長慶油田Z 油區(qū)長3 儲層非均質(zhì)性的研究

高鑫鑫，倪 俊

（西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西西安 710065）

儲層非均質(zhì)性在很大程度上限制并影響著儲層的儲集和滲流能力，影響著油藏的最終開發(fā)效果，長慶油田Z 采油區(qū)的儲層主要是陸相碎屑巖儲層，隨著開發(fā)年限的增長和開發(fā)程度的不斷深入導(dǎo)致該區(qū)域油田大都進(jìn)入了中高含水期，造成大量可動(dòng)原油無法采出。因而只有系統(tǒng)、科學(xué)的研究儲層非均質(zhì)性，才能夠改善油氣田的開發(fā)效率，合理的推斷出剩余油的存在范圍并結(jié)合實(shí)際情況給出可行的開發(fā)方案，最終達(dá)到提高油氣采收率的目的[1]。

目前油田開發(fā)過程中主要面臨以下問題：

（1）儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，注水效果較差，對應(yīng)的油水井含水率上升，產(chǎn)能損失較大；

（2）針對剩余油的開發(fā)技術(shù)決策難以界定。

因此針對目前所面對的開發(fā)矛盾及油田生產(chǎn)技術(shù)需求，需要對長慶油田Z 采油區(qū)儲層非均質(zhì)性尤其是儲層的滲流能力進(jìn)行評價(jià)，最后分析儲層非均質(zhì)性對注水開發(fā)的影響。

1 砂體展布的非均質(zhì)性

儲層非均質(zhì)性是儲層的基本屬性之一，因此儲層非均質(zhì)性的研究是油氣田勘探開發(fā)方案部署所需研究的重要組成部分，同時(shí)也是儲層描述的核心內(nèi)容[2]。

研究儲層砂體特征最常用的辦法是研究砂地比，即砂巖厚度比地層厚度，現(xiàn)對一部分?jǐn)?shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)（見表1）。

對研究區(qū)長3 的砂巖小層進(jìn)行計(jì)算得到該研究區(qū)的總砂地比為0.41，但是各個(gè)小層之間的砂地比數(shù)值差異比較大。各砂層組參數(shù)之間有一定的規(guī)律性，即總體上砂層厚度大的區(qū)域孔、滲性好，而砂層薄的地方則相反。而儲層參數(shù)平面分布非均質(zhì)性受砂體的發(fā)育程度及沉積微相的控制，沉積微相是其非均質(zhì)性強(qiáng)弱的主控因素。在砂體的發(fā)育程度上以連片、多層狀疊置的砂體發(fā)育區(qū)儲層物性好，均質(zhì)程度高，而被分隔的砂體儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，物性也較差。綜合研究長3 儲層砂體分布不均勻，層間非均質(zhì)性較強(qiáng)。

表1 研究區(qū)長3 砂地比統(tǒng)計(jì)表

2 孔隙度與滲透率的非均質(zhì)性

2.1 孔隙度的非均質(zhì)性

對研究區(qū)40 口井的孔隙度大小進(jìn)行統(tǒng)計(jì)（見表2）。

表2 研究區(qū)長3 儲層孔隙大小統(tǒng)計(jì)表

對這些井的孔隙度進(jìn)行數(shù)值統(tǒng)計(jì)分析，發(fā)現(xiàn)其孔隙度分布范圍在3.7 %～16.6 %，孔隙度最大值（φmax）為16.6 %、孔隙度最小值（φmin）為3.7 %、孔隙度平均值為12.259 %、孔隙度級差（Jk）為12.9 %、均質(zhì)系數(shù)（Kp）近似為0.738，變化范圍為0～1，說明孔喉分布不均勻。也得出孔隙度在12.1 %～14.0 %范圍內(nèi)所占百分比最多為46 %，分析表明研究區(qū)長3 儲層屬于低孔儲層，儲層的孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性較強(qiáng)。

壓實(shí)作用對儲層物性的影響主要是破壞性的降低了儲集體的儲集空間，使巖石孔隙度整體降低。但是壓實(shí)作用的發(fā)育也是不均一的，對于成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度較低的巖石，壓實(shí)作用進(jìn)行得更加強(qiáng)烈，加劇了儲層的微觀非均質(zhì)程度[3]。

2.2 滲透率特征

對研究區(qū)36 口井的滲透率大小進(jìn)行統(tǒng)計(jì)（見表3）。在所有儲層非均質(zhì)性參數(shù)中，滲透率是最能體現(xiàn)儲層的儲滲性能，所以討論儲層非均質(zhì)性時(shí)要重點(diǎn)研究儲層滲透率的非均質(zhì)程度，因此一般情況下常采用變異系數(shù)（Vk）、突進(jìn)系數(shù)（Tk）以及級差（Jk）和均質(zhì)系數(shù)（Kp）來表征儲層的非均質(zhì)性強(qiáng)弱[4]（見表4）。在對表3中的數(shù)據(jù)進(jìn)行分析計(jì)算進(jìn)一步得到相關(guān)評價(jià)參數(shù)的具體值。

