合水地区Z183区块长71深水重力流储层宏观非均质性及影响因素

王春林，魏钦廉，章宏波，郭文杰

1.中国石油勃海钻探工程有限公司第二录井分公司（河北 任丘 062550）

2.西安石油大学地球科学与工程学院（陕西 西安 710065）

3.陕西省油气成藏地质学重点实验室（陕西 西安 710065）

4.中国石油长庆油田分公司第十二采油厂（甘肃 庆阳 745400）

5.中国石油长庆油田分公司第二采油厂（甘肃 庆阳 745400）

0 引言

储层非均质性描述储层特征在三维时空上的分布差异，这些差异源于岩性、物性、含油性等，并受沉积、成岩等因素的影响。宏观非均质性的评价方案并不统一，有从基准面旋回出发划分不同类砂体构型并分层次对储层的宏观非均质性进行评价[1-2]；或从储层评价出发，综合层内、层间非均质性的各项参数分别建立相应的综合指数并探讨其对流体驱替特征与产液特征的影响[3]；亦有综合隔夹层、砂体构型、流动单元等在传统的层内、层间、平面非均质性方面对储层宏观非均质性分别评价[4]。非均质性与储层开发紧密相关，比如在多层合采油藏、水驱油藏开发中水驱前缘运动规律、平面水波及系数需要参考储层平面非均质性的认识进行计算[5]。

合水地区位于以致密砂岩储层为主的庆城油田南部，其长7储层以深水重力流沉积为主，具有岩性变化频率高、普遍低孔低渗，页岩油以吸附或游离状态存在于层系内，油水界面、含油边界不清晰等特征。研究区储层边水、底水不发育，有利砂体分布面积大、连续性强、烃源岩与储集岩同体共生[6-7]。以往学者们的研究多集中在沉积特征[8]、储层特征及主控因素[9]、孔隙结构[10]、微观非均质性[11-12]等方面，对本地区储层的宏观非均质性研究较少。本文以合水地区Z183 区块水平井体积压裂改造示范区为例，评价该区块长71亚段深水重力流储层的非均质性并阐明其主控因素，以期为该地区页岩油储层开发提供地质依据。

1 区域地质概况

合水地区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西南缘，以小型鼻状隆起为主。合水地区在晚三叠世发育一套大型内陆湖相沉积，长9 沉积期发育一次小规模湖侵作用，长8沉积期经历三角洲进积过程，到长7 沉积期湖盆规模达到极大。勘探表明，湖盆沉降中心在北西—南东方向沿华池—庆城—合水—正宁一线分布。研究区自下而上可划分为10 个油层组，其中长71亚段厚度在25～35 m，岩性以黑色页岩、粉-细砂岩夹薄层泥岩、黑色页岩夹薄层砂岩为主[13]。图1为合水地区区域构造位置与延长组地层综合柱状图。

图1 合水地区区域构造位置与延长组地层综合柱状图

2 沉积特征

合水地区发育半深湖-深湖亚相背景下的沟道型深水重力流沉积[14-15]（图2）。其中深湖亚相以水体深度大、贫氧、处于还原环境为特征，岩性以暗色泥岩为主，普遍发育水平层理、块状层理。半深湖亚相的岩性以泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、粉砂岩、灰色与深灰色泥岩为主，可见薄层细砂岩、粉砂岩夹层。

图2 研究区长71深水重力流沉积特征

沟道型重力流主要包括砂质碎屑流、浊流2 个亚相。砂质碎屑流微相的岩性以中砂岩、细砂岩为主，普遍发育块状层理、砂泥互层（图2（c）），浊流亚相通常不具有典型浊积岩中常见的鲍马序列。重力流沉积物是由三角洲前缘砂泥或浅湖沉积物在滑塌、地震等事件的影响下沿斜坡滑动变形并短距离二次搬运再堆积形成，常发育液化砂岩脉、泄水构造（图2(b)、图2（d））；岩性以细砂岩、粉砂岩为主（图2（e）、图2（f））。

3 物性特征与孔隙结构参数

研究区储层孔隙度分布在2.34%～14.79%，平均值为8.06%，整体向左偏态分布，超低-特低孔占60.44 %，低孔占39.56 %，表明研究区整体属于超低-特低孔储层（图3（a））；区块样品渗透率分布在9.87 × 10-6～4.34 × 10-4μm2，平均值1.097 × 10-4μm2，整体向左偏态分布，微喉道占90.19%，微细喉道占9.81%，表明研究区整体属于超低-特低渗储层（图3（b））。区块内长71储层孔隙度、渗透率相关性好，相关系数为0.52（图3（c））。

