乌南油田油藏储层非均质性研究

李建明，罗 丹

(长江大学地球科学学院，湖北 荆州 434023)

马力宁，屈信忠

(中石油青海油田分公司，甘肃 敦煌 736202)

李建明，罗 丹

(长江大学地球科学学院，湖北 荆州 434023)

马力宁，屈信忠

(中石油青海油田分公司，甘肃 敦煌 736202)

储层非均质性是指储集体的岩性、物性、电性、含油气性以及微观孔隙结构等特征和参数在三维空间分布上的不均一性[1]。它是储层形成过程中受沉积环境、成岩作用和构造作用的影响,在空间分布及内部属性上不均匀变化而形成[2]。储层非均质性的强弱直接影响着开发方案的设计和实施,非均质越强,越不利于油藏的开发。若非均质性强说明层间、层内矛盾突出,开发生产中就不能采用较大的生产压力,较高的采油速度,否则会进一步增大层间、层内矛盾,出现单层突进、层间窜流或锥进现象而影响油藏整体开发效果;若非均质性较弱说明层间、层内矛盾不明显,增大生产压力和注水强度,有利于提高采油速度。因此,储层非均质特征研究对油藏开发极为重要。考虑生产的实用性、非均质性规模、储层性质等,并结合区域资料的完整性,笔者从层内、层间和平面3方面研究储层的非均质性。

1 地质特征

2 层内非均质性

层内非均质性系指一个单砂层内由碎屑颗粒的粒度、分选性或泥质含量、胶结物成分及含量在垂向上变化所控制的储层物性规律性变化[3]。

1)层内非渗透夹层 。

表1 研究区储层沉积微相非均质程度表

2)渗透率非均质模式 储层中渗透率在三维空间上分布的韵律性有：正韵律、复合正韵律、均质韵律、反韵律、复合反韵律、复合正反韵律和复合反正韵律。通过岩芯观察和测井资料分析，层内渗透率以正韵律和反韵律模式为主(见图1)。正韵律砂体高渗透层段位于底部，低渗透层段位于中上部。注水过程中，中上部低渗透区注入水难以波及，同时也可能因为泥质夹层存在，阻止注入水的向上运动，使正韵律中上部成为剩余油富集区。反韵律模式砂体，通常水驱效果好，剩余油不富集[5]。

图1 研究区储层层内渗透率纵向分布韵律模式图

3)渗透率非均质程度 研究区各沉积微相砂体的层内非均质性强，渗透率变异系数都在1.00以上，突进系数在2.5以上(见表2)。

表2 研究区储层各微相砂体层内渗透率非均质参数统计

从总体上看，研究区内各沉积微相砂体渗透率变异系数、突进系数、级差都比较大，夹层多，层内非均质性强。层内存在高渗透段，开发过程中容易导致高渗透层段向内部快速突进，造成油层的水淹厚度减小，从而造成采收率的降低，影响开发效果[6]。

3 层间非均质性

层间非均质性是指储层纵向上砂体间的物性差异及分布特征，包括层系的旋回性、分层系数、砂岩密度、砂层间的渗透率非均质性及隔层分布，其强弱受制于沉积环境和沉积作用的历史演变，是对一套含油层系的总体描述[7,8]。它是层间干扰和单层突进(统称为层间矛盾)形成的内因。

1)各井层间非均质程度 以乌5区块为例，共统计了76口井的层间非均质性参数。统计结果表明，该研究区目的层段砂岩密度0.04～0.33层/m，均值0.16层/m；变异系数0.34～17.72 ，平均1.31；突进系数1.76 ～40.01，平均4.18。其中57口井非均质程度强，占该研究区块总统计井数的75.00%。总体上看，乌5区块各井下油砂山组储层层间非均质性强。

2)各油组层间非均质程度 利用测井资料储层参数解释成果，对乌5区块各油组层间非均质参数进行了计算(见表3)，该研究区目的层段各油组砂岩密度0.02～0.22层/m，平均0.13层/m；分层系数0.66～12.96，平均7.17。将2个系数进行综合比较得知，乌5区块下油砂山组各油组砂岩密度小，分层系数相对较大。7个油组自上而下，砂体发育程度变差，分层系数变小，其非均质性相对变弱。各油组储层渗透率变异系数都在0.90以上，平均达1.13；突进系数都在3.00以上，平均3.83，级差系数53.29～632.23，Ⅴ油组层间非均质性稍弱，Ⅶ油组层间非均质性最强。总体上看，乌5区块下油砂山组各油组储层层间非均质性强。层间渗透率差别大，是层间非均质性的主要特征，单层层数越多，层间非均质性越强。

表3 乌5区块下油砂山组各油组储层层间渗透率非均质参数统计表

4 平面非均质性

砂体平面非均质性是指一个储集砂体的平面展布特征、几何形态、连通性、孔隙度、渗透率差异引起的非均质性及其对油井生产动态与剩余油分布的控制作用。它是各单元的井间的非均质性，是根据各井物性参数的平均值来研究井间物性变化的。这些因素直接影响平面水驱油效率和波及体积。

1)砂体的展布特征 滨浅湖亚相为主，局部夹有浊积扇沉积。Ⅶ、Ⅵ油组研究区主要为滨浅湖-深湖沉积，Ⅴ、Ⅳ、Ⅲ油组三角洲前缘沉积有一定的发育，Ⅱ、Ⅰ油组研究区出现大量三角洲前缘沉积。在Ⅳ油组乌101区块发育有浊积扇砂体。

2)砂体的几何形态及其连通性 席状沙砂体为席状、带状；坝核砂体为带状；坝缘砂体为不规则状；坝间砂体为土豆状。砂体的连通方式均为叠加连通，砂体几何形态具有厚度变化不均匀，平面上相变较快，纵向上呈指状交互叠置，单层砂体之间往往被多个薄层泥岩夹层分隔，连通性差。

3)储层孔隙度、渗透率平面分布特征 孔隙度、渗透率分布与砂体展布特征相一致,平面上孔隙度、渗透率高值集中区主要受沉积相带的控制。河道两侧及翼部孔隙度呈低值。各油组的孔隙度平面分布的变化较小，其中孔隙度级差相对较大，Ⅰ、Ⅲ油组的小层砂体平面分布级差和非均质性程度明显低于Ⅱ、Ⅳ油组，与该层位中相对中-高孔隙度小层砂体欠发育有关。7个油组的渗透率平面分布的变化很大，非均质性以强为主。

[1]徐守余.油藏描述方法原理[M].北京:石油工业出版社,2005：25-26.

[2] 刘克奇,杨喜峰,杨春梅.东濮凹陷卫城81断块沙四段第二砂层组储层非均质性研究[J].断块油气田,2004,11(4):55-57.

[3] 吴胜和,熊琦华.油气储层地质学[M].北京:石油工业出版社,1998：159-177.

[5] 裘怿楠,陈子琪.油藏描述[M]. 北京:石油工业出版社,1996：55-57.

[7] 刘泽容.油藏描述原理和方法技术[M]. 北京:石油工业出版社,1993：98-120.

[8] 裘怿楠,薛叔浩.油气储层评价技术[M].北京:石油工业出版社,1993：232-233.

[编辑] 洪云飞

10.3969/j.issn.1673-1409.2011.02.005

P618.13

A

1673-1409(2011)02-0011-03

2010-12-23

李建明(1962-)，男，1982年大学毕业，博士，教授，现主要从事沉积学与储层评价方面的教学与研究工作;E-mail:ljm@yangtzeu.edu.cn。