鄂尔多斯盆地余家坪区储层宏观非均质性及影响因素研究

李爱荣， 张金功， 武富礼， 王永东， 王彦龙

(1.西安石油大学 地球科学与工程学院，陕西 西安　710065; 2.西北大学 大陆动力学国家重点实验室/地质学系， 陕西 西安　710069;3.延长油田股份有限公司 子长采油厂，陕西 延安　716000)



·地球科学·

鄂尔多斯盆地余家坪区储层宏观非均质性及影响因素研究

李爱荣1，2， 张金功2， 武富礼1， 王永东3， 王彦龙3

(1.西安石油大学 地球科学与工程学院，陕西 西安710065; 2.西北大学 大陆动力学国家重点实验室/地质学系， 陕西 西安710069;3.延长油田股份有限公司 子长采油厂，陕西 延安716000)

通过探究储层发育的韵律性特征,砂体的平面和纵向展布特征,渗透率参数的变化特征,研究鄂尔多斯盆地余家坪储层的层内、层间、平面等宏观非均质性特征及控制因素。研究结果表明，研究区储层具有各向强非均质性,其物理性质的变化受沉积微相、成岩作用的控制。同时，埋深、微裂隙以及粒度和矿物成分也对非均质性产生一定的影响。

鄂尔多斯盆地；储层；宏观；非均质性

鄂尔多斯盆地为中国典型的低渗透含油气盆地,目前盆地内已发现多套含油气层系,其中三叠系延长组石油最为富集。余家坪区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部子长三角洲之上,主力产油层为长2油层组,储层砂体为河流相沉积的产物[1-4](见图1)。储层非均质性是指储层在形成过程中受沉积环境、成岩作用和构造作用的影响,在空间分布及内部属性上都存在不均匀的变化,而这些变化是影响地下油、气、水运动及原油采收率的主要因素[5-9]。

通过对储层非均质性特征的研究,并进一步找出其影响规律,有利于搞清油藏剩余油的分布情况，采取合理的开发措施,以提高最终采收率。

岩心样品的砂岩薄片鉴定、岩心物性分析和毛管压汞试验分析测试委托中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院石油地质测试中心完成,扫描电镜由西北大学地质学系完成,测试方法依据中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 5268-2000，SY/T 5542-2009，SY 5336-2005，SY 5162-1997执行。

图1　余家坪区位置图Fig.1　Sketch map of location of Yujiaping area

1　储层基本特征

1.1岩石学特征

研究区储层以长石细砂岩为主,也含有中砂及粉细、粉砂岩。碎屑颗粒主要为长石,并含有石英、云母、岩屑等,岩屑主要为变质岩岩屑；次圆和次棱角状的颗粒形态,中等到好的分选性,线状接触或点—线状接触,孔隙式、薄膜-孔隙式的胶结类型。填隙物分布在5%～11%,以方解石和绿泥石为主，可见少量的钠长石和石英的次生加大。

1.2物性分布特征

根据研究目的层(长2油层组)16口取心井2 487个样品的统计,储层孔隙度以10%～17%为主,平均为13.2%。渗透率出现多个峰值,峰值主要出现在(1～5) ×10-3μm2和(10～50)×10-3μm2(见图2),渗透率小于5×10-3μm2的样品点占总样品点的47%,渗透率小于50×10-3μm2的样品点占总样品点的85.5%。达到高渗水平的样品部分标注为裂缝。孔隙度渗透率具有一定的相关性,以指数相关为最好(见图3)。整体属于低孔隙度-低渗透率储层,部分为低孔-特低渗级别储层,少部分样品可以达到中孔级别(SY/T6285-2011)[10]。

1.3微观孔隙结构特征

研究区储层发育多种孔隙类型,包括粒间孔隙、粒内孔隙、微孔隙等,其中以粒间发育的溶孔最多。由于粒间溶蚀作用,可以形成超大孔隙,薄片资料显示,最大孔径可达200 μm。孔隙的直径变化范围大,平均孔喉半径为1.5 μm,面孔率分布范围为2%～12%,平均6.3%。整体属于中—小孔的储层[10]。

2　储层非均质性特征

2.1层内非均质性

单砂层内部垂向储层物理性质的变化称为层内的非均质性,在开发过程中,这种非均质性影响着各种注入试剂在纵向上的波及范围[5-6]。

2.1.1渗透率分布特征储层物理性质在各个方向上的变化，导致了流体分布的差异，这种物性差异主要集中表现在渗透率的差异上[5-6]，一般用渗透率的变异系数(Vk)、突进系数(Tk)和渗透率级差(Jk)表示,其标准如表1所示[5]。

