鄂爾多斯盆地余家坪區(qū)儲層宏觀非均質性及影響因素研究

李愛榮， 張金功， 武富禮， 王永東， 王彥龍

(1.西安石油大學 地球科學與工程學院，陜西 西安　710065; 2.西北大學 大陸動力學國家重點實驗室/地質學系， 陜西 西安　710069;3.延長油田股份有限公司 子長采油廠，陜西 延安　716000)

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·地球科學·

鄂爾多斯盆地余家坪區(qū)儲層宏觀非均質性及影響因素研究

李愛榮1，2， 張金功2， 武富禮1， 王永東3， 王彥龍3

(1.西安石油大學 地球科學與工程學院，陜西 西安710065; 2.西北大學 大陸動力學國家重點實驗室/地質學系， 陜西 西安710069;3.延長油田股份有限公司 子長采油廠，陜西 延安716000)

通過探究儲層發(fā)育的韻律性特征,砂體的平面和縱向展布特征,滲透率參數(shù)的變化特征,研究鄂爾多斯盆地余家坪儲層的層內、層間、平面等宏觀非均質性特征及控制因素。研究結果表明，研究區(qū)儲層具有各向強非均質性,其物理性質的變化受沉積微相、成巖作用的控制。同時，埋深、微裂隙以及粒度和礦物成分也對非均質性產(chǎn)生一定的影響。

鄂爾多斯盆地；儲層；宏觀；非均質性

鄂爾多斯盆地為中國典型的低滲透含油氣盆地,目前盆地內已發(fā)現(xiàn)多套含油氣層系,其中三疊系延長組石油最為富集。余家坪區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡東部子長三角洲之上,主力產(chǎn)油層為長2油層組,儲層砂體為河流相沉積的產(chǎn)物[1-4](見圖1)。儲層非均質性是指儲層在形成過程中受沉積環(huán)境、成巖作用和構造作用的影響,在空間分布及內部屬性上都存在不均勻的變化,而這些變化是影響地下油、氣、水運動及原油采收率的主要因素[5-9]。

通過對儲層非均質性特征的研究,并進一步找出其影響規(guī)律,有利于搞清油藏剩余油的分布情況，采取合理的開發(fā)措施,以提高最終采收率。

巖心樣品的砂巖薄片鑒定、巖心物性分析和毛管壓汞試驗分析測試委托中國石化江漢油田分公司勘探開發(fā)研究院石油地質測試中心完成,掃描電鏡由西北大學地質學系完成,測試方法依據(jù)中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標準SY/T 5268-2000，SY/T 5542-2009，SY 5336-2005，SY 5162-1997執(zhí)行。

圖1　余家坪區(qū)位置圖Fig.1　Sketch map of location of Yujiaping area

1　儲層基本特征

1.1巖石學特征

研究區(qū)儲層以長石細砂巖為主,也含有中砂及粉細、粉砂巖。碎屑顆粒主要為長石,并含有石英、云母、巖屑等,巖屑主要為變質巖巖屑；次圓和次棱角狀的顆粒形態(tài),中等到好的分選性,線狀接觸或點—線狀接觸,孔隙式、薄膜-孔隙式的膠結類型。填隙物分布在5%～11%,以方解石和綠泥石為主，可見少量的鈉長石和石英的次生加大。

1.2物性分布特征

根據(jù)研究目的層(長2油層組)16口取心井2 487個樣品的統(tǒng)計,儲層孔隙度以10%～17%為主,平均為13.2%。滲透率出現(xiàn)多個峰值,峰值主要出現(xiàn)在(1～5) ×10-3μm2和(10～50)×10-3μm2(見圖2),滲透率小于5×10-3μm2的樣品點占總樣品點的47%,滲透率小于50×10-3μm2的樣品點占總樣品點的85.5%。達到高滲水平的樣品部分標注為裂縫?？紫抖葷B透率具有一定的相關性,以指數(shù)相關為最好(見圖3)。整體屬于低孔隙度-低滲透率儲層,部分為低孔-特低滲級別儲層,少部分樣品可以達到中孔級別(SY/T6285-2011)[10]。

