鄂爾多斯盆地定邊地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層非均質(zhì)性研究

趙鶴森，陳義才，唐 波，林航杰，劉玉峰，張 雁

（1.成都理工大學(xué)能源學(xué)院；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠(chǎng)）

鄂爾多斯盆地定邊地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層非均質(zhì)性研究

趙鶴森1，陳義才1，唐 波1，林航杰1，劉玉峰2，張 雁2

（1.成都理工大學(xué)能源學(xué)院；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠(chǎng)）

在巖心資料和測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)的基礎(chǔ)上，通過(guò)定量計(jì)算定邊地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層的滲透率變異系數(shù)、突進(jìn)系數(shù)和級(jí)差等參數(shù)，對(duì)儲(chǔ)層的層內(nèi)、層間及平面非均質(zhì)性進(jìn)行了研究。長(zhǎng)2儲(chǔ)層各砂層組主要為三角洲平原的分流河道砂體，層內(nèi)非均質(zhì)性較弱；儲(chǔ)層內(nèi)部單砂層數(shù)多，泥質(zhì)夾層和隔層發(fā)育，層間非均質(zhì)性較強(qiáng)；在平面上，分流河道砂體的非均質(zhì)性較弱，天然堤、決口扇和沼澤砂體的非均質(zhì)性較強(qiáng)。綜合分析認(rèn)為，定邊地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層為中等非均質(zhì)性?xún)?chǔ)層。

非均質(zhì)性；長(zhǎng)2儲(chǔ)層；定邊地區(qū)；鄂爾多斯盆地

定邊地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西部，在構(gòu)造位置上橫跨天環(huán)向斜和伊陜斜坡兩大構(gòu)造單元。在三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)2儲(chǔ)層沉積期間，鄂爾多斯盆地基底整體抬升，湖盆的收縮速度加劇，盆地西緣和西南緣遭受剝蝕形成物源［1-2］。定邊地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層為湖泊三角洲平原亞相沉積，在縱向上自上而下可劃分為長(zhǎng)21、長(zhǎng)22和長(zhǎng)23共3個(gè)砂層組，砂體主要分布在分流河道，其次為天然堤、決口扇和沼澤［3］。由于區(qū)域構(gòu)造平緩，長(zhǎng)2油藏的分布主要受巖性控制。隨著油田開(kāi)發(fā)進(jìn)入到中后期，單井產(chǎn)能低和注水效果差等問(wèn)題逐漸突出。為了進(jìn)一步挖掘定邊地區(qū)長(zhǎng)2油藏的開(kāi)發(fā)潛力，有必要對(duì)儲(chǔ)層的非均質(zhì)性進(jìn)行研究。

1 不同沉積微相儲(chǔ)層的非均質(zhì)性

定邊地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層巖石類(lèi)型主要為中—細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖和長(zhǎng)石砂巖。根據(jù)研究區(qū)30多口井1000多個(gè)巖心物性分析數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)得出，長(zhǎng)2儲(chǔ)層中分流河道砂體的孔隙度主要為15.0%～19.0%，滲透率為1.0～32.5 mD，儲(chǔ)集物性較好；天然堤砂體的孔隙度主要為12.0%～16.0%，滲透率為1.0～10.0 mD，儲(chǔ)集物性差—中等；決口扇和沼澤砂體的孔隙度主要為8.0%～13.0%，滲透率為1.0～5.0 mD，儲(chǔ)集物性差。

儲(chǔ)層內(nèi)滲透率的變化和差異程度最能反映儲(chǔ)層的好壞，是研究非均質(zhì)性的關(guān)鍵參數(shù)。對(duì)定邊地區(qū)38口井長(zhǎng)2儲(chǔ)層各微相砂體的滲透率值進(jìn)行統(tǒng)計(jì)后，分別運(yùn)用下列公式［4］

計(jì)算出各微相的變異系數(shù)（VK）、突進(jìn)系數(shù)（TK）和級(jí)差（JK）（表1）。長(zhǎng)2儲(chǔ)層各沉積微相砂體中，分流河道砂體成分較單一，分選較好，粒度較均勻，變異系數(shù)小于0.5，突進(jìn)系數(shù)小于1.5，級(jí)差小于7.0，為弱非均質(zhì)性，反映出在沉積過(guò)程中水動(dòng)力條件較穩(wěn)定；天然堤的變異系數(shù)為0.75，突進(jìn)系數(shù)為2.81，級(jí)差為9.41，屬于中等非均質(zhì)性?xún)?chǔ)層；決口扇和沼澤的變異系數(shù)均大于1.0，突進(jìn)系數(shù)均大于3.0，級(jí)差均大于10.0，屬于強(qiáng)非均質(zhì)性?xún)?chǔ)層，表明沉積環(huán)境的能量變化大，物性差異大。

