储层宏观非均质性及对剩余油分布的影响——以白音查干凹陷锡林好来地区腾格尔组为例

胡望水，雷秋艳，李松泽，陈顺顺，陈 岑

（1.油气资源与勘探技术教育部重点实验室·长江大学，湖北荆州 434023；2.长江大学；3.中国石油吉林油田公司红岗采油厂）

Hu Wangshui et al（MOE Key Laboratory of Oil and Gas Resources and Exploration Technology，Yangtze University，Jingzhou，Hubei 434023）

储层宏观非均质性及对剩余油分布的影响
——以白音查干凹陷锡林好来地区腾格尔组为例

胡望水1，雷秋艳2，李松泽2，陈顺顺3，陈 岑2

（1.油气资源与勘探技术教育部重点实验室·长江大学，湖北荆州 434023；2.长江大学；3.中国石油吉林油田公司红岗采油厂）

白音查干凹陷锡林好来地区腾格尔组主要发育低渗、特低渗油藏，通过研究岩心、砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、储层物性等资料，对储层宏观非均质性（层内、层间、平面）进行了分析，研究表明，腾格尔组储集层整体上宏观非均质性较强。利用储层各项参数对其进行了储层综合评价，分析了其对注水开发的影响，并指出剩余油有利挖潜区。

白音查干凹陷；腾格尔组；宏观非均质性；剩余油

储层非均质性研究是油气田勘探与开发地质研究中的重要基础工作，是储层和油藏描述中的一个很重要的内容，更是储层表征的核心内容，其研究水平直接影响到对储层中油气水的分布规律的认识和开发效果的好坏。储层物性特征直接决定了储层的含油性，对于注水开发油田，了解储层非均质性对剩余油的影响具有重要的科学和生产上的意义，并对提高油田采收率具有重要的意义［1-2］。本文选取白音查干凹陷锡林好来地区腾格尔组储层研究中获得的各类参数，主要以渗透率参数变化为主线，通过变异系数、突进系数和渗透率级差等分析白音查干凹陷锡林好来地区腾格尔组储集层的非均质性，以及研究非均质性对剩余油分布的影响。

1 区域概况

白音查干凹陷位于二连盆地西缘川井坳陷北部，面积3 200 km2，为中生代残留凹陷，其形态狭长，走向北东，与二连盆地轴向基本一致［3］。本次研究的锡林好来地区区域上位于西部凹陷的南部缓坡带西段，工区面积约为206 km2（图1），研究目的层为下白垩统腾格尔组。在锡林好来地区，腾格尔组下段砂岩发育，与下伏阿尔善组不整合接触；腾格尔组上段泥岩发育，腾格尔组作为本区主要油气富集层段，生、储、盖配置优越，可形成有利的勘探目标区。研究区主要发育辫状河三角洲沉积体系，平面上可分为三角洲前缘砂岩体带、前三角洲泥岩发育带。目的层段共划分9个砂组，74个小层。

图1 白音查干凹陷构造单元划分及研究区位置

2 储层特征

2.1 储层岩石学特征

研究区砂岩碎屑成分主要由石英、长石及岩屑和少量的云母、重矿物组成。石英含量在20%～60%，平均值30.26%；长石含量主要为20%～38% ，平均值28.17%；岩屑含量主要为7%～55%，平均值38.1%。从碎屑组成来看，本区腾格尔组砂岩的成分成熟度中等偏低。碎屑颗粒间的填隙物杂基主要为1～15%，平均值5.364%；胶结物主要为2%～25%，平均值7.739%。从填隙物来看，本区碎屑岩分选中等-好；磨圆度呈次棱角-次圆状为主，胶结类型以孔隙式胶结占主导（表1）。

2.2 储层物性特征

腾格尔组储层孔隙度最大值为24.9%，最小值4.8%，平均值10.11%；渗透率最大值3315×10-3μm2，最小值0.02×10-3μm2，平均值62.79×10-3μm2。结合腾格尔组孔隙度、渗透率频率分布（图2）可以看出，研究区有效储层总体面貌为低-中孔、特低-中渗储层为主，储集物性较差。