1.3微觀孔隙結構特征

研究區(qū)儲層發(fā)育多種孔隙類型,包括粒間孔隙、粒內孔隙、微孔隙等,其中以粒間發(fā)育的溶孔最多。由于粒間溶蝕作用,可以形成超大孔隙,薄片資料顯示,最大孔徑可達200 μm?？紫兜闹睆阶兓秶?平均孔喉半徑為1.5 μm,面孔率分布范圍為2%～12%,平均6.3%。整體屬于中—小孔的儲層[10]。

2　儲層非均質性特征

2.1層內非均質性

單砂層內部垂向儲層物理性質的變化稱為層內的非均質性,在開發(fā)過程中,這種非均質性影響著各種注入試劑在縱向上的波及范圍[5-6]。

2.1.1滲透率分布特征儲層物理性質在各個方向上的變化，導致了流體分布的差異，這種物性差異主要集中表現(xiàn)在滲透率的差異上[5-6]，一般用滲透率的變異系數(shù)(Vk)、突進系數(shù)(Tk)和滲透率級差(Jk)表示,其標準如表1所示[5]。

以研究區(qū)內1號和2號小層為例來討論儲層的非均質性(見表2)。

1)1小層特征。根據(jù)143口單井的二次測井解釋滲透率數(shù)據(jù)統(tǒng)計,滲透率變異系數(shù)(Vk)平均為1.0,其突進系數(shù)(Tk)為3.2,顯示為強非均質性;級差(Jk)平均達58,更是反映出強烈的非均質性,整體上該層表現(xiàn)為強非均質性。

2)2號小層特征。根據(jù)207口單井的二次測井解釋滲透率數(shù)據(jù)統(tǒng)計,滲透率變異系數(shù)平均為0.8,突進系數(shù)平均為3.4,級差平均為66,該小層同樣表現(xiàn)為強非均質性。

整體上講,兩個小層內部都表現(xiàn)為強非均質性。研究區(qū)內為河道沉積,河道水動力強,攜帶能力強,可以攜帶粗粒、細粒的沉積物,沿著物源方向(北東—南西)沉積,沉積物粗細混雜。另外,由于河道遷移,使得泥砂混雜,形成各個方向極強的非均質性。

2.1.2韻律特征儲層的各類參數(shù)如孔滲、泥質含量等,由于受各種因素的影響和控制,在三維方向上都存在差異,且差異程度不同,其中滲透率的空間變化最大[5-6,9]。

韻律性指的是儲層參數(shù)在垂向上的變化。通過取心井的巖心分析化驗和非取心井的二次處理解釋,均可以發(fā)現(xiàn)研究區(qū)發(fā)育有正韻律和復合正韻律,也體現(xiàn)出了河道相主砂體的沉積特征。但是，由于長2油層組河道發(fā)育,多期河道砂體垂向上的疊置,單期河道的辨識存在一定困難(見圖4)。

圖2　余家坪區(qū)儲層物理性質直方圖Fig.2　Histogram of physical properties in Yujiaping area

圖3　余家坪區(qū)孔隙度滲透率關系圖Fig.3　Relationship between porosity and permeability in Yujiaping area

評價參數(shù)變異系數(shù)/Vk突進系數(shù)/Tk級差/Jk定義 各單砂層滲透率的標準偏差與其平均值的比值 選定井段或單砂層內滲透率最大值與其平均值的比值 一定井段或單砂層內滲透率最大值與最小值比值計算公式Vk=∑ni=1(ki-k)2nkTk=KmaxkJk=KmaxKmin非均質程度均質儲層<0.5<2.0<2.0中等非均質儲層0.5～0.72.0～3.02.0～6.0強非均質儲層>0.7>3.0>6.0

表2滲透率非均質性評價參數(shù)統(tǒng)計表

Tab.2Evaluation of permeability heterogeneity parameters

圖4　余家坪區(qū)儲層參數(shù)縱向分布圖(Z8042井)Fig.4　Vertical distribution of reservoir parameters in Yujiaping area

2.2層間非均質性

當有兩套以上的地層單元存在時,各單元之間存在的差異性稱為層間非均質性。研究對象包含了砂巖、泥巖以及砂泥互層。在開發(fā)中,這種差異性是導致層間干擾的根本原因，其主要受沉積相特征的控制[5-6,11-13]。