表1 定邊地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層各沉積微相砂體非均質(zhì)性特征Table 1 Reservoir heterogeneity parameters of microfacies of Chang 2 reservoir in Dingbian area

2 層內(nèi)非均質(zhì)性

儲(chǔ)層內(nèi)部非均質(zhì)性是指一個(gè)單砂層垂向上儲(chǔ)層性質(zhì)的變化，是直接控制和影響單砂體內(nèi)注入水波及體積和作用效率的關(guān)鍵因素［5］。層內(nèi)非均質(zhì)性主要反映在粒度韻律、層理構(gòu)造和層內(nèi)夾層分布等方面。

2.1 粒度韻律

國(guó)內(nèi)外大量室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和注水開(kāi)發(fā)實(shí)踐表明，正韻律儲(chǔ)層和反韻律儲(chǔ)層的注水效果差別非常大，后者的水驅(qū)采收率比前者大10%～20%［6］。定邊地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層分流河道砂體在垂向上主要為粒度下粗上細(xì)的正韻律，砂體內(nèi)部一般由幾個(gè)正韻律段疊加，自然電位曲線(xiàn)形態(tài)主要為箱形，孔隙度和滲透率表現(xiàn)出自下而上變小的特征。天然堤主要發(fā)育小型正韻律，決口扇為間斷正韻律，沼澤為復(fù)合韻律（圖1）。長(zhǎng)2儲(chǔ)層粒度韻律以正韻律為主，因此，注入水縱向波及厚度與開(kāi)發(fā)效果均較差。

圖1 池13井長(zhǎng)2儲(chǔ)層正韻律Fig.1 Positive rhythm of Chang 2 reservoir in Chi 13 well

2.2 層理特征

定邊地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層發(fā)育的層理類(lèi)型主要有交錯(cuò)層理、斜層理、沙紋層理、平行層理以及水平層理。分流河道砂體以槽狀交錯(cuò)層理、斜層理和平行層理為主；天然堤發(fā)育小型交錯(cuò)層理、斜層理和波狀層理；決口扇和沼澤發(fā)育小型交錯(cuò)層理、沙紋層理和水平層理。在細(xì)、粉砂巖中常見(jiàn)平行層理（圖2）。平行層理一方面有利于水驅(qū)油的均衡性，可提高波及系數(shù)，但另一方面也降低了儲(chǔ)層的滲透率，尤其是對(duì)垂向滲透率的影響很大［7］。

圖2 池13井油侵細(xì)砂巖平行層理Fig.2 Parallel bedding in fine-grained sandstone with oil invasion in Chi 13 well

2.3 層內(nèi)夾層

層內(nèi)夾層對(duì)流體流動(dòng)可起到不滲透或極低滲透的高阻作用，對(duì)開(kāi)發(fā)過(guò)程中的驅(qū)油效率影響很大［8］。定邊地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層層內(nèi)夾層較為發(fā)育，主要為泥質(zhì)夾層和鈣質(zhì)夾層（圖3）。統(tǒng)計(jì)表明（表2），定邊地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層各砂層組內(nèi)出現(xiàn)的夾層平均為4.03條，夾層密度為0～74.3%，平均為40.9%；夾層頻率為0～0.56條/m，平均為0.15條/m。

2.4 滲透率層內(nèi)非均質(zhì)性

圖3 黃38井淺灰色細(xì)砂巖中泥質(zhì)夾層Fig.3 Laminated shale of light gray fine sandstone in Huang 38 well

粒度韻律、層理特征和層內(nèi)夾層等都是影響層內(nèi)非均質(zhì)性的因素，而直接影響滲透率大小與變化的因素是儲(chǔ)層的孔隙度。定邊地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層的主要孔隙類(lèi)型為剩余原生粒間孔和粒間溶孔（圖4）。原生孔隙的大量保留使得儲(chǔ)層在成巖作用后的孔、滲特性變化不大，滲透率的變化較均勻［9］。通過(guò)對(duì)定邊地區(qū)92口井長(zhǎng)2儲(chǔ)層3個(gè)砂層組層內(nèi)非均質(zhì)性參數(shù)的統(tǒng)計(jì)與計(jì)算（表3）得出，長(zhǎng)21、長(zhǎng)22和長(zhǎng)23砂層組滲透率的變異系數(shù)均小于0.5，突進(jìn)系數(shù)均小于3.0，級(jí)差均小于7.0。綜合評(píng)價(jià)長(zhǎng)2儲(chǔ)層3個(gè)砂層組的層內(nèi)非均質(zhì)性均較弱，但相比之下，長(zhǎng)23砂層組層內(nèi)非均質(zhì)性較弱，長(zhǎng)21砂層組中等，長(zhǎng)22砂層組較強(qiáng)。

