李錚

[摘 要]利用柳贊地區(qū)的巖心、測井等資料，綜合考慮巖石粒度、儲層韻律性、隔夾層等因素，利用滲透率極差、突進系數、變異系數等進行分析，對該地區(qū)沙三段儲層的層內、層間及平面非均質性進行了研究。研究表明柳贊地區(qū)沙三段儲層的整體非均質性較強，其中沙三段Ⅰ油組層內非均質性比Ⅲ油組層內非均質性強，隔層的存在導致了層間較強的的非均質性；平面上沙三段儲層砂體的展布和物性變化較大，平面非均質性特征突出。對該區(qū)的儲層評價和油田開發(fā)提供了一定的科學依據。

[關鍵詞]儲層；非均質性；變異系數；沙三段儲層

中圖分類號：TE82 文獻標識碼：A 文章編號：1009-914X（2016）03-0314-01

本次研究的主要目的層段為沙三1亞段和沙三2+3亞段。柳贊地區(qū)沙三段油藏自1991年正式投入開發(fā)以來經歷了天然能量開發(fā)、注水開發(fā)、注采完善三個開發(fā)階段[1]。目前柳贊油田沙三2+3油藏整體開始進入高含水期，綜合含水83.5%，綜合遞減率22.6%，依靠老區(qū)調整實現(xiàn)油田穩(wěn)產難度較大。為了進一步挖掘柳贊地區(qū)沙三段油藏的開發(fā)潛力，制定下一步開發(fā)調整方案，有必要對儲層的非均質性進行研究。

1 區(qū)域地質概況

區(qū)域沉積相研究表明，該區(qū)物源主要來自北東方向。柳贊地區(qū)沙三1～沙三3油藏的油氣主要分布在扇三角洲前緣河道砂和席狀砂體中。根據本區(qū)塊取心井的資料，儲集層巖性主要為不等粒砂巖、細砂巖和粗砂巖。巖石碎屑以長石、石英為主，膠結物含量少，主要是高嶺石、綠泥石、蒙皂石等。膠結類型以孔隙-接觸式為主，顆粒圓度呈次棱-次圓狀，分選中等。沙三1～沙三3儲層的主要儲集空間類型為粒間溶孔、粒間孔和粒內溶孔等，屬于中孔-中低滲儲層[2]。

沙三2亞段砂巖儲層中巖屑以長石砂巖、巖屑長石砂巖為主，含少部分碎屑砂礫巖。沙三3亞段巖石分選差，磨圓度以次圓-次棱角狀、次圓為主。另據沙三3亞段Ⅱ油組的巖心分析資料，該井段巖屑成分主要是酸性噴出巖屑，其次為變質巖屑，少量沉積巖、凝灰?guī)r和中基性噴出巖屑，變質巖屑主要為石英巖屑，沉積巖屑主要為碳酸鹽巖屑和砂巖巖屑。上述結果表明本區(qū)巖石成分成熟度較低。

2 儲層非均質性研究

儲層非均質性可以從層內非均質性、層間非均質性、平面非均質性來評價，影響指標主要有粒度韻律性、沉積構造的垂向演變、隔夾層、沉積旋回性、分層系數、滲透率非均值程度、構造裂縫、砂體鉆遇率等[3]。

2.1 層內非均質性

層內非均質性是指一個單砂層規(guī)模內部垂向上儲層性質的變化，它是直接控制和影響一個單砂層儲層層內垂向上注入劑波及體積的關鍵地質因素。

（1）韻律性

通過對沙河街各油組單層韻律分析，可歸納為正韻律、復合正韻律、復合反正韻律、反韻律和相對均勻型。其中正韻律約占60%，為主要的韻律類型，其次為復合韻律，約占20%，其它各韻律類型的出現(xiàn)概率不足10%。

（2）夾層的分布

夾層指儲層內低滲透層或非滲透層，與隔層的區(qū)別在與其厚度小于2m，且橫向穩(wěn)定性小于隔層。層內低滲透夾層是阻止流體縱向竄流的屏蔽層，其分布狀況影響注入劑驅替效果。因而是描述層內非均質性的組成部分。該區(qū)主要為泥質夾層、鈣質夾層和物性夾層。

層內夾層分布包括夾層分布密度、夾層分布頻率以及延伸長度。統(tǒng)計表明：夾層的分布具有層數多、差異大、分布不均一的特點。經對部分厚層砂巖的統(tǒng)計，沙河街組的平均夾層密度約0.18，平均夾層頻率0.31。夾層巖性以泥質巖類，夾層平均厚度0.6m。

