胡望水，舒志恒，熊金红，曹雪崧

（1.油气资源与勘探技术教育部重点实验室·长江大学，湖北荆州 434023；2.中国石油吉林油田公司松原采气厂）

大情字油田青一段储层宏观非均质性及影响因素分析

胡望水1，舒志恒1，熊金红1，曹雪崧2

（1.油气资源与勘探技术教育部重点实验室·长江大学，湖北荆州 434023；2.中国石油吉林油田公司松原采气厂）

储层的非均质性是影响油气藏油、气、水渗流及油气采收率的主要因素之一，因此，进行储层非均质性研究，找出其影响规律，对于搞清油藏剩余油的分布、采取合理性措施、提高采收率显得十分必要。大情字油田青一段为低渗、特低渗油藏，综合运用岩心砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射分析等资料，对储层的层内、层间和平面非均质性等方面进行了分析。研究表明大情字油田青一段储层宏观非均质性严重，认为非均质性主要受控于储层的沉积微相及成岩相，埋深对储层非均质性也有一定的影响。

大情字油田；青一段储集层；宏观非均质性；影响因素

1 区域概况

大情字井地区隶属于松辽盆地南部中央坳陷区长岭凹陷的中部，东西被华字井阶地和大安-红岗两阶地所挟持（图1）。长岭凹陷的北部为乾安次凹陷，南部为黑帝庙次凹，大情字井构造位于两个次凹的中部相对隆起部位。钻遇的地层自下而上依次为下白垩统的泉头组、青山口组、姚家组、嫩江组，按照“旋回对比、逐级控制”的原则，采用辅助标志层控制地层，沉积旋回划分砂层组的方法，对油田内青山口组一、二、三段储层进行了对比划分，其中青一段划分成4个砂层组13个小层7个单层（表1）。青一段主要为三角洲前缘、前三角洲及湖相沉积体，主要发育水下分支河道、河口坝、远砂坝、重力流、分支间湾等沉积微相。

表1 大情字井油田青山口组一段砂体划分

2 储层岩石学特征

研究区青一段碎屑成分主要由石英、长石及岩屑和少量的云母、重矿物组成。石英含量主要为22%～40%，平均值29.4%；长石含量主要为29%～46%，平均值37.3%；岩屑含量主要为20%～4 0%，平均值31.6%；岩屑以火山岩岩屑和变质岩岩屑较多，沉积岩岩屑相对较少。从碎屑组成来看，本区青一段砂岩的成分成熟度中等偏低。通过对研究区砂岩成分三角图分类，按赵澄林四组分类体系［1］，研究区砂岩以岩屑质长石砂岩为主，同时发育少量的岩屑砂岩及长石砂岩。

图1 大情字井地区构造及沉积相带位置示意

3 物性特征

该区青一段孔隙度最大值21%，最小值5%，平均值12.57%；渗透率最大112.2×10-3μm2，最小值0.1×10-3μm2，平均值11.07×10-3μm2。主要发育中低孔、超低、特低渗储层，局部发育中孔低渗储层。

根据铸体薄片和扫描电镜分析，大情字地区青山口组一段以原生孔隙和次生孔隙的混合类型发育为特点，据铸体薄片统计资料，该区面孔率平均为7.5%。主要孔隙类型有粒间孔隙（占56%）、粒内孔（占14.9%）、铸模孔（占24.6%）、特大孔（占4.5%）、裂缝孔隙等，其中以粒间孔隙最为发育。

4 宏观非均质性

储层非均质性分类方案很多，本文采用裘亦楠［1］非均质性分类，将碎屑岩的储层非均质性分为两大类：宏观非均质性（层内、层间、平面）和微观非均质性（孔隙）。本文仅研究宏观非均质性。

4.1 层内非均质性

层内非均质性是指单砂体规模内部垂向上储层内岩性、物性和含油性的变化情况［2］，主要受控于砂体粒度和沉积构造的垂向演化，是直接控制和影响储集层垂向上注入水波及体积的关键性地质因素。包括垂向上曲线形态、韵律性及夹层分布等。

