基于不同砂體結構的宏觀非均質性評價方法
——以鄂爾多斯盆地合水地區長8油層組為例

陳朝兵，付 玲，南凡馳，冉 婧，陳新晶，宗超倫，李昊遠

(1.西安石油大學 地球科學與工程學院，西安 710065；2.陜西省油氣成藏地質學重點實驗室，西安 710065；3.中國石油勘探開發研究院，北京 100083；4. 中國石油 長慶油田分公司 對外合作部，西安 710200；5.中國石油 長慶油田分公司 第六采油廠，西安 710200；6.中國石油 華北油田分公司 第五采油廠，河北 任丘 052360)

儲層非均質性是影響油田開發效果的重要因素之一，是指受沉積、成巖及構造應力影響下的儲層分布的不均一性，主要表現在儲層物性、巖性和含油氣性的空間分布差異性[1]。關于儲層非均質性的研究，前人[2-4]已做過大量系統性的工作，取得了眾多有益成果。裘亦楠等[2]結合油田生產情況，將儲層非均質性劃分為層內、層間、平面和微觀非均質性4個級別，該分類方案是目前我國油田勘探和開發評價中常用的分類方案；馬立元等[3]通過分析層內泥質隔夾層、富軟巖屑砂巖和鈣質膠結砂巖的空間配置關系，建立了儲層層內非均質模型；李繼強等[4]將突進系數引入層間非均質性模型，通過邊水氣藏的見水時間論證了層間非均質性與氣水運動的關系。上述研究成果多以半定量、單因素研究為主，在定量化及非均質性綜合表征方面還有待加強。本文通過分析鄂爾多斯盆地合水地區上三疊統延長組長8淺水三角洲砂體結構與非均質性的關系，構建儲層宏觀非均質性評價方法及模型，以期為復雜巖性油氣藏的儲層評價提供理論依據。

1 基本地質特征

鄂爾多斯盆地為中國中部的大型含油氣盆地，于晚三疊世從華北板塊脫離并獨立演化至今，屬多旋回克拉通盆地；現今構造為平緩的西傾單斜，坡度小于1°。晚三疊世延長組沉積期，鄂爾多斯盆地經歷了大型內陸湖盆沉積演化，盆地周邊發育河流—三角洲沉積體系，主要物源供給方向是盆地北部狼山—大青山造山帶和盆地西南部秦嶺造山帶[5]。延長組地層厚度約1 300 m，自下向上劃分為長10—長1十個油層組，其中長10—長8對應湖盆演化初期，長7對應湖盆快速擴張期，長6—長4+5對應湖盆回返抬升期，長3—長1對應湖盆萎縮消亡期[6]。

合水地區位于鄂爾多斯盆地西南部(圖1a)，長8沉積期，湖盆處于擴張初期，構造相對穩定，主要接受盆地西南部物源供給，盆地東北部有少量物源間歇供給，兩物源匯聚于研究區中部，發育淺水三角洲沉積和湖相沉積[11]。與正常三角洲不同，淺水三角洲的沉積坡度平緩，水淺而急，河道間砂體的疊置更為頻繁，結構更為復雜，非均質性更強[7]。研究區長8地層厚度約80～120 m，平均厚度102 m，自下向上劃分為長82和長81(圖1b)。長82沉積期以湖泛背景下的淺水三角洲前緣亞相與淺湖亞相沉積為主，以前緣席狀砂與湖相泥的互層為特征；長81沉積期三角洲進積作用明顯，發育淺水三角洲前緣亞相沉積，進一步劃分為水下分流河道、河口壩、分流間灣等微相，其中水下分流河道和河口壩微相構成砂體沉積骨架，是主要的油氣儲集體。長8儲層巖性以灰色細粒巖屑長石砂巖與長石巖屑砂巖為主(圖2a)，顆粒分選中等，呈次棱角狀；孔隙類型以粒間孔和長石溶孔為主(圖2b)，平均面孔率2.5%，平均孔隙度9.27%，平均滲透率0.53×10-3μm2，儲層整體致密。

