靖邊油田新城區塊延9油層組儲層非均質性特征

肖 鄂,程 妮,王政杰,馬鈺凱,白 婷,井康康

(延長油田股份有限公司勘探開發技術研究中心,陜西延安 716000)

在沉積、成巖、構造綜合作用下,儲層在空間展布不均勻及其內部屬性參數的各向異性稱之為儲層非均質性[1-2]。對注水開發油田而言,儲層非均質性是影響剩余油分布和水驅采收率的關鍵地質因素[3],深刻認識儲層非均質分布特征及影響因素,方能采取針對性措施,解決油田開發中的三大矛盾(層間矛盾、層內矛盾和平面矛盾),改善水驅效果[4]。根據測井資料、巖心化驗分析以及壓汞實驗結果,對靖邊油田新城區塊延9油層組儲層非均質性展開研究,明確區域儲層非均質性特征及影響因素,以期為新城區塊精細注水開發提供指導。

1 區域地質概況

靖邊油田新城區塊構造上位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中部(圖1),行政隸屬靖邊縣西南的新城鄉。區塊構造相對簡單,為一平緩的西傾單斜,地層傾角小于l°,千米坡降約7～10 m。因差異壓實作用,局部地區發育低幅度鼻狀構造,無斷層發育。

新城區塊延9油層組目的層為中生界侏羅系中統延安組,巖性主要為淺灰色、灰色中-細粒長石或巖屑長石砂巖,灰色、深灰色及黑色泥巖,夾少量粉砂巖及泥質粉砂巖。據區塊內110塊巖心樣品分析數據,延9油層組儲層孔隙度為8.8%～23.4%,中值為16.7%;滲透率為0.72×10-3～119.80×10-3μm2,中值為7.10×10-3μm2(剔除裂縫樣品),總體上屬中孔特低滲儲層。依據輔助標志層特征及沉積旋回,將延9油層組自上而下劃分為延91、延92兩個油層亞組,并將延92油層亞組進一步細分為延921、延922兩個小層,各地層穩定發育,厚度變化較小。

2 沉積特征

晚三疊世末期,鄂爾多斯盆地經印支構造運動整體抬升,下伏延長組頂部地層遭受到不同程度剝蝕形成溝谷縱橫地貌[5];早侏羅世富縣組及延10油層組沉積時期,地殼相對穩定,沉積物對前期剝蝕的溝谷地貌填平補齊;延9油層組沉積時期,雨量增大、氣候變得溫暖潮濕,同時盆地再次下沉,在東南部形成湖泊,周圍水系匯入其中,形成多源河湖三角洲[6]。

延9油層組受北西向物源控制,巖石較復雜,以灰綠色中-細粒巖屑質長石砂巖為主,含少量的長石砂巖及巖屑長石砂巖(圖2)。根據區塊內巖石薄片鑒定結果,延9油層組儲層平均石英含量為29.80%;長石含量為54.10%;巖屑含量為9.83%;主要粒徑為0.20～0.36 mm,分選好;磨圓度為次棱狀-次圓狀,磨圓較好;顆粒呈線狀或點線狀接觸,孔隙式膠結為主;填隙物總量為6.30%,主要成分為水云母、綠泥石和硅質;孔隙類型以粒間孔和溶孔為主,粒內孔及微裂隙含量很少,壓汞實驗表明孔喉細小且分選較差。

圖2 新城區塊延9油層組儲層巖性三角圖

根據新城區塊巖性、粒度、測井相特征以及沉積構造及其組合,并結合前人對靖邊西部侏羅系延安組延9油層組沉積相研究成果,延9油層組屬于曲流河亞相沉積,綜合巖心觀察和電測曲線特征可進一步細分為河道、河漫灘、天然堤等沉積微相。

2.1 河道沉積微相

河道主要以淺灰、灰綠色中-細粒砂巖為主,發育塊狀、槽狀交錯層理,具有不對稱波痕及沖刷-充填構造,反映水動力較強,下切作用明顯。砂體順河道方向延伸呈長條狀,垂直河道方向則呈透鏡狀。自然電位以中-高幅箱形或鐘形為主,側緣砂體為齒化鐘形或圣誕樹狀。

2.2 天然堤沉積微相

天然堤主要分布于曲流河道兩岸,以粉砂巖、粉砂質泥巖為主,顏色較深,多為深灰色、灰黑色及黑色,常呈薄互層狀。巖心見有呈莖干或葉片分離碎片狀的植物化石,水平層理發育,生物擾動作用強烈,常見垂直蟲孔構造,反映該沉積微相處于相對寧靜的低能水動力環境,電測曲線呈平直狀或指狀。

2.3 河漫灘沉積微相

河漫灘為洪水期溢岸沉積,巖性最細,多為暗色泥巖、粉砂巖、泥質粉砂巖。沉積構造有波狀層理和小型沙紋層理。自然電位平直偏正,呈指狀、齒狀和齒化鐘形,自然伽馬呈明顯高值。

