郝家坪地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層非均質(zhì)性及其控制因素分析

李 旭　李碧龍

(1. 西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系， 西安 710692； 2. 中石油塔里木油田塔中項(xiàng)目部采油隊(duì)， 新疆 庫(kù)爾勒 841000)

?

郝家坪地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層非均質(zhì)性及其控制因素分析

李 旭1李碧龍2

(1. 西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系， 西安 710692； 2. 中石油塔里木油田塔中項(xiàng)目部采油隊(duì)， 新疆 庫(kù)爾勒 841000)

摘要：討論杏子川油田郝家坪地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層的非均質(zhì)性特征，分析沉積環(huán)境及成巖作用對(duì)該區(qū)儲(chǔ)層非均質(zhì)性的控制作用。研究表明，長(zhǎng)2儲(chǔ)層層內(nèi)及層間儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，平面上非均質(zhì)性不強(qiáng)，受沉積環(huán)境及成巖因素的影響，區(qū)內(nèi)儲(chǔ)層非均質(zhì)性變得復(fù)雜。

關(guān)鍵詞：郝家坪地區(qū)； 儲(chǔ)層非均質(zhì)性； 長(zhǎng)2油層組； 控制因素

鄂爾多斯盆地杏子川采油廠郝家坪構(gòu)造位于陜北斜坡的中部，為平緩的西傾大單斜構(gòu)造[1-2]。在該區(qū)可見(jiàn)由差異壓實(shí)作用形成的低幅度鼻狀隆起，這些鼻狀隆起與三角洲砂體的有機(jī)配置極利于油氣的富集。杏子川油田三疊系延長(zhǎng)組沉積屬于子長(zhǎng) — 安塞三角洲沉積體系[3-4]，其郝家坪北區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層沉積以辮狀河沉積為主，主要微相類型為分支河道砂壩與河漫灘。

儲(chǔ)層的非均質(zhì)性是構(gòu)造作用、沉積作用和成巖作用的綜合反應(yīng)，它決定著儲(chǔ)層質(zhì)量，影響油田的開(kāi)發(fā)效果[5]。 本次研究針對(duì)鄂爾多斯盆地杏子川油田郝家坪北區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層非均質(zhì)性進(jìn)行分析，討論沉積因素和成巖因素對(duì)儲(chǔ)層非均質(zhì)性的控制作用。

1儲(chǔ)層的非均質(zhì)性

儲(chǔ)層宏觀非均質(zhì)性指儲(chǔ)層在平面和縱向上各種屬性的不均一變化，其研究?jī)?nèi)容主要包括儲(chǔ)層的產(chǎn)狀、形態(tài)、空間展布情況及各參數(shù)的不均勻性[6]。

1.1層內(nèi)非均質(zhì)性

層內(nèi)非均質(zhì)性是指儲(chǔ)層單砂體內(nèi)縱向上的變化，它直接影響或控制著注入劑在砂體內(nèi)的波及面積和剩余油在層內(nèi)的分布情況[7]。

(1)層內(nèi)韻律特征。粒度韻律是指單砂體縱向上砂屑粒度大小的變化規(guī)律，受到沉積環(huán)境和沉積成巖作用的控制[4]。在儲(chǔ)層注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中，具有反韻律、復(fù)合反韻律、復(fù)合正韻律的砂體在縱向上的波及厚度水平較佳，均質(zhì)層段正韻律波及厚度水平及注水開(kāi)發(fā)效果稍差[8]。本區(qū)目的層段單砂體砂屑顆粒粒度變化非常復(fù)雜，大致上包含正韻律、反韻律以及這兩種韻律疊加所組成的復(fù)合韻律等3種類型。復(fù)合韻律在研究區(qū)最為常見(jiàn)，因此長(zhǎng)2儲(chǔ)層開(kāi)發(fā)效果不佳。圖1所示為研究區(qū)郝73井滲透率復(fù)合韻律示意圖。

(2)層理構(gòu)造特征。在水流條件及沉積環(huán)境的控制下，碎屑巖儲(chǔ)層基本包含以層理構(gòu)造為主的各類型原生沉積構(gòu)造。有研究表明，滲透率在空間上的差異性受到層理的制約[7]。通過(guò)巖心觀察發(fā)現(xiàn)：郝家坪地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層下部發(fā)育有多種層理構(gòu)造，如板狀交錯(cuò)層理及槽狀交錯(cuò)層理等；上部發(fā)育有水平層理、波狀層理及小型斜層理。

