鄂尔多斯盆地东坑大阳湾地区延9储层非均质性研究

彭丽娜，魏钦廉

(西安石油大学地球科学与工程学院，陕西 西安710065)

储层非均质性是指储层在形成过程中，受沉积环境、成岩作用以及构造作用的影响，其内部各种属性随空间位置改变而存在的不均衡变化。这种变化影响地下水及油气的运移和聚集，同时也影响油田注水开发效果[1]。而储层非均质性是储层表征的主要内容之一，因此研究储层非均质性对于油田的勘探和开发具有一定意义[2]。

1 区域地质概况

靖边采油厂东坑大阳湾区位于陕西省靖边县东坑乡境内，构造位置处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中段，该斜坡构造简单，地层平缓，倾角在0.5°左右，因差异压实作用发育一系列低幅鼻隆构造[3，4]。主要含油层位为侏罗系延安组延9油层组。

东坑大阳湾地区延9储层为曲流河亚相沉积，在纵向上自上而下可划分为延91、延921、延 922和延93共4个砂层组，砂体主要分布在边滩、河漫滩，储层物性较差，平均孔隙度 14.2%，平均渗透率 3.38 × 10－3μm2，属于低孔、特低渗储层。油藏受岩性、沉积相和物性等因素控制明显，表现为岩性油藏特征，油藏埋深平均在1 226 m。目前有开发井179口，产能一般。深入研究储层非均质性对油田的合理开发具有重要的意义。

2 宏观非均质性

2.1 层内非均质性

2.1.1 层内渗透率韵律

层内非均质性是指一个单砂体规模内部垂向上储层性质的变化，单砂体内部的非均质性，主要采用垂向渗透率韵律变化及渗透率非均质参数和层内夹层数等来表征其非均质性[5，6]。

单砂体层内碎屑颗粒的粒度大小在垂向上变化特征常表现为具有一定的韵律性。韵律性的存在与水动力强弱和所处的不同沉积相带有关。东坑大阳湾地区延安组延9主要微相类型是曲流河河道沉积。其粒度的韵律性主要以正韵律、复合韵律为主，总体上具有粒度向上变细的正粒序。正韵律型表现为高孔隙度和高渗透率段分布于砂体底部，向上孔隙度和渗透率逐渐减小，小层内部往往由几个正韵律段叠加，中间为泥质或物性较差的夹层分隔。复合韵律型表现为单砂体内部渗透率变化规律不明显，垂向上高低渗透率段交替分布。

图1 东坑大阳湾地区JZ373井延9段渗透率垂向韵律性

2.1.2 层内渗透率非均质参数

通过对研究区179口井延9储层4个砂层组层内非均质性参数统计与计算(见表1)得出延9储层的层内非均质性变化较大，整体非均质性较强。

表1 东坑大阳湾地区延9储层层内非均质性参数

2.2 层间非均质性

2.2.1 分层系数

分层系数是一定层段内砂层的层数，常用平均单井钻遇的砂体层数表示，是描述层间非均质程度的重要参数。分层系数越大，表示层间非均质性越严重。根据研究区179口井的测井曲线资料，统计出延93、延922、延 921、延91小层的地层厚度、砂层数、单砂层厚度等数据，获得不同层的分层系数。由表2可以看出延92的非均质性比延91和延93的非均质性强。

表2 东坑大阳湾延9油层组分层系数统计表

2.2.2 砂岩密度

砂岩密度是指垂向剖面上的砂岩累计总厚度与地层总厚度之比，也称砂地比，用%表示。当砂岩密度大于50%时，砂体为大面积连片分布，且砂体的连通性好，在垂向上砂体连续叠置。当砂体密度为30%～50%时，为局部连通的带状分布砂体，小于30%时为连通性差的孤立型砂体。

图2 延砂地比重直方图

通过大量砂地比值统计，获得了延93、延922、延 921及延91小层的平均砂地比，其中延93的平均砂地比为0.64，延922的平均砂地比为0.58，延921的平均砂地比为 0.52，延91的平均砂地比为0.47。各油层组砂岩密度各不相同，反映了其非均质性的差异(见图2)。

