青平川油田高家沟延长组储层非均质性特征

刘涛 朱童童 司祺

摘要：储层非均质性是造成储层砂体内部渗透率垂向及平面变化的主要因素。通过对砂岩储层中碎屑颗粒、填隙物含量等演示学特征分析，利用非均质性计算指标分析青平川油田高家沟延长组储层非均质性特征。研究表明青平川油田高家沟开发区延长组以发育长石砂岩为主，整体上呈现成分成熟度较低，结构成熟度较高的特点。从储层物性方面研究，研究区属于低孔渗储层。从层内非均质性、层间非均质性和平面非均质性等非均质性指标分析认为，储层砂体渗透率值非均质性强的特征明显。储层非均质性差异导致青平川油田高家沟开发区延长组砂体在平面上使得渗透率值呈北东-南西向展布，是由于不同沉积环境水动力条件变化的结果。

关键词：岩石学特征;物性特征;储层非均质性;

1.前言

储层非均质性是储层砂体形成时受沉积环境、成岩作用等影响造成储层内部特征的变化，使得储层砂体在垂向、平面上及砂体内部存在不均匀的变化[1-2]。砂体是油气与资源开发的目的层，储层非均质性特征描述是油藏研究的重点所在，储层非均质性的研究又是储层研究的核心内容，因此储层的非均质特征与油藏储量、产量及产能密切相关[3]。笔者结合国内外含油层位砂体储层非均质性的分类方案，从储层沉积学的角度出发，以鄂尔多斯盆地青平川油田高家沟开发区延长组储层为例，对储层非均质性进行研究，以明确储层成岩作用、沉积环境等因素与储层非均质性的关系。

2.储层岩石学特征

在对高家沟区块长2储层进行了详细的对比与研究基础上，综合利用岩心常规薄片、铸体薄片、X-衍射、阴极发光和扫描电镜等资料和手段，从储层的岩石学特征、物性特征、储层微观特征及成岩作用等方面进行评价。

2.1砂岩类型

根据岩石薄片鉴定资料的统计分析，长2油层组砂岩成分以长石为主，含量平均56.95%;其次为石英，含量平均26.35%;最后为岩屑，含量平均12.5%。从成分成熟度来看，整体上成分成熟度较低，长22砂层组石英含量较长21砂层组略高，表明长22砂层组成分成熟度略高。

岩石类型主要长石砂岩，个别为岩屑长石砂岩（图1）。岩屑以火成岩岩屑为主，平均含量6.85%，其次为变质岩岩屑和云母，平均含量分别为3.9%和3.05%，沉积岩岩屑含量较少，平均含量1.75%。重矿物见绿帘石、浅红色石榴石、锆石。

长2油层以细粒砂岩为主，占统计样品的42.6%;其次为粉砂岩，占统计样品的26.4%;粉细砂岩与细粉砂岩的含量相对较少，分别占统计样品的16.9%与11.8%;中砂岩、中细砂岩所占比例最低，均小于5%（图1）。颗粒分选性中 ～ 好，磨圆度次棱 ～ 次圆状，接触类型为颗粒支撑，点 ～ 线接触，孔隙式和接触式胶结。

2.2 胶结物

长2油层组胶结物含量平均为小于2%，胶结矿物有方解石、高岭石和石英，其中以方解石为主，平均含量1.59%，多呈微晶结构，充填于孔隙中;其次高岭石，平均含量0.25%，石英次生加大不发育，平均含量0.05%。通过研究，对储层物性影响较大的为方解石胶结物。

2.3 砂岩中的杂基

长2油层组杂基多以鳞片状边膜结构充填于孔隙之中，杂基成分主要为粘土及各种岩屑。总体看砂岩成份成熟度较低，结构成熟度较高。

2.4 粘土矿物特征

统计表明，长2油层粘土矿物的绝对含量为4.4% ～ 10.8%，平均为8.4%。粘土矿物类型主要有绿泥石、伊利石、高岭石与伊/蒙混层，其中以绿泥石为主，相对含量占总粘土矿物的49% ～ 60%，平均为53.4%。在扫描电镜下观察，绿泥石多呈针叶片状或玫瑰花状垂直分布在碎屑颗粒表面，呈孔隙充填式或衬垫式产出。高岭石含量19% ～ 26%，平均为23.4%，在储层中多呈书页状或蠕虫状产出。储层中伊利石含量相对较高，为8% ～ 14%，平均为10%，伊利石多呈丝缕状、搭桥状或片狀在孔隙中产出，堵塞喉道。伊/蒙混层粘土矿物的含量最低，为12% ～ 15%，平均13.1%，间层比均为10%。

