大情字油田青一段儲(chǔ)層宏觀非均質(zhì)性及影響因素分析

胡望水，舒志恒，熊金紅，曹雪崧

（1.油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·長(zhǎng)江大學(xué)，湖北荊州 434023；2.中國(guó)石油吉林油田公司松原采氣廠）

大情字油田青一段儲(chǔ)層宏觀非均質(zhì)性及影響因素分析

胡望水1，舒志恒1，熊金紅1，曹雪崧2

（1.油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·長(zhǎng)江大學(xué)，湖北荊州 434023；2.中國(guó)石油吉林油田公司松原采氣廠）

儲(chǔ)層的非均質(zhì)性是影響油氣藏油、氣、水滲流及油氣采收率的主要因素之一，因此，進(jìn)行儲(chǔ)層非均質(zhì)性研究，找出其影響規(guī)律，對(duì)于搞清油藏剩余油的分布、采取合理性措施、提高采收率顯得十分必要。大情字油田青一段為低滲、特低滲油藏，綜合運(yùn)用巖心砂巖薄片、鑄體薄片、掃描電鏡、X-衍射分析等資料，對(duì)儲(chǔ)層的層內(nèi)、層間和平面非均質(zhì)性等方面進(jìn)行了分析。研究表明大情字油田青一段儲(chǔ)層宏觀非均質(zhì)性嚴(yán)重，認(rèn)為非均質(zhì)性主要受控于儲(chǔ)層的沉積微相及成巖相，埋深對(duì)儲(chǔ)層非均質(zhì)性也有一定的影響。

大情字油田；青一段儲(chǔ)集層；宏觀非均質(zhì)性；影響因素

1 區(qū)域概況

大情字井地區(qū)隸屬于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)長(zhǎng)嶺凹陷的中部，東西被華字井階地和大安-紅崗兩階地所挾持（圖1）。長(zhǎng)嶺凹陷的北部為乾安次凹陷，南部為黑帝廟次凹，大情字井構(gòu)造位于兩個(gè)次凹的中部相對(duì)隆起部位。鉆遇的地層自下而上依次為下白堊統(tǒng)的泉頭組、青山口組、姚家組、嫩江組，按照“旋回對(duì)比、逐級(jí)控制”的原則，采用輔助標(biāo)志層控制地層，沉積旋回劃分砂層組的方法，對(duì)油田內(nèi)青山口組一、二、三段儲(chǔ)層進(jìn)行了對(duì)比劃分，其中青一段劃分成4個(gè)砂層組13個(gè)小層7個(gè)單層（表1）。青一段主要為三角洲前緣、前三角洲及湖相沉積體，主要發(fā)育水下分支河道、河口壩、遠(yuǎn)砂壩、重力流、分支間灣等沉積微相。

表1 大情字井油田青山口組一段砂體劃分

2 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

研究區(qū)青一段碎屑成分主要由石英、長(zhǎng)石及巖屑和少量的云母、重礦物組成。石英含量主要為22%～40%，平均值29.4%；長(zhǎng)石含量主要為29%～46%，平均值37.3%；巖屑含量主要為20%～4 0%，平均值31.6%；巖屑以火山巖巖屑和變質(zhì)巖巖屑較多，沉積巖巖屑相對(duì)較少。從碎屑組成來(lái)看，本區(qū)青一段砂巖的成分成熟度中等偏低。通過(guò)對(duì)研究區(qū)砂巖成分三角圖分類，按趙澄林四組分類體系［1］，研究區(qū)砂巖以巖屑質(zhì)長(zhǎng)石砂巖為主，同時(shí)發(fā)育少量的巖屑砂巖及長(zhǎng)石砂巖。

圖1 大情字井地區(qū)構(gòu)造及沉積相帶位置示意

3 物性特征

該區(qū)青一段孔隙度最大值21%，最小值5%，平均值12.57%；滲透率最大112.2×10-3μm2，最小值0.1×10-3μm2，平均值11.07×10-3μm2。主要發(fā)育中低孔、超低、特低滲儲(chǔ)層，局部發(fā)育中孔低滲儲(chǔ)層。

