引言

储层非均质性表征是油藏精细描述的重点，储层非均质性造就了现今的油气成藏，同时也直接影响了流体的运移规律，在油藏开发阶段直接影响剩余油分布特征。所谓储层非均质性即是油气储层在自身形成过程中受到沉积环境、构造以及成岩作用的影响，在其空间分布和内部各属性上所表现出的不均匀变化，这种不均匀变化主要体现在岩性、物性、电性、含油性和孔隙结构等方面^[1-5]。

储层的非均质性可以分为层间非均质性、层内非均质性和平面非均质性3个级别。业界学者针对碎屑岩和碳酸盐岩储层的非均质性定量化表征做了大量的研究工作^[6-12]，总体分为5大类：非均质性综合指数算法、经验公式法、储层建模中的云变换方法、生产井信息描述方法以及分类表征方法。对于碳酸盐岩储层的非均质性表征研究主要集中在灰岩缝洞型油藏，对于白云岩油藏非均质表征的研究主要集中在成因方面^[13-21]，而定量化表征以及对油气运移规律的影响研究少有报道。

在油气田开发阶段，储层非均质性表征主要集中在孔渗特征、流体性质及流体渗流特征3个方面，针对英买X1油藏流体性质变化不大的实际特征，研究非均质性的关键点在于储层孔渗及其对流体渗流特征的影响。

研究团队历经5~a攻关，从野外露头特征、单井岩性特征、井间对比特征着手确定主控因素，并在此基础上建立油藏地质模型和数值模型，在油田特高含水期的剩余油分布研究中取得了较好的应用效果。

1 工区概况

英买X古潜山油藏地理位置位于新疆维吾尔自治区阿克苏地区新和县境内，见图 1，主要目的层为寒武系白云岩、奥陶系蓬莱坝组白云岩和奥陶系鹰山组的灰岩层，研究工区英买X1井区主要产层隶属于蓬莱坝组白云岩油藏。

该油藏于2004年发现，是目前塔里木盆地唯一一个进入开发阶段的白云岩油藏。油藏水体能量强，目前，白云岩区油井含水率均大于95%，稳产形势异常严峻，因此，进行油藏精细描述对储层非均质性进行表征，建立油藏三维地质模型，量化研究剩余油分布显得尤为重要。

2 储层非均质性表征 2.1 野外露头特征

选取塔里木盆地巴楚大阪塔格蓬莱坝组野外露头剖面开展工作，选取3条剖面进行实测(图 2)，研究表明白云岩纵向上非均质性强，由多个向上变浅的米级旋回组成。以剖面3为例，剖面厚度41.7m，纵向上发育6套向上变浅的沉积层序，单层厚度在3.7~8.8m，向上变浅高频层序下部主要是泥—粉晶白云岩，沉积时水体较深，上部为高能环境下的粗粒沉积，岩性主要为细、中晶白云岩，见图 3。

野外露头研究工作共钻取岩样137块(其中，柱塞样71块)，进行铸体薄片研究103块次，物性分析52块次。物性分析研究表明，泥—粉晶白云岩的孔隙度及渗透率分别为1.22%~2.99%、0~0.36mD，主要分布在1.88%~2.41%、0.01~0.09mD，平均孔隙度2.11%，平均渗透率0.06mD；粉—细晶白云岩孔隙度及渗透率分别为1.79%~4.75%、0~2.17mD，主要分布在2.48%~4.23%、0.02~1.17mD，平均孔隙度3.19%，平均渗透率0.41mD；细—中晶白云岩孔隙度及渗透率分别为3.93%~5.81%、0.05~1.90mD，主要分布在4.28%~5.03%、0.12~1.29mD，平均孔隙度4.65%，平均渗透率0.46mD；中—粗晶白云岩孔隙度及渗透率分别为4.17%~4.72%、0.01~1.02mD，主要分布在4.17%~4.71%、0.18~0.51mD，平均孔隙度4.45%，平均渗透率0.35mD，见表 1。研究结果表明，在没有裂缝作用影响的情况下，泥—粉晶白云岩的平均渗透率仅为0.06mD，远低于细—中晶白云岩平均渗透率。

本次研究选取的3条实测剖面相距330m，其中，剖面1和剖面2相距150m，剖面2和剖面3相距180m。岩相剖面存在3套明显标志层，标志层1、标志层3为泥—粉晶白云岩及粉—细晶白云岩，标志层2为厚度约30~cm的灰岩层，横向对比可靠性高。识别出4套受高频旋回的控制，向上变浅序列下部主要为泥—粉晶白云岩，渗透率主要分布在0.01~0.09mD，为受岩相控制明显且稳定分布的低渗透条带，顺层发育且横向分布稳定，见图 4。