(3)層內(nèi)夾層特征。單砂體內(nèi)的非滲透層或相對(duì)低滲透層統(tǒng)稱為層內(nèi)夾層[7]。通過(guò)對(duì)巖心以及測(cè)井資料的對(duì)比分析，識(shí)別出郝家坪地區(qū)長(zhǎng)2小層內(nèi)夾層主要為泥質(zhì)夾層、鈣質(zhì)夾層。泥質(zhì)夾層主要是水下分流河道側(cè)向遷移或廢棄時(shí)在砂體頂部形成的間灣沉積。鈣質(zhì)夾層由碳酸鹽膠結(jié)物組成，分布不均勻，可形成低滲透致密層阻隔流體在層內(nèi)的流動(dòng)。圖2 所示為研究區(qū)郝80井層內(nèi)夾層特征。

粉砂質(zhì)泥巖與泥巖均屬于泥質(zhì)夾層。微電極電測(cè)井曲線顯示，相對(duì)于砂層段而言，泥質(zhì)夾層段測(cè)井?dāng)?shù)值較低。在砂巖段，自然伽馬曲線表現(xiàn)為高值，聲波時(shí)差相對(duì)加大，存在擴(kuò)徑現(xiàn)象，微電極曲線回返且極微梯度幅度差變小。研究區(qū)層內(nèi)夾層的主要類型為泥質(zhì)夾層，長(zhǎng)2儲(chǔ)層河流相對(duì)其夾層的沖蝕作用頻繁而劇烈，一般延伸不遠(yuǎn)。

圖1　研究區(qū)郝73井滲透率復(fù)合韻律示意圖

圖2　研究區(qū)郝80井層內(nèi)夾層特征示意圖

鈣質(zhì)夾層的主要巖石類型為相當(dāng)致密的鈣質(zhì)細(xì)粉砂巖，在測(cè)井曲線上表現(xiàn)出“二低一高”的特征，即低聲波時(shí)差、低伽馬、高電阻率，且自然電位曲線回返不明顯，微電極電阻率曲線尖峰顯著。與其他夾層相比較，鈣質(zhì)夾層在空間上相對(duì)分散，厚度范圍較大，平面上連續(xù)性較差，在與泥巖交界處的砂巖頂?shù)纵^常見(jiàn)，平面上呈豆?fàn)罘植?，展布較為分散。

(4)滲透率非均質(zhì)性特征。層內(nèi)滲透率表征的是平均滲透率在砂體內(nèi)的差異性以及最高滲透率在縱向上的展布特征[9]。 在此計(jì)算分析長(zhǎng)21儲(chǔ)層單砂層的主要非均質(zhì)性，包括變異系數(shù)、突進(jìn)系數(shù)和級(jí)差。變異系數(shù)≤0.5時(shí)為均勻型；當(dāng)0.5≤變異系數(shù)≤0.7時(shí)，為較均勻型，表示非均質(zhì)性程度中等；當(dāng)變異系數(shù)>0.5時(shí)屬于不均勻型，表示非均質(zhì)性程度強(qiáng)。當(dāng)滲透率突進(jìn)系數(shù)<2時(shí)屬于均勻型，介于2～3之間為較均勻型，滲透率突進(jìn)系數(shù)>3為不均勻型，表示非均質(zhì)性強(qiáng)[7]。表1所示為郝家坪北區(qū)層內(nèi)滲透率參數(shù)。層內(nèi)滲透率變異系數(shù)為1.02，遠(yuǎn)大于0.7；突進(jìn)系數(shù)為3.51，大于3；級(jí)差為30.7；夾層頻率為0.23。各參數(shù)互相支持，說(shuō)明長(zhǎng)21儲(chǔ)層具有很強(qiáng)的非均質(zhì)性。

1.2層間非均質(zhì)性

層間非均質(zhì)性包括縱向上砂體交互展布的旋回性和規(guī)律性，以及泥質(zhì)巖隔層在其中的發(fā)育程度與展布規(guī)律[10]。

表1　郝家坪北區(qū)層內(nèi)滲透率參數(shù)