表4 公式中Ki是樣品的滲透率；是樣品平均滲透率；Kmax是最大滲透率；Kmin是最小滲透率。

表3 研究區(qū)長3 儲層滲透率大小統(tǒng)計(jì)表

表4 滲透率非均質(zhì)性參數(shù)評價(jià)表

根據(jù)上述標(biāo)準(zhǔn)，結(jié)合收集到的研究區(qū)樣品的數(shù)據(jù)資料，計(jì)算得到研究區(qū)長3 的滲透率參數(shù)（見表5）。

依據(jù)滲透率非均質(zhì)參數(shù)的分析結(jié)果，得出研究區(qū)長3 的滲透性較差，長慶油田Z 油區(qū)儲層各小層砂巖均具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性，變異系數(shù)普遍大于0.7，均質(zhì)系數(shù)普遍小于0.303。研究區(qū)膠結(jié)作用對儲層非均質(zhì)程度的影響主要表現(xiàn)在巖心觀察中鈣質(zhì)膠結(jié)呈塊狀或條帶狀產(chǎn)出導(dǎo)致局部滲透率極低，造成含油不均[5]。溶解作用也在很大程度上改善儲層的孔滲性能，但局部的溶解作用在使孔滲變好的同時(shí)，也在一定程度上加劇了儲層物性的非均質(zhì)性。

表5 研究區(qū)長3 滲透率參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

3 儲層非均質(zhì)性的影響因素

儲層非均質(zhì)性是指儲層在形成過程中受沉積環(huán)境、成巖作用和構(gòu)造作用的影響，在空間分布及內(nèi)部屬性上都存在不均勻的變化。研究區(qū)以陸源碎屑巖儲層為主[6]，且屬于低孔低滲型儲層、非均質(zhì)性強(qiáng)、注采率較低。為了提高研究區(qū)的油田最終采收率，首先要了解儲層非均質(zhì)性對油田注水開發(fā)的影響。

層間非均質(zhì)性對注采效率的影響包含多種因素，其中砂體小層間的滲透率差異程度為主要因素。從儲層砂體的宏觀展布、物性的平面變化、滲透率的非均質(zhì)值程度等各方面都可以體現(xiàn)出研究區(qū)儲層的非均質(zhì)程度主要受沉積環(huán)境的影響。其表現(xiàn)在主河道中央砂體厚度大、物性好、砂體連片性好，物性分布較均勻高值區(qū)連通性好，同時(shí)滲透率的非均質(zhì)程度整體上也較弱。這便導(dǎo)致較多的剩余油，從而造成油田采收率下降。

層內(nèi)非均質(zhì)性對于油田開發(fā)來說，層內(nèi)垂向滲透率的差異程度是最關(guān)鍵的因素，它直接控制著單砂體內(nèi)部的注水波及系數(shù)和注入厚度。對于長3 研究區(qū)儲層的內(nèi)部砂體主要是正韻律，從而導(dǎo)致在進(jìn)行注采操作時(shí)砂體底部先發(fā)生水淹，中部和頂部水洗程度低，從而使得剩余油累積在中部和頂部，在一定程度上也導(dǎo)致了采收率的下降。

平面非均質(zhì)性對油田開發(fā)的影響最為關(guān)鍵的是儲層的砂體間的連通性以及滲透率差異程度，這兩個(gè)因素直接控制著平面注水波及系數(shù)以及水驅(qū)面積。可知研究區(qū)目的層儲層的非均質(zhì)程度也是受沉積環(huán)境的影響。這就導(dǎo)致了剩余油在平面的分布[7]，造成水驅(qū)效率不高，最終采收率較低。

4 結(jié)論

（1）研究區(qū)長3 的孔隙度大小與其儲層滲透率大小的相關(guān)性表現(xiàn)相較為良好。

（2）研究區(qū)長3 滲透率的變異系數(shù)（Vk）0.754、突進(jìn)系數(shù)（Tk）3.298、級差（Jk）53、均質(zhì)系數(shù)（Kp）0.302，屬于強(qiáng)非均質(zhì)性儲層。

（3）研究區(qū)長3 儲層的非均質(zhì)程度主要受沉積環(huán)境和成巖作用的影響。沉積微相是沉積環(huán)境非均質(zhì)性強(qiáng)弱的主控因素，成巖作用包括壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶解作用。