直罗油田张家湾开发区长2储层非均质性研究

房利利，王桂成，房海涛，徐永强，薛 涛

（1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安 710000；2.中国石油渤海钻探工程有限公司第五钻井分公司）

张家湾开发区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的东南部，地处延安市富县直罗油田的西北部，区内山峦起伏、森林茂密、水系发育，地貌上呈现峁梁交错的黄土塬景观。区域构造表现为平缓的西倾单斜，局部具有高低起伏的小型鼻状构造。长2储层是该区的主要含油层段，平均地层厚度约为131 m，根据沉积旋回，从上到下可细分为长21、长22和长23三个小层，其中长21和长22小层为主要研究对象。该区长2储层为三角洲前缘亚相沉积，主要发育水下分流河道和分流间湾微相，水下分流河道为其主要的油气储集体［1－3］。目前研究区正面临油井产量下降快、综合含水率高、地层压力低、开发效益差等问题，因此，拟通过系统研究张家湾开发区长2储层的岩石学特征、物性特征、孔隙特征及非均质性，重新认识长2油藏的地质特征，重点摸清长2储层的层内及层间矛盾，以期更好地明确下一步开发部署，指导油田合理开发。

1 储层特征

1.1 岩石学特征

依据砂岩成因分类方案［4］，通过岩石薄片鉴定分析：长2储层的岩石类型主要为长石砂岩，其次为含长石石英砂岩、含岩屑长石砂岩、钙质细粒石英砂岩等。碎屑成分中石英含量为33%～58%，长石含量较为丰富，占总含量的23%～47%，岩屑含量为10%～21%，黑云母含量较少，为1%～12%。填隙物主要为自生矿物，常见的有方解石、高岭石、绿泥石、蒙脱石等，其次有铁方解石、铁白云石、少量硬石膏及水云母，个别薄片还见有海绿石。粘土矿物X－衍射分析数据显示，该区粘土矿物主要是绿泥石和高岭石，二者约占粘土矿物总量的86%，伊利石（平均5.1%）和伊－蒙混层（平均6.9%）含量相对较少。研究表明该区岩石的成分成熟度低，说明其沉积为物源稳定的低能环境。

长2储层的岩石以细粒结构为主，碎屑粒径一般在0.0521～0.2969 mm之间，碎屑颗粒多为次圆－次棱角状，碎屑分选性较好，磨圆度差，可见岩石的结构成熟度较低。岩石的支撑类型为颗粒支撑，碎屑颗粒之间多为点－线接触或线接触，胶结类型以孔隙式胶结为主。

1.2 物性特征

根据研究区10口探井235块岩心物性统计数据分析，长2储层孔隙度总体分布区间为4.13%～19.8%，主要分布区间为14%～17%，平均值为13.8%（图1）；渗透率分布区间为（0.14～23.3）×10－3μm2，平均值为3.04×10－3μm2（图2）。参考石油天然气储量计算的规范（2005年4月份颁发实施）中储层物性划分的标准，张家湾开发区长2储层属中、低孔－特低渗储层。

1.3 孔隙类型及结构特征

根据岩石薄片、铸体薄片及扫描电镜等测试结果，研究区长2储层的面孔率在2%～20%之间，变化范围较大。孔隙类型主要包括残余粒间孔、粒间及粒内溶孔，还有少量高岭石晶间孔，个别薄片可见粒间缝。

图1 张家湾开发区长2储层孔隙度频率分布直方图

图2 张家湾开发区长2储层渗透率频率分布直方图

大量研究表明，决定储集层性能的根本因素是储集层的孔隙结构［5］。根据常规压汞试验和铸体薄片分析：该区长2储层砂岩的排驱压力范围为0.25～1.24 MPa，中值压力在0.65～7.93 MPa之间，平均孔喉半径为0.99～16.12μm，中值半径分布在0.99～8.88μm之间。储层的孔径分布在46～68μm之间，平均为57μm，喉道半径主要分布在0.171～1.813μm，平均为1.317μm。实验证明，该段储层岩石致密，孔喉分选较好，孔隙结构较为复杂，属中孔－细喉型（表1）。

表1 直罗地区长2储层孔隙喉道分级标准

2 储层宏观非均质性

2.1 层间非均质性

层间非均质性是纵向上多个油层之间的差异性，它是划分开发层系和确定开发方案的地质基础，也是在多个油层合采时分析层间矛盾和研究水淹规律及剩余油分布的地质依据，常用分层系数、砂岩密度和隔层分布等来描述。

2.1.1 分层系数与砂岩密度

分层系数是一定层系内砂层的层数，一般分层系数愈大，层间非均质性愈显著；砂岩密度是垂向剖面上的砂岩累计总厚度与地层总厚度之比，又称砂地比。当砂地比大于0.5时，砂体为大面积连片分布，且砂体的连通性好；当砂地比为0.3～0.5时，为局部不连通的带状分布砂体；小于0.3时为连通性差的孤立性砂体，因此数值越大，砂体越发育，连续性越好。

根据研究区115口井的数据统计，长21小层的分层系数2.5，砂岩密度39%；长22小层分层系数2.4，砂岩密度43%（表2）。长2储层分层系数相对较小，砂岩密度中等，表现为较弱的层间非均质性。

表2 张家湾开发区长2储层砂岩密度统计

2.1.2 各砂层间渗透率非均质程度

通常用渗透率变异系数、突进系数、渗透率级差、均质系数表示各小层的非均质程度及渗透率差异。据统计，该区长2储层的层间变异系数为0.37，突进系数为1.42，渗透率级差为3.98，根据储层非均质性评价标准，长2储层的层间渗透率非均质性为弱非均质型。

