子長油田子128井區(qū)長6儲層非均質(zhì)性及其影響因素

王 輝，王美霞，白聰萍，何子瓊，白海東，白海燕

(1.西安石油大學(xué) 期刊中心,陜西 西安 710065； 2.中石油煤層氣有限責(zé)任公司，北京 100020；3.延長油田股份有限公司 南泥灣采油廠，陜西 延安 716000； 4.成都錦城學(xué)院 建筑學(xué)院，四川 成都 611731； 5.延長油田股份有限公司 定邊采油廠，陜西 榆林 718600)

引 言

陸相沉積特有的地質(zhì)條件通常使得陸源碎屑儲層具有分布規(guī)律復(fù)雜、孔隙度和滲透率在縱、橫向上變化較大、儲層性質(zhì)各向異性強等特點。后期的成巖作用和構(gòu)造活動對儲層的進(jìn)一步改造，促使陸源碎屑巖儲層非均質(zhì)性特征更加顯著[1]。目前，我國大多數(shù)油田已步入開發(fā)階段的中、后期，長期的注水開發(fā)作業(yè)使得油田含水率較高、剩余油分布高度分散，多數(shù)油田面臨開發(fā)效果差、石油采收率低的現(xiàn)狀，因此，如何改善油田開發(fā)效果、有效提高石油的采收率是目前亟待解決的問題[2-3]。

儲層受到沉積作用、成巖作用及構(gòu)造作用的改造而“四性”(巖性、物性、含油氣性和電性)特征在三維空間發(fā)生改變、分布不均的特性稱之為儲層非均質(zhì)性[4]。這種非均質(zhì)性產(chǎn)生以后，極易影響儲層內(nèi)油、氣、水的運移狀態(tài)[5]，會出現(xiàn)層間干擾、單層突進(jìn)及剩余油在局部地區(qū)富集等阻礙油田高效開發(fā)的難題[6-7]。有學(xué)者按照砂巖的分選程度將儲層的非均質(zhì)性劃分為不同級別，并且認(rèn)為一級非均質(zhì)性與盆地尺度有關(guān)，二級非均質(zhì)性與砂巖成因和沉積條件有關(guān)，而三級非均質(zhì)性則與同沉積斷層和/或沉積后時間有關(guān)[8]。此外，在儲層非均質(zhì)性定量表征方面，也有學(xué)者提出了新的評價指標(biāo)Q，該指標(biāo)與樣品的比表面積、平均孔徑、總孔隙體積等物理參數(shù)具有良好的相關(guān)性，從而為進(jìn)一步的儲層分級、分類評價提供了新的依據(jù)[9]。

本文通過精細(xì)的巖相學(xué)研究，并結(jié)合毛管壓力曲線和測井曲線資料等，對子長油田子128區(qū)長6油層組儲層層內(nèi)、層間和平面非均質(zhì)性進(jìn)行研究，并從沉積環(huán)境、成巖作用等主要方面全面分析儲層非均質(zhì)性的影響因素，以期深化對研究區(qū)長6油層組油、水分布規(guī)律的認(rèn)識，從而為提高油氣采收率提供理論參考依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地面積較廣(約為25×104km2)，盆地周圍分別被烏蘭格爾凸起、渭北隆起、銀川地塹、六盤山斷陷和呂梁山等所限[10]。子長油田位于鄂爾多斯盆地中偏東南部，構(gòu)造上位于盆地的陜北斜坡帶內(nèi)[11]。子128井區(qū)是子長油田的主力產(chǎn)油區(qū)之一，位于陜西省延安市子長縣安定鎮(zhèn)，區(qū)內(nèi)構(gòu)造單一，主力含油層為長6油層組，包含4個油層亞組。其中，長61地層厚度介于39～52 m，平均44 m，巖石類型以還原環(huán)境下形成的灰綠、綠灰色細(xì)砂巖為主，局部夾暗色泥巖；長62地層厚度介于24～44 m，平均31 m，巖石類型以淺灰綠色粉-細(xì)砂巖夾暗色泥巖為主；長63地層厚度整體介于16～36 m，平均25 m，主要發(fā)育灰黑色泥巖和泥質(zhì)粉砂巖，此外，還發(fā)育部分粉-細(xì)砂巖互層夾薄層凝灰?guī)r；長64地層厚度整體介于13～31 m，平均19 m，巖石類型與長63基本相似。

