位高群　孟宁宁　吕昕

【摘 要】：储层非均质性研究是油藏描述中最核心的内容。其研究领域不断拓展，研究方法和技术也在不断进步。通过对位于东濮凹陷中央隆起带北段卫城油田卫81块储层层内、层间、平面非均质性的详细研究，并对研究区储层微观和宏观孔隙进行较全面的分析，认为该区块以细孔喉为主，分选差；储层非均质性主要受控于沉积作用和成岩作用，层内和层间非均质性严重，平面非均质性较强。此次研究可以为卫81块下一步开发方案的编制提供科学合理的地质依据。

【关键词】：卫城油田；储层非均质性；孔隙度；渗透率

储层非均质性研究是油气田勘探与开发地质研究中的重要基础工作，其研究从1985年中国将“中国陆相储层特征及其评价”列为部级科技攻关重点项目[1]以后，中国储层研究开始了快速和高效的发展。其研究内容大致可归纳为储层非均质性分类及储集空间刻画，储层非均质性对剩余油的影响以及储层非均质性对油气成藏的影响。其分类方法从认识储层非均质性的最初阶段到现在，已被广泛应用于生产与科研之中的以裘亦楠等的分类最为典型[1]，即考虑非均质性的规模和开发生产的实际，将碎屑岩储层非均质性分为层间、平面、层内3类。本文将依据工区的实际情况，主要从宏观的层内、层间及平面3个方面对卫城油田卫81块沙四下亚段储层非均质性进行综合研究，分析控制储层非均质性的主要因素。

本文研究的卫城油田位于山东省聊城市莘县与河南省濮阳市交界处，区域构造位于东濮凹陷中央隆起带的北端，是由卫东和卫西两个断裂带控制的垒形复杂断块油田。卫81块油藏是卫城构造主体上的一个反向屋脊式断块油藏，目的层段为沙四段，含油面积5.0 km2，有效厚度23.6 m[2-3]。为了进一步认清储层层间、层内非均质程度，为注水开发及挖潜剩余油指明方向，实现卫81块的稳产，本文针对该地区主要含油层位沙四下亚段5个砂组，共计20个小层的储层非均质性展开研究，可为油田开发综合调整提供依据。

1 岩石学微观特征

卫81块沙四下亚段为一套稳定沉积环境下的砂岩与暗色泥岩、页岩或油页岩不等厚间互层沉积。对该研究区岩心样品岩石薄片的分析统计得出，砂岩岩性主要为岩屑长石砂岩及长石石英砂岩（见图1），其中石英平均含量69.8%；长石含量平均17.7%；岩屑含量平均10.0%。根据成都地质学院分类方案[4]，砂岩类型主要为长石石英砂岩，并含有少量的长石砂岩及岩屑长石砂岩。

储层的微观特征研究的内容主要为孔隙和喉道的大小、连通程度、配置关系、分选程度以及颗粒和填隙物分布的非均质性[5]。储层孔隙结构是影响储集岩渗透能力的主要因素[6]，主要指岩石孔隙和喉道的几何形态、大小、分布及其相互连通关系[7]。研究区砂岩粒度一般集中在0.05～0.09 mm，平均为0.072 mm，属中、细粉砂岩；喉道中值一般0.2～0.5 ?m，大于1.5 ?m的仅占3.3%，说明其为细喉型，主要孔喉区间的平均孔隙体积6.05%，属小孔隙，分选系数2.7～3.6，反映分选很差。该区为低—特低渗透性储层，储层物性较差。因此卫81块沙四下亚段储层具有低孔细喉型特征，孔隙结构复杂，分选差。

2 宏观非均质性

储层非均质的实质是储层沉积构成的不均一性，外在表现为储层物性特别是渗透性的变化，储层渗透性优劣一般被看作是非均质性的集中表现，因此研究渗透率各向异性，可以更好地认识储层的非均质的特征。

现以卫81块沙四下亚段地区取芯井物性分析资料和测井解释资料为基础，应用线性回归进行孔渗校正之后，并详细计算出了平均渗透率、渗透率极差、非均质系数、变异系数等评价储层非均质程度的参数值，卫81块沙四下亚段的层内储层变异系数0.8～4.1，平均2.065；储层的各个小层渗透率突进系数20.9～24.8，平均10.985；各个小层渗透率极差值7.8～6630.0，平均811.5大于10，而渗透率极差越大，反映储层的非均质性越强，反之非均质越弱，数值越接近1，储层越均质。同时参考了我国陆相砂岩储层低渗非均质界限标准（表1）对该区储层的非均质程度进行了总结，表2为卫81块沙四下亚段各小层层内非均质参数统计表。