野外露头研究表明，储层的非均质性主要受控于沉积作用和成岩作用，即微观上岩性发育特征对储层的渗透率分布起主要控制作用，研究成果可为单井以及井间低渗透条带的发育特征研究提供参考依据。

2.2 单井特征

参考野外露头的研究成果，利用碳酸盐岩岩石结构组分测井定量识别方法^[22]，对英买X白云岩区单井进行岩石结构组分精细识别。为便于研究，将细—中晶白云岩和中—粗晶白云岩主要分布区域划分为优质储层；泥晶和泥—粉晶白云岩主要分布区域又根据纵向厚度的不同分为两种类型：即厚度大于等于10.0m的层段定义为低渗透格架层(主要受控于沉积旋回)，厚度小于10.0m(大多数厚度在3.0m以下)的层段定义为低渗透条带(主要受控于岩性)。

针对白云岩区11口单井进行详细研究分析，低渗透格架层单层厚度主要分布在9.2~17.9m，低渗透条带单层厚度主要分布在0.7~3.5m(图 5)。由于英买X潜山白云岩油藏地层倾角较大，开发井以水平井为主，且各井钻揭潜山面即完钻，致使单井钻遇地层不完整，采用井-震结合计算地层真厚度的方法^[23-24]，并综合各井所钻的位置和深度，拼接建立英买X井区奥陶系蓬莱坝组完整的地层序列(图 6)，整体认识储层的非均质性特征，为搭建地层格架提供指导。

2.3 井间特征

根据英买X白云岩区油井实钻特征，单井纵向上可以精细识别岩石结构组分，但由于地层倾角较大，横向上无法实现井间低渗透格架的划分与对比，为此，研究团队引入了高精度薄层反射系数反演技术^[25]，将“奇”反射系数对和“偶”反射系数对进行分解，来提高常规剖面的分辨率，进而识别深层薄层的空间展布特征，典型单井、连井剖面与地震精细解释剖面对比图，见图 7和图 8。低渗透格架层与单井识别的特征具有良好的对应关系，识别出6套低渗透格架层，与单井特征吻合，成果数据体能够应用于约束油藏地质格架模型的建立。

2.4 主控因素

影响储层非均质性的因素多而复杂，但归纳起来主要有3点：构造因素、沉积因素及成岩因素，即过早演化的阶段性、沉积格局的多样性以及成岩作用的复杂性对非均质性的影响和制约^[8]。

储层中低渗透条带的广泛发育，导致了英买X白云岩储层的非均质性，宏观上，低渗透格架层的发育受控于沉积旋回，在较小尺度上，对油藏流体渗流起到关键作用的低渗透条带的发育主要受控于岩性特征。向上变深的中期旋回往往以滩间海细粒沉积为主，所夹的少量滩相沉积也很致密，有利于低渗透格架层的发育。向上变浅的中期旋回往往以颗粒滩相沉积为主，夹薄层滩间海细粒沉积，有利于低渗透条带的发育。纵向上低渗透格架层的识别，对于地层格架的搭建起到了至关重要的作用，同时在宏观上也导致了油藏储层非均质性。单井精细研究表明，低渗透格架层岩性以泥—粉晶白云岩为主，含量60.6%~97.0%不等，形成了低渗透条带(表 2)，也正是低渗透条带的存在，起到了流体渗流的阻挡作用^[26](图 9)。

3 油藏地质建模 3.1 基质模型 3.1.1 井-震结合建立地层格架模型

为便于储层非均质特征的表征，将渗透率极值带主要分布区域进行精细分层建立格架模型，也即利用地震薄层反射系数反演方法量化识别出的低渗透格架层约束地层格架模型建立，见图 10。

3.1.2 岩相模型

根据单井研究结果，蓬莱坝组纵向上岩性分布特征为：蓬上段含有两套低渗层格架，格架内泥—粉晶白云岩含量高；蓬中段有一套低渗层格架主要含粉晶云岩，储层中—细晶—中晶白云岩为主；蓬下段格架内以粉晶云岩为主，储层以中—细晶白云岩为主(图 11)。

选取序贯指示模拟方法，利用多属性融合数据求取平面和垂向变差函数来控制随机模拟，协同地震识别低渗透格架层结果共同约束最终建立的岩相模型，蓬上段以泥—粉晶云岩为主；潜山面以下50m内(蓬莱坝中段)储层段以中晶、细晶为主，由西南向北东逐渐减薄；潜山面以下50m外(蓬莱坝下段)以泥、粉晶白云岩和细晶白云岩为主，少量中晶白云岩。储层垂向非均质性强，建立的岩相模型符合油气开发过程中所揭示的地质特征，见图 12。

