某油田儲層的層間非均質(zhì)性分析案例目錄TOC\o"1-3"\h\u10626某油田儲層的層間非均質(zhì)性分析案例 1275901.1分層系數(shù)和砂巖系數(shù) 1317961.2層間差異 2189251.3層間隔層分布 355421.4層間不同等級隔層特征 6158701.5小層之間非均質(zhì)性 8255681.6油組之間的非均質(zhì)性 943941.7油氣的分布與層間非均質(zhì)性的關(guān)系 11層間非均質(zhì)性是指某一單元各砂體之間在垂向上巖性、物性及含油性等的差異性，它是產(chǎn)生層間干擾、單層突進(jìn)以及影響剩余油分布的重要原因。在注水開發(fā)的油田中深入研究其層間非均質(zhì)性，可以為開發(fā)層系調(diào)整以及分層系開采工藝技術(shù)等重大戰(zhàn)略提供十分可靠的依據(jù)。層間非均質(zhì)性是研究縱向上由于不同重力流沉積物之間非均性的特點(diǎn)，其主要受沉積物砂體間的疊置關(guān)系以及砂體間的隔層影響[18]。在縱向上，由于不同砂層的相互疊加，造成了層間非均質(zhì)性產(chǎn)生差異?？梢愿鶕?jù)不同層次的沉積旋回來劃分等級，本文將層間非均質(zhì)性劃分為層間系數(shù)與砂巖系數(shù)、層間差異、隔層分布、油組、小層、隔層等級等來研究。1.1分層系數(shù)和砂巖系數(shù)研究區(qū)的單井砂巖具有密度高，分層系數(shù)較高的特點(diǎn)，主要表現(xiàn)為疊置狀厚層砂巖夾薄層泥巖組合，且層間非均質(zhì)性中等-較強(qiáng)?？滓?、孔二北、孔二南的主力區(qū)塊砂巖系數(shù)和分層系數(shù)都較高，儲層非均質(zhì)性比孔104、孔85-X1強(qiáng)（表4-1），層間的砂泥組合類型主要受沉積旋回性的控制。圖4-1孔店油田館陶組不同區(qū)塊砂巖系數(shù)和分層系數(shù)表1.2層間差異以儲層沉積學(xué)的觀點(diǎn)為基礎(chǔ)，層間非均質(zhì)性主要受到沉積環(huán)境和沉積作用的歷史演變所控制。不同的沉積微相具有不同的儲層物性特點(diǎn)，垂向上標(biāo)新出相變頻繁特征，這使得層間物性有較大差異（表4-2）。層間的砂體發(fā)育狀況差別大，館一和館三油組砂體發(fā)育程度高，館二油組砂體的發(fā)育程度比較低；層間滲透率的差別較大，差異最大值可達(dá)1499×10-3μm2，最小值低至440×10-3μm2，突進(jìn)系數(shù)和變異系數(shù)分別為1.89和0.36；層間射孔動用程度差異大，小部分主力油層射孔動用略低，三者綜合影響層間的開發(fā)差異以及剩余油分布狀況。館一油組油稠出砂，受到層間的干擾和射孔程度低的影響，剩余油的儲量多，可以作為一套單獨(dú)的開發(fā)層系來避免層間干擾。圖4-2孔店油田館陶組單層物性直方分布圖表4-1層間非均質(zhì)性參數(shù)表層位儲層參數(shù)砂體厚度(m)孔隙度(%)滲透率(×10-3μm2)最大值最小值平均值最大值最小值平均值最大值最小值平均值NgⅠ-17.90.43.138.219.730.2763025735NgⅠ-2-129.70.19.53823.530.96297128896NgⅠ-2-226.20.29.93822.730.6518247834NgⅠ-2-322.61.51237.52229.9586795820NgⅠ-2-429.10.113.936.815.727.833045440NgⅠ-3260.11036.523.230.8492890781NgⅠ-4-120.50.17.736.821.230.1493414639NgⅠ-4-221.50.19.136.522.429.7310558576NgⅡ-1-111.70.16.636.817.329.940553672NgⅡ-1-211.40.1636.121.129.623109608NgⅡ-2-18.60.23.331.613.126.214974287NgⅡ-2-29.60.11