2 儲層巖石學(xué)特征

區(qū)內(nèi)長6油層組主要發(fā)育長石砂巖，巖屑長石砂巖次之(圖1)，長石平均體積分?jǐn)?shù)高達(dá)59.4%，石英體積分?jǐn)?shù)僅次于長石，平均25.2%，巖屑體積分?jǐn)?shù)最小，平均僅為15.4%。巖屑中云母平均體積分?jǐn)?shù)最高(7.4%)，變質(zhì)巖屑次之(平均體積分?jǐn)?shù)為3.8%)，而巖漿巖屑和沉積巖巖屑相對較少，平均體積分?jǐn)?shù)分別為2.0%和2.2%(圖2)。砂巖顆粒粒度整體相對較細(xì)，多以細(xì)砂為主，而中砂和粉砂較少出現(xiàn)。總體來看，砂巖的成分成熟度為中等—低。長6油層組砂巖顆粒分選整體好， 但各小層顆粒磨圓程度略有差異，其中長61油層亞組以次棱-次圓狀為主，個別為棱角狀，長62和長63油層亞組整體以次棱角狀為主，總體來看，砂巖的結(jié)構(gòu)成熟度為中等—好。

圖1 子長油田子128井區(qū)長6砂巖分類

圖2 研究區(qū)砂巖組成類型及其分布

3 儲層物性特征

根據(jù)研究區(qū)5口井223個巖心實測資料統(tǒng)計，長6油層組儲層孔隙度介于2.3%～14.0%，平均8.8%，滲透率介于(0.05～5.7)×10-3μm2，平均0.67×10-3μm2(表1)，整體呈低—特低孔、低—特低滲的特點。

表1 子128井區(qū)儲層樣品實測平均孔隙度、滲透率數(shù)據(jù)

4 孔隙類型及結(jié)構(gòu)特征

研究區(qū)長6油層組儲層中既發(fā)育原生粒間孔隙，也發(fā)育大量次生溶蝕孔隙。鑄體薄片下可以觀察到，雖然壓實作用較為強烈，導(dǎo)致部分顆粒之間呈現(xiàn)線接觸，但仍可見到部分顆粒之間的殘留孔隙較為發(fā)育(圖3(a))，此類孔隙基本沒有被基質(zhì)所充填。掃描電鏡下還可見到長石經(jīng)強烈的溶蝕作用而形成的大量長石溶蝕孔隙(圖3(b))，此外，鑄體薄片下還可見到部分顆粒內(nèi)部的溶蝕孔隙(圖3(c))以及發(fā)育在極細(xì)粒長石砂巖中的巖屑溶孔(圖3(d))。

圖3 研究區(qū)孔隙類型

統(tǒng)計分析研究區(qū)部分樣品的毛管壓力參數(shù)特征，將長6油層組儲層孔隙結(jié)構(gòu)劃分為3種類型，分別是低門檻壓力-中細(xì)喉型(LTP-MFT)、中門檻壓力-微細(xì)喉型(MTP-MFT)和高門檻壓力-微喉型(HTP-MT)。其中，具有LTP-MFT型孔隙結(jié)構(gòu)的儲層物性較好(孔隙度>12%，滲透率>10×10-3μm2)，門檻壓力一般小于0.1 MPa，中值喉道半徑大于1 μm，此類孔隙結(jié)構(gòu)主要發(fā)育在長62油層亞組；具有MTP-MFT型孔隙結(jié)構(gòu)的儲層物性較好(孔隙度整體介于10%～12%，滲透率主要介于(1～10)×10-3μm2)，門檻壓力一般在0.1～0.5 MPa，中值喉道半徑在0.2～1 μm，此類孔隙結(jié)構(gòu)在長62、63和長64油層亞組均有發(fā)育；具有HTP-MT型孔隙結(jié)構(gòu)的儲層物性較好(孔隙度<12%，滲透率<1×10-3μm2)，門檻壓力一般大于0.5 MPa，中值喉道半徑小于0.2 μm，此類孔隙結(jié)構(gòu)主要發(fā)育在長62和長63油層亞組(表2)?？傮w而言，不同小層在孔隙結(jié)構(gòu)和物性方面表現(xiàn)出較強的非均質(zhì)性。

表2 子128井區(qū)長6儲層毛管壓力參數(shù)

