趙亮 徐崗

摘要：從儲層宏觀與微觀非均質(zhì)性入手，對斜溝岔中山川區(qū)儲層的砂體、孔隙度和滲透率的空間分布，以及孔隙結(jié)構(gòu)和孔隙類型的進行研究。層內(nèi)非均質(zhì)性主要受沉積、滲透率韻律以及夾層分布等的影響；平面非均質(zhì)性特征受砂體及沉積微相展布影響較大，沿河道延伸方向非均質(zhì)性較好。研究認為主力油層長 6 儲層均質(zhì)性最好，其次為長 2 油層組，長 4+5 油層組平面非均質(zhì)性較強。

關(guān)鍵詞：非均質(zhì)性；斜溝岔；儲層特征

1 地質(zhì)概況

斜溝岔中山川油區(qū)位于子長縣西北的李家岔鎮(zhèn)，東鄰澗峪岔油田、南靠安塞油田、西北方向是青陽岔油區(qū)，構(gòu)造位置屬鄂爾多斯盆地陜北斜坡中部，處在陜北油田群的東北緣，在三疊系延長組長 2 儲層沉積期間，鄂爾多斯盆地基底整體抬升，湖盆的收縮速度加劇，盆地西緣和西南緣遭受剝蝕形成物源[1-2]。

2.1 砂層發(fā)育情況

根據(jù)41口井統(tǒng)計結(jié)果分析（表1），本區(qū)砂層發(fā)育情況具有以下特點。

本區(qū)長 22、長 23及長 61亞組的單砂層平均厚度相對較大在 12m 以上，長 22最厚，達到 16.7m。長 4+5、長 61、長 62、長 63單砂層平均厚度均小于 10m。平均砂地比值變化的規(guī)律是，從長 63開始不斷增大，到長 6 達到最高后，從長 4+5 又開始下降，到長 4+5 降到最低；由長 23 開始平均砂地比值又開始增大，到長 22 達到最高后，長 21 開始下降。單砂層厚度和砂地比值這一變化過程實際上是本區(qū)沉積相演化的反映，即長 61、長 22 分別是河道砂巖沉積最發(fā)育時期，到長 4+5、長 21 時，河道已開始衰退并逐漸沼澤化。

儲層的非均質(zhì)性是表征儲層的特征的參數(shù)在空間上分布的不均勻性。儲層非均質(zhì)性研究包括層間非均質(zhì)性、平面非均質(zhì)性、層內(nèi)非均質(zhì)性及微觀非均質(zhì)性研究。

2 層間非均質(zhì)性

儲層層間非均質(zhì)性是指儲層縱向上砂層間的物性差異及其分布特征，包括垂向上各種環(huán)境砂體的旋回性、層間滲透率的非均質(zhì)程度及隔夾層的分布等。層間非均質(zhì)性對油水系統(tǒng)的分布特征具有重要的影響[5]。

2.2 滲透率非均質(zhì)性

研究層間非均質(zhì)性程度參數(shù)還有滲透率的變異系數(shù)（Vk）、突進系數(shù)（Tk）、級差（Jk）等，根據(jù)這些參數(shù)可將層間非均質(zhì)程度分為三級，即弱非均質(zhì)型、中等非均質(zhì)型和強非均質(zhì)型。

弱非均質(zhì)型：滲透率的變異系數(shù)（Vk）小于 0.5，突進系數(shù)（Tk） 小于 2.0，級差（Jk）小于 10，層內(nèi)夾層數(shù)為 0～1。

中等非均質(zhì)型：滲透率的變異系數(shù)（Vk）0.5～1.0，突進系數(shù)（Tk） 2.0～4.0 之間，級差（Jk）10～50 之間，層內(nèi)夾層數(shù)為 1～2。

強非均質(zhì)型：滲透率的變異系數(shù)（Vk）大于 1.0，突進系數(shù)（Tk） 大于 4.0，級差（Jk）大于 50，層內(nèi)夾層數(shù)大于 2。

