鄂爾多斯盆地吳起油田長63儲層非均質性研究

桑軾轍，鄧寶康，馬振宇，郭科勇，劉 浪，劉元良

（1．中國石油長慶油田分公司第二采油廠，甘肅慶陽 745000；2．四川奧吉特油田科技開發有限公司，四川成都 610041）

儲層非均質性是指油氣儲層受到沉積環境、成巖作用以及構造作用的影響下，儲層的空間及內部各種屬性都存在不均勻的變化。儲層非均質性決定儲層質量的好壞，影響地下油氣水的運動和分布，影響油氣采收率以及油田的開發效果[1-3]。

鄂爾多斯盆地吳起油田長63油藏儲層砂體發育，砂層厚度大，是目前該區提交儲量及生產開發的主要層位[4]。前人針對該區長 63油藏沉積相類型及特點、儲層砂體分布、儲層孔隙結構、儲層成巖作用、油氣分布規律等已有大量的研究工作，對于吳起油田有利區評價及油藏控制規律認識已經有一套較為成熟的理論和技術方法，但對延長組長63儲層非均質性的研究較為薄弱，長63儲層屬于低孔低滲儲層，孔隙結構和成巖作用復雜，儲層敏感性較強，直接影響油氣的開發效果[3-6]。為了高效開發長 63油藏，需要對吳起油田長63低滲儲層非均質性特征有一個全面深化的認識，為后期的生產調整提供一定的指導作用。

1 區域地質概況

吳起油田位于陜西省吳起縣境內，東起薛岔，與靖安油田相鄰，西自廟溝，北到五谷城，南至金鼎，勘探面積約1 040 km2，構造背景上位于鄂爾多斯盆地中部，屬于陜北斜坡二級構造單位，構造簡單，表現為傾角小于1°的西傾單斜，平均坡降為每千米8～10 m，在此背景上發育一系列由東向西傾沒的低幅鼻狀隆起，無斷層發育[7-8]。研究區延長組為一套陸相湖泊沉積，生儲蓋組合發育齊全，具有良好的油氣成藏條件，長63儲層沉積環境主要為淺水三角洲前緣亞相，其中水下分流河道砂體是主力含油砂體[9]，儲層砂巖具有沿河道方向連續性好、河道中心砂體厚度大、物性及含油性好的特征。長63油藏為區域西傾單斜背景上發育的巖性-構造油藏（圖1）。

圖1 鄂爾多斯盆地長63沉積相劃分及研究區位置

2 儲層層內非均質性

層內非均質性是生產中引起層內矛盾的內在原因。層內非均質性主要內容包括：垂向上粒度分布的韻律性、層理構造（影響滲流的各向異性）、滲透率的差異程度（影響流體的波及程度與水竄）及層內夾層（影響注采方式與油水界面的分布）[8]。

2.1 沉積韻律特征

吳起油田長63儲層為三角洲前緣沉積，主要發育水下分流河道、河口壩、水下分流河道側翼及分流間灣四類微相。其中，儲層砂體以水下分流河道、水下分流河道側翼及河口壩為主，水下分流河道與水下分流河道側翼為正韻律沉積，下粗上細，當多期河道切割沖刷時會形成多期正韻律的疊加；河口壩多為上粗下細的反韻律特征。砂巖碎屑顆粒的韻律性，對儲層滲透率在垂向上的分布規律影響很大，尤其是受成巖作用影響較弱的儲層中，垂向上的韻律直接決定了滲透率的韻律性[10]。研究表明，研究區的沉積韻律主要以復合韻律和正韻律為主。

通過觀察研究區13口井的巖心，長63亞段砂體沉積構造豐富，平行層理與斜層理最常見，變形構造較少。水平層理發育時會影響流體的垂向滲流，注入水易順著層理面推進，沿層理面水淹嚴重，使驅油效果變差。對于斜層理而言，在垂直于層理方向滲透率低，采收率高，而沿層理方向滲透率高，水淹快，易形成較多的殘余油，采收率低。這些層理的存在會引起滲透率的各向異性，使流體的滲流也產生各向異性，對驅油效率及整個油層的采收率產生影響。

2.2 滲透率非均質性

通過計算各小層滲透率的級差系數、突進系數、變異系數，分析統計層內滲透率的差異性，各種參數見表1。吳起油田長631儲層平均變異系數、突進系數、級差分別為1.05，4.33，111.00，長632儲層分別為1.23，4.50，123.50。綜合評價認為，長63儲層滲透率非均質性很強。

2.3 夾層分布特征

表1 吳起油田長63儲層層內滲透率非均質性統計

吳起油田長63儲層層內夾層主要為泥巖夾層和鈣質夾層，夾層平均厚度約為4.00 m。長631小層夾層平均厚度4.70 m，數量小于6個，平均每口井鉆遇2.3個夾層，密井網井區鉆遇的夾層為每米0.3個；長小層夾層平均厚度3.30 m，數量小于3個，平均每口井鉆遇 1.2個夾層，密井網井區鉆遇的夾層每米0.21個，夾層發育規模明顯小于長小層。