3. 储层物性分布特征

本次研究共收集整理研究区长2常规孔渗分析647块，从岩心物性统计数据来看，高家沟开发区块长2油层组孔隙度在2.9% ～ 19.1%之间，平均值为13.65%，直方图呈双主峰分布的特征，孔隙度分别为10%与15%。渗透率（0.03 ～ 36.67）×10-3µm2，平均值为7.7×10-3µm2。渗透率直方图也呈双峰分布特征，一为0.1×10-3µm2，另一为2×10-3µm2。依据石油天然气行业标准中规定的砂岩储层级别的划分标准，研究区长2储层属于低孔低渗储层。

长212小层孔隙度一般为2.9% ～ 17.58%，平均值为12.98%，渗透率为（0.08 ～  8.79）×10-3µm2，平均值为2.01×10-3µm2。

长221小层孔隙度一般为6.7% ～ 18.2%，平均值为11.08%，渗透率为（0.43 ～ 17.35）×10-3µm2，平均值为2.94×10-3µm2。

长222小层孔隙度一般为6.9% ～ 16.39%，平均值为11.3%，渗透率为（0.46 ～ 15.07）×10-3µm2，平均值为2.49×10-3µm2。

4.储层物性非均质性特征

4.1 层内非均质性

层内非均质性是指一个单砂层规模内其内部垂向上的储层性质变化。它是直接影响和控制单砂层内水淹厚度波及系数的关键地质因素。初步分析认为，研究区内不同沉积微相砂体具有不同的层内非均质性特征。沉积方式决定了层内非均质性的变化特点，不同的沉积方式造成了不同沉积微相砂体内部物性的纵向变化规律。

层内非均质性在纵向上多表现为渗透率的非均质程度。通常用渗透率的变异系数、突进系数、级差等非均质性参数来表征其层内渗透率的非均质差异程度。其中，

层间渗透率级差反映了层间非均质性的强弱，级差越大，砂层间的非均质性越强。级差越大，对低渗透层的屏蔽作用也就越大，油气进入低渗透层的难度也越大。当级差大于一定数值时，低渗透层便无油气进入，将其称之为临界级差。

从高家沟开发区块长2油藏夹层发育情况来看，主要发育泥质夹层、岩性夹层和物性夹层三种，但夹层分布很不稳定，泥质夹层与物性夹层主要在储层中呈透镜状分布。钙质夹层仅在部分井内发育。

储层非均质评价标准按Q/LH92《砂岩油田碎屑岩储层非均质评价标准》评价参数。高家沟开发区块长2各层变异系数在0.56 ～ 0.68之间，非均质程度中等偏强;突进系数在2.44 ～ 2.94之间，非均质程度也处于中等偏强;级差在10.58 ～ 12.65之间，非均质程度中等。总体上看，长2各主力小层非均质程度中等偏强，三个小层对比来看，以长221小层非均性最强，长222小层非均性最弱。

4.2 层间非均质性

层间非均质性为纵向上多个油层之间的差异性。各类沉积环境在纵向上形成不同性质的砂体和隔层的分布，使得储层在纵向上具有差异性。层间非均质是造成注水开发过程中层间干扰水驱效果差的重要原因，主要受沉积相的控制，尤其分流河道相砂体的相带窄，相变快，层间非均质性显得更为突出。

用来定量描述层间非均质程度的参数是分层系数及砂岩密度，均能反应砂体的发育程度及发育特点。分层系数是指一套层系内砂层的层数，常以平均单井钻遇砂层层数表示。一般分层系数愈大，层间非均质性愈严重，开采效果一般愈差。砂岩密度指垂向剖面上的砂岩总厚度与地层总厚度之比，相当于砂地比，其值愈大砂体越发育。对研究区内钻井的砂层系数、砂層总厚度进行统计，分别计算出各井的分层系数和砂岩密度。

