西非A油田储层非均质性研究

李伟男

（中国石油大港油田公司，天津300280）

储层非均质性是反应储层在形成过程中受沉积环境、成岩作用及构造作用的影响，在空间分布及内部等各种属性上都存在不均匀的变化，这种变化成为储层的非均质性[1]，是影响地下油、气、水运动及油气采收率的重要因素，对注水开发油田起着至关重要的影响。

1 油田概况

A油田位于非洲西部撒哈拉沙漠南缘Termit盆地，面积约35km2，主要含油层系为E1油组，分为E1、E2、E3、E4和E5共计5个小层，E1-1-E5-2共10个砂层组。主要发育了三角洲前缘的水下分流河道、河口坝及席状砂沉积，储层岩性为石英砂岩和岩屑砂岩，平均孔隙度约为20.1%，渗透率550md，为中孔中渗储层。油田已开发10年，总井数25口，油井19口，水井6口。

2 储层非均质性

通常储层非均质性分为宏观和微观两类，储层的宏观非均质性包括层内、层间及平面非均质性。

2.1 层内非均质性

层内非均质性是指一个单砂层规模内部垂向上储层特征变化。主要研究内容是沉积作用和非均质响应的关系，包括了层内渗透率在垂向上的差异程度、最高渗透率段所处的位置、层内粒度韵律、渗透率韵律和渗透率的非均质程度以及层内不连续的泥质薄夹层的分布等[2]。研究层内非均质性需要岩心化验分析资料、测井资料、沉积微相特征等研究资料综合分析来实现。层内非均质性主要受粒序韵律（正韵律及反韵律）、沉积构造（层理及层内构造）及渗透率非均质程度等方面的影响。

通过取心井A-1井岩心渗透率统计分析数据，对该井E油组层内非均质性进行统计评价。由级差、变异系数、突进系数三项参数计算评价单层内渗透率分布非均质性。

渗透率变异系数：采用数学统计的方法，对用于度量统计的若干数值相对于其平均值的分散度。反映了样品偏离整体平均值的程度，当数值越小，则说明样品值分布越均匀，反之，则说明非均质性越强。

渗透率突进系数：计算A油田该砂层中最大渗透率与平均渗透率的比值，反映渗透率变化幅度的参数。当渗透率绝对值的差异程度的数值越大，储层非均质性越强。当储层越均质时，则数值越接近于1。

渗透率级差：计算A油田该砂层中渗透率最大值与最小值的比值，反映渗透率最大和最小之间的差异程度，当数值越大，则储层非均质性越强；当储层越均质时，则数值越接近于1。

公式中：Kv为渗透率变异系数，Ki为各层渗透率值，为各层渗透率平均值，n为统计样品数，Jk为渗透率级差，Kmax为层内最大渗透率值，Kmin为层内最小渗透率值，Tk为渗透率突进系数。通过计算A油田E1油组层内渗透率非均质，见表1。

由表1可以看出，A油田E1油组层内非均质性总体为中等-强，E1-1及E1-5以强非均质性为主，E1-2和E1-3非均质中等为主，储层相对较好，水驱油波及面积大，采出程度高。

表1 A油田E1油组层内渗透率非均质参数统计表

2.2 层间非均质性

层间非均质性为纵向上多个油层间的差异性，主要以层间渗透率的变异系数、突进系数、级差来表征层间分异程度，是油田中宏观的、层次最低的非均质性。它是对一个油藏或者一套砂、泥岩间的含油层系的总体研究。在油田注水开发过程中，层间干扰和水驱差异受层间非均质性影响较大。其中主要包括层间差异、层间隔层和裂缝的影响。层间差异主要体现在沉积旋回、分层系数及各层间渗透率的非均质性程度等。层间隔层的泥页岩、粉砂岩和膏岩等同样影响了层间非均质性。由表2可以看出，A油田E1油组层间非均质性总体为中等-强。

2.3 平面非均质性

平面非均质性是指一个储层砂体的几何形态、大小尺寸、连续性、展布特征和砂体内孔隙度、渗透率的空间分布所引起的非均质性，其中砂体的几何形态及规模分布是描述储层平面非均质性的重要参数。平面非均质性是造成注水不均匀推进的主要原因，它对于井网布置及剩余油的平面分布有很大影响。A油田E1油组主要发育三角洲前缘水下分流河道沉积为主，相带窄，砂体规模相对较小。从A-2-A-9部分井油层联通图（图1）中可以看出，各层储层厚度、形态变化均较大，顺物源方向储层逐渐变薄。综合分析表现较强的平面非均质性。

图1 A-2-A-9部分井油层联通图

3 结论

（1）通过岩心化验分析资料统计分析渗透率变异系数、渗透率级差及渗透率突进系数，综合来看A油田E1油组总体为中等-强非均质性储层。（2）由于A油田储层层间较强的非均质性的影响，油田开发过程中为提高采收率，可对该区块采用分层采油技术进行开采，从而将富集在储层渗透率级差大的单砂层内的剩余油开采出来。（3）油田后期注水开发过程中，应该充分考虑非均质性的影响，选择非均质性影响较小的水驱优势储层布局注水井。

表2 A油田E1油组层间渗透率非均质参数统计表