研究區的夾層多為不穩定夾層和隨機夾層，延伸距離小于1～2個井距，分流間灣泥巖多作為層間隔層或較為穩定的泥巖夾層，連續性好，延伸范圍可達多個井距。砂體內部物性較差的干層多為砂體內部夾層，連續性差，延伸范圍小于一個井距。同時，在厚層河口壩砂體內部，由于厚層砂體的垂向侵蝕作用，層間的間灣泥巖隔層連續性差，夾層主要為物性較差的致密干層，延續幾米至幾十米。

3 層間非均質特征

層間非均質性是指各砂層組內小層或單砂層之間的垂向差異性，包括層組的旋回性、各小層或單砂層滲透率的非均質程度以及隔層的分布等，是對一套砂泥巖互層的含油層系的總體研究，屬于層系規模的儲層描述[11]。本文通過研究層間滲透率差異和層間隔層分布來表征層間非均質性。

3.1 層間滲透率差異

根據巖石物性統計分析，吳起油田長63儲層兩個小層的物性存在明顯差異（表2），長小層滲透率要略高于長小層。此外，對兩個小層的變異系數、突進系數與級差進行了計算（表1），從整體上來看，長小層非均質性要強于長小層非均質性，層間滲透率差異明顯。

3.2 層間隔層分布特征

層間隔層對流體運動起隔擋作用，從而致使儲層的非均質性增強，壓裂條件下投產，一般認為4.00～5.00 m的隔層厚度是壓裂的臨界值，如果隔層厚度大于6.00 m，壓裂時不易壓開，可真正起到對流體的隔擋[12]。

吳起油田長63儲層亞組之間發育層間隔層，巖性主要為灰色泥巖，是分流間灣沉積形成的泥巖或者粉砂質泥巖，厚度為5.00～15.00 m，分布廣、橫向連續性好。層間隔層的發育導致長63儲層層間非均質性較強。

表2 吳起油田長63儲層各小層砂體物性統計

4 平面非均質特征

平面非均質性是指一個儲層砂體的幾何形態、大小、連續性以及砂體內孔隙度、滲透率的平面變化所引起的非均質性，這些因素直接關系到注入水平面波及程度，從而控制剩余油在平面上的分布[13]。本次研究針對平面非均質性主要討論砂體幾何形態及連通性、砂巖儲層物性平面上的分布特征。

4.1 砂體幾何形態及連通性

平面上，長63儲層砂體呈條帶狀分布，在研究區南部分叉形成條帶狀、坨狀的連片性好的厚砂體發育區。長與長儲層砂體平均厚度分別為7.56 m和2.34 m，其中，長小層砂體寬度與厚度最大，長小層砂體呈窄條帶狀，厚度規模較小。

剖面上，長6儲層砂體連通性整體較好。通過對油藏剖面內沉積微相砂體連通性分析，發現長 63油藏砂體的連通形式因層而異：長小層砂體分布廣，厚度大；而長小層砂體連續性較長小層差，砂體薄且單砂體在局部尖滅，儲層平面非均質性較強。

4.2 砂體物性平面分布

研究區兩個小層在平面上的非均質性差異主要與沉積時期的沉積微相類型有關，不同沉積微相的砂體中，以河口壩砂體物性最好、非均質性較弱；次為水下分流河道砂體；而水下分流河道側翼砂體物性變差、非均質性相對較強。此外，河道的來回遷移、擺動造成砂體橫向上連續性差，從而增強了儲層物性的非均質性。而不同層位的非均質性也存在差異，與長小層對比，長小層物性最好，非均質性較弱（表2）。

吳起油田長 63儲層兩個小層孔隙度以 6.00%～12.00%為主，南部物性整體好于北部。孔隙度高值中心斷續連接，呈長條帶狀、片狀分布（圖2、圖3）。滲透率整體為低滲超低滲，河道中心的滲透率比邊部大。砂體厚度大、孔隙及裂縫發育的地帶，為滲透率相對高值的發育部位（圖4、圖5）。

圖2 長小層孔隙度分布

圖3 長小層孔隙度分布

5 結論

（1）吳起油田長63儲層以水下分流河道、水下分流河道側翼及河口壩沉積為主，砂體單層內主要呈現正韻律與復合韻律，主要發育平行層理和斜層理；通過分析變異系數、突進系數、級差等滲透率非均質性參數，綜合評價長63儲層層內非均質性較強。

圖4 長小層滲透率分布

圖5 長小層滲透率分布

（2）長63儲層層間非均質性較強，長小層非均質性強于長小層，層間隔層的存在阻礙兩個小層流體運動，使兩個小層層間非均質性增強。

（3）長63儲層平面非均質性差異主要與沉積時期的沉積微相類型有關。河口壩砂體物性最好、非均質性較弱，次為水下分流河道砂體，而水下分流河道側翼砂體物性變差、非均質性相對較強。