质性越弱；反之，渗透率非均质性越强.

由图2可以看出，河流相的变异因数、突进因数、级差值较小，反映其层内非均质性较弱；三角洲分流平原亚相中的变异因数、突进因数、级差值次之；三角洲前缘亚相中的变异因数、突进因数、级差值最大，表明其非均质性最强.

4 平面非均质性特征

平面非均质性指单一油层砂体的几何形态、各向连续性、连通性、砂体内渗透率和孔隙度的平面变化及方向性.平面非均质性对于井网布置、注入水的平面波及效率及剩余油平面分布有很大影响.

对研究区目的层进行长度、宽度统计，工区河道多贯穿全工区，长度约为6 km.河流相河道宽度为140～1 100 m，平均为330 m，长宽比约为20；三角洲分流平原亚相河道宽度为100～950 m，平均为270 m，长宽比约为24；三角洲前缘亚相河道宽度为100～380 m，平均为200 m，长宽比约为30.总体看来，研究区目的层河道砂体属于线条状砂体或条带状砂体.

根据河道发育情况，河道砂体顺物源方向连续性较好.河道宽度与河道砂体厚度具有很好相关性(见图3).三角洲前缘河道砂体宽度随厚度增长呈均匀增长，增长率较低.当河道宽度小于250 m时，三角洲分流平原及河流相河道砂体宽度随砂体厚度增长速率较大；当河道宽度大于250 m时，砂体宽度基本随砂体厚度均匀增长，增长速率较低.三角洲分流平原的河道砂体较河流相砂体规模小，砂体宽度、厚度均小于河流相河道砂体.

图2 扶杨油层层内渗透率非均质参数垂向分布柱状图

图3 研究区不同沉积环境下河道宽度与砂体厚度关系

本地区河道一般规模较小，河道宽度多为1个井距，不同沉积环境下连通关系有所不同.河流环境下连通方式包括河道与溢岸砂、河道与河道、河道与分流间；三角洲平原环境下的连通方式包括河道—溢岸砂、河道—道间、溢岸砂—道间；三角洲前缘亚相以河道—席状砂、席状砂—分流间为主.

井间渗透率非均质程度与砂体在平面上的连通方式有关，连通面积越大，连通砂体之间物性差异越小，非均质程度越低.因此，河流相砂体规模大，河道砂体之间的连通方式较多，平面非均质性较弱；三角洲分流平原次之；三角洲前缘亚相、湖沼相中的砂体平面非均质性较强.

5 结论

(1)榆树林油田扶杨油层为浅水湖盆枝状河流—三角洲沉积模式和和曲流河模式，形成的砂岩储层在层内、层间和平面上均表现为不同程度的非均质性，其中：扶Ⅲ油层组层间非均质性最弱，杨Ⅰ油层组层间非均质性相对较强.

(2)扶杨油层的层内非均质性主要受沉积相的控制，河流相砂体非均质性较弱，三角洲分流平原亚相砂体次之，三角洲前缘亚相砂体非均质性最强.