濮城油田沙二上亞段2+3砂組儲(chǔ)層非均質(zhì)性研究

江志強(qiáng)

（中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200030）

濮城油田沙二上亞段2+3砂組儲(chǔ)層非均質(zhì)性研究

江志強(qiáng)

（中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200030）

儲(chǔ)層非均質(zhì)性決定了油藏內(nèi)流體的流動(dòng)特性，進(jìn)而決定了剩余油的分布，因而評(píng)價(jià)儲(chǔ)層的非均質(zhì)性成為儲(chǔ)層表征的重點(diǎn)和目標(biāo)之一。本文通過對(duì)濮城油田沙二上2+3油藏層內(nèi)、層間非均質(zhì)特性研究表明，該油藏儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，而其非均質(zhì)性受控于儲(chǔ)層的沉積作用和成巖作用。垂向上不同的沉積環(huán)境，由于水動(dòng)力特征及沉積方式的差異，形成了不同的垂向韻律特征及層內(nèi)非均質(zhì)性特征。

非均質(zhì)性；儲(chǔ)集層；沙二上亞段2+3砂組；濮城油田

濮城油田位于河南省濮陽市范縣境內(nèi)，地處黃河沖積平原，地勢(shì)平坦。區(qū)域構(gòu)造位于東濮凹陷中央隆起帶北部，南與文留構(gòu)造帶相接，北與陳營構(gòu)造相連，東與濮城洼陷相鄰，西與衛(wèi)城—古云集構(gòu)造隔洼相望。沙二上2+3油藏于20世紀(jì)80年代末期發(fā)現(xiàn)，經(jīng)歷了產(chǎn)能建設(shè)、高速穩(wěn)產(chǎn)開采、遞減三個(gè)主要開發(fā)階段。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[1,2]，因此，進(jìn)行沙二上2+3油藏儲(chǔ)層非均質(zhì)性研究，找出其影響規(guī)律，對(duì)于查明油藏剩余油的分布，以便采取合理措施提高采收率十分必要。

1 地質(zhì)概況和沉積特征

濮城構(gòu)造是一個(gè)繼承性的洼中隆起構(gòu)造，構(gòu)造形態(tài)為一被斷層復(fù)雜化的長(zhǎng)軸背斜，南北長(zhǎng)15km、東西寬4.5km，圈閉面積約50km2（圖1）。整個(gè)構(gòu)造發(fā)育NNE、近EW向兩組斷層，Ⅱ級(jí)、Ⅲ級(jí)、Ⅳ級(jí)斷層共80多條，其中Ⅱ級(jí)、Ⅲ級(jí)斷層將濮城油田主體劃分為東、西、南三個(gè)開發(fā)區(qū)。沙二上2+3油藏是典型多油層非均質(zhì)油藏，具有油層多、單層厚度小、層間和平面非均質(zhì)性強(qiáng)的特點(diǎn)[3～8]。該油藏屬下第三系沙河街組，縱向上分為14個(gè)小層，自上而下分別為2砂組1～7小層、3砂組1～7小層。

2 油層非均質(zhì)性影響因素

2.1 構(gòu)造因素

構(gòu)造因素對(duì)儲(chǔ)層非均質(zhì)性的影響主要決定于構(gòu)造運(yùn)動(dòng)[9]，形成斷層、裂縫，改造和疊加于原始儲(chǔ)層骨架之上，造成流體流動(dòng)的隔擋或通道。

裂縫通常改變儲(chǔ)層的滲透性方向和能力，造成其滲透性在縱、橫、垂三度空間上的很大差異。不同時(shí)期的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)常具有不同的特征和性質(zhì)，這就決定了儲(chǔ)層裂縫的形成與分布不同，進(jìn)而影響儲(chǔ)層的非均質(zhì)性特征。

2.2 沉積因素

圖1 濮城油田位置圖Fig.1 Location of Pucheng oilfield

沉積因素主要決定于沉積作用或過程，形成儲(chǔ)層的建筑結(jié)構(gòu)或構(gòu)型—原始骨架、砂體的空間形態(tài)與內(nèi)部構(gòu)成。

由于沉積條件的不同，如流水的強(qiáng)度和方向、沉積區(qū)的古地形陡緩、盆地中水的深淺與進(jìn)退、碎屑物供給量的大小，造成沉積物顆粒大小、排列方向、層理構(gòu)造和砂體空間幾何形態(tài)的不同[10,11]，即不同沉積相中砂體的分布不同，使得沉積砂體內(nèi)部的物理特性不同，進(jìn)而造成儲(chǔ)層非均質(zhì)程度的差異。

