鄂尔多斯盆地靖安油田杨66井区延91储层非均质性

何子琼，郭艳琴，郭彬程，王一军，白海东，白海燕

(1.西安石油大学 地球科学与工程学院,陕西 西安 710065； 2.陕西省油气成藏地质学重点实验室,陕西 西安 710065； 3.中国石油勘探开发研究院,北京100083； 4.东方地球物理勘探公司研究院 长庆分院,陕西 西安 710069； 5.延长油田股份有限公司 定边采油厂,陕西 榆林 718600)

引 言

储层非均质性研究的核心内容是储层描述和表征。在我国，非均质性是影响油气聚集及存储的主要地质因素，也石油开采过程中的关键地质因素。沉积作用、构造作用等多种因素直接或间接影响着储层的形成，常会导致储层地质和构造结构发生不均匀变化，增加油藏研究及开发的复杂性和难度[1-3]。因此，储层非均质性的研究对我国油藏研究及开发十分重要[4]。目前，靖安油田杨66区延91油藏面积约16 km2，油井总数为75口，开井70口。区内储层砂体发育且油气富集，但由于砂体分布复杂、储层物性变化大、非均质性强，导致油藏开发面临一定困难。因此，研究区延91储层的非均质性研究是目前亟需解决的问题。

地质学者们曾就储层非均质性提出过多种分类方案[5-8]，其中，裘怿楠从宏观和微观的角度对储层非均质性进行了划分[8]。不同尺度和层次的非均质性对研究区油气采收率的影响不同，层间非均质性易直接导致“单层突进”，平面非均质性会导致“平面舌进”，层内非均质性易造成“死油区”，微观非均质性在孔隙和喉道中产生大量剩余油[9]。储层非均质性是影响低渗油气藏渗流及油气采收率的主要因素[10]，研究区目前开发状况较差，采收率约为25%。为了合理开发研究区油藏，提高最终采收率，在前人研究基础上，采用裘怿楠[8]的分类方案，通过对测井曲线、岩心观察资料和结合物性资料的统计分析，从宏观和微观角度对靖安油田杨66井区延91段储层非均质性特征进行研究，以期为研究区及邻区的油田开发方案的制定提供一定的参考依据。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地是目前我国陆上形成最早、演化持续时间最长的一个大型沉积盆地，也是我国陆上第二大沉积盆地和重要的能源基地。盆地南起秦岭、北至阴山、西抵六盘山、东达吕梁山，横跨甘、陕、宁、晋、蒙5省区，总面积约33×104km2，除盆地周边外围区域外，主盆地面积约25×104km2。依据现今盆地的构造，结合盆地的构造演化历史，将鄂尔多斯盆地划分6个一级构造单元(图1)。陕北斜坡构造为一向西倾斜的大型平缓单斜，构造形态上表现为东高西低、南高北低的构造特征。靖安油田杨66井区地处鄂尔多斯盆地伊陕斜坡构造单元的中部，已在其多个区块的延91油层组钻井中获得工业油流。说明延91油层具有良好的生产潜力，为杨66地区延安组下部的主力产油层组。延91油层组自上而下可以划分为2个小层，分别为延911和延912。研究区延91地层发育稳定，厚度变化较小，延911和延912各小层平均厚度均在6～7 m。

2 储层宏观非均质性

储层宏观非均质性的研究内容包括储层的几何结构形态、空间分布、孔隙度、渗透率和饱和度等参数的变化[11]，一般从平面、储层层内和层间三个方面展开研究。

2.1 层内非均质性

层内非均质性是指储层中单砂体内部物性在剖面上的分布状况，影响因素主要有碎屑组分及含量、颗粒的分选及磨圆、沉积层理和韵律等[12]。本文主要从层内渗透率非均质程度、层理构造、夹层特征三方面进行研究。

2.1.1 层内渗透率非均质程度

常用来表征渗透率非均质程度的参数主要有3项(表1)。

基于研究区物性资料，采用表1中的公式对储层层内渗透率非均质性评价参数进行计算，并依据渗透率非均质性参数评价标准(表2)对储层的层内非均质性强弱程度进行表征(表3)。结果显示，延912储层变异系数为1.57，级差为243.14，均最高，表明该小层层内非均质性最强；延911储层突进系数和级差比延912储层小，反映延911储层非均质性比延912储层弱。总体而言，延91储层层内非均质性整体较强，且延912小层层内非均质性强于延911小层。

表1 渗透率非均质性主要表征参数Tab.1 Main characterization parameters of permeability heterogeneity

表2 渗透率非均质性参数评价标准[13]Tab.2 Evaluation criteria for permeability heterogeneity parameters

表3 杨66井、杨72井取芯段物性非均质性参数Tab.3 Heterogeneity parameters of permeability of coring sections of wells Yang66 and Yang72