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2.1.3 层间隔层的分布状况

隔层在鄂尔多斯盆地三叠系特低渗储层中广泛分布［7］，该区长2储层中隔层的岩性主要为泥岩、泥质粉砂岩及粉砂质泥岩等，主要发育分流间湾微相。对研究区长21和长22小层的隔层层数、隔层厚度等数据进行统计，由表3中可以看出单井平均隔层数在2.8～3.3，单隔层平均厚度在8.8～11.4 m之间。隔层分布随砂岩的发育程度和部位的不同而变化，其横向变化较大，但小层的主要隔层在横向上可以追踪。

表3 张家湾开发区长2储层隔层统计

2.2 层内非均质性

层内非均质性是单一砂层内部垂向上的储层性质变化。它直接影响和控制着单砂层内水淹厚度和波及系数素，是生产过程中引起层内矛盾的内在原因［8］。

2.2.1 垂向粒度及渗透率分布的韵律性

根据岩心观察及测井曲线特征，该区长2储层单砂层内部垂向粒度分布比较复杂，有正韵律型、反韵律型及由正、反韵律叠加而成的复合韵律型。研究区以复合韵律型最为普遍，渗透率韵律与粒度韵律基本一致，表现为两种类型的复合韵律：一类是反－正复合韵律型，下部反韵律型表现为砂体渗透率自下而上逐渐变大，多为河口坝沉积，上部正韵律型则表现为渗透率自下而上逐渐减小，多为分流河道沉积（图3）；另一类则是由次级韵律无序复合而成，表现为多期分流河道砂体在垂向上叠加的韵律形式，复合韵律段的高渗透层分布无明显规律性。

图3 张家湾开发区长2储层层内渗透率韵律图

2.2.2 层内渗透率非均质性

层内渗透率的非均质性差异程度，通常用渗透率变异系数、渗透率级差、突进系数来描述。根据岩心分析数据，经计算得出该区长2储层的层内渗透率非均质参数如表4，可以看出长2储层非均质程度总体较强，长22小层的层内非均质性要强于长21小层。

表4 张家湾开发区长2储层层内渗透率非均质参数统计

2.2.3 层内夹层特征

层内夹层分布是非均质性研究中的一项重要内容，它对流体流动可以起隔层或极低渗透的高阻作用，因而对水驱油过程有很大影响。根据夹层成因及测井曲线特征，可以将研究区长2储层内的夹层概括为3类，即泥质夹层、钙质夹层和低渗透夹层。该区长2储层中泥质夹层较多，它们的出现频率、密度及厚度变化见表5，可见长2储层具有较强的层内非均质性。

2.3 平面非均质性

平面非均质性主要研究储层砂体的几何形态、规模、连通性以及砂岩内孔隙度和渗透率的空间变化所引起的非均质性。

2.3.1 砂体形态及连通性

水下分流河道是研究区长2储层的重要储集体，河道内的单砂体在剖面上呈上平下凸的透镜状，多由几个单砂体切割叠置而成；平面上水下分流河道砂体沿物源方向即东北－南西向展布，多个水下分流河道相互拼接形成大片连通的砂体。本区长2砂体主要为水下分流河道纵向上叠置、平面上拼接的大型复合砂体，砂体为局部连通，呈带状分布。

表5 张家湾开发区长2储层夹层统计

2.3.2 砂岩体内渗透率、孔隙度在平面上的非均质性

由于沉积背景及水动力条件不同，因此不同沉积微相的砂体渗透率也会不同，而在同一沉积微相相带内，沉积砂体主体地带与边缘地带也会由于水动力不同而引起渗透率不同，从而造成渗透率在平面上的非均质性。

本区主要发育水下分流河道微相，从孔渗平面分布图（图4、图5）可以看出，长21和长22小层物性与砂体的分布有较好的对应关系，孔渗高值主要分布在主河道部位，向侧翼方向随着砂体厚度的减薄，孔渗值也会相应减小。整体来看，长2储层平面砂体变化快、物性变化较大、具有较强的平面非均质性。

图4 张家湾开发区长21小层孔隙度－渗透率平面分布

图5 张家湾开发区长22小层孔隙度－渗透率平面分布

3 结论

（1）长2储层的岩石类型以细粒长石砂岩为主，碎屑成分包括长石、石英、岩屑及少量的黑云母，岩石的成分成熟度及结构成熟度均较低。岩石的支撑类型为颗粒支撑，碎屑颗粒之间为点－线接触或线接触，胶结类型主要为孔隙式胶结。

（2）长2储层的平均孔隙度为13.8%，平均渗透率为3.04×10－3μm2，属中、低孔－特低渗储层。

（3）长2储层孔隙类型主要包括残余粒间孔、粒间及粒内溶孔，还有少量高岭石晶间孔，个别薄片可见粒间缝。

（4）长2储层的孔径平均为57μm，喉道半径平均为1.317μm，长2储层岩石致密，孔喉分选较好，孔隙结构较为复杂，属中孔－细喉型。

（5）长2储层的非均质性表现为弱层间非均质性、较强的层内及平面非均质性。在注水开发过程中，为防止水窜及过早水淹，一定要在注采平衡的基础上搞好配产配注，使各类油层都能较好的动用，既能保证油田稳产，又能达到提高油气采收率的目的。

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