根據(jù)鑄體薄片和掃描電鏡分析，大情字地區(qū)青山口組一段以原生孔隙和次生孔隙的混合類型發(fā)育為特點(diǎn)，據(jù)鑄體薄片統(tǒng)計(jì)資料，該區(qū)面孔率平均為7.5%。主要孔隙類型有粒間孔隙（占56%）、粒內(nèi)孔（占14.9%）、鑄模孔（占24.6%）、特大孔（占4.5%）、裂縫孔隙等，其中以粒間孔隙最為發(fā)育。

4 宏觀非均質(zhì)性

儲(chǔ)層非均質(zhì)性分類方案很多，本文采用裘亦楠［1］非均質(zhì)性分類，將碎屑巖的儲(chǔ)層非均質(zhì)性分為兩大類：宏觀非均質(zhì)性（層內(nèi)、層間、平面）和微觀非均質(zhì)性（孔隙）。本文僅研究宏觀非均質(zhì)性。

4.1 層內(nèi)非均質(zhì)性

層內(nèi)非均質(zhì)性是指單砂體規(guī)模內(nèi)部垂向上儲(chǔ)層內(nèi)巖性、物性和含油性的變化情況［2］，主要受控于砂體粒度和沉積構(gòu)造的垂向演化，是直接控制和影響儲(chǔ)集層垂向上注入水波及體積的關(guān)鍵性地質(zhì)因素。包括垂向上曲線形態(tài)、韻律性及夾層分布等。

根據(jù)電位曲線在縱向上的變化特征，研究區(qū)能夠識(shí)別的曲線形態(tài)主要有鐘形、箱形、疊置的鐘形、齒化的箱形（正韻律或復(fù)合韻律）、漏斗形或齒化的漏斗形（反韻律）、疊置的漏斗狀或臺(tái)階狀（反韻律或復(fù)合韻律）、指狀、齒狀（反韻律），較平緩，有時(shí)呈鋸齒狀、低平的指狀（復(fù)合韻律）等。研究區(qū)位于三角洲前緣亞相中，水下分流河道以正韻律或復(fù)合韻律為主，河口壩、遠(yuǎn)砂壩，前緣席狀砂等以反韻律為主。

層內(nèi)非均質(zhì)性表現(xiàn)為粒度的韻律性變化和滲透率的變化，而層內(nèi)滲透率的非均質(zhì)程度直接表征了儲(chǔ)層的層內(nèi)非均質(zhì)性［1-3］，因此用層內(nèi)滲透率的統(tǒng)計(jì)指標(biāo)來(lái)反映（表2）。

表2 滲透率非均質(zhì)參數(shù)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)

根據(jù)大情字井地區(qū)青一段707口井的巖石物性分析資料和測(cè)井解釋資料，做出級(jí)差、突進(jìn)系數(shù)及變異系數(shù)等評(píng)價(jià)儲(chǔ)層非均質(zhì)程度的參數(shù)值，見(jiàn)表3。根據(jù)非均質(zhì)性評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)［3］及各自所占的比例得出儲(chǔ)層評(píng)價(jià)結(jié)果。分析結(jié)果表明，大情字井地區(qū)青一段各小層層內(nèi)非均質(zhì)性以嚴(yán)重非均質(zhì)性為主。

4.2 層間非均質(zhì)性

層間非均質(zhì)性是對(duì)一套砂泥巖間互的含油層系的總體研究，屬層系規(guī)模的儲(chǔ)層描述。層間非均質(zhì)性是注水開發(fā)過(guò)程中層間干擾的重要原因，主要受沉積相的控制。

表3 大情字井地區(qū)青一段各?。▎危訉觾?nèi)非均質(zhì)參數(shù)統(tǒng)計(jì)

研究區(qū)層間非均質(zhì)性表現(xiàn)在：泥質(zhì)隔層分布廣且穩(wěn)定，研究區(qū)沉積時(shí)期位于三角洲前緣，各目的層段沉積時(shí)均經(jīng)歷了湖水的升降過(guò)程，泥巖在工區(qū)的沉積比較廣泛，但厚度有異，總體上從北東向南西逐漸變厚，厚度從0.5～15 m不等。由于研究區(qū)各小層砂體厚度較薄，受成巖作用的影響，部分砂體被致密化，也充當(dāng)了隔層的角色，增加了層間非均質(zhì)性。