圖1 研究區位置及地層巖性柱狀圖Fig.1 Location and stratigraphic column of study area

2 砂體結構類型及模型

砂體結構是單砂體的垂向疊加樣式、形態、規模及與泥質沉積物的空間配置關系，是沉積水動力強度、變化頻率、物源供給、沉積微相及沉積地形的綜合反映[8]。通過對合水地區長8砂體結構分析，研究區主要發育4種砂體結構類型，分別為連續疊加型、間隔疊加型、側向單層型和砂泥互層型(表1)；根據河道擺動特征又進一步劃分為穩定型、擺動型、遷移型、孤立型、側接型等多種亞類，不同砂體結構類型特征如下：

2.1 連續疊加型

連續疊加型砂體通常位于多期水下分流河道或河口壩中央部位，砂地比通常大于50%，平均為85%。河道在一定時間內擺動相對局限，主河道橫向遷移距離短，沉積物以垂向連續沉積為主，整體為正粒序，可見局部反粒序特征；多期河道間可見泥質沖刷面或鈣質薄層等夾層，測井曲線表現為厚層箱型，局部存在由于薄夾層導致的微齒化現象；砂體連續性好，垂向疊加厚度大，厚度介于15～30 m，河道寬度介于2～5 km，垂向組合以水下分流河道+河口壩連續疊加型為主(表1，圖3a)。

圖2 鄂爾多斯盆地合水地區延長組長8儲層基本特征Fig.2 Basic characteristics of Chang 8 reservoir in Heshui area, Ordos Basin

表1 鄂爾多斯盆地合水地區延長組長8砂體結構劃分Table 1 Structure division of Chang 8 sand body in Heshui area, Ordos Basin

2.2 間隔疊加型

間隔疊加型為多期水下分流河道側翼或河口壩的垂向疊加，砂地比相對較高，平均68%。由于河道擺動幅度有所增強，側翼部位的泥質沉積物相應增多，成為單個砂體之間的隔層(此處定義單砂體內部的泥質或鈣質薄層為夾層，單砂體之間的泥質沉積物為隔層)，阻斷了砂體之間的連續性；測井曲線表現為明顯齒化的多個箱型相互疊置，整體表現為粒度向上變細的正旋回特征，局部見反粒序特征；單砂體平均厚度通常大于4 m，單砂體間隔疊加后的砂體厚度也可達15～30 m，河道寬度介于1～4 km，垂向組合以水下分流河道間隔疊加型為主(表1，圖3b)。

2.3 側向單層型

側向單層型多發育在規模較大的水下分流河道側翼向邊緣相過渡區，也可獨立發育于規模較小的水下分流河道或河口壩的中央部位。與間隔疊加型的區別在于泥質沉積物厚度明顯增加，砂地比通常小于50%，平均42%，砂體明顯孤立存在于厚度較大的泥質隔層中；測井曲線表現為中—低幅度的鐘型和漏斗型，上下被泥巖基線所分隔；單砂體厚度為2～6 m，河道寬度1～2 km，剖面上多呈孤立狀的水下分流河道或河口壩存在(表1，圖3c)。

2.4 砂泥互層型

砂泥互層型通常位于三角洲前緣前端(前緣席狀砂)或水下分流河道及河口壩的邊緣，砂地比通常小于20%，為河道頻繁改道導致的碎屑沉積物不連續沉積，形成薄砂層與泥巖層的交替互層；測井曲線表現為交替的指狀特征(表1，圖3d)，河道寬度一般小于1 m。