.64011.430.94242181038NgⅡ-2-3100.13.138.112.829.6399812690NgⅡ-3-113.30.11.438.812.331.6696671391NgⅡ-3-211.60.2540.511.731.9558031499NgⅢ-1-15.60.11.838.111.228.543141514續(xù)表4-1NgⅢ-1-218.70.13.338.611.330.460744783NgⅢ-1-311.10.11.938.821.631.9592633998NgⅢ-2-111.30.16.138.121.231.4656395942NgⅢ-2-218.50.18.135.3253145511188341.3層間隔層分布隔層是阻擋縱向上兩個砂體間的不滲透層或者特低滲透層。隔夾層主要控制著流體的垂向滲流，它對地下油水運(yùn)動的分析以及開發(fā)效果的預(yù)測都具有重要意義[19]。（1）隔層類型研究區(qū)的隔層巖性以泥巖、粉砂質(zhì)泥巖為主，其特征主要表現(xiàn)為自然伽馬測井值增加、自然電位曲線幅度減小、電阻率測井值變小，聲波時差值變高、密度測井值降低等。（2）隔層垂向分布特征在多個時間單元的河道沖刷及下切作用下，造成砂體疊置，并發(fā)育帶有連通區(qū)的厚砂層，導(dǎo)致時間單元可分性差、層間非均質(zhì)性較復(fù)雜。圖4-3K1012—K1032-7隔層垂向分布圖圖4-2顯示研究區(qū)內(nèi)隔層分布總體上穩(wěn)定，延伸長且厚度較大，層間封堵能力強(qiáng)，但是館三油組底部單砂層內(nèi)隔層連續(xù)性比較差。表4-2研究區(qū)主力層位隔層鉆遇情況統(tǒng)計(jì)表層位鉆遇率隔層均厚度/mNgⅠ-2-184%3.7NgⅠ-395%7NgⅡ-1-194%6.5NgⅡ-1-280%5.5NgⅡ-2-295%1.6NgⅡ-3-197%5.2NgⅡ-3-266%3.4NgⅢ-1-375%3.1NgⅢ-2-164%2.4NgⅢ-2-252%2.1對單井隔層數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)（表4-3）可以看出，研究區(qū)館一油組上部隔層發(fā)育相對較差，部分隔層鉆遇率較低；館三油組底部隔層發(fā)育中等，鉆遇率為50%左右；館二油組內(nèi)部隔層發(fā)育最好且鉆遇率絕大多數(shù)大于80%?？傮w上來看孔店館陶組內(nèi)各單層間大部分發(fā)育較好，鉆遇率大于75%，隔層發(fā)育情況較好。研究區(qū)內(nèi)油組間以及小層間的隔層最穩(wěn)定，單砂層間的較穩(wěn)定（表4-4）。表4-3不同級次隔層對比表隔層級別油組間隔層小層間隔層單砂層間隔層鉆遇率（%）968573平均厚度（m）1.63.852.9（3）隔層平面分布特征以井點(diǎn)隔層厚度繪制了隔層厚度等值線圖（圖4-3）。其結(jié)果與剖面統(tǒng)計(jì)結(jié)果相符合，在平面圖中可以看出館二油組隔層厚度大且分布穩(wěn)定，而館一和館三油組隔層連續(xù)性略差，非常容易發(fā)生竄層。圖4-4層（頂）隔層厚度等值線圖（NgⅡ-3-2）圖4-5層（頂）隔層厚度等值線圖（NgⅢ-1-3）1.4層間不同等級隔層特征根據(jù)不同隔層相對應(yīng)的地層級別，層間隔層可以分為油組間隔層、小層間隔層、單砂體間隔層三種類別[20]-[22]。油組間隔層形成的時間比較長，使得這一類型的隔層泥巖厚度較大，并且分布范圍較為廣泛，平均厚度與平面鉆遇率一般為1.6m和96%。小層間隔層大部分是多期河道相互疊置形成大規(guī)模的泛濫平原泥巖沉積，其分布通常較為穩(wěn)定，平均厚度約為3.85m，平面鉆遇率通常為85%。單層間隔層平均厚度約為2.9m，平面鉆遇率最低，一般約為73%。隔層的發(fā)育程度主要以后期河流的水動力條件的控制為主:在辮狀河的河流沉積環(huán)境中，一般水動力條件較強(qiáng)，在下部河流的上部位置的細(xì)粒單元容易被上部河流的沖刷剝蝕，使得兩層之間的隔層較薄，甚至為零；在曲流河的河流沉積環(huán)境中，一般水動力條件較弱，早期河流的上部單元一般可以較好的被保留下來，使得兩層之間的隔層較厚[23]-[25]。