2.3 成巖因素

成巖因素決定于儲(chǔ)層的巖礦與地下流體特征，造成黏土礦物的轉(zhuǎn)化，發(fā)生膠結(jié)、溶蝕及淋濾作用，改善或破壞儲(chǔ)層的基本物性。當(dāng)沉積物或砂體沉積后，由于一系列的成巖作用，如壓實(shí)、壓溶、溶解、膠結(jié)以及重結(jié)晶等作用，改變了原始砂體的空隙度和滲透率的大小，加上盆地中不同層位地層通常具有不同的地溫、流體、壓力和巖性的差異，因而其成巖作用各異[12,13]，次生孔隙的形成與分布狀態(tài)在空間上極不均勻，增加了儲(chǔ)層的非均質(zhì)程度。

通過研究表明，濮城油田沙二上2+3油藏的非均質(zhì)性主要受控于儲(chǔ)層的沉積作用和成巖作用，如圖2所示。

圖2 影響油層非均質(zhì)性的主要因素Fig.2 Main factors affecting reservoir heterogeneity

3 沙二上2+3油藏非均質(zhì)性分析

濮城油田沙二上2+3油藏開發(fā)進(jìn)入中后期后，儲(chǔ)層非均質(zhì)性起了相當(dāng)重要的作用。儲(chǔ)層非均質(zhì)性對(duì)儲(chǔ)層中流體的流動(dòng)、分布以及油氣采收率影響很大，是研究剩余油分布規(guī)律、制定調(diào)整挖潛措施的重要依據(jù)[14]。以下從層內(nèi)非均質(zhì)性和層間非均質(zhì)性兩個(gè)方面，對(duì)儲(chǔ)層非均質(zhì)性進(jìn)行研究。

3.1 儲(chǔ)層層內(nèi)非均質(zhì)性

儲(chǔ)層層內(nèi)非均質(zhì)性是指一個(gè)單砂層規(guī)模內(nèi)部垂向上的儲(chǔ)層性質(zhì)的變化，包括粒度韻律性、層理構(gòu)造序列、滲透率差異程度及高滲段位置，層內(nèi)不連續(xù)薄的非滲透層的分布頻率、大小等。層內(nèi)非均質(zhì)性直接控制和影響垂向上注入劑的流動(dòng)[2]。

（1）層內(nèi)非均質(zhì)類型劃分

層內(nèi)非均質(zhì)性在縱向上總體表現(xiàn)為物性的非均質(zhì)程度，一般以滲透率級(jí)差、非均質(zhì)系數(shù)、變異系數(shù)等基本參數(shù)來表征。

滲透率級(jí)差Jk(kmax/kmin)是指層內(nèi)滲透率的最大值與最小值的比值。滲透率級(jí)差越大，反映滲透率的非均質(zhì)性越強(qiáng)，反之非均質(zhì)性越弱。

非均質(zhì)系數(shù)Tk(kmax/k)是指層內(nèi)滲透率的最大值與平均值的比值。一般當(dāng)Tk＜2時(shí)為均質(zhì)型，Tk為2～3時(shí)為較均勻型，Tk＞3時(shí)為不均勻型。

變異系數(shù)Vk(Vk=σk/k)是指滲透率的標(biāo)準(zhǔn)偏差與平均值的比值。一般當(dāng)Vk＜0.5時(shí)為均勻型，表示非均質(zhì)程度弱；當(dāng)0.5≤Vk≤0.7時(shí)為較均勻型，表示非均質(zhì)程度中等；當(dāng)Vk＞0.7時(shí)為不均勻型，表示非均質(zhì)程度強(qiáng)。

根據(jù)濮城油田南區(qū)2-100、2-261、P36等204口井的巖石物性分析和測(cè)井資料，得出級(jí)差、非均質(zhì)系數(shù)、變異系數(shù)等評(píng)價(jià)儲(chǔ)層非均質(zhì)程度的參數(shù)值（表1）。分析結(jié)果表明：濮城油田南區(qū)沙二段2砂層組層內(nèi)級(jí)差最大達(dá)1064.25、最小為94.41，非均質(zhì)系數(shù)最大為5.53、最小為4.15，變異系數(shù)最大為1.01、最小為0.73；濮城油田南區(qū)沙二段3砂層組層內(nèi)級(jí)差最大達(dá)1194.13、最小為104.978，非均質(zhì)系數(shù)最大為9.24、最小為2.77，變異系數(shù)最大為0.97、最小為0.71。

表1 濮城油田南區(qū)沙二上2+3油藏各小層層內(nèi)非均質(zhì)參數(shù)Table 1 The intrastratal heterogeneity parameters of ES22+3stratum reservoir in southern Pucheng oilfield