5 儲層非均質(zhì)特征

儲層非均質(zhì)性多是由于沉積環(huán)境和成巖作用對儲層影響造成的，這種影響會使儲層內(nèi)部空間結(jié)構(gòu)和屬性參數(shù)發(fā)生不均勻變化，這種不均勻變化會直接阻礙油氣采收率的提高，影響油田的有效開發(fā)。儲層非均質(zhì)性有多種劃分方案，常用的是裘亦楠等[12]提出的分類方案，本文依據(jù)該方案主要從層內(nèi)、層間及平面3個方面深入探討子128井區(qū)長6油層組的儲層非均質(zhì)性特征。

5.1 層內(nèi)非均質(zhì)性

層內(nèi)非均質(zhì)性主要體現(xiàn)在單砂體內(nèi)部儲層性質(zhì)在剖面上的變化，主要取決于砂體粒度的大小和沉積構(gòu)造類型的變化[12]，本文主要從砂巖粒度的縱向韻律特征以及層內(nèi)滲透率的變化特征進(jìn)行研究。

5.1.1 粒度韻律特征

通過對子128井區(qū)長6油層組的測井資料詳細(xì)解釋，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)砂體的粒度變化有正韻律(PR)、正韻律疊加(PRS)和復(fù)合韻律(CR)3種韻律特征。其中，長61小層以PR為主(圖4(a))，孔隙度和滲透率自砂體底部向頂部逐漸減小，儲層非均質(zhì)性整體弱；長62小層以PRS為主(圖4(b))，粒度由多個PR疊加而成，儲層非均質(zhì)性同樣較弱；長63和長64小層以PRS和CR為主，其中巖石成分和結(jié)構(gòu)是影響CR形成的主要因素。在CR中，儲層物性自砂體底部向頂部呈現(xiàn)出由小變大、再由大變小的趨勢。最底部一般發(fā)育鈣質(zhì)砂巖，中部發(fā)育中細(xì)砂巖，頂部發(fā)育細(xì)砂巖或粉砂巖，孔隙度和滲透率變小(圖4(c))，儲層非均質(zhì)性相對較強。因此，從砂巖粒度韻律角度來看，由于長63和長64油層亞組CR較為發(fā)育，其層內(nèi)非均質(zhì)性相對較強，而長61和長62油層亞組以PR或PRS為主，層內(nèi)非均質(zhì)性相對較弱。

圖4 研究區(qū)層內(nèi)韻律特征

5.1.2 層內(nèi)滲透率非均質(zhì)性

變異系數(shù)(Vk)、突進(jìn)系數(shù)(Tk)和級差(Jk)是3個最常用的表征滲透率非均質(zhì)性的參數(shù)。長61、長62、長63油層亞組Vk分別為0.52、0.70、0.88，而長64油層亞組Vk為1.06，總體呈現(xiàn)自上而下Vk逐漸增大的趨勢。長61、長62、長63油層亞組Tk分別為3.05、3.28、5.52，而長64油層組Tk為5.98?？梢钥闯觯?個油層亞組的突進(jìn)系數(shù)也是自上部地層至下部地層逐漸升高。長61、長62、長63油層亞組級差(Jk)分別為20、38、56，而長64級差(Jk)為67，4個油層亞組的Jk也表現(xiàn)出與Vk和Tk相似的變化規(guī)律。對比滲透率非均質(zhì)性參數(shù)(PHP)評價標(biāo)準(zhǔn)(表3)，子128井區(qū)長61和長62油層亞組的變異系數(shù)為中等，突進(jìn)系數(shù)高，級差中等，表明其層內(nèi)整體為中等非均質(zhì)性，而長63和長64油層亞組的變異系數(shù)和突進(jìn)系數(shù)均高，級差也最大，因此，其層內(nèi)非均質(zhì)性強。

表3 滲透率非均質(zhì)評價參數(shù)及標(biāo)準(zhǔn)

