薄互层砂岩储层非均质性对油气分布的影响——以陆9井区K1h26油藏为例

王　石， 高先志， 路建国

( 1. 中国石油化工股份有限公司 石油勘探开发研究院，北京　100083；　2. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京　102249；　3. 中国石油新疆油田分公司 陆梁油田作业区，新疆 克拉玛依　834000 )



薄互层砂岩储层非均质性对油气分布的影响
——以陆9井区K1h26油藏为例

王石1,2， 高先志2， 路建国3

( 1. 中国石油化工股份有限公司 石油勘探开发研究院，北京100083；2. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京102249；3. 中国石油新疆油田分公司 陆梁油田作业区，新疆 克拉玛依834000 )

在三角洲前缘沉积背景下,砂体呈薄互层特征，形成较强的储层非均质性，并对原始油气的充注产生重要控制作用。以陆梁油田陆9井区K1h26三角洲前缘油藏的宏观非均质及油气分布的关系为例，分析油藏岩心观察、测试和测井等资料，分别精细刻画沉积微相、隔夹层、砂体形态和韵律性等4个方面的非均质特征；利用储层非均质性综合指数，总体表征储层属性在空间上的差异性分布特征，建立综合指数和油气分布的关系。结果表明：油藏顶部稳定隔层和砂层良好的空间配置关系使油气发生优势充注和聚集；沉积微相成因的局部储层质量差异控制油气在砂层内的分布，在整体砂体发育好、物性特征好和夹层频数少的东部井区，非均质性综合指数较高，含油性普遍好。

沉积微相； 非均质性； 隔层； 非均质性综合指数； 含油性； K1h26油藏； 陆9井区

0　引言

随着油田勘探开发的不断深入，勘探难度也越来越大，中国陆相油田的勘探目标转向小规模、隐蔽、复杂油气藏[1]。老油层精细描述、寻找油气局部富集的新“甜点”逐渐成为人们关注的内容[2]。中国砂岩储层具有储集体规模小、储层质量差异大的特点[3]。烃类流体的运移、充注、驱替过程与砂岩的储层非均质性有密切关系[4]，因此储层非均质性的研究在油藏滚动勘探开发阶段中的作用日益重要。目前，对储层非均质性及其对剩余油的控制作用的研究较多，并形成较成熟分类、描述和评价知识体系[5-14]，关于单砂体的刻画和内部构型的创新成果也丰富储层非均质性的研究[12-14]。对于非均质性和原始油气分布关系研究相对薄弱，有关薄互层砂岩油藏非均质特征和油气富集规律研究也较少。由于存在动力卸载、多向水流干扰等，三角洲前缘砂体河道频繁改道，导致砂体横向相变剧烈，垂向沉积体系复杂多变，砂体连通性差，隔夹层极为发育，多级次复杂的储层非均质性为油气分布预测带来难度。

笔者以新疆油田陆梁油田作业区陆9井区白垩系呼图壁河组三角洲前缘薄互层砂岩油藏为例，对在开发过程表现出的油、水分布差异性极大，层间、层内矛盾明显，注水开发效果差等较强储层非均质性现象，根据岩心描述、测试和测井等资料，分别以沉积微相、隔夹层、单砂体分布及韵律特征和油气分布的关系论证为依据，分析薄互层小规模砂岩油藏的非均质性控油的主要特征和影响因素；运用涵盖多因素的储层综合指数评价方法，实现定量表征储层非均质特征，总结储层油气差异富集规律，为三角洲前缘窄薄砂岩油藏水平井科学部署[15]和精细勘探挖潜提供依据。

1　地质概况

陆梁油田位于准噶尔盆地腹部古尔班通古特沙漠北部，距克拉玛依市约为120 km。构造区属于准噶尔盆地陆梁隆起西部的三个泉凸起，长期继承性隆起使三个泉凸起成为有利的油气聚集区。陆9井区位于三个泉凸起1号背斜东高点上(见图1)。三个泉地区发育的呼图壁河组地层上段K1h2划分为7个砂组，K1h26段为研究层位，划分为4个砂层。K1h26油藏具有低幅度背斜构造特征，全区不发育断层，为典型的砂泥岩薄互层油藏，其西部盆1井西凹陷为主要供烃区。该凹陷二叠系风城组和下乌尔禾组烃源岩生成大量的油气，并向东北方向多次运移聚集成藏[16]。油气分布不完全受构造高点控制，“一砂一藏”的现象普遍。K1h26-2、K1h26-4砂层是主要开发产层。