研究區(qū)地層系數(shù)與滲透率縱向分布顯示各砂層縱向上滲透率存在較大差異。儲(chǔ)集層層間變異系數(shù)0.9～2.0，平均1.17；滲透率突進(jìn)系數(shù)4.0～31.4，平均10.2；滲透率級(jí)差1 364.2～12 633.8，平均為4484.0，這表明儲(chǔ)層層間非均質(zhì)性非強(qiáng)。

4.3 平面非均質(zhì)性

平面非均質(zhì)性是由于砂體的幾何形態(tài)、規(guī)模、連續(xù)性、孔隙度和滲透率的平面變化所引起的，是基于沉積微相平面展布基礎(chǔ)上的非均質(zhì)性研究［3-5］，受砂體分布的不均勻性控制。研究區(qū)平面非均質(zhì)性特點(diǎn)：砂體規(guī)模小，連續(xù)性差，湖盆河流近源流短，流域面積小。從單砂體觀察，根據(jù)油田開發(fā)的流體流動(dòng)單元認(rèn)識(shí)，其砂體規(guī)模和連續(xù)性仍屬于小型和較差規(guī)模，無(wú)法與海相三角洲相比。研究區(qū)內(nèi)砂體單層厚度超過(guò)5 m的較少，大多在2～5 m之間。

研究區(qū)屬于三角洲前緣亞相，水下分流河道和河口壩較發(fā)育，順河道方向呈帶狀分布，物源主要來(lái)自南西方向，從砂體等厚線看砂體呈扇形展布，水下分流河道和河口壩砂體較厚，總體趨勢(shì)為南西部厚度較大，向北東逐漸減薄，砂泥比呈遞減趨勢(shì)。

5 儲(chǔ)層物性的影響因素

5.1 埋深對(duì)儲(chǔ)層的影響

對(duì)研究區(qū)青一段物性資料統(tǒng)計(jì)分析表明，縱向上，孔隙度隨深度變化具有變小的趨勢(shì)，主要是隨著埋深的增加，地層壓力增大，儲(chǔ)層中原生孔隙降低所致；滲透率隨著埋深的增加，在埋深1 900～2 500 m之間發(fā)育有孔滲高值帶，主要是成巖溶蝕造成的結(jié)果（圖2）。

圖2 大情字井地區(qū)青山口組一段儲(chǔ)層孔隙度-滲透率-深度關(guān)系

5.2 沉積微相的影響

原始沉積作用對(duì)碎屑巖儲(chǔ)集性能的好壞具有決定性影響，因?yàn)槁癫睾蟮囊磺谐蓭r作用及所引起的各種變化都是在原始沉積作用的基礎(chǔ)上進(jìn)行的，這一切又都取決于碎屑巖的沉積特征。總的來(lái)看，同一沉積體系不同微相砂體物性也有差異。本研究區(qū)主要為三角洲前緣亞相，由水下分流河道微相至前緣席狀砂微相，儲(chǔ)層孔隙度及滲透率由大到小，物性由好變差，泥質(zhì)含量由少到多。