由表可以看出，卫81块沙四下亚段储层层内渗透率非均质程度总体上基本表现为严重非均质型（表2）。其中沙四下亚段的I砂组4小层、II砂组1小层、II砂组3小层、II砂组4小层、III砂组2小层、III砂组3小层渗透率级差较大，突进系数也较大，其非均质程度也较强；而I砂组3小层、II砂组5小层、IV砂组3小层、IV砂组4小层等小层渗透率级差较小，突进系数也不大，其非均质程度也相对较弱（图2）。

2.1 储层层间非均质性

层间非均质性包括层系的旋回性、砂层间的渗透率非均质性及隔夹层分布，它主要受沉积相的控制[9]，其非均质程度可以通过储层的物性参数即渗透率的变异系数及突进系数等参数表征。参考表1的标准由表3的层间非均质性参数可以得出卫81块沙四下亚段层间非均质性较严重。

2.2储层平面非均质性

（1）砂体规模与连续性

砂体规模与连续性直接影响着储量的大小与开发井网的井距，通常重点研究的是砂体的侧向连续性。通过统计，卫81块沙四下亚段各小层钻遇率一般在60%以下，整体的砂体连通性不好。但其中II砂组和III砂组的各个小层的钻遇率均在55%以上，显示了相对较好的砂体连通性和储集性能（图3）。

（2）砂体内孔隙度和渗透率的平面非均质性

研究区孔隙度和渗透率的高值基本在西南部和中部地区在平面上形成了多个形态不一的不规则朵状体及个别土豆状砂体。孔隙度和渗透率的平面分布特征与平面沉积微相展布有着密切的联系，各小层在分流河道、近河道漫溢、沙坝等微相砂体的物性较好，孔隙度和渗透率等值线密度较大，同时以这些砂体发育部位为中心向四周延伸，孔隙度和渗透率等值线的分布越来越稀疏，孔隙度和渗透率值也越来越小（图4）；该区平均孔隙度14.0%（表4），渗透率7.8×10-3 m2（表2）。由于孔隙度、渗透率在平面上的变化比较大，致使研究区的平面非均质性较强。

结论

（1）卫81块沙四下亚段砂岩的砂岩类型主要为长石石英砂岩，并含有少量的长石砂巖及岩屑长石砂岩。碎屑岩胶结类型为孔隙～接触胶结，磨圆度为次棱-次圆状，分选很差，接触方式为点接触～线接触，结构成熟度较高。孔隙类型主要为原生孔隙及部分次生成因孔隙，喉道类型主要为细喉型。

（2）卫81块沙四下亚段属低—特低孔渗、常压复杂断块油藏，储层平面层内非均质程度总体上基本表现为严重非均质型，储层层间非均质性较严重，砂体连续性较差，储层平面具有很强的非均质性，主要受控于砂岩厚度与沉积微相带的发育状况。微相带差，砂体厚度小部位非均质较强，而沉积微相带好，砂体较厚部位非均质弱。

参考文献：

[1] 裘亦楠，薛叔浩.油气储层评价技术[M].修订版.北京：石油工业出版社， 2001.

[2]杨惊鸣，姜鹏，陈俊革，等.卫81块低渗油藏优化注采系统研究[J].科技信息，2014，（11）：251-252.

[3]王军，陈焕然，柳红春，等.卫81块低渗油藏储层地质特征研究[J].断块油气田，2000，7（4）：20-21.

[4]刘宝珺.沉积岩石学[M].北京：地质出版社，1980：123-126.

[5]于兴河.油气储层地质学基础[M].北京：石油工业出版社，2009：275-278.

[6]吴胜和，熊琦华.油气储层地质学[M]. 北京：石油工业出版社，1998：149-154.

[7]梁正中，夏斌，陈永红，等.惠民凹陷临盘油田储层非均质性及影响因素分析[J].东华理工大学学报：自然科学版， 2009，32（3）：240-244.

[8]张金亮，谢俊.油田开发地质学[M]. 北京：石油工业出版社，2011：145-146.

[9]覃利娟，张金亮.濮城油田南区沙二上2+3油藏储层评价[J].西安石油大学学报，2007，22（4）：40-52.

作者简介：位高群（1989-），女，汉族，在读硕士研究生，研究方向：储层地质学及油藏描述技术。