图1　陆梁油田地理位置及构造Fig.1 Geography location and structural map of Luliang oilfield

2　油气分布主控因素

2.1沉积微相展布特征

2.1.1沉积微相

根据泥岩颜色、砂岩成分、粒度、C-M图、重矿物、沉积构造、砂岩厚度及砂岩百分比等资料，判断K1h26油藏沉积相主要为三角洲前缘和滨浅湖亚相，主要接收北西方向的物源。其中三角洲前缘亚相是三角洲沉积的主体部分，顺物源方向，它与滨浅湖各微相在平面上成指状接触；垂直物源方向上，微相频繁交错、相变剧烈。因此，三角洲前缘亚相储层砂泥组合复杂，沉积微相的空间展布控制后期的成岩作用，从而在宏观上控制储层非均质性。

2.1.2油气分布

不同沉积微相及其展布特征控制岩性和砂岩物性差异特征,岩性和砂岩物性变化对油藏的发育和分布有较强的控制作用[17]，K1h26油藏成岩改造作用不明显，因此沉积作用是非均质性特征形成的根本因素。由于物源主要来自北西，延伸的主方向是东部构造主体，河口砂坝和水下分流河道砂体较发育，所以东部构造具有构造和储层发育良好的配置关系。该区油气富集程度较高，尤其是东部构造的北部，油气更为富集；其他地区处于物源主方向的侧翼，砂体规模小，延伸变化快，多形成一些小幅度的岩性或构造岩性油藏。

三角洲前缘河口砂坝和水下分流河道是最好的油气储层。虽然远砂坝、滨浅湖砂坪和三角洲前缘席状砂砂层较薄，但受波浪的淘洗作用，砂层的结构成熟度较高、物性较好，也是较好的油气储层[18-19]。密闭取心资料显示，沉积微相含油气性也较好；水下天然堤和水道间粉细砂岩物性较差，不能作为有效的油气储层，基本不含油(见表1)。因此，K1h26油藏的沉积微相直接影响油藏的物性特征，同时沉积微相与含油性有良好的正相关关系。

表1　陆9井区K1h26油藏取心沉积微相孔隙度、渗透率和含油饱和度

2.2储层隔夹层发育特征

隔夹层是碎屑岩储层中最常见的流体流动的渗流屏障，对储层中油气的排驱和运移有重要影响[20]。陆9井区K1h26油藏沉积亚相主要是三角洲前缘，在岩性上一般为棕色或杂色泥岩、灰绿色粉砂岩与细砂岩互层组合，沉积成因的隔夹层较为发育，其中隔夹层岩性主要为泥岩、粉砂岩和泥质粉砂岩。

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2.2.1层间砂体

对比4个砂层的砂体发育特征，K1h26-2、K1h26-3砂层砂体较为发育，K1h26-2砂层厚度最大，砂地比较高；K1h26-3砂层砂体最纯净，厚度较大且连续分布，非均质特征不明显；K1h26-1、K1h26-4砂层砂体不发育，K1h26-1砂层厚度较薄(3 m左右)，K1h26-4砂层厚度较厚，但砂地比不高，相应层内泥岩隔夹层较为发育(见表2)。

2.2.2隔层

在K1h26-4砂层顶部发育厚度较大且平面上连续分布的隔层(见图2)，有效阻挡油气的向上运移；在K1h26-2砂层顶部也普遍发育较厚的隔层；K1h26-1砂层本身储层砂体不够发育，砂泥比低，泥岩层发育，所以3个砂层具备较广泛分布的泥岩隔层作为油气聚集的有利条件。K1h26-3砂层砂体纯净(见表2)，泥岩并不发育，不存在顶部遮挡条件，造成K1h26-3砂层储层物性好，但含油性低。

图2　陆9井区K1h26油藏过LU2054-LU2175井隔夹层模型剖面Fig.2 Intercalation profile via LU2054-LU2175 well of 3D geological lithology model of K1h26 reservoir in LU9 well area

层名平均砂层厚度/m平均砂地比平均砂层数砂体钻遇率/%地质储量/104tK1h26-13.010.392.2271.041.4K1h26-210.960.426.8599.0168.1K1h26-37.020.544.2099.85.8K1h26-47.160.374.5797.1327.2