（3）層內滲透率非均質性

一般來說，當滲透率變異系數小于等于0.5表示非均質程度弱，在0.5～0.7之間時表示非均質程度中等，大于0.7表示非均質程度強。這里采用滲透率變異系數、滲透率極差、滲透率突進系數來評價。各油組的非均值程度如表1，滲透率變異系數均大于0.7的非均質界限，說明研究區(qū)除沙三1為非均質程度中等外，其它油組非均質性強。

柳90北斷塊沙三2+3油藏Ⅰ、Ⅲ油組各小層滲透率變異系數分布圖，Ⅰ油組各小層滲透率變異系數普遍比Ⅲ油組要大，Ⅰ油組只有Ⅰ（3）2、Ⅰ（3）9小層變異系數小于0.7的非均質界線，Ⅲ油組Ⅲ（1）2、Ⅲ（1）5、Ⅲ（2）1、Ⅲ（2）2、Ⅲ（3）2、Ⅲ（3）5、Ⅲ（3）6小層變異系數均小于0.7，Ⅰ油組層內非均質性比Ⅲ油組層內非均質性強。

2.2 層間非均質性

層間非均質性通過滲透率級差、突進系數、變異系數來評價。從各油組層間滲透率非均質性統(tǒng)計表（表2），各油組的變異系數表明層間均為非均質強。

2.3 平面非均質性

（1）砂體的幾何形態(tài)

砂體分布幾何形態(tài)以條帶狀為主，方向性明顯。物源來自西部和北部，在小層砂巖厚度等值圖上，反映出單向水流、條帶狀砂體連續(xù)分布的特點，當小層內多期河道砂體在側向相互鑲嵌時，形成片狀-條帶狀的砂體，多呈北東西-南西向或近南北向展布。厚層砂巖在河道中心部位的主流線附近，向水道兩側迅速減薄，屬河道砂沉積。

（2）砂體連通性

砂體的連通性選用四個參數來表征：砂體鉆遇率（%）、有效厚度鉆遇率（%）、連通系數、分布系數。表3 為柳贊油田沙河街砂體連通情況計算統(tǒng)計表，從表中看出Ⅲ油組的連通性為最好。

通過統(tǒng)計計算三個油組及小層統(tǒng)計儲層的非均質性。Ⅰ油組滲透率變異系數一般為1.2～4.5、平均為2.3，Ⅱ油組滲透率變異系數一般為1.3～3.3、平均為2.2，Ⅲ油組滲透率變異系數為1.2～3.1、平均為1.9，儲層在平面上表現(xiàn)為強非均質性。

（3）砂體的連通形式

砂體連通形式有三種：單向式、雙向式和多向式，動態(tài)資料反映油井以單一方向受效為主。縱向上由于河道砂體的下切、遷移使很多小層之間存在多層式連通關系。

（4）砂體內孔、滲的平面變化及方向性

砂體內孔、滲的平面變化特征是描述平面非均質性的重要參數，尤其是滲透率的變化直接影響著注入劑的平面波及效率。通過繪制各小層的滲透率、孔隙度等值線圖，顯示儲層物性受微相控制明顯，具有很好的相關性。滲透率分布具方向性，相對高滲透帶沿主流帶分布，向兩側明顯變差。

3 結論

（1）柳贊地區(qū)沙三段儲層的整體非均質性較強。其中沙三段Ⅰ油組層內非均質性比Ⅲ油組層內非均質性強。

（2）層內韻律性、層理特征、夾層等影響了層內非均質性；隔層的存在導致了層間較強的的非均質性；平面上沙三段儲層砂體的展布和物性變化較大，平面非均質性特征突出。

（3）儲層物性受微相控制明顯，具有很好的相關性。滲透率分布具方向性，相對高滲透帶沿主流帶分布，向兩側明顯變差。

參考文獻

[1] 韓卓明，葉良苗，劉慶懷，等.柳贊油田總體開發(fā)部署方案[R].北京石油勘探開發(fā)科學研究院，1990年.

[2] 袁俊香，魏文懂，等.柳贊油田沙三2+3油藏開發(fā)地質特征研究[R].中國冀東油田分公司勘探開發(fā)研究院，1999年.

[3] 吳勝和，熊琦華，油氣儲層地質學[M].北京：石油工業(yè)出版社，1998.159-172.