表2 定邊地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層各砂層組層內(nèi)夾層統(tǒng)計(jì)Table 2 Statistics of interbed distribution in sand sets of Chang 2 reservoir in Dingbian area

圖4 定邊地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層主要孔隙類(lèi)型Fig.4 Main pore types of Chang 2 reservoir in Dingbian area

表3 定邊地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層各砂層組層內(nèi)非均質(zhì)性特征Table 3 In layer heterogeneity characteristics of sand setsof Chang 2 reservoir in Dingbian area

3 層間非均質(zhì)性

儲(chǔ)層層間非均質(zhì)性是指儲(chǔ)層縱向上砂層間的物性差異及其分布特征，包括垂向上各種環(huán)境砂體的旋回性、層間滲透率的非均質(zhì)程度及隔夾層的分布等。層間非均質(zhì)性對(duì)油水系統(tǒng)的分布特征具有重要的影響［10］。

3.1 分層系數(shù)與砂巖密度

分層系數(shù)是指一定層段內(nèi)砂層的層數(shù)，常用平均單井鉆遇率表示。分層系數(shù)越大，表明層間非均質(zhì)性越強(qiáng)。砂巖密度是指剖面上砂巖累計(jì)總厚度與地層總厚度之比，也稱(chēng)砂地比［10］。砂巖密度越大，表明砂體縱向連通性越好。根據(jù)定邊地區(qū)92口井的測(cè)井資料統(tǒng)計(jì)（表4）得出，長(zhǎng)21與長(zhǎng)22砂層組的分層系數(shù)大于3，長(zhǎng)23砂層組小于2，反映從長(zhǎng)23砂層組到長(zhǎng)22、長(zhǎng)21砂層組沉積環(huán)境的變化，單砂層的沉積增多。長(zhǎng)22砂層組的分層系數(shù)最大，這與上述長(zhǎng)22砂層組層內(nèi)非均質(zhì)性較強(qiáng)的結(jié)論相符。長(zhǎng)22和長(zhǎng)23砂層組的砂巖密度大于50%，長(zhǎng)21砂層組為40%～50%，表明長(zhǎng)22和長(zhǎng)23砂層組砂體的連通性好于長(zhǎng)21砂層組（圖5）。

表4 定邊地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層各砂層組分層系數(shù)與砂巖密度統(tǒng)計(jì)Table 4 Statistics of hierarchical coefficient and sand density of sand sets of Chang 2 reservoir in Dingbian area

圖5 定邊地區(qū)F11—C1—C403—C4—Y13連井剖面圖Fig.5 Well tie section across F11,C1,C403,C4 and Y13 wells in Dingbian area

3.2 層間隔層

定邊地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層在沉積過(guò)程中，由于水動(dòng)力條件的變化和河道的快速遷移使得儲(chǔ)層中砂泥巖交互沉積。根據(jù)巖心觀(guān)察和測(cè)井解釋?zhuān)ㄟ叺貐^(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層普遍存在泥質(zhì)夾層和極低滲透層，砂層組間發(fā)育泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、碳質(zhì)泥巖及含凝灰質(zhì)泥巖的隔層［11］。

定邊地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層長(zhǎng)21與長(zhǎng)22砂層組之間的隔層厚度為1.6～5.3 m，長(zhǎng)22與長(zhǎng)23砂層組之間的隔層厚度為2.7～8.9 m，3個(gè)砂層組之間隔層較厚，對(duì)孔隙流體的滲流具有隔擋作用。各微相的不連續(xù)隔層由少至多的順序是分流河道→天然堤、決口扇→沼澤（表5）。儲(chǔ)層層間隔層的數(shù)量較多，厚度較大，反映出定邊地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層較強(qiáng)的層間非均質(zhì)性。

表5 定邊地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層層間隔層分布統(tǒng)計(jì)Table 5 Statistics of interlayer barrier distribution of Chang 2 reservoir in Dingbian area

