姬塬地區(qū)長6儲層宏觀非均質性與含油氣性關系

張宇辰 ，孫 衛(wèi) ，王 桐 ，崔哲治 ，韓 揚

（1．西北大學地質學系，陜西西安 710069；2．大陸動力學國家重點實驗室，陜西西安 710069）

儲層非均質性研究是目前油氣田開發(fā)地質工作中重要的部分之一，通過對儲層非均質性的研究，可以更好地了解儲層特征，為實際生產中提高原油采收率打下良好的基礎。沉積及成巖過程中的差異導致儲層內部特征存在明顯的不同，主要體現在儲層砂體的平面分布及垂向展布上[1]。研究儲層的非均質性，不僅是研究砂體的變化規(guī)律和分布特點，更重要的是將其非均質特征指標化，從而更有力地說明儲層非均質特征。從沉積角度看，非均質性可以具體劃分為宏觀非均質性和微觀非均質性兩類，宏觀上的儲層非均質性包括層內、層間與平面上的非均質性[2]，本文從儲層沉積特征出發(fā)，通過各種定量化參數研究各小層的宏觀非均質特征，并且在此基礎上，針對各小層的含油氣性特征，討論儲層宏觀非均質性與含油氣性之間的關系。

1 區(qū)域地質概況

姬塬地區(qū)位于陜西省定邊縣和寧夏回族自治區(qū)鹽池縣境內，構造位置位于鄂爾多斯盆地中部偏西、天環(huán)坳陷東部、伊陜斜坡西部，面積約1300 km2[3-4]。本次研究的層段屬于三疊世延長組長6段，可劃分長61、長62和長63三個亞段，長61和長62亞段為目前的主力開發(fā)層段，也是本次研究的目標層段。

根據常規(guī)薄片和鑄體薄片的鏡下觀察，結合掃描電鏡、陰極發(fā)光和X衍射等實驗手段，對姬塬地區(qū)長6段儲層的巖石學特征進行綜合分析。結果表明，長6段儲層碎屑成分以長石和石英為主，其次是巖屑，其中，長石含量38.0%、石英含量31.2%、巖屑含量8.9%。巖石類型以長石砂巖和巖屑長石砂巖為主，其中長石砂巖最多，巖屑長石砂巖次之。整體而言，姬塬地區(qū)長6段儲層巖石礦物顆粒細小、分選中等、磨圓差。同時，對152口井13538塊巖心樣品的物性統(tǒng)計發(fā)現，長6段儲層物性較差，孔隙度和滲透率值均較低，平均孔隙度為9.80%，平均滲透率為 0.50×10-3μm2，屬于典型低孔、低滲-超低滲透儲層。其中相比較而言，長61亞段的儲層物性（平均孔隙度 10.03%，平均滲透率 0.55×10-3μm2）比長62亞段（平均孔隙度9.59%，平均滲透率0.45×10-3μm2）好。

2 儲層平面非均質性

平面非均質性指空間中某個儲層砂體的幾何形態(tài)，包括其規(guī)模及連續(xù)性，除此之外，還包括平面上砂體內孔隙度和滲透率差異所引起的非均質性[14]。平面非均質性主要受沉積相帶的控制，在平面上，儲層砂體是由不同沉積微相的砂體相互疊置復合而成，不同沉積微相砂體的沉積背景和水動力條件不同，滲透率也就不同，導致滲透率的平面非均質性；在同一沉積微相內，沉積砂體主體與邊緣地帶的水動力條件差異引起滲透率不同，垂向上，砂體的厚度和滲透率沿砂體延伸方向向兩側明顯變小，造成滲透率的平面非均質性，直接影響到波及體積和平面水驅油效率[15]。

平面非均質性主要包括儲層砂體的幾何形態(tài)、展布規(guī)模、橫向連續(xù)性和孔隙度、滲透率的平面不均勻性。本次研究從研究區(qū)砂體平面展布特征入手，通過量化參數表征砂體的連續(xù)性，最后結合物性的平面分布特征表征研究區(qū)平面非均質程度。

2.1 砂體平面展布特征

砂體在平面上展布特征受沉積環(huán)境、物源和水動力因素影響。姬塬地區(qū)長6儲層發(fā)育三角洲前緣亞相，主要包括分流河道和分流間灣兩個沉積微相，各小層的水下分流河道均呈帶狀分布，并且物源主要來自北西方向，北東方向次之。同時，多條分流河道彼此之間多次相互交匯和分叉，導致平面上砂體厚度變化很大。受沉積微相、物源和水動力的影響，長62亞段儲層物源方向為北西、北東兩個方向，其中以北西向物源為主。長62亞段主要有6條主要河道與數條支流河道，6條主要河道均呈北西-南東向延伸。砂體受物源和水動力控制，與河道的展布方向基本一致。長62亞段多期砂體是由河道多期擺動沉積的砂體相互疊置復合而成的厚層砂體，規(guī)模較大、分布穩(wěn)定，單井砂體的平均厚度14.16 m。長61亞段物源方向和長62亞段一樣，發(fā)育有9條水下分流河道與數條支流河道，6條主要河道均呈北西-南東向延伸。相比較長62亞段，長61亞段儲層砂體的發(fā)育規(guī)模和分布范圍明顯擴大，單井砂體的平均厚度14.02 m（圖1）。