从研究区砂岩密度和分层系数来看，研究区各层间的参数都不同程度地存在差异，反映了层间的非均质性。从砂地比和分层系数看，长212小层分层系数较小，层间非均质性较弱;长221分层系数较大，层间非均质性较强。从三个主力小层的平均孔隙度和渗透率来看，层间非均质性较强，长221平均渗透率最高，达2.05×10-3μm2。从砂层厚度和砂岩密度来看，长221与长222两个小层层间非均性较弱，与长212小层之间非均性较强。从有效砂层系数来看，三个小层层间非均质性均较强（表1）。

4.3 平面非均质性

平面非均质性主要描述一个储层砂体平面上的非均质变化，包括砂体成因单元的程度、平面孔隙度、渗透率的变化和非均质程度，以及渗透率的方向性。

研究区渗透率平面分布基本上与沉积微相的展布和砂体的发育状况密切相关。在砂体发育的地方，储层物性相对要好，反之亦然，说明沉积相带控制着储层渗透性的好坏。其次平面上孔隙度、渗透率分布与沉积微相和砂体的展布密切相关，在砂体发育的地方沉积时水动力能量强，泥质含量小，储层物性相对要高（孔隙度和渗透率表现出高值）;而在砂体不发育的地方沉积时水动力能量较弱，泥质含量大，储层物性相对要低，孔、渗参数较低。各小层含油饱和度表现出较强的非均质性，含油饱和度的分布受构造和岩性影响，构造高点及微相中河道的主体带上含油饱和度较大。

通过统计各小层钻遇砂体井数，并计算砂体连通系数来反映各小层平面非均质性的强弱。通常在实际研究工作中，用钻遇率来反映井网下砂体的连续性及延伸规模。钻遇率越高，砂体的连续性越好。

钻遇率=（钻遇砂层井数/总井数）×100%

砂层的连通系数即砂层厚度大于平均厚度的井数与总井数之比，主要用来反映砂层组内的砂层厚度变化。连通系数越大，说明其厚度变化越小，平面分布越均匀，连通的可能性越大（表2）。

从连通系数来看，长211、长221、长223小层砂体连通系数均在50%左右，小层砂体厚度变化不大，平面分布较均匀，平面上井间砂体连通性较好，平面非均质性不强;次之是长222小层，连通系数为37.7%，平面非均质性较强;长212和长213连通系数在30%左右，平面非均质性强。

其中平均砂厚、钻遇砂体井数与连通系数变化一致，长211、长221、长223小层钻遇率高，平均砂厚大，连通系数高;长212、长213、长222小层钻遇率低，平均砂厚小，连通系数较低。沉积相控制着砂体平面展布，同时也控制着各小层平面非均质性的强弱。

5. 结论

（1）青平川油田高家沟开发区延长组以发育长石砂岩为主，填隙物以碳酸盐胶结物方解石为主，次为高岭石，填隙物多为鳞片状边膜结构，杂基为黏土矿物，具有分成熟度较低、结构成熟度较高的特点。

（2）根据储层孔隙度、渗透率等参数特征分析，储层物性属于低孔、特低渗储层，且长221储层物性好于长212和长222层。

（3）储层砂体由于沉积环境的不同而使得储层渗透率不同，但有一定的规律性，储层非均质性差异导致青平川油田高家沟开发区延长组储层渗透率呈北东-南西向条带状及块状展布，是由于不同沉积环境水动力条件变化的结果。

参考文献：

[1]杨华. 鄂尔多斯盆地三叠系延长组低渗透岩性油藏主控因素及其分布规律[J]. 岩性油气藏，2007，19（3）：1- 6.

[2]李建忠.非常规油气内涵辨析、源 - 储组合类型及中国非常规油气发展潜力[J]. 石油学报，2015，36（5）：521- 532.

[3]白江. 吴起油田长6油层组沉积及储层特征[J].大庆石油地质与开发，2015，34（01）：30 - 35.

（1.延长油田股份有限公司 宝塔采油厂勘探开发研究所 2.西安石油大学 地球科学与工程学院）