根据储层质量，除K1h26-1砂层以泥岩为主外， K1h26-3砂层整体优于K1h26-4砂层，假设只根据互层砂岩油藏的差异充注规律，K1h26-3砂层应具有最多的油气聚集[4,21-24]。因此，储层本身并不是造成K1h26油藏油气分布宏观差异的决定性因素。在浮力作用下，油气沿砂岩疏导层不断由底部K1h26-4砂层依次向上充注，在具有良好储盖组合的K1h26-4、K1h26-2砂层储层中发生大量聚集，K1h26-3、K1h26-1砂层因缺少隔层条件或储集层条件而不利于油气成藏；对于具有类似成藏条件的K1h26-4和K1h26-2砂层，基本符合绝对的储层物性差异形成的层间干扰和油气差异充注规律, 整体物性明显较好且具有最稳定隔层和近源优先充注条件的K1h26-4砂层发生优势充注，储量规模与储层物性近似成正相关关系，为4个砂层中最多的一个。因此，良好储盖组合及其空间配置关系控制K1h26油藏宏观的油气分布，其中隔层(盖层)起到关键性的作用。

2.2.3夹层

按夹层的成因类型和特征可分为2类4种：物性夹层类(钙质夹层、致密夹层)和泥岩夹层类(泥粉质岩夹层、杂基质夹层)[20,23]。K1h26油藏物性夹层不发育，沉积成因的泥岩夹层较普遍。细分小层内部一般发育2～5个夹层不等，平面分布连续性差。

夹层在研究区4个砂层内部较为发育，夹层频率普遍在0.8以上。垂向上，K1h26-4砂层夹层频率平均值最高，夹层最为发育；K1h26-3砂层夹层最不发育。夹层的发育对各砂层的平面油气分布有明显影响，一般夹层频率越大，含油性越低，特别是主力油层K1h26-2和K1h26-4砂层的有效厚度最大的区域，其夹层频率在2.0以下。

由于三角洲前缘沉积环境特殊，使得K1h26油藏各个砂层在平面上呈现不同的非均质特征。在顺物源方向上，砂层厚度大，砂泥比高，砂体连续性好；在垂直物源方向上，砂层规模小，砂泥比低，砂层厚度变化剧烈[6,21]。

各层砂层厚度变化与含油饱和度具有良好的正相关关系，砂层的发育对含油性的影响明显。以中段的K1h26-2砂层为例,在平面上，砂地比和砂层厚度沿东西向变化迅速，在研究区东部相对较高，砂地比达到0.6以上，但到LU2160-LU2184井以东砂层迅速减薄尖灭，油气在东部LU2160-LU2154井、西部LU119和LU1094井附近砂体发育较厚部位较为富集，含油饱和度较高；中南部砂层不发育，连通性差，平面非均质性强，油气未能连片分布，含油性不好(见图3)。

2.4层内韵律特征

2.4.1岩性韵律

在垂向上，两个砂层的岩性总体呈现不同的韵律性变化特征[11]，根据深度域的岩性模型的概率统计分布，K1h26-2砂层在垂向上表现明显的正韵律特征，下部主要发育细砂岩，为良好的储层，上部泥岩比较发育。K1h26-4砂层岩性在垂向上表现为复合反正韵律特征，下段为反韵律，上段为正韵律；细砂岩和中砂岩主要发育在砂层的中部(见图4)。

2.4.2物性韵律

根据5口取心井资料与储层岩性韵律性，在K1h26油藏内，各砂层的渗透率变化以正韵律为主，部分为正反韵律结合的复合韵律，个别井出现两个峰值，最大渗透率在中部靠下位置。以LU2136井K1h26-4砂层为例，渗透率的变化总体向上变大再减小，中下部夹层的出现导致渗透率有极小值，含油饱和度表现出类似的增减规律(见图5)。碎屑岩层内砂体在岩性和物性上的韵律性变化影响油的充注[4,22]，K1h26油藏多体现复合韵律性砂层，但物性好的砂体底部或顶部含油饱和度高，而物性差的部位含油饱和度低，均质砂体含油性差别也不大。

2.5储层综合非均质性

2.5.1层内非均质性

砂岩渗透率纵向非均质主要由储层的渗透率变异因数、突进因数、级差表征和综合评价[6]。K1h26油藏4个砂层中，K1h26-2和K1h26-4砂层的非均质性最强，为中等到强非均质性，含油性相对较好；K1h26-1和K1h26-3砂层的非均质性较弱，为弱到中等非均质性，储量相对较低(见表3)。因此，仅从物性参数分析储层的非均质性特征不准确，需要结合储层隔夹层垂向分布特征、沉积相和砂体的展布特征，以及储层的垂向韵律等进行综合评价。

图3　陆9井区K1h26-2砂层砂层厚度分布与含油面积叠合Fig.3 Sandbody isopach and oil-bearing area overlay of K1h26-2 reservoir in LU9 well area