(1)分層系數(shù)。分層系數(shù)表征層系內(nèi)的砂層數(shù)量在平面上的變化特征，一般用平均單井鉆遇的砂層數(shù)來(lái)表示(鉆遇砂層總層數(shù)÷統(tǒng)計(jì)井?dāng)?shù))[11]。層間非均質(zhì)性隨分層系數(shù)的增大而變強(qiáng)，與油氣開(kāi)采效果密切相關(guān)。據(jù)統(tǒng)計(jì)，長(zhǎng)2儲(chǔ)層組各小層分層系數(shù)為1.40～12.1不等。

(2)砂巖厚度比。砂巖密度用縱向上砂巖厚度與地層總厚度的比值來(lái)表示[12]：當(dāng)比值大于50%時(shí)，砂體連續(xù)性較好，平面上大面積連片均勻分布且縱向上分布較廣；當(dāng)比值為30%～50%時(shí)，砂體部分連通，呈帶狀分布；當(dāng)比值小于30%時(shí)，砂體呈孤立狀分布，連通性較差[7]。長(zhǎng)2儲(chǔ)層砂巖厚度比多介于25%～63%，平均為44.8%，說(shuō)明砂體分布差異較大，具有帶狀分布和連續(xù)性分布的特點(diǎn)。

(3)層間隔層分布特征。層間隔層是分割砂層的相對(duì)非滲透層，發(fā)育和展布穩(wěn)定，其巖性以膏巖、泥巖和粉砂巖為主[7]。郝家坪長(zhǎng)2儲(chǔ)層多分布有較穩(wěn)定的泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖或者薄互層等類型隔層，基本屬于分流間灣、河漫灘、河間洼地相沉積，泥質(zhì)隔層厚度為5～15 m。同時(shí)，各油層亞組之間各層分布厚2～8 m，鉆遇率平均為89%，泥質(zhì)隔層分布頻繁。長(zhǎng)2儲(chǔ)層的砂層組內(nèi)各層上下隔層分布狀況良好，由于河道沖蝕作用強(qiáng)烈，泥質(zhì)隔層厚度介于1～5 m，變化劇烈。根據(jù)區(qū)內(nèi)314口井的統(tǒng)計(jì)資料，長(zhǎng)21-1與長(zhǎng)21-2隔層厚度為1.5～4.5 m，平均2.1 m。長(zhǎng)21-2小層與長(zhǎng)21-3小層隔層厚度為2.5～8.2 m，平均5.2 m。在長(zhǎng)2儲(chǔ)層中各小層的層間隔層鉆遇率約為68%，橫向展布間距一般為2～3個(gè)井距。

1.3平面非均質(zhì)性

平面非均質(zhì)性反映儲(chǔ)層內(nèi)砂體的規(guī)模大小、幾何形態(tài)特征、連續(xù)性情況及砂體內(nèi)物性參數(shù)(孔隙度、滲透率等)在平面上的差異性所引起的儲(chǔ)層不均勻特征[13]，直接影響著井網(wǎng)的布置、注入劑的平面波及效率和剩余油在平面上的分布[14]。

(1) 砂體展布特征。砂體的幾何形態(tài)是砂體在橫向和縱向上分布的幾何形狀特征，在沉積相的控制下各方向均會(huì)表現(xiàn)出差異性[7]。砂體在平面上的規(guī)模和連續(xù)性一般通過(guò)砂體鉆遇率(鉆遇砂層的井?dāng)?shù)與總井?dāng)?shù)的比值)來(lái)反映，鉆遇率越高，砂體的平面連續(xù)性就越好[7]。郝家坪地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層三角洲平原分流河道砂體呈北東 — 南西向條帶狀展布。平面上展布面積較大，砂層厚度約15～25 m。該區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層砂體整體發(fā)育，規(guī)模較大，砂地比也較高。

(2) 砂體內(nèi)孔滲平面變化特征。儲(chǔ)層物性在平面上的差異性分布是表征平面上非均質(zhì)性的重要參數(shù)[15]。滲透率各向異性控制著注入劑的平面波及效率，并且控制著油、氣、水在注入劑作用下的流動(dòng)方向[12]。長(zhǎng)2儲(chǔ)層孔隙度一般為10%～20%，主體含油區(qū)平均孔隙度為12.5%。長(zhǎng)2儲(chǔ)層滲透率一般為(0.3～20.5)×10-3μm2，主體含油區(qū)平均滲透率為2.5×10-3μm2。

