周婷婷 王桂成 王媛媛 肖 转 刘献文

（西安石油大学，西安 710065）

杏子川油田化子坪区长6储层宏观非均质研究

周婷婷 王桂成 王媛媛 肖 转 刘献文

（西安石油大学，西安 710065）

通过对杏子川油田化子坪区长6油层组岩心、测井及测试资料的统计分析，讨论了研究区长6储层宏观非均质性特征。研究表明，本区长6储层的层内、层间和平面非均质性均比较强，其变化规律主要受沉积相带控制。层内非均质性主要受沉积韵律和层内夹层影响；层间非均质性取决于物性非均质性参数、分层系数、砂岩密度和层间隔层展布；平面非均质性与砂体形态及接触关系密切相关，同时利用孔隙度、渗透率的空间分布分析研究储层平面非均质性。

储层非均质；长6储层；杏子川油田

储层的非均质性指储层形成过程中受沉积作用、成岩作用和构造作用影响，其基本性质（岩性、物性、电性及含油气性）在三维空间上的分布具不均一性［1］。对油气储层特性的充分认识是油气田能否获得高效开发的决定性因素，而储层非均质性是储层表征的主要内容之一，是制约开发效果的关键所在［2］。储层非均质性分类方法较多，其中裘亦楠［3］将碎屑岩储层非均质性划分为层间、层内、平面和孔隙非均质性四类，本文主要从层内、层间和平面非均质性三方面研究储层宏观非均质性。

1 概 况

杏子川油田化子坪区位于陕西省安塞县化子坪镇，与安塞油田相邻，构造位置处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部，属平缓的西倾单斜，地层坡降每公里下降7～10m，地层倾角约半度左右，内部构造简单。研究区长6段是三角洲建设的高潮期，根据沉积旋回和沉积韵律，长6油层组共分为长61、长62、长63和长64四个油层亚组。本区长6主要为三角洲前缘亚相沉积，水下分流河道为其主要储层，储层物性较差，孔隙度分布基本呈正态，峰值在8%～10%之间，与砂层组平均值基本一致；而渗透率主要分布在（0.15～0.9）×10-3μm2，属于特低孔、特低渗储层。油藏受带状砂体控制，含油性受岩性、物性控制，表现为岩性油藏特征。

2 储层宏观非均质性

2.1 层内非均质性

层内非均质性指一个单砂层内部在垂向上储层性质的变化，它是直接控制单砂层内水淹厚度及系数的关键地质因素［4］。层内非均质性主要反映在粒度韵律和层内夹层分布等方面。

（1）砂层的韵律特征

层内渗透率韵律主要是单砂层内碎屑颗粒的粒度大小在垂向上的变化。根据物性资料分析结果，本区长6储层单砂体内部渗透率变化比较复杂，有正韵律型、反韵律型以及由正、反韵律叠加组成的复合韵律型，其中复合韵律型最为普遍（图1）。

正韵律型：表现为渗透率向上逐渐减小，高孔、高渗段分布于砂体底部，小层内部往往由几个正韵律段叠加。这种韵律的砂体主要为分流河道沉积成因。

反韵律型：表现为渗透率向上逐渐增大，高孔、高渗段分布于砂体顶部，一般多为河口砂坝沉积成因。本区多数反韵律砂体只是复合韵律砂体的一部分。

复合韵律型：表现为单砂体在垂向上高、低渗透率段或正韵律与反韵律层交替分布（有复合正韵律、复合反韵律、复合正反韵律、复合反正韵律、均匀韵律）。本区最常见的是复合反正韵律，表现为砂体中部渗透率向两侧逐渐减小。

图1 化子坪区长6储层渗透率韵律分布剖面图

（2）层内夹层特征

层内夹层是指位于单砂层内部的相对低渗透层或非渗透岩层［5］。层内不连续夹层对液体流动起到极低渗透的高阻层作用或不渗透隔层的作用，因而对驱油过程影响极大，层内夹层分布是非均质研究中一个很重要的方面。夹层一般包括泥质夹层和钙质夹层 2 类［6］。

