储层分布非均质性和储层质量非均质性^[1]分别是指多层储层分布的复杂程度和储层储集及渗流能力的差异。分布非均质性主要表现为砂体的空间分布、叠置关系，隔夹层的展布；质量非均质性主要表现为储层的物性差异。克拉玛依油田五2东区克上组目的层段为砂砾岩储层，平均孔隙度16.5%，渗透率7.5 mD，属于中孔低渗油藏。研究区于1989年3月采用350 m井距反七点法井网投入注水开发，截至2014年6月，综合含水率为55.56%，局部含水率高达60%，已处于高含水期的二次开发方案调整阶段。由于研究区砂砾岩储层具有近物源、厚度大、相变快、沉积类型多样、空间展布复杂、油藏成层性差的特征，具有比常规砂岩储层更强的非均质性^[2]。因此，研究该区储层分布非均质性和质量非均质性，并将其应用于实际注采效果分析已迫在眉睫。

前人采用多种地质统计学方法^[3-4]对常规砂岩储层的非均质性研究已取得了丰富的成果，但对砂砾岩储层的研究方法单一、内容简单；并且研究成果多应用于认识剩余油的分布规律^[5]，几乎未涉及油田注采效果分析方面。笔者综合研究区的岩心、测井、实验室分析化验等资料，不仅从砂体在垂向和平面上的分布特征、隔夹层发育情况分析了储层的分布非均质性，而且从宏观层间、层内、平面入手，通过求取储层的各项非均质性参数^[6-8]，精细定量表征储层的质量非均质性，在此基础上，基于熵权法^[9]进行相控条件下的储层非均质性综合评价，并将得到的分析结果与生产动态资料结合，总结储层分布非均质性和质量非均质性对实际注采效果的影响，以期为后续合理调整开发井网，完善注采措施提供参考。

克拉玛依油田五2东区克上组油藏位于新疆克拉玛依市以东约20 km处，北部、东部分别与一区和七西区相邻，界线分别为克拉玛依断裂和南白碱滩断裂，西南、东南分别与五2西区和八区相邻(图 1)。研究区位于克拉玛依断裂—南白碱滩断裂的西南部，其为长期活动性同生断裂；目的层位于断裂带中段下盘^[10]，由于断裂具有封闭性，因此对研究区油气具有聚集作用^[11]。该油藏为一单斜油藏，平均埋深1 720 m左右，地面海拔280 m，构造平缓(倾角约4°~8°)，目的层厚度约187 m，含油面积7.67 km²。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 克拉玛依油田五2东区位置图 Fig. 1 Geographical and structural location of the eastern block Wu 2, Karamay Oilfield

根据沉积旋回，油藏属于冲积扇入湖形成的扇三角洲沉积体系，物源来自北西和北东方向。地层发育表现为基准面下降→上升→再下降的旋回性，这其中又发生了多次湖平面升降，据此可将克上组从上到下分为5个砂层组：S1，S2，S3，S4与S5，其中每个砂层组又可细分为2~3个单层。研究区S1和S5砂层组底部均属于扇三角洲平原亚相，主要发育心滩、分流河道、溢岸和分流间湾等沉积微相，砂体厚度较大、沉积物粒度粗；其余砂层组均属于扇三角洲前缘和前三角洲亚相，主要发育水下分流河道、溢岸和水下分流间湾等沉积微相，砂体厚度较小、沉积物粒度较细，其中深灰色泥岩分布稳定、范围大。

由于各砂层组之间有稳定的泥质隔层分隔，因此确定砂体纵向叠置关系的研究单元为砂层组。通常状况下分层系数和砂地比相结合可以判定砂体在砂层组内的叠置关系。砂地比越大储层越发育；分层系数越小，反映储层越接近均一。统计克拉玛依油田五2东区分层系数及砂地比2个参数，可以初步判断：主力层S3~S5中，S5砂层组具有较大砂地比和分层系数，砂体发育，但分层比S3和S4砂层组多；替补层S1砂层组砂体最为发育，但分层系数比S5砂层组稍小(表 1)。总体上，S1及S5砂层组表现出中厚层砂岩组合，分层多、非均质性相对较强；另外3个砂层组则表现为孤立单砂体形式。

表 1(Table 1)

表 1 层间分布和质量非均质参数 Table 1 Interlayer distribution and quality heterogeneity parameters 地层 砂层组 平均地层厚度/m 平均砂砾岩厚度/m 分层系数 平均砂地比 渗透率/mD 变异系数 突进系数 均质系数 极差 劳伦兹系数 克上组 S1 40.70 16.47 3.27 0.40 0.20~238.78 0.53 2.11 0.47 10.47 0.45 S2 39.90 6.52 2.83 0.16 0.19~539.52 0.47 1.80 0.56 5.49 0.40 S3 36.07 5.79 2.26 0.16 0.16~51.88 0.51 1.98 0.50 11.75 0.41 S4 33.44 6.09 2.52 0.18 0.22~107.65 0.55 2.04 0.49 13.59 0.46 S5 31.34 10.00 3.53 0.32 0.15~274.16 0.53 1.68 0.59 10.12 0.44

下载CSV 表 1 层间分布和质量非均质参数 Table 1 Interlayer distribution and quality heterogeneity parameters