2.2 砂體的幾何形態(tài)和連續(xù)性

砂體的幾何形態(tài)、規(guī)模和連續(xù)性受沉積相的控制[16]。研究區(qū)水下河道頻繁遷移，彼此之間合并交叉，垂向上往往出現多期分流河道砂體的疊置，導致儲層砂體厚度變化較大。砂體的連續(xù)性是指砂體在不同方向的延伸及砂體的長度和寬度的變化，常用鉆遇率來表示。鉆遇率是指鉆井過程中，鉆遇砂層的井數與總的鉆井數之比，反映了一定的井網密度下對砂體的控制程度，即鉆遇率越高、砂體的延伸性越好。長61亞段鉆遇率為96%，長62亞段鉆遇率為78%，整體上長61亞段砂體連續(xù)性好于長62亞段。

2.3 砂體的平面物性變化特征

根據儲層孔隙度和滲透率參數在平面上的展布特征分析，儲層的物性參數在平面上的展布均具有較強的非均質性，各小層參數的展布特點也各不相同（圖2、圖3）。根據前人研究結論，儲層的砂體發(fā)育程度和沉積微相的差異導致儲層物性在平面上的差異[17]。由于各層砂體的展布各不相同，并且研究區(qū)儲層砂體呈條帶狀分布，所以沿條帶狀砂體延伸方向的物性較好，孔隙較發(fā)育，滲透率值較高；但是，在垂直砂體的延伸方向上，由于沉積微相的不同，物性變化很大，相比較而言，河道兩側砂體薄、孔隙度及滲透率值低。

3 層內非均質性

圖1 姬塬地區(qū)長6段沉積微相

圖2 姬塬地區(qū)長6段孔隙度分布

層內非均質性是在垂直方向上，一個單砂體內部的儲層物性變化特征，是影響單砂體內開發(fā)過程中的水淹程度、波及系數等主要地質因素，也是引起層內矛盾的內在原因[6]。儲層的層內非均質性包括層內垂向上滲透率差異程度和層內粒度韻律等[7-8]，相對孔隙度來說，滲透率更能表征儲層的儲滲性質，所以通常使用滲透率的變化來表征儲層垂向的非均質性[8-10]。本次研究從目標儲層的層理構造和沉積韻律入手，結合滲透率非均質性參數表征儲層層內非均質性特征。

圖3 姬塬地區(qū)長6段滲透率分布

3.1 層理特征

姬塬地區(qū)長6段儲層主要發(fā)育砂紋層理、平行層理、斜層理、交錯層理和水平層理。水下分流河道巖性為灰白色、灰色細粒砂巖及灰色粉砂巖，中上部為泥質粉砂巖；層理構造為砂紋層理、槽狀交錯層理、斜層理和平行層理。分流間灣巖性以深灰色粉砂質泥巖及灰黑色、黑色泥巖為主，主要發(fā)育水平層理，可見擾動構造?？傮w而言，研究區(qū)砂巖層理發(fā)育、非均質性強，這樣既有利于水驅油、提高波及系數，同時又造成儲層垂向上的滲透率非均質性。

3.2 垂向沉積韻律特征

粒度韻律或粒序屬于受水動力環(huán)境影響的周期性粒度粗細變化，與沉積作用和環(huán)境有關。結合長61和長62亞段巖心及測井資料，姬塬地區(qū)目標儲層的層內沉積粒序大致與理想模式相同，表現為正粒序、反粒序和復合粒序，因此，在垂向上表現為正韻律、反韻律和復合韻律。其中，水下分流河道砂體垂向上多個正韻律疊加，砂體內部垂向上的韻律變化對儲層滲透率垂向上變化影響很大，因此，研究區(qū)目標儲層的垂向滲透率表現為高值段交替重復。

3.3 層內滲透率非均質性特征

通常采用滲透率變異系數、滲透率突進系數和滲透率級差系數來表示滲透率非均質性。其中，變異系數表示目標井段若干滲透率數據值相對其平均值的分散程度，突進系數表征一定井段內滲透率最大值與平均值的比，級差系數則表示目標井段內部滲透率最大與最小值之比。以上三個參數均可用來表示井段內部滲透率的變化程度，因此，當此三個參數值越大時，則目標儲層的層內非均質性越強。

按照國家標準，針對不同儲層，按其量化系數可將儲層分為三類[1-2]。根據本次姬源油田量化指標統(tǒng)計，得到其系數評價表（表1）。通過表中數據可看出，長 61和長62亞段均表現出較強的非均質性，兩個亞段的變異系數、突進系數、級差系數值都較大，說明層內滲透率變化程度較大，非均質程度很強。同時通過比較可以發(fā)現，長61亞段比長62亞段的層內滲透率變化程度更大，則說明長61亞段比長62亞段的層內非均質性更強。

