福山花場地區(qū)流一段儲層非均質(zhì)性研究

周 武，孟元林，劉思琪，胡 越，余麒麟

(1.東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，黑龍江 大慶 163318；2.大慶油田有限責(zé)任公司 采油三廠，黑龍江 大慶 163256)

福山花場地區(qū)流一段儲層非均質(zhì)性研究

周 武1，孟元林1，劉思琪1，胡 越2，余麒麟1

(1.東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，黑龍江 大慶 163318；2.大慶油田有限責(zé)任公司 采油三廠，黑龍江 大慶 163256)

為解決北部灣盆地福山凹陷花場地區(qū)流一段剩余油滯留現(xiàn)象嚴(yán)重、注采效果差等問題，結(jié)合該區(qū)實際情況，利用巖心、測井、錄井等資料，對福山凹陷花場地區(qū)流沙港組一段儲層的層內(nèi)、層間和平面非均質(zhì)性進(jìn)行研究。結(jié)果表明，研究區(qū)層內(nèi)非均質(zhì)性較強(qiáng)，受沉積構(gòu)造的影響，儲層層內(nèi)滲透率變異系數(shù)、突進(jìn)系數(shù)和極差整體較強(qiáng)，均值系數(shù)普遍偏低，Ⅱ、Ⅳ油組的夾層分布相對較多；層間非均質(zhì)性主要受層厚、砂厚以及隔層厚度的影響，不同層位差異較大。平面非均質(zhì)性受砂體及沉積微相展布影響，不同地區(qū)表現(xiàn)出較強(qiáng)的非均質(zhì)性。綜合得出，研究區(qū)內(nèi)位于河道內(nèi)的Ⅱ、Ⅳ油組為剩余油分布的有利區(qū)域。

非均質(zhì)性；沉積構(gòu)造；花場地區(qū)；福山凹陷；流沙港組一段

儲層非均質(zhì)性是衡量儲層特征參數(shù)在三維空間上的不均質(zhì)性，具體是指儲層的基本性質(zhì)(巖性、物性、電性及含油氣性等)在三維空間分布的不均一性[1]。儲層的非均質(zhì)性決定著剩余油的分布狀況，是油田注水開發(fā)和中后期油藏精細(xì)描述的重要研究內(nèi)容[2]。目前，國內(nèi)外油田的勘探開發(fā)和開采普遍進(jìn)入了中高含水期，但仍有大量剩余油無法確切判斷其儲存位置，這就給油田的開采帶來很大的困擾。因此，通過儲層非均質(zhì)性研究，提高采收率顯得尤為重要[3]。隨著注水開發(fā)的不斷深入，當(dāng)前北部灣盆地花場地區(qū)剩余油滯留現(xiàn)象嚴(yán)重，部分注采井組見效差異大，油水井的水驅(qū)效果差，治理困難。針對這一現(xiàn)狀，為改善工區(qū)油藏開發(fā)效果，提高最終采收率，有必要開展對儲層非均質(zhì)性的研究。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

福山凹陷是南海大陸架北部灣盆地內(nèi)一個中新生界的凹陷，處在南海大陸架的南部邊緣，海南隆起區(qū)北部的斜坡上，北邊進(jìn)入瓊州海峽，東邊與云龍凸起相鄰，西邊毗連臨高凸起。總面積2 880 km2。福山凹陷的西北邊是以臨高斷裂為邊界的，臨高凸起是其上升盤，東南面被長流斷裂以及云龍凸起隔離開，南面是海南隆起[4-11]?；▓龅貐^(qū)位于福山凹陷中部構(gòu)造帶，為福山凹陷主要產(chǎn)油氣區(qū)。

本區(qū)古近系地層由老至新依次為長流組、流沙港組和潿洲組(圖1)，目的層流沙港組一段地層距今約40 Ma開始接受沉積，持續(xù)約4 Ma，從下而上分為五個油層組分別為Ⅴ油組、Ⅳ油組、Ⅲ油組、Ⅱ油組和Ⅰ油組(圖1)，主要發(fā)育辮狀河三角洲相。