2.2.1儲層參數(shù)的垂向特征不同地層單元物理性質的差異即為層間非均質性的反映(見圖4)。1號小層下部和2號小層上部發(fā)育有相似的砂體,但它們所對應的滲透率非均質參數(shù)卻存在差異,1號小層變異系數(shù)為1.0,平均孔隙度為12%,平均滲透率為9.4×10-3μm2;2號小層變異系數(shù)為0.8，平均孔隙度為15%，平均滲透率為14.3×10-3μm2，這表明垂向上非均質性存在差異。

2.2.2夾層特征夾層為發(fā)育在砂巖層內部,厚度較小,分布穩(wěn)定性較差的相對非滲透層。當夾層延伸距離較遠時,可以對油水運動單元起到分隔的作用,注水開發(fā)時,由于夾層的存在,會形成多段多水淹,使得全層水淹厚度較大,但是驅油效率不高。

夾層可以是泥質夾層,也可以是物性夾層(微電阻率曲線表現(xiàn)為近重合)或者鈣質夾層(電阻率高值,高峰刺刀狀微電極,自然電位回返,相對鄰層降低的聲波時差)。夾層以0.2 m厚度起算,即在各小層內部發(fā)育的厚度大于0.2 m小于2 m的低滲透層定位為夾層。總體上講，研究區(qū)各小層內夾層不發(fā)育,剖面上兩個小層內夾層平均頻率為0.10和0.11,夾層密度為0.11層/m和0.01層/m(見表3)。這反映出本區(qū)河道砂體沉積、夾層不發(fā)育的特點。其中1號小層的砂地比數(shù)據(jù)分布在0.08～0.69，平均為0.47;2號小層的砂地比數(shù)據(jù)分布在0.42～0.98，平均為0.75。顯然，2號小層較1號小層的砂體更發(fā)育。

表3　余家坪區(qū)夾層統(tǒng)計表

2.2.3隔層的分布特征存在于單砂體間的不滲透或者特低滲透的泥質巖類的發(fā)育,會控制砂體的縱向連通情況、壓力傳導情況和油水連通狀況。當砂層間的隔層穩(wěn)定時,可以在開發(fā)中很好地實現(xiàn)分層采取措施。隔層以2 m厚度起算,研究區(qū)隔層分布的厚度變化大,厚度分布從2 m到20 m不等。長2油層組砂體發(fā)育,隔層延伸距離較小,很難長距離連通(見圖5)。但是，有隔層存在的地區(qū),可以對油水進行分隔,更好地實現(xiàn)分層注采。

圖5　余家坪區(qū)砂體展布剖面圖Fig.5　Vertical distribution of reservoir sandstone in Yujiaping area

2.2.4砂體垂向展布特征根據(jù)砂體剖面的展布特征(見圖5),研究區(qū)砂體非常發(fā)育,砂體厚度大,延伸距離遠,連通好。其中1號小層的砂體最不發(fā)育,在小層頂部發(fā)育一套基本穩(wěn)定的泥質巖類,而其他小層砂體發(fā)育良好。

2.3平面非均質性

砂體在平面上的規(guī)模、形態(tài)、連續(xù)性、連通性以及內部物理性質的變化會引起平面非均質性[5-6,13]。

根據(jù)砂巖厚度平面分布圖(見圖6),以1號和2號小層為例,可以看出砂體主要呈現(xiàn)出不規(guī)則形態(tài),1號小層砂厚在0.9～15.7 m,平均砂巖厚度8.5 m(見圖6A),2號小層砂厚在4.7～19.3 m,平均砂巖厚度10.7 m(見圖6B)。從整體上看,砂巖的厚度沿著北西—南東向變化快,而砂體的長軸基本表現(xiàn)為順物源(北東—南西)方向。

由測井二次解釋滲透率參數(shù)平面分布圖可知(見圖6),井間參數(shù)在平面上變化大,呈現(xiàn)出強非均質性。但是,小層參數(shù)之間有一定的規(guī)律性,即總體上順物源方向,砂層厚度大的滲透性好,而砂層薄的地方則相反,如2號小層的Z845井，Z855井，Z838井附近砂體厚度在15 m以上,滲透率值基本在15×10-3μm2以上(見圖6B)。由前述儲層參數(shù)和砂體垂向分布特征(見圖5)以及砂體平面分布圖可以看出(圖6),在砂體發(fā)育的2號小層(見圖6B)整體上其滲透率要好于砂體發(fā)育厚度較小的1號小層(見圖6B)。