泥质夹层：在电测曲线上反映为高时差、高自然伽马、低电阻，一般出现在正韵律层顶部或反韵律层底部。

钙质夹层：在电测曲线上反映“一高二低”特征，即高电阻、低时差、低自然伽马，自然电位幅度回返不明显，微电极电阻率尖峰状增大，钙质夹层平面上及纵向上分布不稳定，横向连续性差，厚度变化大，常分布于砂岩顶底与泥岩交界处或砂岩层任意处。

在剖面对比中，夹层的可比性较差，但因其分布广泛，在开发动态分析时应将其作为一个因素考虑。据本区150口井统计，本区长6油层组内普遍钻遇泥质夹层，参数见表1。

表1 夹层统计表

2.2 层间非均质性

层间非均质性是对一套砂泥岩间含油层系总体研究，包括各种环境下的砂体剖面上交互出现的规律，及隔层的发育和分布规律，即砂体间渗透率非均质程度差异。层间非均质性是划分开发层系、决定开采工艺的依据，是注水开发过程中水驱差异和层间干扰的重要原因［7］。

（1）层间隔层厚度及分布特征

层间隔层指位于单砂层之间的不渗透与特低渗岩层，隔层岩性主要为泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩。对研究区135口井长6各油层亚组中隔层厚度进行统计表明，长6油层组各单层间夹层钻遇率平均为82.3%，单井平均隔层厚度相差不大，平均为2.4m，分布不稳定，隔层最厚达9.1m。

（2）分层系数与砂岩密度

分层系数是一定层段内砂层的层数，常用平均单井钻遇的砂体层数表示。分层系数越大，层间非均质性越强［8］。

砂岩密度是指垂向剖面上的砂岩累计总厚度与地层总厚度之比，相当于砂地比。当砂岩密度大于0.5时，砂体大面积连片分布；当砂体密度为0.3～0.5时，砂体呈局部连通的带状分布；当砂体密度小于0.3时，砂体呈孤立分布。用砂岩密度描述砂岩的层间非均质性，可以反映长6各油层亚组之间沉积微相的变化。根据化子坪区砂岩密度统计（表2），长 61-2、长 62-2、长 63油层组的单砂层平均厚度、砂岩密度大于其他各油层组。砂岩发育程度的差异反映出沉积微相的演变，长 61-2、长 62-2和长63是水下分流河道砂岩沉积最发育时期。

表2 化子坪区长6砂岩密度统计表

（3）各油层亚组间的渗透率非均质性

用渗透率变异系数（Vk）、突进系数（Tk）、级差（Jk）等渗透率非均质参数表示各油层亚组非均质程度。突进系数越高，级差越大，变异系数越趋于1，砂层渗透率非均质性越强。对研究区取心井各砂层渗透率统计，各油层亚组渗透率非均质性为较强非均质型（表3）。

表3 长6储层非均质参数计算结果

2.3 平面非均质性

平面非均质性是指单一油层在平面上的差异性，取决于砂体在平面上的几何形态、连通程度、连通方式及储层物性的平面变化。平面非均质性直接关系到开发过程中开发井网的布置、注入剂平面波及效率、注水的垂向驱油效率和剩余油的平面分布［9］。

（1）砂体的几何形态及连通性

砂体的几何形态受控于沉积相，本区长6储层主要为三角洲前缘水下分流河道沉积（图2）。分流河道和水下分流河道微相中，顺物源方向剖面上砂体连成条带状，垂直物源方向剖面上呈上平下凸的透镜状；河口砂坝砂体在顺物源方向呈不对称上凸下平的透镜状，且近物源端陡、远物源端缓，垂直物源方向上一般呈上凸下平对称的透镜状。因此，长6储层在横向上具有较强的非均质性。

图2 化子坪区长63段砂体厚度图

砂体连通性一般是指各成因单元砂体向上和侧向上互相接触、连通的方式和程度［10］。砂体连通形式主要为水下分流河道平面上拼接的横向接触连通，但接触砂体不一定连通［11］，经计算本区河道砂体的连通率为43%～55%。