圖1 巖性綜合柱狀圖(據(jù)石彥民 2007)Fig.1 Comprehensive lithology histogram(Shi，2007)

2 儲層層內(nèi)非均質(zhì)性

2.1 沉積構(gòu)造特征及其對非均質(zhì)性的影響

層理的發(fā)育對滲透率的各向異性影響很大，斜層理和平行層理的滲透率導(dǎo)向性好，而交錯層理則較差[2]。研究區(qū)物源大部分來源于南部，少量來源于北部次凸起，發(fā)育辮狀河三角洲前緣亞相和前三角洲亞相。可進(jìn)一步分為水下分流河道、河口壩、分流間灣、席狀砂等微相。常發(fā)育塊狀層理、交錯層理、波狀層理(圖2(a))和平行層理(圖2(b))，還發(fā)育一些層內(nèi)變形構(gòu)造(圖2(c))和粒序?qū)永?圖2(d))，說明在研究區(qū)除了牽引流之外，還發(fā)育重力流沉積。滲透率的大小與層理的方向關(guān)系密切，順層理方向滲透率最大，垂直層理和逆層理方向滲透率極小，導(dǎo)致不同方向的滲透率相差很大，也導(dǎo)致了流一段層內(nèi)非均質(zhì)程度的加強(qiáng)。

圖2 福山凹陷花場地區(qū)巖心照片F(xiàn)ig.2 Core photos of Fushan Sag

2.2 砂體韻律特征

由圖3可見，均質(zhì)韻律特征為滲透率由下到上大小基本穩(wěn)定(圖3(a))；滲透率均質(zhì)律往往導(dǎo)致巖石物性整體較好，反映水動力作用穩(wěn)定，本地區(qū)這類儲層主要發(fā)育在水下分流河道微相中。本區(qū)滲透率均質(zhì)韻律很少，這是由于沉積環(huán)境和沉積方式的復(fù)雜多變造成的，體現(xiàn)該地區(qū)非均質(zhì)性較為明顯。復(fù)合正韻律是多個正韻律組合而成(圖3(b))，主要發(fā)育在水下分流河道微相中。是多期河道下蝕作用，并垂向加積的結(jié)果，在本區(qū)所占比例較多。隨著各砂體之間泥質(zhì)夾層的增多，層內(nèi)非均質(zhì)性變強(qiáng)。

反韻律表現(xiàn)為滲透率上部高、下部低，往往導(dǎo)致儲層物性由上到下依次變差(圖3(c))，在本區(qū)主要發(fā)育于三角洲前緣席狀砂和河口壩中，反映水動力環(huán)境逐漸減弱所產(chǎn)生的沉積。

復(fù)合韻律為正韻律和反韻律疊合出現(xiàn)的特征(圖3(d))。花場地區(qū)常見復(fù)合反-正韻律，垂向上表現(xiàn)為上部為反韻律、下部為正韻律的組合，滲透率表現(xiàn)為上高、中低、下高的特征；此韻律特征在工區(qū)最為常見，主要為水下分流河道微相，由于河道水動力的強(qiáng)、弱交替變化作用導(dǎo)致。

圖3 福山凹陷花場地區(qū)流一段儲層滲透率韻律分布特征Fig.3 Distribution characteristics of reservoir permeability in the fi rst section of the Huachang fi eld in Fushan Sag

2.3 層內(nèi)非均質(zhì)性定量評價

在油田注水開發(fā)中，滲透率的各向異性及空間位置組合情況決定采收率大小，所以常用滲透率分布特征定量評價儲層非均質(zhì)性。通常用滲透率的突進(jìn)系數(shù)(Tk)、級差(Jk)、變異系數(shù)(Vk)以及均質(zhì)系數(shù)(Tp)的數(shù)值來綜合定量評價層內(nèi)非均質(zhì)性的強(qiáng)度。研究結(jié)果表明，研究區(qū)流一段儲層平均孔隙度為14.1%，平均滲透率為66.53 mD，總體上物性較好，但各油層組的滲透率級差和突進(jìn)系數(shù)都很高(表1)，變異系數(shù)普遍大于0.89，均質(zhì)系數(shù)基本小于0.32，表明層內(nèi)非均質(zhì)性很強(qiáng)。