图3 研究区长71储层孔渗关系与分频统计

本文参考前人在本地区孔隙结构分类方案[16-17]，将研究区长71储层的典型压汞曲线分为3类，见表1。

表1 研究区长71储层高压压汞特征

1）Ⅰ类：孔隙度大于10 %，渗透率一般大于6.91×10-5μm2。压汞曲线的进汞段斜率较低，排驱压力普遍小于5.0 MPa。最大进汞饱和度较高，一般大于80%，中值压力一般小于12 MPa，中值半径大于0.05 μm，孔喉连通性较好，退汞效率一般高于30%，均质系数在14～15。

2）Ⅱ类：孔隙度分布在7%～10%，渗透率分布在（3.95～6.91）×10-5μm2。压汞曲线的进汞段斜率较I 类为高，是区块内最常见的压汞曲线类型。排驱压力分布在1.5～5.0 MPa，最大进汞饱和度在70%～80%，中值压力在12～14 MPa，中值半径在0.05～0.1 μm，退汞效率在25%～30%，均质系数在13～14。

3）Ⅲ类：孔隙度分布在1%～7%，渗透率分布在（1.97～3.95）×10-5μm2。压汞曲线的进汞段斜率较II 类为高，具有中等-较高排驱压力，分布在14～21 MPa。最大进汞饱和度相对较低，一般小于50%，中值压力一般大于40 MPa，中值半径小于0.02 μm，退汞效率大于25%，均质系数小于13。

4 层内非均质性

储层岩性、物性等受层内夹层分布影响表现为层内非均质性。研究区可识别出泥质、钙质两类夹层。泥质夹层的岩性以泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩为主，厚度一般小于1 m。由于泥质夹层的岩心分析渗透率小于9.87×10-6μm2，因此可视为非渗透层。钙质夹层指的是发育在砂质碎屑流成因砂体中胶结物为钙质的致密砂岩夹层，厚度小，物性差以至于丧失储油能力。泥质夹层在研究区储层中最常见，出现频率为0.56，其中在砂质碎屑流储层中的出现频率为0.18，在浊流储层中的出现频率为0.38。钙质夹层在研究区储层中的出现频率最低，频率为0.06，主要出现在砂质碎屑流储层中，少量出现在浊流储层中。

层内夹层对储层物性的影响主要体现在夹层对流体的阻挡隔绝作用，层内夹层越发育，非均质性越强。各类重力流成因储层中泥质夹层的出现频率最高，是不同类型储层层内非均质性的主要影响因素。

按何拓平等（2020）的判定标准（表2），研究区长713小层以浊积岩为主，储层非均质性弱。长712小层是浊积岩与砂质碎屑流沉积的交界处，岩心可观察到砂泥互层，储层非均质性中等。长711小层以砂质碎屑流沉积为主，储层非均质性强。研究区滑塌岩发育相对较少，对储层整体的非均质性影响不大（表3）。

表2 研究区长71储层层内非均质性宏观物性判定标准

表3 研究区长71渗透率非均质性特征

5 砂体叠置与层间隔层

层间非均质性研究剖面上隔层、夹层与砂层的叠置关系及其对储层储集-渗流能力差异的影响。储层物性、含油性分布受不同砂体叠置关系的影响表现层间非均质性。本文在Z183 区块骨架砂体剖面上共识别出4类砂体叠置关系（图4），并分析其对储层渗透率非均质性的影响。

图4 研究区典型砂体构型

1）连续叠加型：具有该类型叠加关系的砂体普遍较厚较宽大，岩性细，有少量薄而小的泥质夹层发育，偶见钙质夹层。单砂体的测井曲线以齿化箱型为主，成因通常是砂质碎屑流。纵向上各砂体间的隔层较薄，可视为层间夹层的组合，对油气运聚的阻隔能力较弱。横向上各砂体间连通性好。

2）间隔叠加型：具有该类型叠加关系的砂体相对连续叠加型较小，砂体顶底有钙质夹层发育，内部多出现泥质夹层。砂体的测井相特征表现为多个箱型、钟型曲线的组合，砂体成因大部分为砂质碎屑流沉积，少量为浊流沉积。纵向上各砂体内部与砂体间泥质隔夹层较厚，横向上各单砂体连通性较好。

3）侧向尖灭型：具有该类型叠加关系的砂体横向上展布范围大，延伸到尖灭。纵向上较厚的单砂体、薄层单砂体与泥质隔夹层叠置发育，层顶、层底有冲刷面、泥砾兼钙质胶结物。砂体的测井曲线多为钟型、漏斗型。不稳定的水动力条件、多物源供给导致砂体成因较为复杂，隔夹层发育规模大、层数多，仅较厚的单砂体处有油气富集。

