S105块馆三下储层非均质性研究

张 连 煜



S105块馆三下储层非均质性研究

张 连 煜

（胜利石油管理局鲁明石油科技开发有限责任公司，山东 东营 257000）

针对S105块馆三下储层非均质性认识不清的问题,综合运用岩心分析资料和测井解释资料,对该区储层宏观非均质性，包括平面非均质、层内非均质和层间非均质性进行了研究。结果表明, S105块馆三下亚段2、3号砂层内非均质性较强，1号、4～6号砂体层内非均质性较弱；3号、5号砂体连续性很好；1号、6号砂体连续性较好；2号砂体连续性不好；商105-x2、商106-2、商106-3等井区层间非均质性较强。

储层；非均质性；层内非均质；平面非均质；层间非均质

S105块位于渤海湾盆地济阳坳陷惠民凹陷西部中央隆起带东端的商河构造带东部，西邻商河油田商一含油区。该块馆三段储层为一套杂色泥岩夹砂岩沉积，属河流相沉积，岩性为含泥质中细粒岩屑长石砂岩，属于高孔中高渗储层。其中馆三下亚段共分6个砂体，除4砂体动用程度较高外，1、3、5、6砂体基本未动用。为进行开发调整，需对储层非均质性进行研究。

1 层内非均质性

层内非均质性是指一个单砂层内垂向上储层性质的变化，包括层内垂向上渗透率差异程度、最高渗透率段所处的位置、层内粒度韵律及渗透率层韵律等[1]。

1.1 粒度韵律

粒度韵律是指单一砂层内颗粒的粒度大小在垂向上的变化，受沉积环境和沉积方式的控制，具有不同粒度韵律的单砂层的渗透率在垂向剖面上的变化特征也不一样[2]。通过每口井每个小层层内渗透率数据分析可得出研究区韵律特征。

研究区馆三下亚段表现有正韵律、反韵律和均质韵律，但主要以正反复合韵律为主。由于馆三下主要为辫状河沉积，河道分流河道变迁使心滩和河道砂体交替发育，洼地处也相间有砂体发育，故而心滩处渗透率高，洼地处渗透率低，在垂向上呈现正反复合韵律。如图1、图2所示。

图1 馆三下4小层的层内渗透率韵律图

图2 馆三下3小层的层内渗透率韵律图

1.2 渗透率非均质性强度

储层非均质性特征可以通过渗透率变异系数、渗透率级差及单层突进系数等参数来反映。

（1）渗透率突进系数（k）

砂层中最大渗透率与砂层平均渗透率的比值。

式中：k——渗透率突进系数；

max——层内最大渗透率；

当k<2时，说明储层为均匀型；

当k介于2和3之间时，说明储层为较均匀型；

当k>3，说明储层为不均匀型。

（2）渗透率变异系数（k）

渗透率相对于平均值的分散程度和变化程度。

式中：k——渗透率变异系数；

i——层内某个样品的渗透率值,=1、2、····；

——层内样品个数。

当k<0.5时为均匀型，表示非均质程度弱；

当k介于0.5和0.7之间时为较均匀型，表示非均质程度中等；

当k>0.7时为不均匀型，表示非均质程度强。

（3）渗透率级差（k）

砂层层最大渗透率与最小渗透率的比值。

式中：k——层内渗透率级差；

max——层内最大渗透率；

min——层内最小渗透率值。

根据以上公式，算出每个小层的渗透率非均质系数，然后算出每个砂层非均质强度的平均值，如表1可知，1、6砂体非均值性强，2、3、4、5砂体非均质性较强。

1.3 有效砂层系数

有效砂层系数指储层有效厚度与储层砂体厚度的比值。储层有效砂层系数越大，表明生产时出油的厚度比率越大，它从另一个侧面反映了油层的非均质性，等于1为均质。

表1 馆三下亚段非均质性强度平均值表

由表2可以看出，2、3号砂体有效砂层系数小，非均质性较强。1、4、5、6号砂体非均质性较弱。

表2 有效砂层系数

2 平面非均质性

平面非均质性包括砂体的几何形态、大小、连续性和砂体内孔隙度、渗透率的空间分布，以及孔隙度和渗透率的空间不均匀分布引起的非均质性。

平面非均质性影响油气储量的空间分布、油水平面运动、水驱波及体积以及开发后期剩余油的分布等[3]。

2.1 砂体几何形态

砂体几何形态受沉积相控制，即使属同一个大相，砂体几何形态及非均质性也有差异。对研究区砂体的形态统计可知，研究区内平面上的砂体类型主要为“席状”和带状砂体。

不同微相不仅物性上存在差异，而且砂体的空间分布特征不同，平面非均质性受相带控制。研究区存在4种不同微相类型的砂体，分别为心滩、河道充填、河道间砂四种沉积微相类型。

2.2 砂体规模及各向连续性

在实际研究中，往往用钻遇率来表示一定井网下砂体的连通性。钻遇率越高，砂体的连通性越好。

钻遇率=（钻遇砂层井数/总井数）×100%

表3 砂体规模及各向连续性

从表3可以看出，3号、5号砂体的钻遇率是100%，砂体连续性很好；1号、6号砂体的钻遇率很高，砂体连续性也较好；2号砂体钻遇率较低，尖灭区域较多，砂体连续性不好。