根据电位曲线在纵向上的变化特征，研究区能够识别的曲线形态主要有钟形、箱形、叠置的钟形、齿化的箱形（正韵律或复合韵律）、漏斗形或齿化的漏斗形（反韵律）、叠置的漏斗状或台阶状（反韵律或复合韵律）、指状、齿状（反韵律），较平缓，有时呈锯齿状、低平的指状（复合韵律）等。研究区位于三角洲前缘亚相中，水下分流河道以正韵律或复合韵律为主，河口坝、远砂坝，前缘席状砂等以反韵律为主。

层内非均质性表现为粒度的韵律性变化和渗透率的变化，而层内渗透率的非均质程度直接表征了储层的层内非均质性［1-3］，因此用层内渗透率的统计指标来反映（表2）。

表2 渗透率非均质参数评价标准

根据大情字井地区青一段707口井的岩石物性分析资料和测井解释资料，做出级差、突进系数及变异系数等评价储层非均质程度的参数值，见表3。根据非均质性评价标准［3］及各自所占的比例得出储层评价结果。分析结果表明，大情字井地区青一段各小层层内非均质性以严重非均质性为主。

4.2 层间非均质性

层间非均质性是对一套砂泥岩间互的含油层系的总体研究，属层系规模的储层描述。层间非均质性是注水开发过程中层间干扰的重要原因，主要受沉积相的控制。

表3 大情字井地区青一段各小（单）层层内非均质参数统计

研究区层间非均质性表现在：泥质隔层分布广且稳定，研究区沉积时期位于三角洲前缘，各目的层段沉积时均经历了湖水的升降过程，泥岩在工区的沉积比较广泛，但厚度有异，总体上从北东向南西逐渐变厚，厚度从0.5～15 m不等。由于研究区各小层砂体厚度较薄，受成岩作用的影响，部分砂体被致密化，也充当了隔层的角色，增加了层间非均质性。

研究区地层系数与渗透率纵向分布显示各砂层纵向上渗透率存在较大差异。储集层层间变异系数0.9～2.0，平均1.17；渗透率突进系数4.0～31.4，平均10.2；渗透率级差1 364.2～12 633.8，平均为4484.0，这表明储层层间非均质性非强。

4.3 平面非均质性

平面非均质性是由于砂体的几何形态、规模、连续性、孔隙度和渗透率的平面变化所引起的，是基于沉积微相平面展布基础上的非均质性研究［3-5］，受砂体分布的不均匀性控制。研究区平面非均质性特点：砂体规模小，连续性差，湖盆河流近源流短，流域面积小。从单砂体观察，根据油田开发的流体流动单元认识，其砂体规模和连续性仍属于小型和较差规模，无法与海相三角洲相比。研究区内砂体单层厚度超过5 m的较少，大多在2～5 m之间。

研究区属于三角洲前缘亚相，水下分流河道和河口坝较发育，顺河道方向呈带状分布，物源主要来自南西方向，从砂体等厚线看砂体呈扇形展布，水下分流河道和河口坝砂体较厚，总体趋势为南西部厚度较大，向北东逐渐减薄，砂泥比呈递减趋势。

5 储层物性的影响因素

5.1 埋深对储层的影响

对研究区青一段物性资料统计分析表明，纵向上，孔隙度随深度变化具有变小的趋势，主要是随着埋深的增加，地层压力增大，储层中原生孔隙降低所致；渗透率随着埋深的增加，在埋深1 900～2 500 m之间发育有孔渗高值带，主要是成岩溶蚀造成的结果（图2）。

图2 大情字井地区青山口组一段储层孔隙度-渗透率-深度关系

5.2 沉积微相的影响

原始沉积作用对碎屑岩储集性能的好坏具有决定性影响，因为埋藏后的一切成岩作用及所引起的各种变化都是在原始沉积作用的基础上进行的，这一切又都取决于碎屑岩的沉积特征。总的来看，同一沉积体系不同微相砂体物性也有差异。本研究区主要为三角洲前缘亚相，由水下分流河道微相至前缘席状砂微相，储层孔隙度及渗透率由大到小，物性由好变差，泥质含量由少到多。