5.2 層間非均質(zhì)性

層間非均質(zhì)性是指砂體縱向之間的物性差異，以及作為隔夾層的泥巖在剖面上的發(fā)育和分布的情況[11]，層間非均質(zhì)性研究是油藏后期注水開發(fā)方案制定的基礎(chǔ)。子128井區(qū)長6各小層內(nèi)部發(fā)育的夾層數(shù)量較多，就3293-6井—子177-7井連井剖面來看，長61、長62、長63小層內(nèi)部發(fā)育5個夾層，長64小層內(nèi)部發(fā)育3個夾層，夾層厚度從1 m到8 m不等，巖性多為泥巖，延伸距離可達(dá)多個井距(圖5)。層間隔層厚度變化穩(wěn)定，長61與長62、長62與長63、長63與長64隔層厚度分別為4 m、6 m和6 m，且長63與長64隔層連續(xù)性好、延伸較遠(yuǎn)，有效地阻隔了油水的上下滲流。長61和長62砂體發(fā)育較連續(xù)、連通性較好，有利于油氣的儲集和運移(圖5)?？傮w而言，研究區(qū)層間非均質(zhì)性從長61到長64有逐漸增強的趨勢。

圖5 子長油田子128井區(qū)長6儲層沉積微相剖面

5.3 平面非均質(zhì)性

平面非均質(zhì)性主要反映儲集層物性等參數(shù)在平面上的變化特征。研究區(qū)有利的儲集沉積相帶為三角洲沉積體系的河道砂壩微相、三角洲平原分流河道微相。河道砂體形態(tài)多呈條帶狀，展布方向主要為北東—南西向。依據(jù)趙靖舟等[13]提出的儲層評價標(biāo)準(zhǔn)，將研究區(qū)儲層劃分為低滲透層(Ⅰ類)、特低滲透層(Ⅱ類)和超低滲透層(Ⅲ類)3大類(表4)。

表4 研究區(qū)長6儲層分類

儲層孔喉組合類型主要包括以下4種：中孔粗喉型(MP-CT)、中孔中細(xì)喉型(MP-MFT)、小孔中細(xì)喉型(LP-MFT)和小孔細(xì)喉型(LP-FT)。其中，Ⅰb類儲層物性好，孔喉組合以MP-CT型為主，砂體連通性最好，是研究區(qū)最好的一類儲層；Ⅱa類儲層物性好，孔隙分布均勻且連通性較好，孔喉組合類型以MP-MFT型為主，是研究區(qū)較好的一類儲層；Ⅱb類儲層物性較好，孔喉組合以LP-MFT型為主，連通性相對較好；Ⅲa類儲層物性相對較差，砂體連通性也較差，孔喉組合以LP-FT型為主。

不同沉積微相中發(fā)育的儲層類別具有明顯差異。研究區(qū)長61油層亞組主河道砂體中一般發(fā)育Ⅱa類和Ⅱb類儲層，局部小規(guī)模發(fā)育Ⅰb類儲層(圖6(a))；長62和長63油層亞組均主要發(fā)育Ⅱb、Ⅱa和Ⅲa這3類儲層(圖6(b)、圖6(c))，河道砂體中Ⅱb類儲層發(fā)育，主河道主要發(fā)育Ⅱa類儲層，河道間或河道側(cè)翼以Ⅲa類儲層為主； 長64油層亞組主要發(fā)育Ⅱb和Ⅲa類儲層，局部井區(qū)發(fā)育Ⅱa類儲層(圖6(d))，主河道砂體中多發(fā)育Ⅱb類儲層，河道間或河道側(cè)翼以Ⅲa類儲層為主，主河道的局部井區(qū)發(fā)育Ⅱa類儲層。

圖6 子128井區(qū)長6儲層展布與分類

從儲層展布和分類評價圖來看，研究區(qū)長6油層亞組多發(fā)育Ⅱa、Ⅱb和Ⅲa類儲層，但不同層位同一類儲層的分布形態(tài)仍有差異。例如，同樣是Ⅱa類儲層，在長61和長62油層亞組多呈為孤立狀發(fā)育，而在長63和長64油層亞組局部區(qū)域則呈連片型發(fā)育?？傮w而言，由上部至下部地層，平面非均質(zhì)性逐漸減弱，即由長61到長64油層亞組，儲層平面非均質(zhì)性逐漸減弱。