3.1.3 孔渗模型

在数据分析及得到的变差函数模型基础上，储层低渗层模型约束下，进行孔隙度模拟，针对岩相的发育特征对每种岩相进行精细控制建立孔隙度模型，见表 3，图 13。

基质渗透率模型的建立综合考虑了储层孔渗相关性，同时利用岩相和孔隙度进行约束，精细控制低渗透层的孔渗关系，建立渗透率模型，见图 14。

3.2 裂缝模型

研究区裂缝的发育有效沟通了储层的渗流通道，大大提高了储层流体的渗流能力，同时也是影响储层非均质性的重要因素，因此，储层裂缝发育特征研究和模型建立，对于油田全生命周期管理至关重要。

根据岩芯及成像测井综合分析，认为研究区裂缝发育，以高角度缝为主，裂缝面为充填—半充填(图 15)，白云岩区裂缝开度主要分布区间为6.40~60.33μm。

裂缝大多发育在台内滩细—中晶白云岩中，泥—粉晶白云岩有少量裂缝发育，裂缝以开度为0.10~10.00μm的微缝为主，细—中晶白云岩内裂缝以开度为10.00~100.00μm的窄缝为主；泥晶白云岩发育裂缝少且以微缝为主；泥质充填物无裂缝发育，单井裂缝发育程度统计结果见表 4。综上研究表明，微裂缝的发育主要是对细—中晶白云岩优质储层起到了扩大渗流通道的作用，对于泥—粉晶白云岩的渗流能力改善有限，建立的裂缝模型典型剖面如图 16所示。

4 油藏数值模型

结合实际生产井的生产动态和试井解释特征，白云岩区油藏油井均表现出似均质油藏的特征，实际情况也表明，微裂缝在英买X白云岩储层中主要起到了增强流体渗流能力的作用，可以利用似均质油藏的特征进行表征和流体渗流规律研究^[26-27]。因此，建立等效介质模型，属性模型的计算方式处理如下

$ {{\phi }_{\text{t}}}={{\phi }_{\text{f}}}+{{\phi }_{\text{m}}}-{{\phi }_{\text{f}}}{{\phi }_{\text{m}}}\approx{{\phi }_{\text{f}}}+{{\phi }_{\text{m}}} $

(1)

$ K_{\rm t}=K_{\rm f}+K_{\rm m} $

(2)

式中：

$\phi_{\rm t}$—等效孔隙度，无因次；$\phi_{\rm f}$—裂缝孔隙度，无因次；$\phi_{\rm m}$—基质孔隙度，无因次；$K_{\rm t}$—等效渗透率，mD；$K_{\rm f}$—裂缝渗透率，mD；$K_{\rm m}$—基质渗透率，mD。

建立的等效介质孔渗模型见图 17。属性模型典型单井周边渗透率与试井解释吻合度高，吻合率达到92%以上(表 5)，进一步验证了数值模型的正确性，可以用于后期的剩余油分布特征研究。

5 应用效果

通过对英买X1白云岩区油藏进行储层非均质性特征的精细描述研究，建立了符合储层地质特征的精细地质模型和油藏数值模型，研究成果较好地解决了YMX1-H3井和YMX1-H6井生产后期表现出来的生产矛盾，与油井的实际生产特征表现一致(图 18)。

油藏特高含水期剩余油分布规律研究客观可靠，预测白云岩区剩余储量133.33×10⁴t，预计措施增油量22.9×10⁴t，对于英买X油田开发调整方案的制定以及潜力挖潜提供了开发思路和措施建议。

6 结论

(1) 通过对英买X1白云岩区油藏的储层非均质性表征，明确了主控因素，即低渗透格架层的发育受控于沉积旋回，低渗透条带的发育受控于岩性特征。

(2) 白云岩储层中微裂缝主要发育于细—中晶白云岩中，泥—粉晶白云岩中少有发育，微裂缝的存在提高了优质储层的渗流能力，但对以泥—粉晶白云岩为主的低渗透条带的渗透率改善作用有限。

(3) 利用高精度薄层反射系数反演技术结合单井实际特征，量化识别出6套低渗透格架层的空间分布特征并约束精细地质模型建立，进而落实了低渗透条带的存在对油藏流体的渗流分异作用，明确了剩余油分布规律。

(4) 在储层非均质性表征基础上，建立油藏地质模型和油藏数值模型，量化了剩余油分布规模，并为油田开发调整方案的制定提供思路，研究技术方法可以在同类型油藏中进行推广应用。