在孔店油田館陶組中，NgⅡ油組和NgⅢ油組頂部層位隔層厚度分布集相對中，且厚度較大。除了NgⅡ1-1之外，其余的都不超過10%。在NgⅠ油組和NgⅢ油組中，下部儲層的隔層通常發(fā)育程度不良，厚度分布均勻且厚度較薄，隔層尖滅范圍較大。NgⅠ油組只有NgⅠ2-1和NgⅠ2-2頂部的隔層殲滅范圍較大，剩余的隔層尖滅范圍全部都小于30%，各個范圍的厚度分布都比較均勻。NgⅡ油組各隔層的厚度分布較為集中，大部分都在4m以上，NgⅡ1-1以及NgⅡ3-3的隔層發(fā)育較薄，砂體的上下聯(lián)通范圍通常在20%-30%之間。NgⅢ油組各隔層分布變化較大，從上到下，隔層鉆遇率逐漸降低，平均厚度逐漸增加，厚度分布由4m以上集中到均勻分布，再到尖滅集中。圖4-6館二油組沉積微相剖面圖圖4-7孔店油田館二油組單砂層隔層厚度分布圖圖4-8孔店油田館一油組單砂層隔層厚度分布圖圖4-9孔店油田館三油組單砂層隔層厚度分布圖1.5小層之間非均質(zhì)性孔店油田館陶組具有不同的砂泥組合類型，導(dǎo)致不同小層之間存在差異性。研究區(qū)的小層砂層的評價分層系數(shù)為1.67，其中系數(shù)最大的為NgⅠ-2，分層系數(shù)達(dá)到了3.69，最小的油組為NgⅠ-1和NgⅠ-3，分層系數(shù)分別為0.39和0.97，剩余的小層差異不大，小層內(nèi)的分層系數(shù)均較低且分層性不高。根據(jù)砂巖系數(shù)和分層系數(shù)的特點(diǎn)，孔店油田垂向上砂體發(fā)育有三種類型:（1）疊置狀厚層砂巖夾薄層泥巖:砂體的密度大且分層系數(shù)也大，砂體主要為互層式疊置，層間的可分性不高，上下連通性好，油氣主要分布在厚層的頂部位置。（2）砂泥巖疊互:砂巖密度和分層系數(shù)均處于中等，砂體主要以多邊的方式疊置，層間可分性較好，上下連通性略差，油氣在層斷部位富集。（3）孤立單砂體:砂巖密度小，分層系數(shù)低，砂體一般呈孤立式，上下泥巖的厚度大。表4-4孔店油田館陶組層間砂巖組合類型表表現(xiàn)特征砂巖密度分層系數(shù)砂體疊置方式實(shí)例疊置狀厚層砂巖夾薄層泥巖組合＞50%高互層式Ng1-2Ng3-2Ng3-3續(xù)表4-4泥巖疊互狀30%-50%中等多邊式Ng1-4Ng2-1砂巖呈孤立的單砂體＜30%低孤立式Ng1-1Ng2-2Ng3-11.6油組之間的非均質(zhì)性儲層巖石的粒度、物性和含油性在不同的油組之間總是存在一定的差異。在NgⅠ油組和NgⅢ油組中，砂巖的發(fā)育程度高、儲層的粒度大、物性好以及儲量高。相反在NgⅡ油組中，砂巖的發(fā)育程度略低、儲層的粒度較小、物性差以及儲量低。從下表中可以看出油組之間的非均質(zhì)性強(qiáng)，而油組內(nèi)部的非均質(zhì)性則弱。表4-5單砂層之間非均質(zhì)參數(shù)表油組變異系數(shù)極差突進(jìn)系數(shù)非均質(zhì)性評價NgⅠ0.212.041.26弱NgⅡ0.465.221.7弱-中等NgⅢ0.211.941.23弱Ng0.66662.6中等-較強(qiáng)圖4-10孔店油田館一三油組圖4-11孔店油田館二油組圖4-12孔店油田館陶組館一三油組滲透率分布圖圖4-13孔店油田館陶組館二油組滲透率分布圖圖4-14孔店油田館陶組館一三油組儲量圖4-15孔店油田館陶組館二油組儲量1.7油氣的分布與層間非均質(zhì)性的關(guān)系 穩(wěn)定的隔層主要是通過影響邊界地區(qū)油水界面，從而對厚油層的原始油藏產(chǎn)生作用，但是由于隔層的阻擋作用不同而使得油水界面不一致。以薄層原始油氣藏為基礎(chǔ)，將其分離成不同的油氣系統(tǒng)，所產(chǎn)生的不同油水界面就有明顯的影響效果[26][27]。如圖孔1094-1-孔1002-2-孔1050-1-孔1097-1-孔1097油氣藏的剖面圖，對于NgⅠ油組