3　儲層非均質性的影響因素

3.1沉積微相的影響

通過將滲透率等值線圖與沉積微相平面圖疊合發(fā)現(xiàn),儲層滲透率發(fā)育的優(yōu)劣受控于沉積微相的分布。如在1號小層中,滲透性較好的儲層雖然分布面積有限,但基本發(fā)育在主河道微相中,主河道微相中的滲透率一般在6×10-3μm2以上,最高可達20×10-3μm2以上,而河道的側緣、河道間滲透性變差,滲透率以小于6×10-3μm2為主(見圖7A)。2號小層河道大面積發(fā)育,由于受沉積微相的控制,該層的砂體厚度增大,厚砂體連片分布(見圖6B),整體上儲層物性好,滲透性好(見圖7B)。

圖6　余家坪區(qū)滲透率和砂巖厚度疊合圖Fig.6　Overlay of permeability and sandstone thickness in Yujiaping area

圖7　余家坪區(qū)滲透率和沉積微相疊合圖Fig.7　Overlay of permeability and sedimentary microface in Yujiaping area

3.2成巖作用的影響

成巖作用的強度對儲層的物性有很大影響,研究區(qū)長2砂巖破壞性的成巖作用主要有壓實作用和膠結作用,而建設性的成巖作用主要為溶蝕作用。

3.2.1壓實作用機械壓實作用表現(xiàn)為顆粒間由點接觸到緊密的線狀接觸(見圖8A),塑性巖屑或礦物則會發(fā)生變形或者彎曲(見圖8B)。隨著成巖作用的深化,會進一步出現(xiàn)壓溶作用,導致顆粒的凹凸接觸。壓實作用的結果,可使砂巖的孔隙由成巖初期的40%下降至25%～22%。

3.2.2膠結充填作用成巖作用的早期—中期,會出現(xiàn)膠結作用或自生礦物形成的充填作用,使孔隙度進一步降低至1%～10%。膠結物主要為方解石、綠泥石、伊利石及少量硅質(見圖9C，A，B)。方解石嚴重充填和阻塞孔隙,是造成儲層孔、滲條件差的主要原因。即使是孔隙發(fā)育的滲透層在碳酸鹽膠結物的作用下也可能成為非滲透層,甚至會成為致密層(見圖9D)。在長2油層組地層中,隨著碳酸鹽礦物含量的增加,儲層物性降低,當碳酸鹽含量大于5%時,物性變化明顯(見圖10)。自生綠泥石向孔隙生長會堵塞孔隙,但綠泥石膜也可以作為抑制石英次生加大、增加顆粒間抗壓實強度等的有利因素存在[14-15]。

3.2.3溶蝕作用溶蝕作用對次生孔隙形成、儲層儲滲條件的改善起著非常重要的作用[16-17]。在成巖作用的中—晚期，研究區(qū)溶蝕作用發(fā)生,粒間溶孔也是最主要的儲集空間。碳酸鹽膠結物的溶解,長石及巖屑等沿其解理縫、微裂縫及顆粒邊緣被溶解(見圖9C,D,E)都是溶蝕作用的結果。

A 顆粒定向排列, 呈線狀接觸, 壓實鑲嵌狀接觸(Z146井, 325 m, 單偏光, ×50);B 黑云母被擠入粒間(Z146井,334.96 m,單偏光,×100);C 長石、石英次生加大顯著(Z146井,326.36 m,單偏光,×100);D 方解石膠結的致密斑塊(Z146井,327.03 m,單偏光,×100)。圖8　余家坪區(qū)成巖作用類型Fig.8　Diagenesis type of Yujiaping area

A 粒間孔膠結,綠泥石、石英充填(Z146井,330.39 m,電鏡掃描,×700);B 伊利石膠結粒間孔(Z146井,331.83 m,電鏡掃描,×1 100);C 石英溶蝕(Z146井,326.16 m,電鏡掃描,×1 100);D 長石粒內溶蝕(Z146井,334.54 m,電鏡掃描,×1 100);E 粒內裂縫,溶蝕(Z146井,332.6 m,電鏡掃描,×1 000);F 粒間孔縫結構(Z146井,337.14 m,電鏡掃描,×400)。圖9　余家坪區(qū)巖石掃描電鏡照片F(xiàn)ig.9　Picture of scanning electron microscopy(SEM) of Yujiaping area

