储层基本特征及其非均质性分析

1.储层基本特征

（1）孔隙特征

根据铸体薄片、电镜等资料分析结果，本区孔隙类型主要有粒间孔隙、粒内孔隙、裂缝孔隙和晶间孔隙四种类型，粒间孔隙是主要孔隙类型。粒间孔大小一般在40～120μm，个别达400～500μm。

（2）喉道发育特征

本区块储层的喉道较细，喉道半径约为14.73μm，主要流动喉道半径9.48μm，平均为3.22μm。但是储层的喉道大小发育比较均匀，孔喉均质系数0.26。储层的连通情况一般，孔喉配位数平均为2.09。孔喉比较低，其值为10.98；反映毛管压力采收率的数值退汞效率较高，为56.88%。

（3）孔隙结构分类特征

根据孔隙、喉道的发育状况与物性状况，选择渗透率、孔隙直径、喉道半径、喉道均质系数等参数，按“辽河油田开发储层评价技术与规范”有关标准，对孔隙结构特征进行综合评价与分类，可划分为5大类8小类（表2-2），本区块储层以中孔中渗细喉较均匀型为主。各小类的主要特征如下。

表2-2　欢26块兴隆台油层孔隙结构分类参数与特征

①特高渗大孔细喉较均匀型

岩性以砾状砂岩为主，渗透率平均为2672.8×10^-3μm²，平均孔宽（L）103.6μm，平均喉道半径（r_m）7.59μm，喉道均质系数（α）为0.3，主要发育在砂坝主体部位。

②高渗中孔细喉较均匀型

岩性以含砾砂岩为主，渗透率平均为948×10^-3μm²，平均孔宽91.65μm，平均喉道半径为4.79μm，孔喉发育较均匀，主要发育在砂坝的主体部位。

③高渗中孔细喉不均匀型

岩性以粗砂岩为主，渗透率平均605×10^-3μm²，平均孔宽92.5μm，平均喉道半径4.93μm，孔喉发育不均匀，也主要发育在砂坝的主体部位。

④中渗中孔特细喉较均匀型

岩性以中砂岩为主，渗透率平均177×10^-3μm²，平均孔宽100μm，平均喉道半径3.86μm。孔隙发育较均匀，主要发育在砂坝的主体和侧翼。

⑤中渗中孔特细喉不均匀型

岩性主要为粗中砂岩，渗透率平均为307×10^-3μm²，平均孔宽为97.9μm，平均喉道半径3.3μm，孔喉发育不均匀，主要发育在砂坝侧翼和远砂坝中。

⑥低渗中孔特细喉较均匀型

岩性主要为细砂岩，渗透率平均为60×10^-3μm²，平均孔宽60.7μm，平均喉道半径2.28μm，孔喉发育较均匀，主要发育在砂坝侧翼、远砂坝及前缘薄层席状砂中。

⑦低渗中孔微细喉不均匀型

岩性主要为粉砂岩，渗透率平均为30×10^-3μm²，平均孔宽70.9μm，平均喉道半径0.67μm，孔喉发育不均匀，主要分布前缘薄层席状砂中。

⑧特低渗中孔微细喉较均匀型

岩性以泥质粉砂岩为主，渗透率平均1.33×10^-3μm²，平均喉道半径0.24μm，孔喉发育均匀，主要发育在前缘薄层砂中。

（4）孔隙结构特征与微相带的关系

不同微相带的孔隙结构特征有明显的差异。

砂坝主体部位水动力强度大，颗粒粗，分选比侧翼差，孔隙结构类型主要为特高、高渗类型，孔隙发育，粒间平均孔宽可达97.3μm，平均喉道半径8.16μm。

砂坝侧翼水动力稍弱，颗粒相对较细，分选稍好，孔隙结构类型以高渗类为主，孔隙发育，粒间孔宽平均为96μm，平均喉道半径4.06μm。

砂坝的前端与远砂坝水动力更弱，颗粒细，孔隙结构以低渗类为主，孔隙较发育，平均孔宽为88.6μm，平均喉道半径3.02μm。

前缘薄层席状砂沉积区能量低，颗粒以粉砂、泥质粉砂为主，泥质含量大量增加。孔隙不发育，平均孔宽73.5μm，平均喉道半径0.35μm。

（5）物性特征

本区块砂岩孔隙度平均值为21.3%，属中等孔隙度类型。从孔隙度分布频率图上看（图2-21），其主要分布在20%～25%之间，并且自下而上，孔隙度由高变低（表2-3）。

根据5口取心井479块渗透率样品资料统计，渗透率平均值为812×10^-3μm²，从其频率分布图上看（图2-22），中、高渗类所占比率大。所以本区块兴隆台油层储层应属于高渗储层。纵向上渗透性能自下而上由特高渗变为中渗（表2-3），平面上由前缘薄层席状砂到砂坝主体而物性变好。

表2-3　欢26块不同层位物性参数变化表

（根据岩心物性数据统计，分母为样品块数）

图2-21　欢26块孔隙度分布直方图

图2-22　欢26块渗透率分布直方图

2.储层非均质性

（1）层内非均质性

各小层内部分流河道、河道砂坝、河口坝等单砂体多以相互切割叠加的型式发育，侧向相变快。这些单砂体间垂向和侧向上的界面对不同流动单元之间的流体流动有着重要的影响，加之层内发育局部或条带状分布的泥质夹层，使得层内非均质性进一步增强。

油层岩性粗、杂和变化大是造成层内非均质性严重的主要因素。根据欢2-10-219井、2-11-218、2-11-19上三口井Ⅲ₄小层内5个电测解释层的统计，其最大与最小渗透率级差可达100倍，变异系数均在1.0～1.5之间（表2-4）。

另外，统计13口井的Ⅲ₅、Ⅲ₆小层的26个层，变异系数小于0.7的只有3个，0.8～1.0的有10个层，有个层变异系数在之间，可见层内非均质性很严重（图2-23）。

（2）层间非均质性

本区砂坝发育的程度的变化较大是致使层间非均质性严重的主要因素。从表2-4中我们也可以看出，三口井五个层的统计结果表明，最大与最小渗透率级差可达98.8倍，变异系数均在1.0～1.5之间，非均质系数在2.29～4.06之间。

在Ⅲ油层组的下部与上部（Ⅲ₅以下与Ⅲ₄以上）之间，渗透率的级差可达3～4倍以上。同样，Ⅲ组下部与Ⅱ油组下部的级差也在3～4倍以上，这种大的渗透率差异必然导致在开发过程中产生注水单层突进、局部储层严重水淹等干扰。

此外，层间常发育有分布稳定、可对比性强的泥岩隔层。这些低渗隔层构成了各层间流体流动的重要渗流屏障，阻止流体的垂向流动，对开发注水的效果影响较大。

表2-4　小层层内层间非均质数据表

图2-23　小层层内变异系数分布图

（3）平面非均质性

本区块第Ⅰ油层组砂层不发育，也不含油。第Ⅱ、Ⅲ油层组的含油面积按砂层组的面积与厚度比较，其变化是较大的，如Ⅲ₃—Ⅲ₄小层面积可达5.57km²，Ⅱ₃—Ⅱ₄的面积只有1.08km²，面积相差5倍之多，若同时开采，必然产生较强的平面矛盾。