图4　陆9井区K1h26-2和K1h26-4砂层垂向岩性概率分布Fig.4 Vertical lithology probability distribution of K1h26-2 & K1h26-4 eservoir in LU9 well area

砂层变异因数突进因数综合指数均值储层综合分级综合指数标准差非均质性评价变异因数突进因数综合指数标准差K1h26-10.480.910.30Ⅰ0.10均质均质均质K1h26-20.702.400.45Ⅱ0.11中等中等中等K1h26-30.461.720.52Ⅲ0.10均质均质均质K1h26-40.832.410.50Ⅲ0.14强中等强

图5　LU2136井沉积韵律性与含油性综合剖面Fig.5 Sedimentary rhythm and oiliness profile of LU2136 well

2.5.2储层非均质性综合指数

储层非均质性综合指数包括储层质量和储层几何形态的描述参数，是一种综合表征储层非均质性的有效参数[25-29]，不仅与原始油气分布有关，也能够全面地评价储层的非均质性。K1h26油藏的孔隙度、渗透率、沉积微相、油层构造、油层厚度及储层总厚度等是评价该储层性能的重要指标。根据沉积微相平面图、油层微构造图、物性和含油性平面分布图等，进行不同参数的归一化处理(在0～1内)，借助粗糙集理论和模糊聚类技术，提出一个基于客观信息熵的多因素权重分配方法。该方法综合利用薄片、测试、测井等资料，优选影响储层非均质性的参数；然后将大量数据进行模糊聚类，应用粗糙集理论的信息熵知识,从实际数据中客观地确定各参数的权重，把各个因素综合叠加平均，从而得到涵盖多方面影响储层质量因素的非均质性综合指数，其值越高，储层质量越好。对储层质量的评价分级，将K1h26油藏各砂层的储集性能划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ共5类储层，有利于从平面上综合刻画研究区储层质量差异特征，并分析储层非均质性对油气分布的影响[28-30]。

K1h26油藏非均质性综合指数的平均值在0.45以上，说明储层质量总体上为Ⅱ类储层，其中K1h26-3砂层整体储集条件最好，为Ⅲ类储层;K1h26-4砂层次之;K1h26-2砂层最差。非均质性综合指数的最大值与最小值之比超过4.5，平面非均质性较强，K1h26-4砂层非均质性综合指数标准差最大，非均质性相对更为明显(见表4)。

表4　陆9井区K1h26油藏储层类型划分及分布频率

在平面上，K1h26-2砂层生产井控制区域储层质量普遍较好，K1h26-4砂层总体平面非均质性较强。K1h26-2砂层在研究区东部LUHW204和西部LUHW203井附近存在综合指数高值区，同时LUHW202井南部附近也存在高值区，非均质性综合指数在0.7以上(见图6(a))；K1h26-4砂层的非均质性综合指数总体东部较高，西部较低(见图6(b))。初期产能能够反映油藏的原始含油性[29]。由图6可以看出，非均质性综合指数的高值区生产井日产油量较大，含水率较低；非均质性综合指数的低值区产能较低，含水率较高，说明储层综合指数与含油气性有良好的正相关关系，在已经发生油气规模充注的砂层内，储层质量越好，越有利于油气聚集，油气越富集。

图6　陆9井区K1h26-2和K1h26-4砂层储层综合指数与初期产能平面分布叠合Fig.6 Comprehensive reservoir index distribution and flush production overlay of K1h26-2 & K1h26-4 reservoir in LU9 well area

3　结论

(1)陆9井区K1h26油藏沉积亚相类型为三角洲前缘和滨浅湖,水下分流河道和河口砂坝沉积微相油气最为富集；沉积作用是形成非均质性特征的根本因素，成岩作用不明显。

(2)良好的储盖条件与空间配置关系具有宏观控油作用，位于油气运移路径上的区域性隔层是寻找油气藏的重要途径，其附近的优质储层是油气富集的有利区。一旦油气在储层内发生充注，储层质量对局部含油性的影响最为明显，一般岩性为中、细砂岩，砂体越厚，连续性越好，夹层越不发育，砂层孔、渗特性越好，含油性越高；反之，含油性较低。

(3)K1h26油藏储层非均质性总体为中等到较强，在平面和垂向上储层岩性和物性差异性明显；储层非均质性特征对油气分布具有明显影响。

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2015-11-04；编辑：刘丽丽

王石(1986-)，男，博士研究生，主要从事油气地质及勘探方面研究。

10.3969/j.issn.2095-4107.2016.04.004

TE122.2

A

2095-4107(2016)04-0026-09