研究表明,即使在同一個砂體中,砂體的不同部位其溶蝕作用的程度也有差異。河道一般發(fā)育正韻律砂體,則下部砂體粒度粗,較純凈,酸性水容易發(fā)生滲濾,溶蝕作用強。而上部砂體則會雜基較多,原生孔隙發(fā)育差,酸性水不容易滲濾，因此溶蝕作用弱。

圖10　余家坪區(qū)碳酸鹽含量與物性關系圖Fig.10　Relationship between carbonate content and properties in Yujiaping area

3.3微裂隙的影響

在研究區(qū)巖心分析化驗報告中多處可見注明的裂縫,其對應的孔隙度值為2.87%～15.84%。從孔隙度和滲透率關系(見圖3)可以看出,在10%～20%的孔隙度范圍內,出現(xiàn)多個滲透率近1 000×10-3μm2的高滲樣品。高滲點的出現(xiàn)表明除了沉積微相、成巖等的作用外,還應與微裂隙有關[18-19](見圖9E，F(xiàn))。裂隙改善了儲層的物性,同時也加強了研究區(qū)砂巖的非均質性[20]。

同時,礦物成分的差異對儲層的微觀非均質性也會產(chǎn)生重要影響,若存在較多脆性礦物,其抗壓實能力會增強,就會較多的保留原始孔隙。在各類碎屑顆粒中,石英具有的抗壓實能力最強,其次為長石,而巖屑抗壓實能力最弱。由于受樣品點取樣密度的影響,該區(qū)礦物成分差異不明顯。

4　結　論

1)鄂爾多斯盆地余家坪區(qū)儲層砂巖以長石細砂巖為主,屬于低孔-低滲、中—小孔的儲層,發(fā)育粒間孔隙、粒內孔隙、微孔隙等孔隙類型,以粒間溶孔最發(fā)育。

2)整體上,研究區(qū)儲層砂體具有強的層間、層內、平面非均質性,非均質性受控于沉積微相、成巖作用,但埋藏深度和微裂隙對物性也有很大的影響。同時，粒度和礦物成分也會對物性產(chǎn)生影響。在主河道區(qū)域,順物源方向,砂體呈條帶狀展布,物性變化受沉積砂體影響,砂層厚度大的地方滲透性好,而砂層薄的地方則較差。隨著埋深的增加,儲層砂體物性變差。但是，溶蝕作用改善了儲層物性,在砂體的不同部位,溶蝕作用存在差異。微裂隙在改善儲層物性的同時也加大了儲層的非均質性。

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(編輯雷雁林)

The reservoir macroscopic heterogeneity and its influence factors in Yujiaping area, Ordos Basin

LI Ai-rong1,2, ZHANG Jin-gong2, WU Fu-li1, WANG Yong-dong3, WANG Yan-long3

(1.School of Earth Science and Engineering, Xi′an Shiyou University, Xi′an 710065, China;2.The State Key Laboratory of Continental Dynamics/Department of Geology, Northwest University, Xi′an 710069, China;3.Zichang Oil Production Factory, Yangchang Petroleum (Group) Co.LTD, Yan′an 716000， China)

To study the macroscopic heterogeneity of tight sandstone reservoir in Yujiaping area of Ordos Basin and the factors which control it. Analysis characteristics of reservoir include the rhythmic, and the distribution of sand body in the horizontal and vertical, and the change of permeability parameter in order to study of macroscopic heterogeneity about layers and interlayer, plane and so on in reservoir. Research shows that the macroscopic heterogeneity is relatively strong in the area on the whole. The research showed that the reservoir with strong heterogeneity in shudy area, which physical properties were controlled by sedimentary microfacies and diagenesis, and the buried depth, microcracks, grain size and mineral composition had a certain influence on the reservoir heterogeneity.

Ordos Basin; reservoir; macro; heterogeneity

2015-03-19

國家自然科學基金青年基金資助項目(41102083)

李愛榮，女，河北滄州人，博士，從事石油地質學、油氣田地質與開發(fā)綜合研究。

TE122

A

10.16152/j.cnki.xdxbzr.2016-02-017