3 非均質性特征

對陸相沉積油田而言,儲層非均質性是影響注水開發油田注入水波及體積及驅油效率的關鍵地質因素,它的強弱不僅決定儲層品質好壞,更決定了水驅采收率的大小[7]。開展非均質性研究,不僅可對油田注水開發提供現實指導,也有利于還原砂體沉積時的沉積環境及水動力條件[8],為區塊沉積演化、油氣富集及成藏規律研究提供參考。

3.1 層間非均質性

層間非均質性是油田注水開發中最為突出的矛盾,它從總體上描述了砂巖、泥巖間互的含油層系各砂體之間剖面的差異性,是劃分開發層系、選擇開采工藝技術的重要依據[9]。常用分層系數、砂巖密度、隔層分布、非均質性參數等來描述。

3.1.1 分層系數

指同一含油層系內砂層的層數,常用平均單井鉆遇砂層層數表示[10]。數值越大,則隔層越多,層間非均質性越強,注水開發時層間干擾及單層突進越突出,開發效果越差。據統計,新城區塊延91油層亞組單砂體層數為1～2個,平均分層系數為1.8;延921小層單砂體層數為1～3個,平均分層系數為1.4;延922小層單砂體層數為1～3個,平均分層系數為1.2。

3.1.2 砂巖密度

砂巖垂向上的總厚度與地層總厚度之比稱之為砂巖密度,數值大小反映砂體連通程度[11](表1)。

表1 砂巖密度及其連通性關系

計算結果表明:延91油層亞組砂巖密度為0～82%,平均29%;延921小層砂巖密度為6%～80%,平均36%;延922小層砂巖密度為10%～88%,平均63%。整體上,延922小層砂體連通性較好,延91油層亞組和延921小層連通性較差。

3.1.3 隔層分布

隔層是影響非均質性的重要指標,新城區塊各油層組之間、各油層亞組以及各小層之間均有較穩定的隔層分布,隔層巖性以泥質粉砂巖、粉砂質泥巖、泥巖以及砂泥巖薄互層為主,為河漫灘、天然堤沉積微相。從油層組到小層可劃分出三個級別的隔層。

Ⅰ級隔層:對應于油層組之間的隔層,主要為延8與延9油層組之間的隔層,巖性主要為泥巖和粉砂質泥巖,一般4.0～15.0 m,平均6.0 m,鉆遇率100%。

Ⅱ級隔層:對應于各油層亞組之間的隔層,主要指延91與延92油層亞組間隔層,主要為泥質粉砂巖夾泥巖。一般為0.5～6.5 m,平均2.4 m,鉆遇率94%。

Ⅲ級隔層:對應于各小層之間的隔層,主要指延921與延922小層間隔層,主要為泥質粉砂巖夾泥巖。一般為0.8～16.2 m,平均4.5 m,鉆遇率97%。

3.1.4 滲透率非均質性參數

變異系數、突進系數、級差是定量評價滲透率非均質性程度的常用參數,從新城區塊非均質性統計結果看(表2),延9油層組儲層滲透率變異系數為0.95,突進系數為8.2,級差為154.3。據特低滲透儲層非均質性判別標準,綜合評價認為,延9油層組儲層為強非均質性。

表2 新城區塊延9油層組儲層非均質性參數

3.2 層內非均質性

層內非均質性是指一個單砂層規模內垂向上的儲層性質變化,是決定單砂層波及體積大小的主要因素[12],常用滲透率(或粒度)韻律、夾層以及沉積構造等來描述。

3.2.1 滲透率韻律變化

根據取心井物性資料,新城區塊延9油層組儲層單砂體內部滲透率韻律變化較為復雜,有正韻律、反韻律以及復合韻律三種類型,并以復合韻律最為普遍。

1)正韻律型:滲透率自下而上逐漸減小,反映水動力由強減弱的過程,高滲透率段分布于砂體底部,可進一步分為單一正韻律及疊加正韻律兩種類型[13]。前者由一個正韻律組成,滲透率向上逐漸變差,按變化形式又可分為漸變的完全正韻律及存在突變的不完全正韻律;后者則由兩個或兩個以上單一正韻律段疊加,中間為低滲透率段分隔。總體上,這種韻律的砂體主要為河道沉積成因。

2)反韻律型:滲透率自下而上逐漸增大,反映水動力逐漸增強的過程,在進積序列中較為常見,砂體頂部為高滲透率段。區塊內單個反韻律型較少,多數反韻律砂體為復合韻律砂體的一部分。

3)復合韻律型:垂向上高、低滲透率段或正韻律、反韻律層交替分布,為區塊內主要韻律類型,常見反-正韻律和正-正韻律兩種類型(圖3)。

圖3 分流河道復合韻律(靖探592井)