5.3 成巖作用的影響

研究區(qū)目的層段有的區(qū)塊只經(jīng)歷了晚成巖A期成巖階段，目的層段成巖作用經(jīng)歷了壓實(shí)作用、膠結(jié)作用、溶解作用、交代作用等過(guò)程，壓實(shí)作用使儲(chǔ)層原生孔隙大幅減小，表現(xiàn)為云母及部分巖屑的塑性變形，局部可見(jiàn)長(zhǎng)石、石英顆粒的破裂。膠結(jié)作用中大量綠泥石析出并以薄膜形式生長(zhǎng)在碎屑顆粒的表面，它可使巖石孔隙直徑縮小，降低砂巖孔隙體積，這些綠泥石襯墊體可使顆粒表面性質(zhì)變差，使?jié)B透率大大降低。溶解作用有利于次孔隙形成，主要形成粒間及粒內(nèi)溶孔，在顆粒緊密接觸的砂巖中，局部地方顆粒間可見(jiàn)伸長(zhǎng)狀孔隙和特大孔隙，在研究區(qū)儲(chǔ)層中，少量石英全部溶蝕，形成鑄?？?。交代作用不僅交代各種顆粒，也使部分孔隙填充。因此，交代過(guò)程對(duì)原生孔隙起破壞作用，成巖作用使得儲(chǔ)層物性在縱向上及橫向上的非均質(zhì)性都增加了。

6 結(jié)論

（1）研究區(qū)青一段地層屬于三角洲沉積體系，具有三角洲前緣沉積特點(diǎn)，主要沉積微相為三角洲前緣水下分流河道、河口壩、遠(yuǎn)砂壩、前緣席狀砂。

（2）巖性、物性資料分析表明，大情字油田西部地區(qū)的青一段油層組為低孔特低滲為主，伴有中孔特低滲和中孔低滲，儲(chǔ)層物性較差。

（3）對(duì)儲(chǔ)集層層內(nèi)、層間平面非均質(zhì)性特征研究結(jié)果表明，青一段油層組儲(chǔ)集層非均質(zhì)性嚴(yán)重，其非均質(zhì)性主要受控于儲(chǔ)集層的沉積作用和成巖作用，埋深對(duì)非均質(zhì)性也有一定的影響。

［1］ 裘懌楠.油氣儲(chǔ)層評(píng)價(jià)技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2001：55-57.

［2］ 裘懌楠.碎屑巖儲(chǔ)層沉積基礎(chǔ)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1987：3-6.

［3］ 楊少春.儲(chǔ)層非均質(zhì)性定量研究的新方法［J］.石油大學(xué)學(xué)報(bào) （自然科學(xué)版），2000，24（1）：53-56.

［4］ 劉滿倉(cāng)，胡明毅，胡忠貴，等.八面河油田沙三段儲(chǔ)層砂體層內(nèi)非均質(zhì)性研究與探討［J］.上海地質(zhì)，2005，25（4）：14-20.

［5］ 李軍輝，柳成志，盧雙舫，等.復(fù)雜斷塊儲(chǔ)層非均質(zhì)性研究——以遼河油田沈84-安12塊Es33段為例［J］.吉林大學(xué)學(xué)報(bào) （地球科學(xué)版 ），2008，38（5）：757-764.

Reservoir heterogeneity was the main reason affecting the recovery factor and the percolation of water，oil and gas.So it was quite necessary to study the reservoir heterogeneity，find out the influence law，clarify the remaining oil distribution，and take reasonable measures and enhance factor.The reservoir in the first member of the Qingshankou formation in Daqingzi oilfield is low and extra-low in porosity and permeability.The analysis was made on the inner layer，interlayer and the plane heterogeneity of the reservoir by comprehensive application of the data of the cores thin slices，casting lamella，electron microscope scanning and X-diffraction.The research showed that the main objective reservoir in Daqingzi oil field had high heterogeneity，the macro heterogeneity was controlled by these continental micro-facies and digenetic facies of reservoirs，and the buried depth had a certain influence on the reservoir heterogeneity.

16 Study on macro heterogeneity and its influence factors of Qing1 member in Daqingzi oilfield

Hu Wangshui et al（Key Laboratory of Oil and Gas Resources ＆Exploration（Ministry of Education），Yangtze U-niversity，Jingzhou，Hubei 434023）

Daqingzi oilfield；Qing1 reservoir；macro heterogeneity；influence factors

TE112.23

A

1673-8217（2011）06-0016-03

2011-06-09；改回日期：2011-09-09

胡望水，教授，博士生導(dǎo)師，1963年生，1987年畢業(yè)于武漢地質(zhì)學(xué)院，2004年獲同濟(jì)大學(xué)博士學(xué)位，現(xiàn)主要從事油氣勘探研究工作。

吳官生