5.3 成岩作用的影响

研究区目的层段有的区块只经历了晚成岩A期成岩阶段，目的层段成岩作用经历了压实作用、胶结作用、溶解作用、交代作用等过程，压实作用使储层原生孔隙大幅减小，表现为云母及部分岩屑的塑性变形，局部可见长石、石英颗粒的破裂。胶结作用中大量绿泥石析出并以薄膜形式生长在碎屑颗粒的表面，它可使岩石孔隙直径缩小，降低砂岩孔隙体积，这些绿泥石衬垫体可使颗粒表面性质变差，使渗透率大大降低。溶解作用有利于次孔隙形成，主要形成粒间及粒内溶孔，在颗粒紧密接触的砂岩中，局部地方颗粒间可见伸长状孔隙和特大孔隙，在研究区储层中，少量石英全部溶蚀，形成铸模孔。交代作用不仅交代各种颗粒，也使部分孔隙填充。因此，交代过程对原生孔隙起破坏作用，成岩作用使得储层物性在纵向上及横向上的非均质性都增加了。

6 结论

（1）研究区青一段地层属于三角洲沉积体系，具有三角洲前缘沉积特点，主要沉积微相为三角洲前缘水下分流河道、河口坝、远砂坝、前缘席状砂。

（2）岩性、物性资料分析表明，大情字油田西部地区的青一段油层组为低孔特低渗为主，伴有中孔特低渗和中孔低渗，储层物性较差。

（3）对储集层层内、层间平面非均质性特征研究结果表明，青一段油层组储集层非均质性严重，其非均质性主要受控于储集层的沉积作用和成岩作用，埋深对非均质性也有一定的影响。

［1］ 裘怿楠.油气储层评价技术［M］.北京：石油工业出版社，2001：55-57.

［2］ 裘怿楠.碎屑岩储层沉积基础［M］.北京：石油工业出版社，1987：3-6.

［3］ 杨少春.储层非均质性定量研究的新方法［J］.石油大学学报 （自然科学版），2000，24（1）：53-56.

［4］ 刘满仓，胡明毅，胡忠贵，等.八面河油田沙三段储层砂体层内非均质性研究与探讨［J］.上海地质，2005，25（4）：14-20.

［5］ 李军辉，柳成志，卢双舫，等.复杂断块储层非均质性研究——以辽河油田沈84-安12块Es33段为例［J］.吉林大学学报 （地球科学版 ），2008，38（5）：757-764.

Reservoir heterogeneity was the main reason affecting the recovery factor and the percolation of water，oil and gas.So it was quite necessary to study the reservoir heterogeneity，find out the influence law，clarify the remaining oil distribution，and take reasonable measures and enhance factor.The reservoir in the first member of the Qingshankou formation in Daqingzi oilfield is low and extra-low in porosity and permeability.The analysis was made on the inner layer，interlayer and the plane heterogeneity of the reservoir by comprehensive application of the data of the cores thin slices，casting lamella，electron microscope scanning and X-diffraction.The research showed that the main objective reservoir in Daqingzi oil field had high heterogeneity，the macro heterogeneity was controlled by these continental micro-facies and digenetic facies of reservoirs，and the buried depth had a certain influence on the reservoir heterogeneity.

16 Study on macro heterogeneity and its influence factors of Qing1 member in Daqingzi oilfield

Hu Wangshui et al（Key Laboratory of Oil and Gas Resources ＆Exploration（Ministry of Education），Yangtze U-niversity，Jingzhou，Hubei 434023）

Daqingzi oilfield；Qing1 reservoir；macro heterogeneity；influence factors

TE112.23

A

1673-8217（2011）06-0016-03

2011-06-09；改回日期：2011-09-09

胡望水，教授，博士生导师，1963年生，1987年毕业于武汉地质学院，2004年获同济大学博士学位，现主要从事油气勘探研究工作。

吴官生