2宏觀非均質(zhì)性主要控制因素分析

2.1沉積因素

沉積因素主要取決于沉積相和沉積作用，它構(gòu)成了儲(chǔ)層的原始骨架，從而控制儲(chǔ)層的原始物性并且制約著成巖演化方向[12]。在沉積過(guò)程中，沉積環(huán)境及水動(dòng)力條件的不同導(dǎo)致了儲(chǔ)層巖礦成分、結(jié)構(gòu)構(gòu)造特征在平面及剖面上的不均一性[1]。

該區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層為河流相沉積，粒度中 — 細(xì)，陸源碎屑以長(zhǎng)英質(zhì)為主，還有部分巖屑，平均含量可達(dá)10.4%，碎屑磨圓多為次棱角狀至次圓狀，分選中等 — 好,接觸類型多呈線接觸?？傮w來(lái)看礦物成分成熟度低，結(jié)構(gòu)成熟度中等，說(shuō)明沉積物從物源區(qū)經(jīng)過(guò)河流長(zhǎng)途搬運(yùn)，湖浪反復(fù)巔選改造，水體能量總體較低，沉積環(huán)境低能穩(wěn)定。分支河道砂體沉積物粒度在橫向和縱向上差異變化小，整體的物性(孔隙度、滲透率)較好；因此郝家坪地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層的分支河道砂體差異性較小，非均質(zhì)性不強(qiáng)。平面上距離河床越遠(yuǎn)，河漫灘沉積物粒度就越細(xì)，且垂向上粒度趨細(xì)，故物性較差，非均質(zhì)性較強(qiáng)。

2.2成巖因素

沉積物沉積后會(huì)發(fā)生一系列的成巖作用(壓實(shí)、壓溶、膠結(jié)、重結(jié)晶等)，且盆地不同層位地層的地溫、流體、壓力和巖性等特征也會(huì)存在一定差異，致使儲(chǔ)層的孔滲等參數(shù)發(fā)生不均勻的次生變化，加劇了儲(chǔ)層的非均質(zhì)程度[16]。

郝家坪地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層壓實(shí)壓溶作用特別強(qiáng)烈，使沉積物碎屑顆粒發(fā)生轉(zhuǎn)動(dòng)，繼而發(fā)生一定的定向排列，碎屑顆粒呈線凹凸?fàn)罱佑|，其后壓溶作用導(dǎo)致長(zhǎng)石、石英的次生膠結(jié)。壓實(shí)及壓溶成巖作用使郝家坪地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層原生的孔隙損失過(guò)半。長(zhǎng)2儲(chǔ)層以綠泥石薄膜膠結(jié)為主，其次為方解石膠結(jié)、石英加大膠結(jié)，綠泥石薄膜充填孔隙并溶蝕，形成了大量粒間孔隙。

3結(jié)語(yǔ)

(1) 郝家坪地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層非均質(zhì)性由層內(nèi)韻律、層理構(gòu)造、層內(nèi)夾層及層內(nèi)滲透率分布形式所表征，層內(nèi)非均質(zhì)性較強(qiáng)烈；在平面上，砂體整體發(fā)育，規(guī)模較大，連片性好，非均質(zhì)性較弱。

(2) 郝家坪地區(qū)地處鄂爾多斯盆地，整體構(gòu)造活動(dòng)性不強(qiáng)，非均質(zhì)性受構(gòu)造作用的影響較小。長(zhǎng)2儲(chǔ)層內(nèi)分支河道砂體整體物性較好，差異性較弱，而河漫灘物性差異較大，非均質(zhì)性強(qiáng)；壓實(shí)及壓溶等成巖作用在很大程度上破壞了長(zhǎng)2儲(chǔ)層的原生孔隙，并且膠結(jié)及溶蝕作用在平面和剖面上發(fā)育程度的差異也加劇了儲(chǔ)層的非均質(zhì)性。

參考文獻(xiàn)

[1] 何自新.鄂爾多斯盆地演化與油氣[M].北京:石油工業(yè)出版社,2003:88-90.

