南翼山油田下油砂山組Ⅴ油組儲層非均質性及對油氣分布的影響

劉乾乾，羅賀元

（長江大學地球科學學院，湖北 武漢 430100）

儲層非均質性影響油田注水開發的最終采收率，是儲層研究和油藏描述中不可缺少的一個重要內容。通過研究儲層非均質性，揭示出研究區內儲層的物性特征，有利于清楚地認識油水分布規律，開展地層對比、沉積微相研究，對指導油田合理開發具有重要意義［1-5］。選取南翼山油田下油砂山組Ⅴ油組為研究對象，綜合利用巖心分析、測井解釋等相關資料，分析儲層宏觀非均質性特征以及對油氣分布的影響，為下一步油藏挖潛、難采儲量的動用、單井產量的提高以及油田穩產和增產提供技術保障。

1 地質背景

南翼山油田位于柴達木盆地西北方向，行政隸屬青海省海西州茫崖鎮。區域構造屬于西部坳陷區茫崖凹陷區南翼山背斜帶上的一個三級構造，走向大致為北西—南東向。南翼山油田西北為紅溝子和小梁山構造，東北為尖頂山構造，南部為鹽灘和油泉子構造，西部為咸水泉和干柴溝構造［6-8］（圖1）。

圖1 南翼山油田地理位置

南翼山油田Ⅰ油組-Ⅴ油組地層屬于新近系上新統油砂山組，其中Ⅰ油組-Ⅳ油組屬于上油砂山組，研究層段Ⅴ油組屬于下油砂山組，主要由碳酸鹽巖和碎屑巖兩大類巖石混積組成。Ⅴ油組8口井巖心描述分析資料證實，Ⅴ油組巖性主要為灰質泥巖、泥巖、藻灰（云）巖和泥晶灰巖，夾少量砂質泥巖、顆粒灰巖等；3口井53塊薄片鑒定結果表明，Ⅴ油組儲層巖性主要以碳酸鹽巖類為主，大致可以分為三類：顆粒灰巖、藻灰（云）巖、泥晶灰（云）巖，還發育有少量含灰質的粉砂巖。孔隙度值集中分布在5%～15%，儲層孔隙度跨越低孔、中孔兩個級別，整體上屬于低孔隙度儲層；滲透率值集中分布在0.01×10-3～10.00×10-3μm2，整體上屬于特低滲儲層。

南翼山油田Ⅴ油組共劃分為9個砂組，細分為53個小層（部分未鉆穿），文中主要研究Ⅴ4、Ⅴ5、Ⅴ6、Ⅴ7、Ⅴ10、Ⅴ14、Ⅴ17、Ⅴ25、Ⅴ26、Ⅴ28等22個主力小層，也是研究區主要產油小層。

2 儲層非均質性特征

儲層非均質性是指儲層分布及內部各種屬性在三維空間上的不均一變化，目前國內關于儲層非均質性的研究理論和方法是根據裘懌楠（1987）等人的成果，分別從宏觀非均質性（層內、層間和平面非均質性）和微觀非均質性展開研究。儲層的非均質性是絕對的、普遍存在的，且儲層內部各種屬性之間相互制約，對油氣分布影響很大［9］。

2.1 層內非均質性特征

2.1.1 滲透率非均質性

儲層各項非均質參數從不同側面反映出儲層的非均質程度［10］，通過綜合考慮滲透率變異系數、突進系數、綜合系數三個參數，并結合Ⅴ油組儲層的非均質性實際情況對層內非均質性進行分析研究。研究發現，Ⅴ油組層內非均質性整體較強，各層段非均質程度略有差異，滲透率為0.011×10-3～220.950×10-3μm2，平均為2.832×10-3μm2；滲透率變異系數為1.358～4.028，平均為2.418。

2.1.2 夾層分布特征

研究區主要分布泥質夾層和物性夾層，各級夾層數量有限，發育不穩定，統計Ⅴ油組37個小層的夾層發育情況發現，只有9個小層發育夾層，且不同小層間夾層發育情況差異較大。

2.2 層間非均質性特征

2.2.1 砂體密度和分層系數

采用砂體密度和分層系數來定量表征垂向上砂體的發育情況和疊置規律。砂體密度小且分層系數越大，則層間非均質性越強［11-12］。研究發現，Ⅴ油組砂體密度為0.15～0.62，分層系數為0.40～1.96，各層之間存在差異，其中Ⅴ4、Ⅴ5、Ⅴ6、Ⅴ11、Ⅴ20等小層砂體密度較小，同時分層系數較大，層間非均質性較強。

2.2.2 層間隔層分布特征

南翼山油田Ⅴ油組層間泥質隔層主要發育于湖盆內上下相鄰兩期較大規模碳酸鹽巖沉積的間斷期，厚度較厚，各主力小層平均隔層厚度大于3.00 m，平面上一般呈席狀連續穩定分布，封堵流體能力較強。從表1可以看出，Ⅴ6-Ⅴ7、Ⅴ10-Ⅴ11、Ⅴ34-Ⅴ35小層層間隔層厚度較大，平均厚度約5.00 m，封隔流體能力較好；Ⅴ7-Ⅴ8、Ⅴ26-Ⅴ27、Ⅴ33-Ⅴ34小層間隔層厚度較小，平均厚度約2.00 m，封隔流體能力相對較差。