6 非均質(zhì)性的影響因素

6.1 沉積相和沉積環(huán)境

沉積相往往對儲層非均質(zhì)性具有根本性影響[14-15]，沉積砂體厚度、寬度的變化以及疊置樣式的不同都可以造成儲層縱向和橫向的非均質(zhì)性[16-17]。研究區(qū)整個長6油層組為三角洲平原沉積。長61油層亞組發(fā)育1條北東—南西(NE-SW)向延伸的分流河道，在3317井—子129井區(qū)、3220井—3218井區(qū)和子173-4井區(qū)發(fā)育一些小規(guī)模的河道間沉積分割河道(圖7(a))。長62儲層發(fā)育2條NE-SW向延伸的分流河道，西邊一支河道的發(fā)育規(guī)模相對較大，寬度約6 km，在3317井—子129井區(qū)被河道間所分割，再往南又匯合為一條河道。東邊一支河道寬度約為2 km，其規(guī)模比西邊河道略小(圖7(b))。長63從西到東發(fā)育2支分流河道，西邊一支規(guī)模較大，寬度達(dá)7 km，在3317井—3313井區(qū)被河道間所分割，再往南又匯合為一條河道。東邊的一支河道規(guī)模較小(圖7(c))。長64油層亞組水下分流河道數(shù)量增多， 由西至東共發(fā)育有3支規(guī)模較大的水下分流河道，分別為3409井—3427井—3429井一線、3314井—3312井一線和3265井—子18井一線，河道寬度為1～3 km，3條由北東向南西延伸的分支河道在子128井區(qū)的南部匯合成一條河道，最寬處可達(dá)8 km(圖7(d))?？傮w來看，長64油層亞組多期水下分流河道的疊加寬度最大、厚砂體連通性好、儲層平面非均質(zhì)性弱，而長61、長62小層單期河道寬度變化范圍小，層內(nèi)非均質(zhì)性較弱。

圖7 研究區(qū)長6儲層沉積相展布

6.2 成巖作用

成巖作用對大多數(shù)碎屑巖儲層的非均質(zhì)性具有決定意義[14,18]。研究區(qū)長6砂巖普遍見到Ⅰ級和Ⅱ級石英次生加大，根據(jù)碎屑巖成巖演化階段判斷標(biāo)準(zhǔn)認(rèn)為其處于晚成巖A期階段。壓實作用可以擠壓儲層，使儲層孔隙中先存的水分排出，并使碎屑顆粒發(fā)生重新排列，云母和其他組分不同程度地進(jìn)入孔隙而降低儲層的孔隙度和滲透率(圖8(a))，使得儲層非均質(zhì)性增強。長石顆粒表面及內(nèi)部的溶蝕不僅未破壞存在的原生粒間孔，而且增加了次生溶蝕孔的數(shù)量(圖8(b))，對儲集層物性起到很好的改善作用。在早成巖A期，綠泥石薄膜的存在保護(hù)了原生孔隙，使得剩余粒間孔較為發(fā)育(圖8(c))，為后期產(chǎn)生次生孔隙提供了有效通道。方解石膠結(jié)物是導(dǎo)致鄂爾多斯盆地含油致密砂巖儲層非均質(zhì)性的重要因素[19-20]。研究區(qū)方解石膠結(jié)物分布極不均勻，膠結(jié)方式以孔隙式膠結(jié)為主，部分以長石和巖屑的交代產(chǎn)物的形式存在(圖8(d))，因此，方解石膠結(jié)作用也是本區(qū)長6油層組儲層非均質(zhì)性變強的一個主要原因。

圖8 研究區(qū)巖石鏡下掃描照片

7 結(jié) 論

(1)子128井區(qū)長6油層組為長石砂巖和少量巖屑長石砂巖發(fā)育的特低—低孔、特低—低滲儲層。研究區(qū)長6油層組的層內(nèi)和層間非均質(zhì)性自上部地層(長61和長62油層亞組)至下部地層(長63和長64油層亞組)逐漸增強，而平面非均質(zhì)性則逐漸減弱。

(2)沉積微相和成巖作用是控制研究區(qū)儲層非均質(zhì)性的主要因素。層內(nèi)非均質(zhì)性主要受控于單期河道寬度的變化范圍，兩者之間呈正相關(guān)關(guān)系；平面非均質(zhì)性主要受多期河道疊加寬度和砂體連通性的影響，三者之間也呈正相關(guān)關(guān)系。壓實作用和碳酸鹽礦物膠結(jié)作用強度與儲層非均質(zhì)性強弱呈正相關(guān)，綠泥石薄膜和長石、巖屑溶蝕作用強度與儲層非均質(zhì)性強弱也呈正相關(guān)。