（2）储层物性的平面变化

储层物性平面分布非均质性受砂体的发育程度及沉积微相的控制，渗透率平面变化和朵状砂体发育程度有关，随着砂体由中心向边缘变薄，其渗透率逐渐降低［12-13］。

通过统计研究区延长组长6油层组各小层物性数据得出，孔隙度和渗透率值在砂体的主体部位较高，向砂体的翼部随砂体厚度的减小，而逐渐降低。

长61-2：孔隙度发育较好，区域孔隙度大于8%，呈条带状，在化216-5，化341-4及化265-1等井区大于 12%；渗透率在研究区内大于 0.15×10-3μm2，条带状分布，化265井区及化344-1—化422-4—化325-8一带渗透率最高，渗透率大于 1.8×10-3μm2。

长62-1：孔隙度发育好，区域孔隙度大于8%，呈条带-席状，在化413井—化422-2井一带孔隙度大于10%，在化231井区孔隙度大于11%；渗透率在研究区内大于0.15×10-3μm2，条带状分布，化 334井区渗透率最高，渗透率大于 1.2×10-3μm2，但相对于长61-2差一些。

长62-2：孔隙度发育较好，区域孔隙度大于8%，呈条带-席状，在化267-3井区孔隙度最大，孔隙度大于 11%；渗透率在研究区内大于 0.15×10-3μm2，条带状分布，化272井—274井一带渗透率最高，渗透率大于 1.5×10-3μm2，相对于长 62-1更好一些。

长63：孔隙度发育较好，区域孔隙度大于8%，呈条带-席状，在杏1055井区孔隙度最大，孔隙度大于13%；渗透率在研究区内大于 0.15×10-3μm2，条带状分布，化427井区渗透率最高，渗透率大于1.2×10-3μm2，但是其他井区普遍偏低。

3 结 论

（1）杏子川油田化子坪区长6段单砂体内部渗透率的变化比较复杂，储层渗透率韵律类型主要为复合韵律。本区长6油层组内普遍钻遇泥质夹层，层内夹层分布不稳定，使砂体连通性变差，层内非均质性增强。

（2）杏子川油田化子坪区长6各油层亚组储层渗透率非均质性为较强非均质型。长6从下至上，砂体厚度逐渐增大，砂地比增高；长61-2、长62-2、长63油层组单砂层平均厚度、砂岩密度大于其他油层组，砂岩发育程度的差异反映出沉积微相的演变，长61-2、长62-2和长63是水下分流河道砂岩沉积最发育时期，主力油层发育在三角洲前缘水下分流河道砂体。

（3）杏子川油田化子坪区长6段平面上分流河道与分流间湾相间分布，砂体呈带状展布，横向上表现为较强非均质性。物性变化受沉积相控制，储层孔隙度、渗透率等在平面上的展布均具有较强非均质性，总体上砂岩厚度大的区域，孔渗性好，含油饱和度高，反之亦然。

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Study on Marco Inhomogeneous Medium of Chang 6 Reservoir of Huaziping District of Xingzichuan Oilfield

ZHOU Tingting WANG Guicheng WANG Yuanyuan XIAO Zhuan LIU Xianwen
(Xi'an Shiyou University,Xi'an 710065)

Through analyzing the core,logging and testing materials of Chang 6 reservoir of Huaziping district of Xingzichuan oilfield,this paper discusses the characteristics of marco inhomogeneous medium.The results show that the property of inhomogeneous is very strong,and the changing rules are controlled by sedimentary facies.The property of inhomogeneous inside the layers are associated with the rhythm and interbed of it,and the property of it interlayers are associated with the parameter and coefficient and sandstone density.The flat inhomogeneous is associated with the sand and touching relationship.At the same time,the flat inhomogeneous is researched by analyzing porosity and permeability.

reservoir inhomogeneous medium；Chang 6 reservoir；Xingzichuan oilfield

TE122

A

1673-1980(2012)05-0010-04

2012-05-09

延长油田重大科研项目（ycsy2010ky-C-09）

周婷婷（1985-），女，西安石油大学在读硕士研究生，研究方向为沉积储层和油气田开发。