表1 Ⅴ油組主力小層間隔層厚度

2.3 平面非均質性特征

南翼山油田Ⅴ油組為淺湖與半深湖的交替沉積，平面上以高低能顆粒灘、灰坪和泥坪沉積微相發育較多，其次為云坪微相，砂坪微相僅局部可見，多數層位在區內中部集中發育顆粒灘沉積，由顆粒灘中心向外圍相變為灰坪或泥坪沉積，部分層位在區內中央沉積云坪，向周邊過渡為灰坪或泥坪。儲層展布呈北西—南東方向連片狀特征，儲層延伸方向與南翼山構造延伸方向一致。以Ⅴ6小層沉積微相與滲透率疊合平面分布為例，滲透率在平面上的分布主要與沉積微相和儲層展布特征相關，顆粒灘微相發育區域滲透率相對較高，而灰坪或泥坪發育區域滲透率相對較低；平面上滲透率大致由中心向四周逐漸變差（圖2）。

圖2 Ⅴ6小層沉積微相與滲透率疊合平面分布

3 儲層非均質性對油氣分布的影響

3.1 層內非均質性對油氣分布的影響

3.1.1 韻律影響

韻律受垂向上粒度的變化所影響，儲集巖的分選性越好，粒度與孔滲之間的正相關關系就越明顯［13-14］。研究區分選好的顆粒灘微相形成的正韻律下部、反韻律上部和復合韻律中部等，儲集巖的孔隙度和滲透率都較高，巖心上可見油浸、油斑顯示，但對Ⅴ油組油氣分布影響較小。

3.1.2 夾層影響

Ⅴ油組夾層分布連續性較差，僅個別小層發育，且橫向延伸范圍較小（只有2～3個井距），部分夾層橫向逐漸過渡成為隔層，對油氣分布影響很小（圖3）。

3.2 層間非均質性對油氣分布的影響

研究表明，Ⅴ油組層間非均質性對油氣分布的影響主要表現在層間隔層的分隔和遮擋作用，而砂地比和分層系數對Ⅴ油組油氣整體分布影響較小。研究發現，Ⅴ油組小層平均隔層厚度大于3.00 m，平面上一般呈席狀連續穩定分布，封堵流體能力較強（表1）。靠近砂組分界處的小層附近存在一個分布穩定、具有一定厚度的泥巖隔層遮擋油水，使其上下臨近的小層具有形成主力產層的潛力，對油氣在縱向上的分布起著主要控制作用（圖3）。

圖3 V油組油藏連井剖面

3.3 平面非均質性對油氣分布的影響

3.3.1 儲層平面展布

南翼山Ⅴ油組儲層平面展布特征從根本上受沉積相控制，不同沉積相類型的展布特征不同，加上局部微構造的影響，造成較為強烈的平面非均質性，對油氣分布影響較大。研究區含油儲層主要為顆粒灘沉積微相，顆粒灘儲層呈不規則帶狀或片狀分布，儲層厚度大，連續性好，平面非均質性弱（圖4）。部分小層內部的灰坪儲層呈透鏡狀、土豆狀，儲層尖滅迅速，厚度小，連續性較差，平面非均質性強，導致油氣分布零散，油水關系復雜，形成了不同的油水界面［15-16］。

圖4 Ⅴ6小層沉積微相與油砂體疊合平面分布

3.3.2 物性平面分布

南翼山Ⅴ油組儲層物性平面分布主要受沉積相和巖相控制，物性平面非均質性對油氣分布的影響主要表現為儲層平面內油氣充注的不均一。油氣的充注過程表現為充注動力和充注阻力的相互作用和相互影響，首先油氣會優先充注儲層內部阻力小的部位，即物性好、滲透率極差小的部位（圖5）。研究區顆粒灘物性普遍較好，油氣充注阻力很小，且干層發育較少，含油層連片分布；灰坪和云坪則相反，物性較差，油氣充注阻力較大，導致油氣充注不均勻，含油層常呈零散狀分布。

圖5 Ⅴ6小層油砂體與孔隙度疊合平面分布

4 結論

（1）南翼山油田Ⅴ油組層內滲透率非均質性整體較強，各小層之間略有差異，滲透率整體變化幅度較大；Ⅴ油組儲層層內夾層發育不穩定，連續性差，厚度較薄，整體上對Ⅴ油組油氣分布影響較小。

（2）隔層分布的穩定性直接影響開發效果和對流動單元的認識［17］，研究表明，南翼山Ⅴ油組小層平均隔層厚度大于3.00 m，平面上一般呈席狀連續穩定分布，封堵流體能力較強，對油氣在縱向上的分布起著主要控制作用。

（3）研究區Ⅴ油組儲層平面展布特征和物性平面分布從根本上受沉積相的影響和控制。研究發現，研究區I類優勢儲層主要為高、低能顆粒灘微相，物性較好，且滲透率級差小，儲層厚度大，連續性好，油氣充注均勻，干層少，含油連片。