砂泥互层型：具有该叠加关系的砂体多为窄而小的薄层，层间发育厚层泥岩，测井曲线多为指状或齿状。该砂体叠置关系形成于水动力强度大的沉积环境，多发育浊流成因的砂体，裂缝密集处适合压裂改造。

由图4 可知，研究区主要发育间隔叠加型与连续叠加型，其次是砂泥互层型，侧向尖灭型较少。

6 平面非均质性

不同沉积微相的类型差异可以用砂层密度，或砂地比定量表示。由于Z183区块各处地层厚度相差不大，因此砂地比是区块内砂体厚度的影响因素之一。在Z183区块地质条件的约束下，砂地比越大、单砂层极大厚度越大，反映沉积微相对砂厚非均质性的影响程度越高，砂体的平面非均质性越强。经计算，长71半深湖-深湖亚相的砂层密度在0.1～0.29层/m，均值为0.22层/m，单砂层极大厚度5.99 m；砂质碎屑流微相的砂层密度在0.31～0.49 层/m，均值为0.42层/m，单砂层极大厚度9.12 m；浊流微相的砂层密度在0.55～0.75 层/m，均值为0.63 层/m，单砂层极大厚度7.5 m（表4）。

表4 研究区长71不同沉积微相的砂层密度、单砂层平均厚度与平面钻遇率

不同沉积微相在平面上的砂体展布形态差异可以用钻遇率量化表示，钻遇率有平面与剖面两种，不同的平面钻遇率可以定性描述不同砂体在平面上的展布范围，是砂体平面展布形态非均质性的直接影响因素。 经计算，Z183 区块长71半深湖-深湖亚相砂层平面钻遇率18%，剖面钻遇率30%；浊流微相砂层平面钻遇率34%，剖面钻遇率24%；砂质碎屑流微相砂层平面钻遇率48%，剖面钻遇率46%（表4）。

长71沉积期，Z183区块厚层的砂质碎屑流砂体较为发育，连片性相对好，主要发育在顺物源方向的B36-B16 一线、Z40-Z190-Z140-Z49-Z225-Z180-Z293一线、B7-Z225-B36-Z173-Z225一线，在厚砂体侧翼有薄层的浊流砂体发育，其他地方均发育半深湖-深湖泥。

研究区储层厚度大于12 m的砂体发育在Z190-Z25-Z141一线、Z173-B66一线以及B7井附近；厚度6～12 m 的砂体分布在顺物源方向的B36-B16 一线、Z40-Z190-Z140 一线、Z24-Z275-Z180-Z293 一线、Z223-Z225-B66 一线以及Z40、B107 井附近；厚度小于6 m 的砂体分布在Z144-Z18-Z211-Z141 一线、Z276-Z301-B37 一线、B106-Z50 一线、Z276-Z301-B37一线、Z224-Z153一线、B6-Z291一线以及B105、Z211井附近，如图5所示。

图5 研究区长71储层沉积微相、砂厚等值线图

通过比较相同井位附近沉积微相与砂体厚度的展布，可知砂体厚度相对较大的地方基本分布在砂层密度较大的沉积微相，即砂质碎屑流微相附近的砂体厚度大于浊流亚相的浊积水道微相，如Z140-Z49-Z24-Z275一线、Z50井附近，即砂质碎屑流微相是区块内砂体厚度的主要影响因素。

7 储层宏观非均质性的影响因素

7.1 沉积微相

沉积微相对沉积物的颗粒粒度与分选性有影响。沉积岩离物源区的搬运距离越大，颗粒粒度越细，分选性越好；此时压实作用对分选性好、堆积紧密的砂体孔隙度影响极小。

研究区发育半深湖-深湖背景下的沟道型重力流沉积体系。岩性主要是颜色为黑褐色到褐色，粒度为中粒到细粒，含硬砂质、泥质、方解石质的长石粉砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩。成分成熟度较高，分选性极好，结构成熟度低到中等。砂质碎屑流储层颗粒粒度较浊流为粗，物性相对较好，有利于储集砂体的形成。研究区储层相对高孔高渗带分布在区块中部Z49-Z24-B106 一线、Z141-Z142-Z223-B7一线，以及Z190、Z25井附近，在整个区块内分布广泛，均位于广泛发育的砂质碎屑流储层。渗透率与孔隙度的平面展布是一致的（图6（a）、图6（b））。研究区储层相对高含油饱和度带分布在区块中南部，沿着Z211-Z141-Z142-Z223-B7一线、Z183-Z25-P23-Z225 一线、Z40-Z190-Z140-Z49-Z24-Z275 一线以及B106、B107、B66 井附近分布，均位于广泛发育的砂质碎屑流微相上，与高孔高渗微相的展布具有一致性（图6（c））。