以研究区内1号和2号小层为例来讨论储层的非均质性(见表2)。

1)1小层特征。根据143口单井的二次测井解释渗透率数据统计,渗透率变异系数(Vk)平均为1.0,其突进系数(Tk)为3.2,显示为强非均质性;级差(Jk)平均达58,更是反映出强烈的非均质性,整体上该层表现为强非均质性。

2)2号小层特征。根据207口单井的二次测井解释渗透率数据统计,渗透率变异系数平均为0.8,突进系数平均为3.4,级差平均为66,该小层同样表现为强非均质性。

整体上讲,两个小层内部都表现为强非均质性。研究区内为河道沉积,河道水动力强,携带能力强,可以携带粗粒、细粒的沉积物,沿着物源方向(北东—南西)沉积,沉积物粗细混杂。另外,由于河道迁移,使得泥砂混杂,形成各个方向极强的非均质性。

2.1.2韵律特征储层的各类参数如孔渗、泥质含量等,由于受各种因素的影响和控制,在三维方向上都存在差异,且差异程度不同,其中渗透率的空间变化最大[5-6,9]。

韵律性指的是储层参数在垂向上的变化。通过取心井的岩心分析化验和非取心井的二次处理解释,均可以发现研究区发育有正韵律和复合正韵律,也体现出了河道相主砂体的沉积特征。但是，由于长2油层组河道发育,多期河道砂体垂向上的叠置,单期河道的辨识存在一定困难(见图4)。

图2　余家坪区储层物理性质直方图Fig.2　Histogram of physical properties in Yujiaping area

图3　余家坪区孔隙度渗透率关系图Fig.3　Relationship between porosity and permeability in Yujiaping area

评价参数变异系数/Vk突进系数/Tk级差/Jk定义 各单砂层渗透率的标准偏差与其平均值的比值 选定井段或单砂层内渗透率最大值与其平均值的比值 一定井段或单砂层内渗透率最大值与最小值比值计算公式Vk=∑ni=1(ki-k)2nkTk=KmaxkJk=KmaxKmin非均质程度均质储层<0.5<2.0<2.0中等非均质储层0.5～0.72.0～3.02.0～6.0强非均质储层>0.7>3.0>6.0

表2渗透率非均质性评价参数统计表

Tab.2Evaluation of permeability heterogeneity parameters

图4　余家坪区储层参数纵向分布图(Z8042井)Fig.4　Vertical distribution of reservoir parameters in Yujiaping area

2.2层间非均质性

当有两套以上的地层单元存在时,各单元之间存在的差异性称为层间非均质性。研究对象包含了砂岩、泥岩以及砂泥互层。在开发中,这种差异性是导致层间干扰的根本原因，其主要受沉积相特征的控制[5-6,11-13]。

2.2.1储层参数的垂向特征不同地层单元物理性质的差异即为层间非均质性的反映(见图4)。1号小层下部和2号小层上部发育有相似的砂体,但它们所对应的渗透率非均质参数却存在差异,1号小层变异系数为1.0,平均孔隙度为12%,平均渗透率为9.4×10-3μm2;2号小层变异系数为0.8，平均孔隙度为15%，平均渗透率为14.3×10-3μm2，这表明垂向上非均质性存在差异。

2.2.2夹层特征夹层为发育在砂岩层内部,厚度较小,分布稳定性较差的相对非渗透层。当夹层延伸距离较远时,可以对油水运动单元起到分隔的作用,注水开发时,由于夹层的存在,会形成多段多水淹,使得全层水淹厚度较大,但是驱油效率不高。

夹层可以是泥质夹层,也可以是物性夹层(微电阻率曲线表现为近重合)或者钙质夹层(电阻率高值,高峰刺刀状微电极,自然电位回返,相对邻层降低的声波时差)。夹层以0.2 m厚度起算,即在各小层内部发育的厚度大于0.2 m小于2 m的低渗透层定位为夹层。总体上讲，研究区各小层内夹层不发育,剖面上两个小层内夹层平均频率为0.10和0.11,夹层密度为0.11层/m和0.01层/m(见表3)。这反映出本区河道砂体沉积、夹层不发育的特点。其中1号小层的砂地比数据分布在0.08～0.69，平均为0.47;2号小层的砂地比数据分布在0.42～0.98，平均为0.75。显然，2号小层较1号小层的砂体更发育。