2.3 渗透率非均质性强度平面变化

根据层内非均质性研究计算得出每个井每个砂体的值，画出每个小层渗透率强度等值线图，表征非均质性平面变化。图3为3砂体的变异系数平面等值线图。

图3 馆三下亚段3砂体渗透率变异系数等值线图

3 层间非均质性

层间非均质性控制着注水井的层间吸水差异和油井的产油能力以及层间动用状况等。通过层间非均质性的研究，为细分调整过程中采取合理有效的层系划分、组合提供可靠的依据[4][5]。

表征层间非均质性的参数包括分层系数、砂岩密度、层间渗透率变异系数等。

3.1 分层系数

分层系数是指单位厚度内的砂层层数，以平均单井钻遇砂层层数表示。

对一定层段，当砂岩厚度一定时，垂向砂层数越多，则分层越多，隔层越多，越易产生层间差异，即分层系数越大，层间非均质性越严重。

商河油田105-106区块，分层系数最大为17.1层/100 m，最小为11.2层/100 m，平均13.3层/100 m， 分层系数总体较小。主要是河道沉积的多期叠置，导致致密的砾岩较多，隔夹层相应增加，砂层数随之增大。

3.2 砂岩密度

砂岩密度表征了砂层发育程度，指砂岩总厚度与地层总厚度之比。砂岩密度越大表示砂岩发育程度越高。

K=（H/）×100%

商河油田105-106区块砂岩密度最大值为71.7%，最小值为30.6%，平均为49.4%。可知该区馆三下砂岩发育程度较低。

3.3 分布系数

分布系数是指研究层与研究区叠合含油面积之比，越大表示叠合程度高，愈均质。

K=（A/）×100%

由表4可知，1号、4号和5号砂体分布系数大，叠合程度高，比较均质；3好和6号砂体分布系数较小，叠合程度低，显示出非均质性；2号砂体分布系数很小，叠合程度很低，非均质性强，显示区域性尖灭。

3.4 渗透率非均质性强度

研究内容有各砂层间渗透率变异系数V、渗透率级差J、渗透率突进系数T等[6,7]。由此分析研究区各小层平均渗透率的变化及差异。

表4 馆三下砂岩分布系数统计表

根据层内渗透率各项系数算法，算出层间变异系数、突进系数，如图4所示。

图4 馆三下亚段层间渗透率变异系数等值线图

由图4可看出，层间渗透率非均质性强度以商105-x2、商106-2、商106-3等井区较大，非均质较强。

4 结 论

通过以上研究，得出以下结论：

(1) 2号、3号砂体有效砂层系数小，层内非均质性较强。1号、4号、5号和6号砂体层内非均质性较弱。

(2) 3号、5号砂体的钻遇率是100%，砂体连续性很好；1号、6号砂体的钻遇率很高，砂体连续性也较好；2号砂体钻遇率较低，尖灭区域较多，砂体连续性不好。

(3) 商105-x2、商106-2、商106-3等井区层间非均质性较强。

［1］裘怿楠, 陈子琪. 油藏描述[M]. 北京: 石油工业出版社, 1996.

［2］师永民, 霍进, 张玉广. 陆相油田开发中后期油藏精细描述[M]. 北京: 石油工业出版社, 2004.

［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(02).

［4］甄维胜, 等. 复杂断块油田非均质油藏精细描述[M]. 北京: 石油工业出版社, 2001.

［5］顾伟民. 复杂油气藏精细油藏描述[J]. 石油地质与工程, 2007 (03).

［6］张磊锋. 鄂尔多斯盆地延长组储层特征及宏观非均质性[J]. 石油天然气学报, 2008, 30 (5): 211-214.

［7］才巨宏. 乐安油田草4块沙三段—沙二段储层沉积特征与非均质性研究［J］. 油气地质与采收率, 2011, 18 (3): 24-28.

Study on Reservoir Heterogeneity of GuantaoFormation DownsideⅢin S105 Block

（Luming Petroleum Technology Development Co., Ltd. of Shengli Petroleum Administration, Shangdong Dongying 257000, China）

Reservoir heterogeneity of Guantao formation downsideⅢ in S105 block has not been understood clearly. Aimed at this problem, study on the reservoir heterogeneity has been completed based on core data and log interpretation data, including macroscopic heterogeneity,plane heterogeneity, inner-layer heterogeneity and inter-layer heterogeneity. The results show that sand layers No.2 and No.3 of Guantao formation downsideⅢ have strong heterogeneity, while sand layer No.1, No.4 to No.6 have weak heterogeneity, sand layers No.3 and No.5 are very continuous, sand layers No.1 and No.6 are relatively continuous. sand layers of No.2 is not continuous. Inter-layer heterogeneity between well areas Shang106-2,Shang106-3 is strong.

reservoir; heterogeneity; intraformational heterogeneity; plane heterogeneity; interlayer heterogeneity

2016-11-16

张连煜（1990-），男，助理工程师，硕士，黑龙江省大庆市人，2012年毕业于东北石油大学石油工程专业，研究方向：油气田开发工程，采油工程。

TE 122

A

1004-0935（2017）01-0041-04