2.1.2 层理构造

层理的形成主要是由于成分、粒度及颗粒之间的排列组合等多方面存在的差异引起的，与此同时，也导致渗透率的各向异性，即层理构造的垂向变化导致渗透率随之发生垂向变化。因此，在沙纹交错层理发育的地方，注入层理的水更容易顺层面推进，影响流体的垂向渗流，导致沿层理面水淹严重。顺斜层理方向注入水，水淹快，渗透率非均质性强；而垂直于斜层理方向，渗透率非均质性较弱[14]。岩心观察结果显示，研究区储层中常见的层理构造主要有板状交错层理、槽状交错层理、沙纹交错层理和块状层理。其中，延912储层主要发育沙纹交错层理(图2(a)、图2(c))和槽状交错层理(图2(b))，延911储层主要发育块状层理(图2(c))和板状交错层理(图2(d)、图2(f))。延912小层层内非均质性最强，911小层层内非均质性相对较弱。

2.1.3 层内夹层特征

受沉积环境的控制，夹层在横向的分布极不稳定，在砂岩中常见透镜状展布。夹层的分布频率和分布密度是定量描述夹层特征的两个重要参数[15]。层内非渗透夹层的分布频率和分布密度对储层非均质性影响很大，其值越大，夹层越多，非均质性越强。

研究区125口井延91地层的夹层特征参数(表4)显示，延912小层夹层频率和夹层密度均大，分别为0.53/m和1.01%；延911小层比延912小层小，夹层频率为0.32/m，夹层密度为0.41%。结果表明，延912小层层内非均质性强，延911小层相对较弱。

2.2 层间非均质性

在砂岩和泥岩段中，一套完整的含油系列通常由几个类似油组或几十个类似砂组、单砂层组成。层间非均质性是指储层之间的性质差异，通常用有效砂岩密度、分层系数和层间隔层等参数定量描述[16]。

图2 杨66井区延91储层层理构造特征Fig.2 Structural characteristics of Yan91 reservoir in Yang 66 wellblock

表4 杨66井区延91储层夹层特征参数统计结果Tab.4 Characteristic parameters of Yan91reservoir interlayers in Yang66 wellblock

2.2.1 分层系数和砂岩密度

分层系数一般用平均单井钻遇砂层层数(即钻遇率)来表示。分层系数与储层非均质性呈现出正相关的特征[17]。砂岩密度即砂地比，反映纵向单层砂岩的发育程度[18]。砂岩密度越大，表示砂体垂向连通性越好，反之，则非均质性越强。

研究区延91油层组的分层系数计算结果(表5)显示，延912分层系数大，为0.93，延911分层系数比延912小，为0.57，表示延912小层层间非均质性强，而延911小层弱。砂岩密度统计结果显示，延911小层与延912小层相同，均介于20%～90%。该结果同样反映延912小层层间非均质性强于延911小层。

表5 延91油层组分层系数及砂岩密度Tab.5 Layering coefficient and sandstone density of Yan91 reservoir group

2.2.2 层间隔夹层

层间隔夹层是指分割垂向不同砂体的非渗透层，使油层之间不发生油、气、水的窜流，形成不同的开发单元[15]。研究区单个砂体之间和各油层组之间都被泥岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、碳质泥岩所分隔，但横向连续性好，在厚砂体发育的位置隔层相对较薄，反之，隔层厚度较大。这些隔层对油水的上下渗流起到较好的阻隔作用。区内延91油层组单砂层间隔夹层以泥岩为主，一般发育1～2层，以单层厚度小于2 m的夹层为主，其次为2～6 m的隔层，累计厚度以1～8 m为主，反映层间非均质性较强。

2.3 平面非均质性

一个储层砂体的规模、连续性、几何形态，以及由于砂体内孔隙度、渗透率的平面变化引起的非均质性，通常被称为平面非均质性[19]。砂体的几何形态及连通性、储层的物性参数是衡量储层平面非均质性的关键指标。

2.3.1 砂体的几何形态及连通性

由于受沉积相分布的控制，同一砂体几何形态在各个方向的大小表现出一定的差异，并且不同沉积体系内砂体的几何形态各有差异[20]。研究区延91期主要为三角洲平原亚相沉积，其中分流河道微相为储层的骨架相。延91各小层沉积微相展布特征具有较好的继承性，发育3～4条分流河道，在中部交汇连片，在平面上呈条带状或片状分布，延伸方向为北东—南西方向，河道最宽处为1.5 km，河道之间发育河道间微相。分流河道砂地比大于30%，在主河道可大于70%，个别井主河道砂地比可达100%，分流河道砂体厚度大于2 m，在主河道可大于4 m，最大可达8 m(图3)。延911小层河道砂体在研究区东北部主要呈较窄的条带状展布，而在该地区，延912小层河道较宽，砂体表现为呈较宽的带状或片状分布，这在研究区西南部表现出同样的趋势，上述分析表明，延911小层的平面非均质性强于延912小层。

图3 杨66区延911和延912砂体厚度平面图Fig.3 Sandbody thickness plans of Yan911 and Yan912 reservoirs in Yang66 wellblock

