鄂爾多斯盆地定邊地區長2儲層非均質性研究

趙鶴森，陳義才，唐 波，林航杰，劉玉峰，張 雁

（1.成都理工大學能源學院；2.中國石油長慶油田分公司第三采油廠）

鄂爾多斯盆地定邊地區長2儲層非均質性研究

趙鶴森1，陳義才1，唐 波1，林航杰1，劉玉峰2，張 雁2

（1.成都理工大學能源學院；2.中國石油長慶油田分公司第三采油廠）

在巖心資料和測井數據統計的基礎上，通過定量計算定邊地區長2儲層的滲透率變異系數、突進系數和級差等參數，對儲層的層內、層間及平面非均質性進行了研究。長2儲層各砂層組主要為三角洲平原的分流河道砂體，層內非均質性較弱；儲層內部單砂層數多，泥質夾層和隔層發育，層間非均質性較強；在平面上，分流河道砂體的非均質性較弱，天然堤、決口扇和沼澤砂體的非均質性較強。綜合分析認為，定邊地區長2儲層為中等非均質性儲層。

非均質性；長2儲層；定邊地區；鄂爾多斯盆地

定邊地區位于鄂爾多斯盆地西部，在構造位置上橫跨天環向斜和伊陜斜坡兩大構造單元。在三疊系延長組長2儲層沉積期間，鄂爾多斯盆地基底整體抬升，湖盆的收縮速度加劇，盆地西緣和西南緣遭受剝蝕形成物源［1-2］。定邊地區長2儲層為湖泊三角洲平原亞相沉積，在縱向上自上而下可劃分為長21、長22和長23共3個砂層組，砂體主要分布在分流河道，其次為天然堤、決口扇和沼澤［3］。由于區域構造平緩，長2油藏的分布主要受巖性控制。隨著油田開發進入到中后期，單井產能低和注水效果差等問題逐漸突出。為了進一步挖掘定邊地區長2油藏的開發潛力，有必要對儲層的非均質性進行研究。

1 不同沉積微相儲層的非均質性

定邊地區長2儲層巖石類型主要為中—細粒巖屑長石砂巖和長石砂巖。根據研究區30多口井1000多個巖心物性分析數據統計得出，長2儲層中分流河道砂體的孔隙度主要為15.0%～19.0%，滲透率為1.0～32.5 mD，儲集物性較好；天然堤砂體的孔隙度主要為12.0%～16.0%，滲透率為1.0～10.0 mD，儲集物性差—中等；決口扇和沼澤砂體的孔隙度主要為8.0%～13.0%，滲透率為1.0～5.0 mD，儲集物性差。

儲層內滲透率的變化和差異程度最能反映儲層的好壞，是研究非均質性的關鍵參數。對定邊地區38口井長2儲層各微相砂體的滲透率值進行統計后，分別運用下列公式［4］

計算出各微相的變異系數（VK）、突進系數（TK）和級差（JK）（表1）。長2儲層各沉積微相砂體中，分流河道砂體成分較單一，分選較好，粒度較均勻，變異系數小于0.5，突進系數小于1.5，級差小于7.0，為弱非均質性，反映出在沉積過程中水動力條件較穩定；天然堤的變異系數為0.75，突進系數為2.81，級差為9.41，屬于中等非均質性儲層；決口扇和沼澤的變異系數均大于1.0，突進系數均大于3.0，級差均大于10.0，屬于強非均質性儲層，表明沉積環境的能量變化大，物性差異大。

表1 定邊地區長2儲層各沉積微相砂體非均質性特征Table 1 Reservoir heterogeneity parameters of microfacies of Chang 2 reservoir in Dingbian area

2 層內非均質性

儲層內部非均質性是指一個單砂層垂向上儲層性質的變化，是直接控制和影響單砂體內注入水波及體積和作用效率的關鍵因素［5］。層內非均質性主要反映在粒度韻律、層理構造和層內夾層分布等方面。

2.1 粒度韻律

國內外大量室內實驗和注水開發實踐表明，正韻律儲層和反韻律儲層的注水效果差別非常大，后者的水驅采收率比前者大10%～20%［6］。定邊地區長2儲層分流河道砂體在垂向上主要為粒度下粗上細的正韻律，砂體內部一般由幾個正韻律段疊加，自然電位曲線形態主要為箱形，孔隙度和滲透率表現出自下而上變小的特征。天然堤主要發育小型正韻律，決口扇為間斷正韻律，沼澤為復合韻律（圖1）。長2儲層粒度韻律以正韻律為主，因此，注入水縱向波及厚度與開發效果均較差。