图6 研究区长71储层、渗透率、有效厚度平面展布

注意到沉积相、砂厚、孔隙度、渗透率、有效厚度展布的一致性，可知砂质碎屑流储层砂体厚度大、物性好、含油饱和度高，非均质性强，浊流储层次之，半深湖-深湖亚相储层非均质性最差[18-19]。

7.2 成岩作用

7.2.1 压实作用

压实作用的机理是随深度增加，岩石上覆地层压力增大，导致储层孔隙度减小。基于Trask 分选系数计算得到储层的原始孔隙度平均为34.13%，压实率在38.44%～45.33%，平均值41.89%，属中等压实。主要原因在于分选性极好的砂体抗压实能力极强，同时绿泥石薄膜的存在限制石英次生加大边的发育图。对Z183 区块长71储层胶结物体积与粒间体积作交汇图表明，压实作用是Z183区块储层致密化的主要影响因素（图7）。结合图4和图7可知，研究区泥质隔夹层主要分布在埋深较大的位置，上覆岩层厚，压实作用较强，因此长71储层内与层间非均质性普遍较强。

图7 研究区长71亚段各小层致密化主控因素判别

7.2.2 胶结作用

胶结作用的机理是自生矿物固结堵塞储层孔隙造成孔隙度减小。计算表明：储层胶结率在26.33%～38.84%，平均值32.59%，属中等胶结。主要有3类：

1）黏土矿物胶结。绿泥石膜含量较低。厚度较小时，可阻碍石英的次生加大作用，含量较高。厚度较大时，则会堵塞孔隙使得孔隙度减小。由图8（a）可知，研究区储层绿泥石膜含量在1.5%时物性最好；研究区水云母含量集中在5%～20%，与面孔率呈负相关性（图8（b））。

图8 研究区长71储层胶结物含量与面孔率的相关性

2）碳酸盐胶结。碳酸盐胶结物在早、中、晚期成岩阶段使得原生粒间孔、骨架颗粒与填隙物被充填或交代，使得储层物性变差。由图8（c）可知，研究区碳酸盐胶结物含量在0～4%不等，与面孔率呈负相关，高值分布在0～5%内。

3）硅质胶结。与绿泥石类似，石英加大边含量较低且厚度较小时，可阻碍压实作用，含量较高、厚度较大时，则会堵塞孔隙使得孔隙度减小。由图8（c）可知，研究区硅质胶结物含量在0～4%不等，与面孔率呈负相关，高值分布在0.5%～1.5%内。

对储层砂岩黏土矿物含量与面孔率的相关性关系进行描述。填隙物含量越高，面孔率越低，物性越差。研究区填隙物类型以绿泥石、绿泥石膜、水云母、碳酸盐胶结物为主。水云母的存在指示长石颗粒或富含长石的岩屑局部或全部蚀变，使得储层溶孔含量增加（图8（b））；碳酸盐胶结物的存在表明粒间孔被以铁方解石为代表的碳酸盐胶结物堵塞，使得储层粒间孔含量减少（图8（c））；硅质的存在则显示粒间孔随储层埋深增加而逐渐被次生加大的石英所充填，使得储层粒间孔含量减少（图8（d））。

根据前人研究成果，随着埋深增加，在高温高压条件下，泥岩中钙离子浓度高的孔隙水被排出到物性相对好的上覆与下伏的砂岩中，使得钙质富集，从而有助于钙质夹层的形成[21]。

8 结论

1）鄂尔多斯盆地合水地区长71储层砂体成因是沟道型深水重力流沉积。物性普遍低孔低渗，孔喉连通性强。

2）研究区储层非均质性普遍较强，泥质夹层分布广泛，砂层顶底偶见钙质夹层。砂体叠置关系以间隔叠加型、连续叠加型为主。砂质碎屑流成因砂体厚度相对较大。

3）研究区储层宏观非均质性的影响因素有沉积微相与成岩作用两类，砂质碎屑流亚相控制的砂体厚度大、物性好、含油饱和度高、非均质性强。埋深越大，泥质夹层分布越广泛。同时，在埋深较大的层段，高温高压条件下有利于钙质夹层的形成。