表3　余家坪区夹层统计表

2.2.3隔层的分布特征存在于单砂体间的不渗透或者特低渗透的泥质岩类的发育,会控制砂体的纵向连通情况、压力传导情况和油水连通状况。当砂层间的隔层稳定时,可以在开发中很好地实现分层采取措施。隔层以2 m厚度起算,研究区隔层分布的厚度变化大,厚度分布从2 m到20 m不等。长2油层组砂体发育,隔层延伸距离较小,很难长距离连通(见图5)。但是，有隔层存在的地区,可以对油水进行分隔,更好地实现分层注采。

图5　余家坪区砂体展布剖面图Fig.5　Vertical distribution of reservoir sandstone in Yujiaping area

2.2.4砂体垂向展布特征根据砂体剖面的展布特征(见图5),研究区砂体非常发育,砂体厚度大,延伸距离远,连通好。其中1号小层的砂体最不发育,在小层顶部发育一套基本稳定的泥质岩类,而其他小层砂体发育良好。

2.3平面非均质性

砂体在平面上的规模、形态、连续性、连通性以及内部物理性质的变化会引起平面非均质性[5-6,13]。

根据砂岩厚度平面分布图(见图6),以1号和2号小层为例,可以看出砂体主要呈现出不规则形态,1号小层砂厚在0.9～15.7 m,平均砂岩厚度8.5 m(见图6A),2号小层砂厚在4.7～19.3 m,平均砂岩厚度10.7 m(见图6B)。从整体上看,砂岩的厚度沿着北西—南东向变化快,而砂体的长轴基本表现为顺物源(北东—南西)方向。

由测井二次解释渗透率参数平面分布图可知(见图6),井间参数在平面上变化大,呈现出强非均质性。但是,小层参数之间有一定的规律性,即总体上顺物源方向,砂层厚度大的渗透性好,而砂层薄的地方则相反,如2号小层的Z845井，Z855井，Z838井附近砂体厚度在15 m以上,渗透率值基本在15×10-3μm2以上(见图6B)。由前述储层参数和砂体垂向分布特征(见图5)以及砂体平面分布图可以看出(图6),在砂体发育的2号小层(见图6B)整体上其渗透率要好于砂体发育厚度较小的1号小层(见图6B)。

3　储层非均质性的影响因素

3.1沉积微相的影响

通过将渗透率等值线图与沉积微相平面图叠合发现,储层渗透率发育的优劣受控于沉积微相的分布。如在1号小层中,渗透性较好的储层虽然分布面积有限,但基本发育在主河道微相中,主河道微相中的渗透率一般在6×10-3μm2以上,最高可达20×10-3μm2以上,而河道的侧缘、河道间渗透性变差,渗透率以小于6×10-3μm2为主(见图7A)。2号小层河道大面积发育,由于受沉积微相的控制,该层的砂体厚度增大,厚砂体连片分布(见图6B),整体上储层物性好,渗透性好(见图7B)。

图6　余家坪区渗透率和砂岩厚度叠合图Fig.6　Overlay of permeability and sandstone thickness in Yujiaping area

图7　余家坪区渗透率和沉积微相叠合图Fig.7　Overlay of permeability and sedimentary microface in Yujiaping area

3.2成岩作用的影响

成岩作用的强度对储层的物性有很大影响,研究区长2砂岩破坏性的成岩作用主要有压实作用和胶结作用,而建设性的成岩作用主要为溶蚀作用。

3.2.1压实作用机械压实作用表现为颗粒间由点接触到紧密的线状接触(见图8A),塑性岩屑或矿物则会发生变形或者弯曲(见图8B)。随着成岩作用的深化,会进一步出现压溶作用,导致颗粒的凹凸接触。压实作用的结果,可使砂岩的孔隙由成岩初期的40%下降至25%～22%。

3.2.2胶结充填作用成岩作用的早期—中期,会出现胶结作用或自生矿物形成的充填作用,使孔隙度进一步降低至1%～10%。胶结物主要为方解石、绿泥石、伊利石及少量硅质(见图9C，A，B)。方解石严重充填和阻塞孔隙,是造成储层孔、渗条件差的主要原因。即使是孔隙发育的渗透层在碳酸盐胶结物的作用下也可能成为非渗透层,甚至会成为致密层(见图9D)。在长2油层组地层中,随着碳酸盐矿物含量的增加,储层物性降低,当碳酸盐含量大于5%时,物性变化明显(见图10)。自生绿泥石向孔隙生长会堵塞孔隙,但绿泥石膜也可以作为抑制石英次生加大、增加颗粒间抗压实强度等的有利因素存在[14-15]。