圖1 池13井長2儲層正韻律Fig.1 Positive rhythm of Chang 2 reservoir in Chi 13 well

2.2 層理特征

定邊地區長2儲層發育的層理類型主要有交錯層理、斜層理、沙紋層理、平行層理以及水平層理。分流河道砂體以槽狀交錯層理、斜層理和平行層理為主；天然堤發育小型交錯層理、斜層理和波狀層理；決口扇和沼澤發育小型交錯層理、沙紋層理和水平層理。在細、粉砂巖中常見平行層理（圖2）。平行層理一方面有利于水驅油的均衡性，可提高波及系數，但另一方面也降低了儲層的滲透率，尤其是對垂向滲透率的影響很大［7］。

圖2 池13井油侵細砂巖平行層理Fig.2 Parallel bedding in fine-grained sandstone with oil invasion in Chi 13 well

2.3 層內夾層

層內夾層對流體流動可起到不滲透或極低滲透的高阻作用，對開發過程中的驅油效率影響很大［8］。定邊地區長2儲層層內夾層較為發育，主要為泥質夾層和鈣質夾層（圖3）。統計表明（表2），定邊地區長2儲層各砂層組內出現的夾層平均為4.03條，夾層密度為0～74.3%，平均為40.9%；夾層頻率為0～0.56條/m，平均為0.15條/m。

2.4 滲透率層內非均質性

圖3 黃38井淺灰色細砂巖中泥質夾層Fig.3 Laminated shale of light gray fine sandstone in Huang 38 well

粒度韻律、層理特征和層內夾層等都是影響層內非均質性的因素，而直接影響滲透率大小與變化的因素是儲層的孔隙度。定邊地區長2儲層的主要孔隙類型為剩余原生粒間孔和粒間溶孔（圖4）。原生孔隙的大量保留使得儲層在成巖作用后的孔、滲特性變化不大，滲透率的變化較均勻［9］。通過對定邊地區92口井長2儲層3個砂層組層內非均質性參數的統計與計算（表3）得出，長21、長22和長23砂層組滲透率的變異系數均小于0.5，突進系數均小于3.0，級差均小于7.0。綜合評價長2儲層3個砂層組的層內非均質性均較弱，但相比之下，長23砂層組層內非均質性較弱，長21砂層組中等，長22砂層組較強。

表2 定邊地區長2儲層各砂層組層內夾層統計Table 2 Statistics of interbed distribution in sand sets of Chang 2 reservoir in Dingbian area

圖4 定邊地區長2儲層主要孔隙類型Fig.4 Main pore types of Chang 2 reservoir in Dingbian area

表3 定邊地區長2儲層各砂層組層內非均質性特征Table 3 In layer heterogeneity characteristics of sand setsof Chang 2 reservoir in Dingbian area

3 層間非均質性

儲層層間非均質性是指儲層縱向上砂層間的物性差異及其分布特征，包括垂向上各種環境砂體的旋回性、層間滲透率的非均質程度及隔夾層的分布等。層間非均質性對油水系統的分布特征具有重要的影響［10］。

3.1 分層系數與砂巖密度

分層系數是指一定層段內砂層的層數，常用平均單井鉆遇率表示。分層系數越大，表明層間非均質性越強。砂巖密度是指剖面上砂巖累計總厚度與地層總厚度之比，也稱砂地比［10］。砂巖密度越大，表明砂體縱向連通性越好。根據定邊地區92口井的測井資料統計（表4）得出，長21與長22砂層組的分層系數大于3，長23砂層組小于2，反映從長23砂層組到長22、長21砂層組沉積環境的變化，單砂層的沉積增多。長22砂層組的分層系數最大，這與上述長22砂層組層內非均質性較強的結論相符。長22和長23砂層組的砂巖密度大于50%，長21砂層組為40%～50%，表明長22和長23砂層組砂體的連通性好于長21砂層組（圖5）。

表4 定邊地區長2儲層各砂層組分層系數與砂巖密度統計Table 4 Statistics of hierarchical coefficient and sand density of sand sets of Chang 2 reservoir in Dingbian area