從本區(qū)內(nèi) 5 口井長 4+5 段、長 6 油層組滲透率非均質(zhì)參數(shù)的統(tǒng)計看，長 4+5 段滲透率非均質(zhì)性為中等非均質(zhì)性，長 6 油層組儲層的滲透率非均質(zhì)性為強非均質(zhì)型（表2）。

2.3 隔層厚度及分布特征

隔層巖性主要為泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖和砂泥巖薄互層， 主要是河間洼地沉積，本文把厚度大于 2m 的泥質(zhì)巖定為砂巖儲層間的隔層。對斜溝岔中山川油區(qū) 41 口井長 2、長 4+5、長 6 油層組中的隔層層數(shù)、隔層厚度進行統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，長 4+5 和長 6 油層組的單隔層平均厚度及單井平均隔層層數(shù)相近，長 2 的單隔層平均厚度及單井平均隔層層數(shù)較?。ū?）。

隔層的橫向變化較大，它的分布隨砂巖的發(fā)育程度和發(fā)育部位不同而變化，但油層亞組的主要隔層在橫向上可以追蹤。

3 平面非均質(zhì)性

平面非均質(zhì)性是指儲層在平面上的分布規(guī)律、幾何形態(tài)、組合特點、相變方式、連通方式和連通程度。主要反映儲集特征在平面上的變化情況，平面非均質(zhì)性直接關(guān)系到開發(fā)過程中開發(fā)井網(wǎng)的布置、注水的垂向驅(qū)油效率、注水劑的平面波及效率及剩余油的平面分布[7]。

根據(jù)砂層復合連通程度及平面展布狀況綜合分析評價，自上而下，斜溝岔中山川油區(qū)三疊系延長組長 6 油層組儲層均質(zhì)性最好，平面砂層呈大面積條帶狀及席狀展布，且自北向南連通性變好，非均質(zhì)性變差；其次為長 2 油層組，砂層呈較寬闊的帶狀，平面連續(xù)性較好；長 4+5 油層組砂層呈較分散的席片狀和較窄的帶狀，平面非均質(zhì)性較強。

4 層內(nèi)非均質(zhì)性

層內(nèi)非均質(zhì)性是指一個單砂層規(guī)模內(nèi)部垂向上的儲層性質(zhì)變化， 它是直接影響和控制單砂層層內(nèi)水淹程度、波及系數(shù)的關(guān)鍵地質(zhì)因素，也是生產(chǎn)中引起層內(nèi)矛盾的內(nèi)在原因[3]。研究單砂體內(nèi)部的非均質(zhì)性，常采用滲透率在垂向上的韻律變化。

原生孔隙的大量保留使得儲層在成巖作用后的孔、滲特性變化不大，滲透率的變化較均勻[4]。對長 6 砂巖儲層滲透率的分析研究表明，受沉積作用的控制，其滲透率變化呈現(xiàn)多旋回、韻律 性分布特點，形成一系列不同的韻律性組合。本區(qū)儲層砂巖的單砂體內(nèi)部滲透率的變化主要有兩種類型，即正韻律型和復合韻律型（圖2）。

國內(nèi)外大量室內(nèi)實驗和注水開發(fā)實踐表明，正韻律儲層和反韻律 儲層的注水效果差別非常大，后者的水驅(qū)采收率比前者大 10%～20%[6]。正韻律型表現(xiàn)為高滲透率段分布在砂層的底部，向上滲透率逐漸減小，小層內(nèi)部往往有幾個正韻律段疊合，中間為泥質(zhì)或物性較差的夾層分隔。復合韻律型表現(xiàn)為單砂體內(nèi)部滲透率變化規(guī)律不明顯，垂向上高低滲透率段交替分布，本區(qū)儲層主要呈反正復合韻律，即下部為反韻律，上部為正韻律，較高孔高滲段分布于砂層的中部，這種韻律分布主要是受巖石成份及結(jié)構(gòu)的影響。

5 結(jié) 論

綜合上述分析，斜溝岔中山川油區(qū)三疊系延長組長 6 儲層均質(zhì)性最好，其次為長 2 油層組，長 4+5 油層組平面非均質(zhì)性較強。

參考文獻：

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