3.2.3溶蚀作用溶蚀作用对次生孔隙形成、储层储渗条件的改善起着非常重要的作用[16-17]。在成岩作用的中—晚期，研究区溶蚀作用发生,粒间溶孔也是最主要的储集空间。碳酸盐胶结物的溶解,长石及岩屑等沿其解理缝、微裂缝及颗粒边缘被溶解(见图9C,D,E)都是溶蚀作用的结果。

A 颗粒定向排列, 呈线状接触, 压实镶嵌状接触(Z146井, 325 m, 单偏光, ×50);B 黑云母被挤入粒间(Z146井,334.96 m,单偏光,×100);C 长石、石英次生加大显著(Z146井,326.36 m,单偏光,×100);D 方解石胶结的致密斑块(Z146井,327.03 m,单偏光,×100)。图8　余家坪区成岩作用类型Fig.8　Diagenesis type of Yujiaping area

A 粒间孔胶结,绿泥石、石英充填(Z146井,330.39 m,电镜扫描,×700);B 伊利石胶结粒间孔(Z146井,331.83 m,电镜扫描,×1 100);C 石英溶蚀(Z146井,326.16 m,电镜扫描,×1 100);D 长石粒内溶蚀(Z146井,334.54 m,电镜扫描,×1 100);E 粒内裂缝,溶蚀(Z146井,332.6 m,电镜扫描,×1 000);F 粒间孔缝结构(Z146井,337.14 m,电镜扫描,×400)。图9　余家坪区岩石扫描电镜照片Fig.9　Picture of scanning electron microscopy(SEM) of Yujiaping area

研究表明,即使在同一个砂体中,砂体的不同部位其溶蚀作用的程度也有差异。河道一般发育正韵律砂体,则下部砂体粒度粗,较纯净,酸性水容易发生渗滤,溶蚀作用强。而上部砂体则会杂基较多,原生孔隙发育差,酸性水不容易渗滤，因此溶蚀作用弱。

图10　余家坪区碳酸盐含量与物性关系图Fig.10　Relationship between carbonate content and properties in Yujiaping area

3.3微裂隙的影响

在研究区岩心分析化验报告中多处可见注明的裂缝,其对应的孔隙度值为2.87%～15.84%。从孔隙度和渗透率关系(见图3)可以看出,在10%～20%的孔隙度范围内,出现多个渗透率近1 000×10-3μm2的高渗样品。高渗点的出现表明除了沉积微相、成岩等的作用外,还应与微裂隙有关[18-19](见图9E，F)。裂隙改善了储层的物性,同时也加强了研究区砂岩的非均质性[20]。

同时,矿物成分的差异对储层的微观非均质性也会产生重要影响,若存在较多脆性矿物,其抗压实能力会增强,就会较多的保留原始孔隙。在各类碎屑颗粒中,石英具有的抗压实能力最强,其次为长石,而岩屑抗压实能力最弱。由于受样品点取样密度的影响,该区矿物成分差异不明显。

4　结　论

1)鄂尔多斯盆地余家坪区储层砂岩以长石细砂岩为主,属于低孔-低渗、中—小孔的储层,发育粒间孔隙、粒内孔隙、微孔隙等孔隙类型,以粒间溶孔最发育。

2)整体上,研究区储层砂体具有强的层间、层内、平面非均质性,非均质性受控于沉积微相、成岩作用,但埋藏深度和微裂隙对物性也有很大的影响。同时，粒度和矿物成分也会对物性产生影响。在主河道区域,顺物源方向,砂体呈条带状展布,物性变化受沉积砂体影响,砂层厚度大的地方渗透性好,而砂层薄的地方则较差。随着埋深的增加,储层砂体物性变差。但是，溶蚀作用改善了储层物性,在砂体的不同部位,溶蚀作用存在差异。微裂隙在改善储层物性的同时也加大了储层的非均质性。

[1]张哨楠,丁晓琪.鄂尔多斯盆地南部延长组致密砂岩储层特征及其成因[J].成都理工大学学报(自然科学版),2010,37(4):386-394.

[2]汪洋,董海波.子长油田余家坪矿区上三叠统延长组沉积环境[J].内蒙古石油化工,2008(21):138-142.

[3]武富礼,王变阳,赵靖舟,等.鄂尔多斯盆地油藏序列特征及成因[J].石油学报,2008,29(5):639-643.