圖5 定邊地區F11—C1—C403—C4—Y13連井剖面圖Fig.5 Well tie section across F11,C1,C403,C4 and Y13 wells in Dingbian area

3.2 層間隔層

定邊地區長2儲層在沉積過程中，由于水動力條件的變化和河道的快速遷移使得儲層中砂泥巖交互沉積。根據巖心觀察和測井解釋，定邊地區長2儲層普遍存在泥質夾層和極低滲透層，砂層組間發育泥巖、粉砂質泥巖、碳質泥巖及含凝灰質泥巖的隔層［11］。

定邊地區長2儲層長21與長22砂層組之間的隔層厚度為1.6～5.3 m，長22與長23砂層組之間的隔層厚度為2.7～8.9 m，3個砂層組之間隔層較厚，對孔隙流體的滲流具有隔擋作用。各微相的不連續隔層由少至多的順序是分流河道→天然堤、決口扇→沼澤（表5）。儲層層間隔層的數量較多，厚度較大，反映出定邊地區長2儲層較強的層間非均質性。

表5 定邊地區長2儲層層間隔層分布統計Table 5 Statistics of interlayer barrier distribution of Chang 2 reservoir in Dingbian area

3.3 滲透率層間非均質性

儲層層間非均質性主要表現在單砂體的發育程度方面，單砂體層數越多，層間非均質性越嚴重（圖5）。長2儲層單砂層的變異系數較小，僅為0.01～1.03，突進系數為 1.00～2.50，級差為 1.00～56.00，平均為5.34，說明單砂體層內滲透率變化不大。隨著單砂層數的增加，非均質性相應地增強。長2儲層砂層組的變異系數最大為3.23，平均為1.64；突進系數最大為7.43，平均為4.25；級差最大為93.00，平均為16.48。當整個長2儲層作為一個開發層系時，非均質性將會變得嚴重。

4 平面非均質性

儲層平面非均質性是指由砂體的幾何形態、規模、連續性及孔隙度和滲透率平面變化所引起的非均質性，它直接影響到波及體積和平面水驅油效率［12］。

4.1 砂體平面展布

砂體的幾何形態、規模和連續性受沉積相的控制。從規模上看，定邊地區長2儲層為湖泊三角洲平原亞相沉積，發育5～8條北北東向的分流河道，主河道寬度為2～5 km，河道在多處發生合并與分叉，形成辮狀或網狀形態。儲層砂體厚度變化較大，多數為6～20 m。

定邊地區長2儲層砂體的幾何形態主要為條帶狀，有少量的土豆狀。分流河道和天然堤為帶狀，決口扇和沼澤為土豆狀。剖面上河道砂體呈上平下凸的透鏡狀，向兩側砂體變薄直至尖滅。河道砂體沉積時，主河道左右遷移頻繁，平面上相變快，導致研究區砂體的平面展布變化很大。

4.2 儲層物性變化

定邊地區長2儲層的儲集物性在平面上變化較大，孔隙度為8.0%～19.0%，平均為10.5%；滲透率為1.0～32.5 mD，平均為 16.8 mD；變異系數為0.01～3.23，突進系數為 1.01～7.43，級差為 1.01～93.00，具有較強的平面非均質性。以長22砂層組砂巖滲透率平面分布為例（圖6），順物源方向相同相帶的砂體連通性較好，物性變化較平緩；垂直于物源方向的砂體連續性差，連通性變差，物性變化大，滲透率變化迅速。

長2儲層滲透率高值區范圍與主河道砂體的分布相吻合。在平行于河道的方向上，滲透率變化較小；在垂直于河道的方向上，滲透率由河道中心向兩側逐漸降低。在分流河道砂體發育部位，注水開發可獲得高產，但由于儲層物性好，注入水易形成注水通道；在天然堤等微相發育部位，砂體連通性差，儲層物性差，儲集空間動用程度低，剩余油相對富集［13］。

圖6 定邊地區長22砂層組砂巖滲透率分布圖Fig.6 Sandstone permeability distribution of Chang 22 sand set in Dingbian area

5 結論

（1）定邊地區長2儲層整體上為中等非均質性儲層。各砂層組的層內非均質性均較弱，其中長22砂層組的層內非均質性相對較強；縱向上從長23砂層組到長21砂層組單砂體和隔層沉積增多，層間非均質性較強。

（2）定邊地區長2儲層各微相砂體中，天然堤、決口扇和沼澤砂體的非均質性較強，而分流河道砂體的非均質性較弱。平面上長2儲層砂體的展布和物性變化較大，平面非均質性特征突出。

［1］劉化清，袁劍英，李相博，等．鄂爾多斯盆地延長期湖盆演化及其成因分析［J］.巖性油氣藏，2007，19（1）：52-56．

［2］何自新.鄂爾多斯盆地演化與油氣［M］.北京：石油工業出版社，2003.