根據(jù)國內(nèi)外劃分非均質(zhì)性標(biāo)準(zhǔn)（表2），濮城油田南區(qū)沙二上2砂層的7個(gè)小層中變異系數(shù)均大于0.7、非均質(zhì)系數(shù)均大于3.0，均屬于嚴(yán)重非均質(zhì)型；濮城油田南區(qū)沙二上3砂層的7個(gè)小層中變異系數(shù)也均大于0.7、非均質(zhì)系數(shù)只有

S3

6層小于3.0其余均大于3.0，也為嚴(yán)重非均質(zhì)型。由以上對(duì)兩個(gè)小層的分析得出，該研究區(qū)儲(chǔ)層的層內(nèi)非均質(zhì)程度以嚴(yán)重非均質(zhì)型為主。從濮城油田南區(qū)沙二段2+3油藏砂層組的平均滲透率分布（圖3）可以看出：各砂層的平均滲透率分布差異不大，2砂層組和3砂層組均屬于正韻律或復(fù)合正韻律。

表2 滲透率非均質(zhì)界限標(biāo)準(zhǔn)Table 2 The standard of heterogeneity boundary

（2）儲(chǔ)層物性隨深度變化關(guān)系

根據(jù)表3的儲(chǔ)層物性特征劃分，濮城油田南區(qū)204口井的沙二上2+3油藏儲(chǔ)層的滲透率、孔隙度與深度的變化關(guān)系（圖4）可以看出，滲透率和孔隙度隨深度的增加呈變小的趨勢(shì)。

圖3 滲透率變異系數(shù)對(duì)比與平均滲透率分布Fig.3 The variation coefficient and average of permeability

表3 碎屑巖儲(chǔ)層物性分類評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)Table 3 Classification and evaluation of clastic reservoir physical properties

圖4 濮城油田南區(qū)沙二上2+3油藏滲透率與孔隙度隨深度變化Fig.4 The changes of permeability and porosity with depth in ESstratum reservoir in southern Pucheng oilfield

3.2 儲(chǔ)層層間非均質(zhì)性

層間非均質(zhì)性是指儲(chǔ)層縱向上砂體間的物性差異及分布特征，包括層系的旋回性、砂層間的滲透率非均質(zhì)性及隔層分布，其主要受沉積相的控制。大量的油氣勘探實(shí)踐表明，層間非均質(zhì)性對(duì)油水界面的差異及油水系統(tǒng)的分布構(gòu)成重要的影響，并最終控制砂層的油氣充滿度[15]。

反映層間滲透率非均質(zhì)程度的參數(shù)同樣可用級(jí)差、非均質(zhì)系數(shù)、變異系數(shù)等參數(shù)來表征。通過對(duì)濮城油田南區(qū)204口井的統(tǒng)計(jì)，計(jì)算出的層間非均質(zhì)參數(shù)（表4）可以看出，2砂層組中級(jí)差最大為1040.5、最小為1.0，非均質(zhì)系數(shù)最大為3.79、最小為1.0，變異系數(shù)最大為1.38、最小為0；3砂層組中級(jí)差最大為466.25、最小為1.0，非均質(zhì)系數(shù)最大為3.82、最小為1.0，變異系數(shù)最大為1.28、最小為0；全井段中級(jí)差最大為1101.25、最小為1.0，非均質(zhì)系數(shù)最大為5.24、最小為1.0，變異系數(shù)最大為1.42、最小為0。綜合分析認(rèn)為濮城油田南區(qū)沙二上2+3油藏以嚴(yán)重非均質(zhì)型或非均質(zhì)型為主。

表4 濮城油田南區(qū)沙二上2+3油藏層間非均質(zhì)參數(shù)Table 4 The interlayer heterogeneity parameters in ESstratum reservoir

表4 濮城油田南區(qū)沙二上2+3油藏層間非均質(zhì)參數(shù)Table 4 The interlayer heterogeneity parameters in ESstratum reservoir