[2] 楊俊杰.鄂爾多斯盆地構(gòu)造演化與油氣分布規(guī)律 [M].北京：石油工業(yè)出版社,2002:1-6.

[3] 武富禮,李文厚,李玉宏,等.鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組三角洲沉積及演化[J].古地理學(xué)報(bào),2004,6(3): 307-314.

[4] 李鳳杰,王多云,張慶龍，等.鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)延長(zhǎng)組沉積相特征與層序地層分析[J].沉積學(xué)報(bào),2006,24(4): 549-554.

[5] 于翠玲,林承焰.儲(chǔ)層非均質(zhì)性研究進(jìn)展[J].油氣地質(zhì)與采收率,2007,7(4):15-18.

[6] 裘懌楠,陳子琪.油藏描述[M].北京:石油工業(yè)出版社,1996: 216-225.

[7] 于興河.油氣儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué)基礎(chǔ)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2009:258-278.

[8] 戴亞權(quán),趙俊英,羅靜蘭,等.安塞油田坪橋地區(qū)長(zhǎng)2段儲(chǔ)層非均質(zhì)性研究[J].西北大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版),2010,40(2):288-298.

[9] 劉澤容,信荃麟,王偉鋒,等.油藏描述原理與方法技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社,1993:56-63.

[10] 毛志強(qiáng).非均質(zhì)儲(chǔ)層夾層控油作用初論：非均質(zhì)儲(chǔ)層油氣分布規(guī)律及測(cè)井響應(yīng)特征[J].地球科學(xué)(中國(guó)地質(zhì)大學(xué)學(xué)報(bào)),2003,28(2):196-200.

[11] 張淑娟,劉大聽(tīng),羅永勝.潛山油藏內(nèi)幕隔層及斷層控制的剩余油分布模式[J].石油學(xué)報(bào),2001,22(6):50-54.

[12] 關(guān)利群，屈紅軍，胡春花，等.安塞油田H區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層非均質(zhì)性與含油性關(guān)系研究[J].巖性油氣藏,2010,22(3):26-30.

[13] 陳全紅,李文厚,高永祥,等.鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組深湖沉積與油氣聚集意義[J].中國(guó)科學(xué)(地球科學(xué)),2007,37(增刊1): 40-48.

[14] 李元昊.鄂爾多斯盆地西部中區(qū)延長(zhǎng)組下部石油成藏機(jī)理及主控因素[D].西安:西北大學(xué),2008:33-35.

[15] 樓章華,盧慶梅,蔡希源,等.湖平面升降對(duì)淺水三角洲前緣砂體形態(tài)的影響[J].沉積學(xué)報(bào),1998,16(4):27-31.

[16] 程俊,李紅,雷川,等.鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層成巖作用研究[J].巖性油氣藏,2013,25(1):69-74.

Research on Reservoir Heterogeneity of Chang 2 in Haojiaping Area of Ordos Basin

LIXu1LIBilong2

(1.Geogolgy Department of Northwest University, Xi′an 710069, China;2.Tazhong Project, Tarim Oil Field, Korla Xinjiang 841000, China)

Abstract:The heterogeneities of Chang 2 reservoir at north of Haojiaping area were studied in this paper, and the effect and controlling factors of the sedimentary environments and diagenesis on heterogeneities were also analyzed. The results show that there are strong interlayer heterogeneity and strong in-layer heterogeneity, but weak planar heterogeneity of Chang 2 reservoir in the study area; and the reservoir heterogeneity of this area is aggravated due to sedimentary environments and diagenesis.

Key words:Haojiaping area; reservoir heterogeneity; Chang 2 reservoir; influencial factors

收稿日期：2015-09-15

基金項(xiàng)目：中國(guó)科學(xué)院戰(zhàn)略性先導(dǎo)科技專項(xiàng)(B類)“鄂爾多斯盆地郝家坪地區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層特征研究”(XDB03010000)

作者簡(jiǎn)介：李旭(1991 — )，男，陜西咸陽(yáng)人，西北大學(xué)2013級(jí)碩士研究生，研究方向?yàn)橛蜌鈨?chǔ)層地質(zhì)學(xué)。

中圖分類號(hào)：P618

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

文章編號(hào)：1673-1980(2016)02-0036-04