3.2.2 夾層特征

作為滲流屏障,層內夾層對流體滲流具有遮擋或隔絕能力[14],夾層發育部位注水開發時極易形成“死油區”。因此,對夾層分布及類型的研究至關重要。

按電性特征差異,將夾層分為低阻和高阻兩種類型:低阻夾層特征在砂巖段微電極及其他電測曲線上表現為相對低值,自然伽馬顯示相對高值,聲波等曲線也有反映,多為泥質夾層[15];高阻夾層特征微電極曲線上呈尖峰狀相對高值,聲波曲線存在一個相對低值區,常見于辮狀河道及分流河道的較厚砂層中,多為膠結致密或碳酸鹽巖膠結物含量較高、物性較差的砂巖層及粉(或細)砂巖層[16]。

新城區塊延9油層組儲層各單砂體以泥質夾層為主,夾層發育不穩定(圖4),巖性為泥質砂巖和砂質泥巖,分布不均勻,連續性差。

延91油層亞組砂體發育1個夾層,厚度為0.1～2.8 m,平均約1.2 m;延921小層砂體內發育有1～3個夾層,單層厚度為0.7～3.5 m,平均約3.4 m;延922小層砂體內發育有1～5個夾層,單層厚度為0.1～3.9 m,平均約2.1 m。總體來看延922小層內夾層最為發育,以泥質夾層為主,具有較好的連續性(圖5)。

圖5 延922小層夾層展布

3.3 平面非均質性

平面非均質性是指儲層在平面上不同位置沉積相、巖性、物性等方面的差異,可導致注入水在平面上推進的不均衡性,影響和控制注水波及面積的大小[7]。常用砂體平面連續性、連通性及孔滲平面變化來表示。

總體上,砂體自北西-南東向呈條帶狀延伸,順河道方向砂體較窄,但延伸性及連通性較好,側向連續性差;河道交匯處砂體較寬,連通性好;但在區塊東部,受河道沉積時水動力條件較弱影響,砂體平面展布不連續(圖6)。

圖6 延922小層滲透率展布

新城區塊延9油層組儲層孔隙度、滲透率平面分布受沉積微相控制,砂體較發育的地方物性較好。滲透率平面差異較大,最大值為27.9×10-3μm2,最小值為0.6×10-3μm2。高值區分布在新126-01井-新126-02井、新110-01井-新122-01井、新120-05井-新122-07井、新131-01井-新75-07井之間。

3.4 非均質性影響因素

整體上,延9油層組沉積時期盆地東南部主要為湖泊沉積,多雨濕潤的古環境決定了新城區塊河流沉積在空間的展布。

新城區塊延9油層組儲層平面非均質性受同期河流流向及水動力強弱控制,決定著河道、河漫灘、天然堤等沉積微相的平面展布,砂體沿主河道方向延伸,連通性好,側向連續性差,不同沉積微相在空間展布的差異又決定著儲層孔隙度、滲透率的差異分布。

儲層層間及層內非均質性受沉積時水動力強弱變化控制,形成河道垂向上砂泥巖互層的沉積模式,洪水期的規模與頻次決定隔夾層的展布和規模,進而影響儲層層間及層內非均質性的強弱;沉積韻律對層內非均質性也有一定的影響。

4 結論

1)靖邊油田新城區塊構造簡單,為平緩西傾單斜;主力油層為侏羅系延9油層組,可進一步細分為延91與延92油層亞組,其中92油層亞組又可細分為延921、延922小層,各地層厚度相對穩定;延9油層組儲層以灰綠色中-細粒巖屑質長石砂巖為主,粒徑中等,分選好,磨圓度為次棱狀-次圓狀,呈線狀或點線接觸,孔隙式膠結,填隙物主要為水云母、綠泥石和硅質;發育粒間孔與溶蝕孔,喉道細小且分選較差,發育河道、河漫灘、天然堤等沉積微相。

2)廣泛、穩定發育的隔層是影響新城區塊延9油層組儲層層間非均質性的主要因素,延91油層亞組隔層較延921、延922小層發育,隔層的分布對油氣的運移與聚集產生重要影響;根據隔層分布位置,從油層組至小層可分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三個等級,各級別隔層在研究區均較為發育;綜合分層系數、砂巖密度以及變異系數等非均質性參數計算結果,延9油層組儲層層間非均質性較強。

3)層內非均質性主要受夾層及沉積韻律影響,延9油層組儲層各單砂體以低阻泥質夾層為主,各小層內夾層分布不均,連續性較差,其中以延921小層夾層最厚,延922小層夾層分布最廣,非均質性較強,泥質夾層分割了油藏;滲透率是沉積韻律的外在表現,取心資料表明:延9油層組儲層單砂體內滲透率韻律變化較為復雜,有正韻律、反韻律以及復合韻律三種類型,且以復合韻律最為普遍。

4)新城區塊砂體呈條帶狀分布,總體上自北西-南東向展布,順河道砂體較窄,延伸性及連通性較好,區塊東部砂體不連續;孔隙度、滲透率分布受沉積微相控制,河道砂體發育的區域物性較好。