表1 锡林好来地区腾格尔组砂岩成分、结构、填隙物统计

图2 腾格尔组孔隙度、渗透率频率分布

3 储层宏观非均质性［4-8］

宏观非均质性是指储集层的几何形态分布、纵横向上的连续性、储层物性在空间上的变化特征等方面的内容，大致可分为层内非均质、层间非均质和平面非均质三个方面。

3.1 层内非均质性

层内非均质性主要是指单个砂层内垂向上岩石粒度和物性多种多样的变化包括粒度韵律性、层理构造序列、渗透率差异程度及高渗透段位置、层内不连续泥质夹层的分布频率和大小以及其它的渗透隔层，全层的水平、垂直渗透率的比值，主要受控于砂体粒度和沉积构造的垂向演化。

在研究区可见以下韵律储集层：①正韵律储集层，这类砂体为三角洲前缘水下分流河道沉积的砂体。在腾格尔组的tx1-10、tx2-5、tx3-3、tx4-4、tx5-5、tx6-1等小层该储集层较发育；②反韵律储集层，这类砂体主要是三角洲前缘相的河口坝及席状砂，另外有些分流河道砂、水下分流砂在一定条件下，局部也可以垂向或倒向加积形成反韵律特点的储集层，在ts3-1、tx1-1、tx2-1、tx3-1、tx4-1、tx5-3、tx6-6等小层比较发育；③多段多韵律储集层，多次沉积多次叠加形成的砂体，厚度比较大。层内一般都有稳定程度不同的岩性或物性薄层，将厚储集层分为几个厚度不等的小段。夹层的存在增加了储集层的非均质性，可改善厚油层的开采效果。尤其是注水井存在夹层和延伸较远时，通过细分注水开发，可扩大水淹厚度，在tx1-7、tx1-11、tx2-3、tx3-1、tx3-7、tx4-7、tx5-3等小层较发育；④复合韵律储集层，特点是自下而上渗透率由低逐渐变高又逐渐变低，或者是相反。这类砂体也是多次沉积形成的，层内一般没有岩性或物性薄夹层，在tx2-5、tx3-8、tx4-1等小层较发育。

研究区渗透率变异系数、突进系数、级差及均质系数等定量描述见表2（以腾格尔组下段一砂组为例），根据非均质性评价标准（杨少春在文章中提到）［8］及各自所占的比例得出储层评价结果，可以看出储层物性由下至上有逐渐变好的趋势。

表2 锡林好来地区腾格尔组下段一砂组储层非均质性参数统计

3.2 层间非均质性

层间非均质性主要受沉积相的控制，是注水油田开发中最为突出的矛盾。通过层间非均质性研究，调整开发层系和注水剖面是缓解层间矛盾、提高采收率的主要途径。

如表3可以看出，水下分流河道物性最好，远砂坝次之，席状砂最差。

研究区层间非均质性表现在：泥质隔层分布广且稳定，研究区沉积时期位于三角洲前缘，各目的层段沉积时均经历了湖平面的升降过程，泥岩在工区的沉积比较广泛，但厚度有异，总体上从南西向北东方向逐渐变厚，厚度从1～25 m不等。由于研究区各小层砂体厚度较薄，受成岩作用的影响，部分砂体被致密化，也充当了隔层的角色，增加了层间非均质性。

表3 锡林好来地区腾格尔组砂体类型及其物性特征

该区的隔层细分确定，是在岩心观察的基础上，根据其物性特征，找出各类隔层岩石在测井曲线上的响应特征，分岩类建立典型剖面，以这些典型剖面作为未取心井利用测井资料确定隔层的依据。

3.3 平面非均质性

平面非均质性是指储集层在平面上的物性差异程度，包括砂体成因单元的连通程度、平面孔隙度渗透率变化及其差异程度，以及渗透率的方向性等。

研究区目的层为辫状河三角洲沉积体系，物源来自南部及西南的古凸起，主要发育三角洲前缘和前三角洲亚相。其中三角洲前缘近端以水下分流河道为主，远端以席状砂、远砂坝沉积为主（图3）。物性分布见图4、图5，可见平面非均质性较强。