2.3 平面非均质性

平面非均质性是指一个储层的几何形态、规模、孔隙度、连通性和渗透率差异引起的非均质性。平面非均质性直接关系到开发过程中开发井网的布置、注水的垂向驱油效率、注入剂平面波及效率和剩余油的平面分布[7]。

2.3.1 砂体形态及各向连续性

砂体的几何形态受控于沉积相，不同沉积环境形成的砂体具有各自不同的几何形态[8]。研究区砂体主要为条带状，有少量的土豆状。砂体平面变化与河道位置有关，往往沿河道砂体最发育，厚度相对较大，垂直河道向两侧砂体厚度变薄。

2.3.2 储层物性的平面变化

根据本区大量岩心分析，东坑大阳湾延9段储层孔隙度主要分布区间为13.4% ～14.6%，平均值为14%;渗透率主要分布区间为 0.028 ×10－3～10.99 ×10－3μm2，平均值为3.38 ×10－3μm2。孔渗呈正相关，相关性较好。

3 微观非均质性

3.1 孔隙特征

1)孔隙类型。片和扫描电镜观察，延9储层的孔隙类型主要有粒间孔隙、粒内溶蚀孔隙、晶间微孔，次之为长石、石英等的微裂隙(见图3、图4)。

图3 JZ865井延9段铸体薄片

图4 JZ865井延9段扫描电镜图

2)几何特征。延9段储层岩石类型以细粒灰色、灰白色粗粒长石岩屑砂岩为主，岩屑长石砂岩次之。碎屑粒径在0.2～0.6 mm之间，磨圆度次圆－圆，分选中等－好，风化程度深，胶结类型多为孔隙胶结，颗粒之间多为点－线状触。表明砂岩储层具有低结构成熟度特征。

3.2 孔喉特征

根据压汞法分析延9段储层，运用压汞排驱压力、饱和压力中值压力、束缚水饱和度三个参数对低渗透砂岩储集层的孔隙结构进行划分[7];储层砂岩的平均排驱压力为0.345 7 MPa、平均中直压力为 2.23 MPa、中直半径为 0.36 μm、吼道分选系数为2.16(见表3)，可知本区延9储层孔隙类型为中孔中喉型，表明储层分选性相对较好。

在前人对鄂尔多斯盆地延安组孔隙结构分类标准研究的基础上，结合毛管压力资料，将延9段砂岩储层孔隙结构归纳为三种类型[10，11]。

表3 JZ865井延9油层组压汞数据统计表

图5 研究区典型毛管压力曲线

I类孔隙结构:低排驱压力－较细喉道类型。储层排驱压力一般小于0.3 MPa，喉道中值半径一般大于 0.4 μm，毛管压力曲线偏下，歪度偏粗。此类储层具有较好的渗透率，其渗透率一般大于6 mD(见图5－A)。

II类孔隙结构:低排驱压力－细喉－微细喉道类型。储层排驱压力一般为0.3～2 Mpa之间，喉道中值半径在0.1～0.2 μm之间，毛管压力曲线略偏下，歪度略偏粗，渗透率一般介于3～6 mD之间(见图5－B)。

Ⅲ类孔隙结构:高排驱压力－微细喉道型。储层排驱压力一般大于2 Mpa，喉道中值半径一般小于0.1 μm，毛管压力曲线略偏上，歪度略偏细。此类储层渗透率较差，一般小于3 mD(见图 5－C、图5－D)。

4 结语

(1)延9油层组储集砂体单砂层垂向韵律以正韵律、复合韵律为主，由于水动力强弱不同，引起单砂层内非均质性较强－强不等。

(2)层间非均质性受纵向上砂体隔层发育、展布及储层物性的强烈影响，分层系数越大，层间非均质性越强。从测井资料来看，延92的层间非均质性比延91和延93的层间非均质性强。根据研究区各油层组砂体的物性差异性分析，认为延91、延93储层物性相对较差，层间非均质性较强。

(3)综合储层孔候特征与毛管压力资料，将延9段储层砂岩的孔隙结构划分为低排驱压力－较细喉道类型，低排驱压力－细喉－微细喉道类型，高排驱压力－微细喉道型。不同孔隙结构类型的储层具有不同的储层物性特征。

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