[4]李爱荣,王维喜,武富礼,等.鄂尔多斯盆地延安三角洲长4+5，长6油气聚集模式研究[J].石油与天然气地质,2013,34(5):667-671.

[5]裘亦楠,薛叔浩.油气储层评价技术[M].北京:石油工业出版社,1994:26-68.

[6]吴胜和,熊琦华.油气储层地质学[M].北京:石油工业出版社,1998:122-168.

[7]胡望水,雷秋艳,李松泽,等.储层宏观非均质性及对剩余油分布的影响——以白音查干凹陷锡林好来地区腾格尔组为例[J].石油地质与工程,2012,26(6):1-5.

[8]胡望水,马琳芮,舒志恒,等.大情字井地区西部青山口组储层特征[J].特种油气藏,2012,19(1):27-31.

[9]李书恒,方国庆,杨金龙,等.鄂尔多斯盆地超低渗透储层成因研究及意义[J].岩性油气藏,2012,24(6):32-37.

[10] 中国石油天然气集团公司.SY/T6285-2011油气储层评价方法[S].北京:石油工业出版社,2011.

[11] 王伟力,高海仁.鄂尔多斯盆地中东部致密砂岩储层地质特征及控制因素[J].岩性油气藏,2013,25(6):71-77.

[12] 郭正权,齐亚林,楚美娟,等.鄂尔多斯盆地上三叠统延长组储层致密史恢复[J].石油实验地质,2012,34(6):594-599.

[13] 罗静兰,郭德运,尹鹏,等.蟠龙探区长2砂岩储层物性的控制因素[J].西北大学学报(自然科学版),2003,33(6):723-728.

[14] 李弘,王芙蓉,戴世立,等.绿泥石膜对储层孔隙度的影响——以鄂尔多斯盆地M油田延长组2段为例[J].岩性油气藏,2008,20(4):71-74.

[15] 杨巍,陈国俊,张铭杰,等.鄂尔多斯盆地镇北地区长 8 油层组自生绿泥石对储层物性的影响[J].岩性油气藏,2012,24(3):27-33.

[16] 孙卫,杨希濮,高辉.溶孔-粒间孔组合对超低渗透储层物性的影响——以西峰油田庆阳区长8油层为例[J].西北大学学报(自然科学版),2009,39(3):507-509.

[17] 戴亚权,赵俊英,罗静兰,等.安塞油田坪桥地区长2段储层非均质性研究[J].西北大学学报(自然科学版),2010,40(2):287-295.

[18] 李凤杰,王多云,徐旭辉.鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组储层特征及影响因素分析[J].石油实验地质,2005,27(4):365-370.

[19] 王瑞飞,孙卫.鄂尔多斯盆地姬塬油田上三叠统延长组超低渗透砂岩储层微裂缝研究[J].地质论评,2009,55(3):444-448.

[20] 郭伟,史丹妮,何顺利.鄂尔多斯盆地白豹地区长6砂岩成岩作用及其对储层物性的影响[J].石油实验地质,2010,32(3):227-232.

(编辑雷雁林)

The reservoir macroscopic heterogeneity and its influence factors in Yujiaping area, Ordos Basin

LI Ai-rong1,2, ZHANG Jin-gong2, WU Fu-li1, WANG Yong-dong3, WANG Yan-long3

(1.School of Earth Science and Engineering, Xi′an Shiyou University, Xi′an 710065, China;2.The State Key Laboratory of Continental Dynamics/Department of Geology, Northwest University, Xi′an 710069, China;3.Zichang Oil Production Factory, Yangchang Petroleum (Group) Co.LTD, Yan′an 716000， China)

To study the macroscopic heterogeneity of tight sandstone reservoir in Yujiaping area of Ordos Basin and the factors which control it. Analysis characteristics of reservoir include the rhythmic, and the distribution of sand body in the horizontal and vertical, and the change of permeability parameter in order to study of macroscopic heterogeneity about layers and interlayer, plane and so on in reservoir. Research shows that the macroscopic heterogeneity is relatively strong in the area on the whole. The research showed that the reservoir with strong heterogeneity in shudy area, which physical properties were controlled by sedimentary microfacies and diagenesis, and the buried depth, microcracks, grain size and mineral composition had a certain influence on the reservoir heterogeneity.

Ordos Basin; reservoir; macro; heterogeneity

2015-03-19

国家自然科学基金青年基金资助项目(41102083)

李爱荣，女，河北沧州人，博士，从事石油地质学、油气田地质与开发综合研究。

TE122

A

10.16152/j.cnki.xdxbzr.2016-02-017