砂体的连通性不仅对开发井网的密度及注水开发方式有一定影响，还对油气最终的开采效率有影响。运用动静态相结合的方法，通过分析研究区砂体连通性认为，在整个研究区，中部连通性最好，南部和东部连通性次之。对延911和延912小层来讲，延912小层砂体连通性相对较好，因此，延911小层平面非均质性相对较强。

2.3.2 储层物性变化

储层物性在平面上的变化是储层平面非均质性的重要参数之一。储层的砂体展布、沉积微相和砂体的连续性共同影响着储层物性在平面上的变化[18]。研究区延911储层孔隙度介于11.9%～18.1%，延912储层孔隙度介于9.4%～18.4%；延911储层渗透率介于(2.3～42.1)×10-3μm2，平均7.9×10-3μm2，延912储层渗透率介于(0～47.4)×10-3μm2，平均8.4×10-3μm2(表6)，表明延911储层非均质性强，属于低—中孔、特低渗—低渗储层，延912储层非均质性相对延911较弱。

表6 杨66区延91油层段测井物性数据统计结果Tab.6 Statistics of logging physical property parameters of Yan 91 reservoir in Yang66 wellblock

3 储层微观非均质性

储层的微观非均质性是指微观孔喉类型与大小的不均一性所造成的流体流动的特征差异，其地质影响因素主要包括孔隙和喉道的大小、连通程度、配置关系、分选程度以及颗粒和填隙物分布的非均质性。注入剂的微观驱替效率直接受储层非微观均质性影响。本文主要从颗粒非均质性、填隙物非均质性及孔喉非均质性三方面来进行详细分析。

3.1 颗粒非均质性

延91储层以细砂为主，其次是中砂，粗砂很少；分选以中、好为主；磨圆度以次圆状为主；颗粒接触关系以点接触为主。延912小层细砂岩占75%～85%，平均80%；分选好；磨圆度高。延911小层细砂岩占32%～45%，平均38.5%；中砂46%～58%，平均52%；分选中—好；磨圆度较高。因此，研究区延911小层非均质性强。

3.2 填隙物非均质性

延91储层填隙物含量较少，且主要为胶结物，体积分数平均5.8%。胶结物主要有自生黏土矿物绿泥石、高岭石、方解石、硅质、白云石、铁白云石和硬石膏等，黏土矿物中以伊利石和绿泥石为主，其次为伊蒙混层和少量高岭石。延911小层胶结物以硅质为主，体积分数平均1%，胶结类型主要为孔隙式胶结，填充物主要为次生石英及绿泥石。延912小层硅质胶结物体积分数平均0.8%，黏土矿物主要以绿泥石为主，体积分数平均1.6%。上述分析表明，延911小层填隙物含量相对较高，类型较多，储层物性较差，微观非均质性相对较强。

3.3 孔喉非均质性

按孔隙成因可将研究区延91油层组的孔隙类型分为原生孔隙和次生孔隙两大类。据铸体薄片和扫描电镜观察结果统计分析，总面孔率为10.5%，其中，原生粒间孔为3.8%(图4(a))，次生孔隙主要为粒间溶孔和长石溶孔(图4(b)—图4(i))，面孔率分别为3.15%和1.95%。此外，含少量岩屑溶孔和铸模孔，孔径大小集中在45～55 μm，为小孔和中孔。压汞实验参数统计结果表明，最大孔喉半径介于1.593～15.798 μm，中值半径介于0.226～4.871 μm，喉道发育粗喉、中细喉、细喉和微细喉，以中细喉-细喉为主。孔隙结构主要为中孔-中细喉型和小孔-细喉型。延911储层总面孔率10%，粒间孔为3.5%，粒间溶孔3%，长石溶孔2%，铸模孔1.04%，岩屑溶孔0.46%。最大孔喉半径介于1.593～15.798 μm，中值半径介于0.226～4.871 μm。延912储层总面孔率为11%，粒间孔4.5%，粒间溶孔3.4%，长石溶孔1.6%，铸模孔1%，岩屑溶孔0.5%。最大孔喉半径介于6.137～15.794 μm，中值半径介于1.104～1.779 μm。对比可得，延911储层微观孔隙非均质性较延912储层强。

图4 杨66区延91储层常见孔隙类型Fig.4 Common pore types of Yan91 reservoir in Yang66 wellblock

4 结 论

(1)靖安油田杨66区延912小层的渗透率变异系数、级差、夹层频率、夹层密度、以及分层系数均高于911小层，延912小层主要发育沙纹交错层理，因此，延911小层层内非均质性和层间非均质性均强；延911小层较延912小层砂体连通性差、物性变化大，因此，延911小层平面非均质性强。

(2)靖安油田杨66区延911小层的颗粒、填隙物以及孔喉非均质性均相对延912小层强，因此，延911小层的微观非均质性总体强于延912小层。