4 層間非均質性

層間非均質性指儲層或砂體之間的差異，是一個油藏或一套砂泥巖間互含油層系的總體特征[11]。層間非均質性既有夾層泥質巖的分布和發(fā)育情況，又包括不同沉積條件砂體在剖面上的規(guī)律性[12-13]。姬塬地區(qū)長6段砂巖儲層由多種成因類型的砂體疊加而成，層間非均質性比較突出。因此，本次研究采用分層系數、平均單砂體厚度、有效砂巖密度參數，對目標儲層的層間非均質程度量化評價，再結合油層鉆遇率等參數，對儲層的含油氣性進行綜合評價。

表1 長6儲層滲透率非均質性評價

4.1 分層系數

分層系數指某一層段內部砂層數，是單井某層砂層數和單井某層地層總厚度比值的百分數，通常以層/m來表示。一般情況下，分層系數越大，單砂體層數越多，則儲層的層間非均質程度越強。通過對研究區(qū)295口井進行統(tǒng)計，長61亞段儲層分層系數為4.56層/m，長62亞段儲層分層系數為4.10 層/m，長61亞段分層系數值大于長62亞段分層系數值，說明從長62亞段到長61亞段砂體沉積環(huán)境發(fā)生變化，單砂層的沉積層數增多。通過對比可知，長61亞段砂層組的層間非均質性更強。

4.2 砂巖密度

砂巖密度指砂巖累計總厚度與地層總厚度之比，也稱砂地比，可以表現每個小層砂體發(fā)育情況的差異。當砂巖密度越大時，則表明砂體縱向連通性越好。統(tǒng)計結果表明，長61亞段砂巖密度值為0.37，長62亞段砂巖密度值為0.36，這表示長61和長62亞段砂層組砂體發(fā)育且縱向連通較好，且長61亞段儲層整體上縱向砂體連通性略好于長62亞段儲層。

4.3 平均單砂體厚度

單砂體平均厚度也是反映儲層層間非均質性的標志性參數，單砂體平均厚度越小，非均質性越強，反之，均值程度越好。統(tǒng)計結果表明，長61亞段單砂體平均厚度為3.31 m，長62亞段單砂體平均厚度為3.46 m，長61亞段的單砂體平均厚度小于62亞段，說明長61亞段儲層砂層組非均質性強于長 62亞段。

綜合分析砂巖密度、分層系數和單砂體厚度等參數可知，姬塬地區(qū)長6段儲層的層間非均質程度較強，長61和長62亞段均表現出較強的層間非均質性。通過對比可以發(fā)現，長61亞段分層系數、砂巖密度均大于長62亞段，平均單砂體厚度小于長62亞段，因此，長61亞段的層間非均質性比長62亞段強。

5 非均質性與含油氣性關系

根據前文的研究結果，姬塬地區(qū)長6段的兩個小層長61和長62亞段非均質性均較強，結合含油飽和度分布可以發(fā)現，河道砂體發(fā)育最好的地區(qū)儲層的物性也最好、含油飽和度最高；相反，分流間灣地區(qū)物性較差、砂體最薄、含油氣性也最差（圖4）。同時，通過對比可以發(fā)現，研究區(qū)長6段儲層從長62亞段到長61亞段砂體的連續(xù)性變好，因此含油氣性也相應增強，這就說明砂體的發(fā)育情況與儲層的含油氣情況關系密切。

同時，根據統(tǒng)計的儲層砂巖厚度、孔隙度、滲透率等參數發(fā)現，長61亞段儲層作為物性最好、砂體較厚的儲層，含油氣程度較高，這就說明了儲層的含油氣性很大程度上取決于儲層物性的好壞。由此可以認為，儲層平面砂體連續(xù)程度和物性好壞是決定其含油氣性的關鍵因素。

6 結論

（1）姬塬地區(qū)長6段儲層物性較差，屬于典型低孔、低滲-超低滲透儲層。研究區(qū)儲層主要發(fā)育水下分流河道和分流間灣兩個沉積微相，物源方向主要為北西方向，北東方向次之，層理較發(fā)育，以砂紋層理、槽狀交錯層理、斜層理、平行層理和水平層理為主。儲層砂體內部表現為粒度下粗上細的正韻律，且由多個正韻律段疊加而成。

（2）根據計算滲透率的非均質性參數，姬塬地區(qū)長6段儲層兩個小層的層內非均質程度均較強，其中長61亞段屬于強非均質性，長62亞段為中等-強非均質性。結合分層系數等參數，目標儲層整套砂體的層間非均質性突出，長61亞段砂層組的層間非均質性相比長62亞段較強。同時，根據有效砂巖密度參數特征分析，長61亞段儲層砂體發(fā)育，連通性略好于長62亞段儲層。

（3）對比姬塬地區(qū)長6段儲層兩個小層的平面非均質性特征和含油氣性特征可以發(fā)現，目標儲層的含油氣性與其平面上砂體的展布特征和物性具有較強的關聯性，儲層平面砂體連續(xù)程度和物性好壞是決定其含油氣性的關鍵因素。具體表現在，在物性好、砂體厚度大的河道地區(qū)，儲層的含油飽和度相對較高，含油氣性相對較好。

圖4 姬塬地區(qū)長6段儲層含油飽和度分布