表1 福山凹陷花場地區(qū)流一段儲層滲透率非均質(zhì)參數(shù)統(tǒng)計表Tab.1 The Statistics of heterogeneity of reservoir permeability in the fi rst section of the Huachang fi eld in Fushan Sag

2.4 夾層分布特征

研究區(qū)夾層為泥巖、粉砂質(zhì)泥巖以及少量鈣質(zhì)砂巖，厚度從幾厘米到幾米不等。夾層的存在對層內(nèi)非均質(zhì)性有著巨大的影響[3]。通常用單位厚度的儲層內(nèi)非滲透性泥質(zhì)夾層的個數(shù)(夾層分布頻率)和單位厚度的儲層內(nèi)非滲透性泥質(zhì)夾層的總厚度(夾層分布密度)來表征夾層對非均質(zhì)性的影響[9]。流一段儲層各油層組泥質(zhì)夾層統(tǒng)計結(jié)果表明(表2)，區(qū)內(nèi)Ⅳ油組夾層頻率最大，達(dá)0.33層/m；Ⅱ油組的夾層頻率為0.269層/m；Ⅲ油組和Ⅴ油組相差不大，分別為0.193層/m和0.196層/m；Ⅰ油組夾層頻率最小，為0.153層/m。單井夾層密度Ⅳ油組最高，達(dá)0.301；Ⅱ油組次之，為0.284；Ⅰ、Ⅱ、Ⅴ油組較低，分別為0.153、0.171、0.191。由此可見，從儲層非均質(zhì)性受夾層各參數(shù)的影響程度來看，Ⅱ、Ⅳ油組較強(qiáng)，Ⅰ、Ⅲ、Ⅴ油組較弱。

表2 花場地區(qū)儲層夾層統(tǒng)計表Tab.2 The Statistics of reservoir interlayer in Huachang fi eld

3 層間非均質(zhì)性

層間非均質(zhì)性是指相鄰儲層或砂體垂向上巖性、結(jié)構(gòu)、物性等方面的差異。通常用砂/地比、隔層厚度來表征儲層的層間非均質(zhì)性。花場地區(qū)流一段各油層組砂/地比、隔層厚度統(tǒng)計結(jié)果表明(表3—表4)，Ⅰ油組的砂地比、單砂層平均厚度均最大，Ⅴ油組的砂地比和單砂層平均厚度最小。

表3 福山凹陷花場地區(qū)流一段儲層砂地比統(tǒng)計表Tab.3 The statistics of sandstone percent of the Huachang fi eld in Fushan Sag

隔層是位于單砂層之間的非滲透或特低滲巖層，本區(qū)隔層厚度大多大于5 m，巖性致密，以泥頁巖和粉砂質(zhì)泥巖為主，還包括少量鈣質(zhì)泥巖[11]。隔層厚度大、分布廣，相鄰砂層相互獨(dú)立，儲層內(nèi)的油、氣、水無法竄流[3]。

流一段隔層發(fā)育特征統(tǒng)計結(jié)果表明(表4)，Ⅳ油組的單井平均隔層厚度為66.54 m，單井平均隔層3.03個，在五個油組中最大，在一定程度上表明Ⅳ油組的隔層在全區(qū)穩(wěn)定發(fā)育分布較廣；Ⅱ油組最小單井平均隔層厚度為40.32 m，單井平均隔層2.06個。

表4 花場地區(qū)流一段儲層隔層統(tǒng)計表Tab.4 The statistics of the fi rst section of the reservoir in the Huachang fi eld