3.3 滲透率層間非均質(zhì)性

儲(chǔ)層層間非均質(zhì)性主要表現(xiàn)在單砂體的發(fā)育程度方面，單砂體層數(shù)越多，層間非均質(zhì)性越嚴(yán)重（圖5）。長(zhǎng)2儲(chǔ)層單砂層的變異系數(shù)較小，僅為0.01～1.03，突進(jìn)系數(shù)為 1.00～2.50，級(jí)差為 1.00～56.00，平均為5.34，說(shuō)明單砂體層內(nèi)滲透率變化不大。隨著單砂層數(shù)的增加，非均質(zhì)性相應(yīng)地增強(qiáng)。長(zhǎng)2儲(chǔ)層砂層組的變異系數(shù)最大為3.23，平均為1.64；突進(jìn)系數(shù)最大為7.43，平均為4.25；級(jí)差最大為93.00，平均為16.48。當(dāng)整個(gè)長(zhǎng)2儲(chǔ)層作為一個(gè)開(kāi)發(fā)層系時(shí)，非均質(zhì)性將會(huì)變得嚴(yán)重。

4 平面非均質(zhì)性

儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性是指由砂體的幾何形態(tài)、規(guī)模、連續(xù)性及孔隙度和滲透率平面變化所引起的非均質(zhì)性，它直接影響到波及體積和平面水驅(qū)油效率［12］。

4.1 砂體平面展布

砂體的幾何形態(tài)、規(guī)模和連續(xù)性受沉積相的控制。從規(guī)模上看，定邊地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層為湖泊三角洲平原亞相沉積，發(fā)育5～8條北北東向的分流河道，主河道寬度為2～5 km，河道在多處發(fā)生合并與分叉，形成辮狀或網(wǎng)狀形態(tài)。儲(chǔ)層砂體厚度變化較大，多數(shù)為6～20 m。

定邊地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層砂體的幾何形態(tài)主要為條帶狀，有少量的土豆?fàn)?。分流河道和天然堤為帶狀，決口扇和沼澤為土豆?fàn)?。剖面上河道砂體呈上平下凸的透鏡狀，向兩側(cè)砂體變薄直至尖滅。河道砂體沉積時(shí)，主河道左右遷移頻繁，平面上相變快，導(dǎo)致研究區(qū)砂體的平面展布變化很大。

4.2 儲(chǔ)層物性變化

定邊地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層的儲(chǔ)集物性在平面上變化較大，孔隙度為8.0%～19.0%，平均為10.5%；滲透率為1.0～32.5 mD，平均為 16.8 mD；變異系數(shù)為0.01～3.23，突進(jìn)系數(shù)為 1.01～7.43，級(jí)差為 1.01～93.00，具有較強(qiáng)的平面非均質(zhì)性。以長(zhǎng)22砂層組砂巖滲透率平面分布為例（圖6），順物源方向相同相帶的砂體連通性較好，物性變化較平緩；垂直于物源方向的砂體連續(xù)性差，連通性變差，物性變化大，滲透率變化迅速。

長(zhǎng)2儲(chǔ)層滲透率高值區(qū)范圍與主河道砂體的分布相吻合。在平行于河道的方向上，滲透率變化較??；在垂直于河道的方向上，滲透率由河道中心向兩側(cè)逐漸降低。在分流河道砂體發(fā)育部位，注水開(kāi)發(fā)可獲得高產(chǎn)，但由于儲(chǔ)層物性好，注入水易形成注水通道；在天然堤等微相發(fā)育部位，砂體連通性差，儲(chǔ)層物性差，儲(chǔ)集空間動(dòng)用程度低，剩余油相對(duì)富集［13］。

圖6 定邊地區(qū)長(zhǎng)22砂層組砂巖滲透率分布圖Fig.6 Sandstone permeability distribution of Chang 22 sand set in Dingbian area

5 結(jié)論

（1）定邊地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層整體上為中等非均質(zhì)性?xún)?chǔ)層。各砂層組的層內(nèi)非均質(zhì)性均較弱，其中長(zhǎng)22砂層組的層內(nèi)非均質(zhì)性相對(duì)較強(qiáng)；縱向上從長(zhǎng)23砂層組到長(zhǎng)21砂層組單砂體和隔層沉積增多，層間非均質(zhì)性較強(qiáng)。

（2）定邊地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層各微相砂體中，天然堤、決口扇和沼澤砂體的非均質(zhì)性較強(qiáng)，而分流河道砂體的非均質(zhì)性較弱。平面上長(zhǎng)2儲(chǔ)層砂體的展布和物性變化較大，平面非均質(zhì)性特征突出。

［1］劉化清，袁劍英，李相博，等．鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)期湖盆演化及其成因分析［J］.巖性油氣藏，2007，19（1）：52-56．

［2］何自新.鄂爾多斯盆地演化與油氣［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2003.