3 砂體結構與非均質性的關系

3.1 砂體結構與隔夾層發育的關系

不同砂體結構內的泥質沉積物和成巖鈣質膠結物形成的隔夾層，使砂體在空間上的連續性降低，是導致儲層宏觀非均質性的關鍵因素[9-10]。泥質隔夾層與成巖鈣質隔夾層在露頭剖面及測井曲線上特征差異明顯(圖4)。泥質隔夾層出現于多期疊置單砂體內部或單砂體之間，具有高GR、高SP、低DEN、高AC的測井響應特征；鈣質隔夾層通常出現在厚層砂體內部，測井響應具有低GR、低SP、高DEN、低AC的特征，二者均導致砂巖孔隙度和滲透率的大幅降低，從而影響儲層宏觀非均質性的強弱。

根據野外剖面、鉆錄井及測井資料統計(表2)，合水地區長8儲層隔夾層厚度介于0.2～5.4 m，其中連續疊加型的不同期次砂體之間由夾層隔開，夾層平均厚度0.35 m，夾層頻率平均為5.7%，空間連續性最好，層內非均質性最弱；間隔疊加型的不同期次砂體由隔層隔開，隔層厚度較薄，平均厚度1.5 m，隔層頻率平均為26.3%，空間連續性稍差；側向單層型的不同期次砂體間的隔層厚度大，平均厚度5.4 m，隔層頻率較高，平均為43%，單砂體縱向基本不連通，橫向上單砂體之間搭接相連，儲層層間非均質性較強；砂泥互層型中的隔層厚度較側向單層型有所降低，平均厚度3.2 m，但隔層頻率明顯增大，達到69.3%，層間非均質性最強。

圖3 野外露頭剖面識別的延長組長8砂體結構類型Fig.3 Structure type of Chang 8 sand bodies identified in outcrop profile

圖4 鄂爾多斯盆地合水地區延長組長8儲層隔夾層特征(L20井)Fig.4 Characteristics of permeability barriers and interlayers in Chang 8 reservoir, well L20, Heshui area, Ordos Basin

表2 鄂爾多斯盆地合水地區延長組長8儲層單砂體隔層及夾層厚度統計Table 2 Thickness of permeability barriers and interlayers of single sand bodies in Chang 8 reservoir, Heshui area, Ordos Basin

3.2 砂體結構與滲透率非均質性的關系

不同砂體結構通常是由不同沉積微相相互切割、疊置形成，因此不同砂體結構下的巖石骨架顆粒粒度、分選、填隙物含量及成巖作用強度均存在差異，這些因素最終影響了巖石滲透率的高低[11-12]。不同砂體結構單砂體滲透率非均質性特征表明(圖5)，連續疊加型砂體多形成于河道中部，滲透率最高(0.63×10-3μm2)，滲透率變異系數(0.40)和級差(6.3)均較小，滲透率非均質性最弱；其次為間隔疊加型和側向單層型；砂泥互層型砂體形成的水動力較弱，砂體規模較小，滲透率最小(0.36×10-3μm2)，滲透率變異系數(0.83)和級差(25.3)最大，滲透率非均質性最強。

圖5 鄂爾多斯盆地合水地區延長組長8儲層 不同砂體結構滲透率非均質性變化Fig.5 Variation of permeability heterogeneity of different sand bodies in Chang 8 reservoir, Heshui area, Ordos Basin

4 宏觀非均質性定量評價方法

4.1 宏觀非均質性評價模型的建立

本文采用裘亦楠提出宏觀非均質性分類方案，將宏觀非均質性分為層內、層間和平面非均質性[13]，

重點對層內、層間非均質性的定量評價方法進行探討和研究，通過拾取影響層內和層間非均質性的關鍵參數，構建基于砂體結構的宏觀非均質性評價模型。

層內非均質性評價主要針對的是連續疊加型砂體或間隔疊加型、側向單層型及砂泥互層型的單砂體層內非均質性變化。如圖6所示，選取夾層密度Dk、夾層頻率Pk和儲層質量系數RQI3個參數，作為評價層內非均質性的關鍵參數，其中Dk、Pk用于評價層內夾層的發育程度，RQI是于興河等[14]提出的用于評價儲層優劣的綜合指數，構建層內非均質性評價指數N。通過計算，研究區長8儲層層內非均質性評價指數N介于0～2之間，N指數越大，層內非均質性越弱，反之則越強。