4 平面非均質(zhì)性

儲層平面非均質(zhì)性研究，主要包括儲集層砂體的連續(xù)性、規(guī)模、幾何形態(tài)，以及砂體內(nèi)孔隙度、滲透率的平面變化規(guī)律。平面非均質(zhì)性對油田生產(chǎn)、剩余油分布的影響，直接決定著注入劑的平面波及頻率[12-13]。由流一段Ⅱ油組和Ⅳ油組的孔隙度、滲透率等值線的分布圖(圖4、圖5)可見，同一層段不同地區(qū)、不同層段同一地區(qū)的孔、滲變化很大，說明儲集層砂體的平面非均質(zhì)性非常強(qiáng)。流一段Ⅱ油組和Ⅳ油組的水下分流河道、前緣席狀及砂河口壩的孔隙度和滲透率較高，為中孔、中滲帶，同時也是剩余油分布富集的有利區(qū)。

圖4 福山凹陷花場地區(qū)流一段儲層沉積相展布及孔隙度分布特征Fig.4 Sedimentary facies state and porosity distribution characteristics of the fi rst member of Liushagang formation the reservoir of the Huachang fi eld in Fushan Sag

圖5 福山凹陷花場地區(qū)流一段儲層沉積相展布及滲透率分布特征Fig.5 Sedimentary facies state and permeability distribution characteristics of the fi rst member of Liushagang formation the reservoir of the Huachang fi eld in Fushan Sag

5 結(jié)論

1）福山凹陷花場地區(qū)內(nèi)非均質(zhì)性主要受沉積構(gòu)造、粒度韻律、滲透率非均質(zhì)性以及隔、夾層分布等因素的控制。

2）流一段五個油層組層內(nèi)非均質(zhì)性都很強(qiáng)；Ⅳ油組的變異系數(shù)非均質(zhì)性較其他四層來說相對較弱；均值系數(shù)較好?？傮w來看，Ⅴ油組的非均質(zhì)性最強(qiáng)，Ⅳ油組的均質(zhì)性在所有層中最好。

3）研究區(qū)流一段儲層層間非均質(zhì)性總體較強(qiáng)，各小層發(fā)育不均一，隔層的發(fā)育主要受物源供給和沉積相展布的影響。區(qū)內(nèi)隔層較為發(fā)育，隔層厚度較厚，以Ⅳ油組最為發(fā)育。

4）沉積相的平面展布影響和控制著儲層砂體的平面非均質(zhì)性，花場地區(qū)沉積砂體呈南-北向分布，孔、滲的平面分布與沉積砂體的展布基本吻合。

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Research on reservoir heterogeneity of the fi rst member of Liushagang formation of the Huachang fi eld in the Fushan Sag

ZHOU Wu1，MENG Yuanlin1，LIU Siqi1，HU Yue2，YU Qilin1
(1.Geoscience College，Northeast Petroleum University，Daqing，Heilongjiang，163318，China；2.No.3 Oil Production Company，Daqing Oil fi eld Limited Company，Daqing，Heilongjiang，163256，China)

Absract：In order to solve the oil remaining serious，injection and extraction effect issues in Huachang field of Fushan sag，combined with the actual situation in the region，using the core data，logging data，layer，interlayer and plane heterogeneity of Huachang field flow for a period in Fushan oilfield were studied. The results show that the coefficient of variation of permeability，the coefficient of the breakthrough and the range of the reservoir in the fi rst section of the fl ow fi eld are stronger，and the mean coef fi cient is lower. From the interlayer distribution，the study area fl ow reservoir II and IV oil group is relatively strong；the study area is mainly affected by the strong reservoir heterogeneity，sedimentary structure，permeability heterogeneity，interlayer distribution and non control factors such as particle size rhythm；interlayer heterogeneity is mainly affected by the thickness，sandstone thickness and interlayer thickness. Large differences exist in different horizons. The plane heterogeneity is in fl uenced by the distribution of sand bodies and sedimentary microfacies. It is concluded that the oil reservoirs in the study area are favorable for the remaining oil distribution.

Heterogeneity；Sedimentary structure；Huachang fi eld；Fushan sag；the fi rst member of Liushagang formation.

P618.13

A

1673-9469（2017）04-0078-06

10.3969/j.issn.1673-9469.2017.04.018

2017-09-01

國家自然科學(xué)基金資助項目(U1262106，41572135)；“十三五”國家科技重大專項(2016ZX05046-001-006)

周武(1992-)，男，陜西西安人，碩士，研究方向為沉積與儲層。