［3］陳斐，魏登峰，余小雷，等.鄂爾多斯盆地鹽定地區(qū)三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng) 2 油層組沉積相研究［J］.巖性油氣藏，2010，22（1）：43-47.

［4］裘懌楠，許仕策，肖敬修.沉積方式與碎屑巖儲(chǔ)層的層內(nèi)非均質(zhì)性［J］.石油勘探與開(kāi)發(fā)，1985，1（2）：72-74.

［5］肖玲，田景春，魏欽廉，等.鄂爾多斯盆地油坊莊油田長(zhǎng)2段油層組儲(chǔ)層宏觀(guān)非均質(zhì)性研究［J］.沉積與特提斯地質(zhì)，2006，26（2）：59-62.

［6］胡望水，黃蘭，熊平.濮城油田沙一段的儲(chǔ)層非均質(zhì)性研究［J］.四川地質(zhì)學(xué)報(bào)，2010，30（1）：41-44.

［7］戴亞權(quán)，趙俊英，羅靜蘭，等.安塞油田坪橋地區(qū)長(zhǎng)2段儲(chǔ)層非均質(zhì)性研究［J］.西北大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版，2010，40（2）：287-292.

［8］李元昊，張銘記，王秀娟，等.鄂爾多斯盆地西北部上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組復(fù)合油藏成藏機(jī)理［J］.巖性油氣藏，2010，22（2）：32-36.

［9］姚涇利，王克，宋江海，等.鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)延長(zhǎng)組石油運(yùn)聚規(guī)律研究［J］.巖性油氣藏，2007，19（3）：32-37.

［10］張娜.鄂爾多斯盆地定邊縣姬塬油區(qū)延9和長(zhǎng)2段油層組油藏特征研究［D］.西安：西北大學(xué)，2007.

［11］張雪峰，趙彥德，張銘記.鄂爾多斯盆地西南緣延長(zhǎng)組存在差異構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的地質(zhì)意義［J］.巖性油氣藏，2010，22（3）：68-73.

［12］張滿(mǎn)郎，李熙喆，谷江銳，等.鄂爾多斯盆地中東部山2段儲(chǔ)層精細(xì)評(píng)價(jià)［J］.巖性油氣藏，2010，22（3）：71-77.

［13］張銘，樊孝峰，方勇，等.濮城油田東區(qū)沙二段下亞段沉積微相與儲(chǔ)層非均質(zhì)性及剩余油分布的關(guān)系［J］.中國(guó)海上油氣（地質(zhì)），2003，17（3）：176-180.

Heterogeneity of Chang 2 reservoir in Dingbian area,Ordos Basin

ZHAO He-sen1， CHEN Yi-cai1， TANG Bo1， LIN Hang-jie1， LIU Yu-feng2， ZAHNG Yan2
（1.College of Energy Resources， Chengdu University of Technology， Chengdu 610059， China；2.No.3 Oil Production Plant， Changqing Oilfield Company， PetroChina， Yinchuan 750006， China）

Based on statistics of core and well log data,parameters of variation coefficient,dash coefficient and differential are calculated tocarryout the study on the heterogeneity of layer,interlayer and areal heterogeneity of Chang 2 reservoir.The sand sets ofChang2 reservoir are mainlyofdistributarychannel sand bodiesin delta plain,and the layer heterogeneity is weak.There are many single sand bodies inside the reservoir,mud interbeds and barriers developed,and layer heterogeneityis relativelystrong.In the plane,the reservoir heterogeneityin the distributarychannel is weak and it is strong in the levee,crevasse splay and swamp.It is considered that Chang 2 reservoir in Dingbian area is of moderate heterogeneity.

heterogeneity； Chang2reservoir； Dingbianarea； OrdosBasin

TE122.2

A

2011-03-11；

2011-04-12

國(guó)家青年基金項(xiàng)目（編號(hào)：40602012）。

趙鶴森，1987年生，男，成都理工大學(xué)在讀碩士研究生，研究方向?yàn)閮?chǔ)層評(píng)價(jià)。地址：（610059）四川省成都市成都理工大學(xué)能源學(xué)院綜合樓331室。E-mail：40690746@163.com

陳義才，1963年生，男，博士，副教授，現(xiàn)主要從事油氣藏形成與分布規(guī)律的教學(xué)和科研工作。E-mail：cdlgcyc@126.com

1673-8926（2011）04-0070-05

王會(huì)玲）