［3］陳斐，魏登峰，余小雷，等.鄂爾多斯盆地鹽定地區三疊系延長組長 2 油層組沉積相研究［J］.巖性油氣藏，2010，22（1）：43-47.

［4］裘懌楠，許仕策，肖敬修.沉積方式與碎屑巖儲層的層內非均質性［J］.石油勘探與開發，1985，1（2）：72-74.

［5］肖玲，田景春，魏欽廉，等.鄂爾多斯盆地油坊莊油田長2段油層組儲層宏觀非均質性研究［J］.沉積與特提斯地質，2006，26（2）：59-62.

［6］胡望水，黃蘭，熊平.濮城油田沙一段的儲層非均質性研究［J］.四川地質學報，2010，30（1）：41-44.

［7］戴亞權，趙俊英，羅靜蘭，等.安塞油田坪橋地區長2段儲層非均質性研究［J］.西北大學學報：自然科學版，2010，40（2）：287-292.

［8］李元昊，張銘記，王秀娟，等.鄂爾多斯盆地西北部上三疊統延長組復合油藏成藏機理［J］.巖性油氣藏，2010，22（2）：32-36.

［9］姚涇利，王克，宋江海，等.鄂爾多斯盆地姬塬地區延長組石油運聚規律研究［J］.巖性油氣藏，2007，19（3）：32-37.

［10］張娜.鄂爾多斯盆地定邊縣姬塬油區延9和長2段油層組油藏特征研究［D］.西安：西北大學，2007.

［11］張雪峰，趙彥德，張銘記.鄂爾多斯盆地西南緣延長組存在差異構造運動的地質意義［J］.巖性油氣藏，2010，22（3）：68-73.

［12］張滿郎，李熙喆，谷江銳，等.鄂爾多斯盆地中東部山2段儲層精細評價［J］.巖性油氣藏，2010，22（3）：71-77.

［13］張銘，樊孝峰，方勇，等.濮城油田東區沙二段下亞段沉積微相與儲層非均質性及剩余油分布的關系［J］.中國海上油氣（地質），2003，17（3）：176-180.

Heterogeneity of Chang 2 reservoir in Dingbian area,Ordos Basin

ZHAO He-sen1， CHEN Yi-cai1， TANG Bo1， LIN Hang-jie1， LIU Yu-feng2， ZAHNG Yan2
（1.College of Energy Resources， Chengdu University of Technology， Chengdu 610059， China；2.No.3 Oil Production Plant， Changqing Oilfield Company， PetroChina， Yinchuan 750006， China）

Based on statistics of core and well log data,parameters of variation coefficient,dash coefficient and differential are calculated tocarryout the study on the heterogeneity of layer,interlayer and areal heterogeneity of Chang 2 reservoir.The sand sets ofChang2 reservoir are mainlyofdistributarychannel sand bodiesin delta plain,and the layer heterogeneity is weak.There are many single sand bodies inside the reservoir,mud interbeds and barriers developed,and layer heterogeneityis relativelystrong.In the plane,the reservoir heterogeneityin the distributarychannel is weak and it is strong in the levee,crevasse splay and swamp.It is considered that Chang 2 reservoir in Dingbian area is of moderate heterogeneity.

heterogeneity； Chang2reservoir； Dingbianarea； OrdosBasin

TE122.2

A

2011-03-11；

2011-04-12

國家青年基金項目（編號：40602012）。

趙鶴森，1987年生，男，成都理工大學在讀碩士研究生，研究方向為儲層評價。地址：（610059）四川省成都市成都理工大學能源學院綜合樓331室。E-mail：40690746@163.com

陳義才，1963年生，男，博士，副教授，現主要從事油氣藏形成與分布規律的教學和科研工作。E-mail：cdlgcyc@126.com

1673-8926（2011）04-0070-05

王會玲）