井號(hào)級(jí)差 非均質(zhì)系數(shù)變異系數(shù)2-100 55.96 3.39 1.25 2.85 1.48 0.51 55.96 2.60 0.86 2-102 6.60 2.31 0.76 11.79 3.10 0.97 12.81 3.56 0.91 2-144 2.59 1.67 0.58 2.52 1.43 0.56 3.60 1.71 0.52 2-147 19.48 2.18 0.74 2.46 1.74 0.66 27.52 2.12 0.53 2-149 3.74 1.38 0.44 6.82 1.88 0.64 7.52 2.19 0.60 2-151 12.13 2.25 0.88 11.47 1.82 0.62 26.95 2.77 0.86 2-153 16.74 1.77 0.55 5.37 2.32 0.73 19.97 2.21 0.61 2-155 3.39 1.50 0.49 1.96 1.46 0.40 7.37 2.14 0.59 2-159 21.58 1.98 0.65 39.64 2.18 0.77 42.82 2.17 0.71 2-161 6.75 2.27 0.87 12.10 2.28 0.82 12.10 2.84 0.86 2-163 1.50 1.18 0.20 4.22 1.50 0.48 4.60 1.40 0.37 2-165 11.67 2.29 1.13 7.06 3.65 1.17 16.85 3.54 1.09 2-167 9.22 2.22 0.67 1.51 1.21 0.14 9.22 2.49 0.53 2-169 12.92 2.18 0.69 7.48 1.90 0.65 17.24 2.91 0.77 2-171 1.63 1.32 0.18 1.92 1.44 0.23 2.39 1.65 0.26 2-173 13.01 2.85 0.93 6.84 1.66 0.52 24.05 3.83 0.95 2-175 8.41 2.46 0.73 3.67 1.90 0.54 9.39 3.27 0.78 2-177 7.57 2.05 0.62 8.03 1.88 0.58 9.79 2.20 0.61 2-179 7.62 1.76 0.52 1.70 1.26 0.24 7.63 1.47 0.39 2-187 10.70 1.86 0.68 10.67 2.54 0.93 12.93 2.39 0.77 2-189 11.40 2.66 0.81 11.83 3.21 1.01 14.70 3.19 0.88 2-191 17.75 2.08 0.74 3.10 1.52 0.56 17.75 1.97 0.51 2-193 1.37 1.14 0.12 10.43 1.84 0.57 10.43 1.65 0.38 2-195 10.24 2.60 0.79 1.00 1.00 0.00 10.24 3.55 0.98 2-201 23.46 2.54 0.83 1.61 1.22 0.21 23.46 1.88 0.56 2-207 2.00 1.43 0.39 10.90 3.70 1.20 10.90 3.64 0.91 2-209 2.77 2.05 0.59 11.76 2.17 0.70 11.76 2.17 0.72 2-213 9.89 1.32 0.49 1.78 1.46 0.24 19.97 1.84 0.42變異系數(shù) 級(jí)差 非均質(zhì)系數(shù)變異系數(shù) 級(jí)差 非均質(zhì)系數(shù)

4 結(jié)論

通過對(duì)研究區(qū)目的層段宏觀非均值性研究表明，沉積作用和成巖作用對(duì)儲(chǔ)層的非均質(zhì)性起著重要的控制作用。濮城油田南區(qū)沙二上2+3油藏各砂層組層內(nèi)、層間和平面非均質(zhì)的研究，認(rèn)為研究區(qū)儲(chǔ)層層內(nèi)非均質(zhì)性以嚴(yán)重非均質(zhì)型為主、層間非均質(zhì)性以嚴(yán)重非均質(zhì)型或非均質(zhì)型為主。

由于受儲(chǔ)層層間非均質(zhì)性的影響，剩余油一般富集在儲(chǔ)層滲透率級(jí)差大、物性較差的單砂層內(nèi)，所以對(duì)于這部分的剩余油，應(yīng)采用分層開采的技術(shù)進(jìn)行開采。

在平面上，受砂體展布、規(guī)模、連通性及空間組合方式的制約，注水開發(fā)期間注水沿高滲透帶指進(jìn)，致使高滲透帶水洗程度相當(dāng)高，而低滲透帶波及系數(shù)小，注水收效差，導(dǎo)致剩余油在平面上分布不均勻，儲(chǔ)層物性相對(duì)較差，所以滲透率級(jí)差大的微相帶是剩余油的主要富集區(qū)和挖潛目標(biāo)區(qū)。

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Research on reservoir heterogeneity in the ESstratum in the Pucheng oilfield

JIANG Zhi-Qiang
(Shanghai Branch of China National Offshore Oil Corporation Limited, Shanghai 200030, China)

Reservoir heterogeneity plays a critical role in the flow of liquids through a reservoir and thus influences the distribution of the remaining oil; as such, it is one of the main descriptive measures of a reservoir. A study of intrastratal and interlayer heterogeneity in the ES22+3stratum in the Pucheng oilfield indicates a high level of heterogeneity within this reservoir rock, and that its heterogeneity is controlled by sedimentary and lithologic factors. In terms of the diversity of hydrodynamic properties and depositional modes, vertical variations in sedimentary environments can form vertical rhythms in heterogeneity within stratigraphic sequences.

heterogeneity; reservoir; ES22+3stratum; Pucheng oilfield

P512.2

A

2095-1329(2015)03-0083-04

10.3969/j.issn.2095-1329.2015.03.019

2015-07-04

2015-08-20

江志強(qiáng)(1983-),男,工程師,主要從事頁巖氣勘探和沉積儲(chǔ)層研究.

電子郵箱: jiangzhq2@cnooc.com.cn

聯(lián)系電話: 13818890469

國家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05023-001)