層間非均質性是指儲層或砂體間的差異，是對間隔疊加型、側向單層型及砂泥互層型的隔層規模及分布的總體性評價，屬于層系規模描述[15-16]。選取砂巖百分比Sn、單位厚度層間砂體層數T等參數，構建了層間非均質性評價指數J(圖7)。該指數是描述層間砂體空間分布非均質性的綜合參數，其中砂巖百分比Sn用于評價砂巖的厚度占比，間接反映隔層發育情況，單位厚度層間砂體層數T用于評價砂巖之間隔層發育的密度。通過計算，研究區長8儲層層間非均質性評價指數J介于0.5～3之間，J指數越大，層間非均質性越弱，反之則越強。

4.2 宏觀非均質性評價指數的應用

宏觀非均質性是影響油田井網部署方式、注水開發效果、穩產時間及最終采收率的主要因素，尤其是注水開發中后期，單層突進、平面舌進、含水率高等問題嚴重制約了油田開發效果[17-19]。因此，本文選取合水地區長8油藏2個處于注水開發中后期的井組(X26-25井組和X44-30井組)，基于井組內開發井射孔段的砂體結構類型及隔、夾層的統計，建立層內非均質性指數N、層間非均質性指數J與生產動態的關系(表3)。

圖6 鄂爾多斯盆地合水地區延長組長8不同砂體結構宏觀非均質性評價模型Fig.6 Macro-heterogeneity evaluation model of different sand body structures of Chang 8 reservoir, Heshui area, Ordos Basin

圖7 宏觀非均質性評價指數與生產動態參數相關性Fig.7 Correlation between macro-heterogeneity evaluation index and production dynamic parameters

表3 鄂爾多斯盆地合水地區延長組長8油藏宏觀非均質性指數與生產數據的關系統計Table 3 Correlation between macro-heterogeneity index and production data of Chang 8 reservoir, Heshui area, Ordos Basin

結果表明，層內非均質性指數N與油井含水率呈較好相關性(圖7a)，相關系數R2為0.494 6，即單砂體層內非均質性越弱(N值越大)，含水率越低。這是因為層內非均質性指數N主要針對的是不同砂體構型單砂體內的非均質性，由于單砂體內部的非均質性通常受泥質、鈣質夾層或沉積韻律等因素控制，因此注入水進入單砂體內部后，非均質性強的單砂體更容易發生注入水的突進，注水前緣優先沿高滲通道呈指狀或舌狀驅油，并形成優勢滲流通道，導致油井含水率快速上升；反之，注入水前緣在非均質性較弱的單砂體內部呈均勻推進，波及面積大，驅油效率高，油井含水率較低。

層間非均質性指數J與產液強度具有一定相關性(圖7b)，相關系數R2為0.560 7，即層間非均質性越弱(J值越大)，單位有效厚度油層的日產液量越高，產液強度越大；反之，層間非均質性越強，隔層密度和頻率越高，單位有效厚度油層的日產液量越低，產液強度越小。

綜上所述，層內非均質性指數N、層間非均質性指數J能夠定量評價地下流體滲流特征和驅替效率，預測油井生產動態特征，為油田開發提供一定的技術支撐。

5 結論

(1)合水地區長8淺水三角洲發育4種砂體結構，分別為連續疊加型、間隔疊加型、側向單層型和砂泥互層型，隔夾層是導致儲層宏觀非均質性的關鍵因素。連續疊加型的夾層發育程度及滲透率非均質性最弱，宏觀非均質性最弱；其次是間隔疊加型和側向單層型；砂泥互層型的宏觀非均質性最強。

(2)層內非均質性指數N用于表征不同砂體結構下的單砂體層內非均質性變化，能夠較好地評價注水開發過程中的流體驅替特征和油井含水率變化；層間非均質性指數J是評價和預測油井產液強度的較好度量，二者可用于油藏的宏觀非均質性評價。