4 宏观非均质性对注水开发及剩余油分布的影响［9-12］

4.1 层间非均质性

层间非均质性强的特征在注水井上的表现尤为突出。实际操作过程中，进行分层注水以减少层间干扰，但在注水开发过程中，由于注入水沿高渗带首先突进，在不同砂体接触部位，相邻砂体渗透率级差越大，低渗砂体越难受效，剩余油就越多，因此，砂体物性越差，含油饱和度越大。

图3 tx1-11小层沉积相平面展布

图4 tx1-11小层储层渗透率等值线分布

图5 tx1-11小层储层孔隙度等值线分布

4.2 层内非均质性

对于正韵律沉积的储集层，不利于水驱开采效果的提高，底部水线推进快，驱油效率高，但波及体积增长慢，总的开采效果差。

多段多韵律储集层其夹层的存在增加了储集层的非均质性，但认识其分布特点，合理利用，可改善厚油层的开采效果。尤其是注水井存在夹层和延伸较远时，通过细分注水开发，可扩大水淹厚度，剩余油易留在夹层下部单元的顶部及厚层砂岩的顶部；复合韵律其水驱效果好于正韵律储集层，但比反韵律储集层差，介于两者之间。

4.3 平面非均质性

平面非均质性强的储集体通常用面积注水控制，不同砂体相接处渗透率级差的大小直接影响到水驱效果，不同环境下形成的砂体规模各异，砂体规模越大，连续性越好，水驱效果越好；规模越小，连续性差的砂体越不容易为注采井网控制，剩余油主要分布在该种储集体中，如远砂坝及浊积体中。

5 结论

（1）通过分析锡林好来地区腾格尔组储层物性，认为其为辫状河三角洲沉积体系，发育有水下分流河道河口、河道溢岸、远砂坝、席状砂、浊积体等五种微相，其宏观非均质性较强。

（2）通过对该区腾格尔组储层宏观非均质性多角度（层内、层间、平面）的研究，并选取判别储层非均质性强弱的参数，对储层进行了综合评价，有利于对开发方案的调整。

（3）分析了非均质性对注水开发等的影响，并对剩余油分布区进行了预测。

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Hu Wangshui et al（MOE Key Laboratory of Oil and Gas Resources and Exploration Technology，Yangtze University，Jingzhou，Hubei 434023）

The exploration and development of the oil-gas field is affected by the reservoir heterogeneity，so it was quite necessary to study the reservoir heterogeneity and find out the rule of the influence for clarifying the distribution of the remaining oil，taking reasonable measures，enhancing recovery factor and etc.Tengger formation of Xinlinhaolai area in the Baiyinchagan sag is a low to super-low permeability reservoir，according to the core thin section，the rock thin section，scanning electron microscope，reservoir property，and so on.A in-depth research has done on Tengger formation reservoir macroscopic heterogeneity.The results show that the reservoir displays strong macroscopic heterogeneity in the interlamination.By using the parameters of the reservoir，the comprehensive evaluation and classification have been carried out.Research shows that the macroscopic heterogeneity is relatively strong in the area on the whole.At the same time，aiming at the influence of heterogeneity to waterflooding development，the favorable zone of the reservoir evaluation has been put forward.

01 Macroscopic heterogeneity of reservoir and its influence on the distribution of remaining oil——By taking Tengger formation of Xinlinhaolai area in the Baiyinchagan sag as an example

Baiyinchagan sag；Tengger formation；macroscopic heterogeneity；remaining oil

TE313.341

A

1673-8217（2012）06-0001-04

2012-04-05；改回日期：2012-06-11

胡望水，教授，博士生导师，1963年生，1987年毕业于江汉石油学院石油地质专业，2004年毕业于同济大学海洋地质专业，获博士学位，现主要从事油气勘探与开发教学与研究工作。

国家自然科学基金资助项目（40872099）。

吴官生