根据各砂层组厚度及砂地比分布，结合沉积微相研究结果，总结研究区目的层段砂体主要发育形式为河道和心滩^[12]，其形态及展布特征如下。

单一分流河道形态与规模：总体形态在平面上呈连片状、条带状或树枝状展布。其中，S1砂层组及S5_2单砂层均发育扇三角洲平原的辫状分流河道，具有较大的厚度和宽度，单层厚度多为4~9 m，宽度较大，多在200 m以上，最大可达675 m；其余各砂层组均发育扇三角洲前缘水下分流河道，在多个砂层组内表现为侧向拼接，单一河道宽度为100~ 476 m，厚度为1~8 m。单一心滩坝形态与规模：心滩坝在三角洲平原中占主体地位，主要分布在S1砂层组内，其余各砂层组未见，呈“土豆状”、块状分布，分布区域一般砂地比为0.7左右，厚度为4~ 9 m，宽度为100~250 m，长度为180~550 m。

隔层通常在井间发育较连续，可以在井上追踪^[13]。在克拉玛依油田五2东区，当非渗透层或低渗透层分布稳定且厚度大于2 m时即为隔层。通过岩心观察可知，隔层的岩性主要为：泥岩、泥质粉砂岩、砂质泥岩，其中泥质隔层为主要的隔挡类型。

根据取心井岩心标定测井曲线，隔层主要具有如下特征：自然电位曲线贴近基线，回返值约为砂岩类的2/3；自然伽马值较高，平均为112 API；深侧向电阻率和声波时差值均较低，平均值分别为60 Ω· m和225 μs/m。计算取心井取样点处因隔层存在造成的测井曲线幅度差，SP，AC，R_xo，GR曲线对泥质隔层敏感性均较强，CNL曲线对其敏感性较弱，而DEN曲线则无反映[图 2(a)]。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 敏感曲线蛛网图 Fig. 2 Spider diagram showing sensitive curve

研究区内层间隔层较发育，是影响实际开发层系划分的主要因素。各砂层组之间隔层的厚度为2.2~22.4 m，平均为8.4 m，隔层较发育部位主要位于工区中部及东部，分隔程度平均约87.4%，呈透镜状及片状分布，厚度较为稳定。其中S2~S3砂层组隔层厚度较大，为5.8~22.4 m，平均约14 m，分隔程度为86%，在工区东部、中部及西北部均呈片状分布。由此可见，砂体在纵向上受隔层的分隔程度好，隔层上、下相邻砂体互相不连通。

分布于单砂层内，横向分布不稳定、在井间不可连续追踪的低渗透层或非渗透层即为夹层^[14-15]。本工区单砂层内部发育夹层，整体横向连通性较差，岩性以泥质细砂岩及粉砂岩为主；个别井点处偶见钙质夹层，位于厚层砂岩的底部，分布极少、随机性强，岩性致密、密度大，以钙质泥岩为主，其形成与沉积阶段孔隙水或CO₂蒸发沉淀的碳酸盐岩沉积物的胶结、溶蚀等成岩作用有关。

根据取心井岩心标定测井曲线，可知泥质夹层具有如下特征：自然电位曲线偏离基线幅度值比砂岩类的小1/3左右，自然伽马值较高，平均值为150 API；深侧向电阻率值较低，平均值为40 Ω·m，声波时差值中等，平均值为275 μs/m；钙质夹层具有如下特征：自然伽马值较低，平均值为127 API；电阻率异常高，平均值为169 Ω·m；最明显的特征是声波时差明显较低，平均值为204 μs/m，渗透率极低，其他常规测井曲线无明显变化。计算研究区内取心井样品点处因夹层存在所造成的测井曲线相应幅度差表明，CNL，GR，SP，R_i，R_t，R_xo，AC曲线均对泥质夹层敏感性较强，其中敏感性最强的为R_xo曲线，而DEN曲线对泥质夹层无反映[图 2(b)]；R_i，R_xo，AC，R_t曲线均对钙质夹层敏感性较强，其次为CNL，GR，SP曲线，而DEN曲线对钙质夹层也无反映[图 2(c)]。

以S5砂层组顺水流方向的一条剖面为例，通过对单井的夹层数据进行统计，有大约75%的井发育明显泥质夹层，但其分布范围小，井间连续性差。钙质夹层零星分布，仅在5608井上部S5_11单砂层厚层砂体的底部发育。层内夹层总体上表现为发育规模较小、井间连续性差、砂体受夹层分隔程度低，对层间合采影响小的特征(图 3)。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 S5_2单砂层顺水流方向夹层识别剖面 Fig. 3 Identification section along the flow direction of sand layer S5_2

层间质量非均质性是指砂层组内或油层组内各砂层之间渗流能力的差异，是影响层间矛盾及水驱油效率的关键因素之一^[16]。正是由于层间非均质性的存在，使得渗透能力相差极大的主力层和非主力层在吸水及水驱油效果等方面存在较大差异，具体表现为高渗透层单层突进，低渗透层动用较差。对于实际确定的一套井网，油田大都采用笼统注采的方式进行生产，本研究区S3~S5砂层组合层注水开发。由研究区的开发层系决定本次层间质量非均质性研究单元为砂层组。

分别计算各个砂层组的渗透率变异系数、突进系数、均质系数及级差。变异系数为0.47~0.55；突进系数为1.68~2.11；均质系数为0.47~0.59；除S2砂层组外，其余砂层组级差均大于10(参见表 1)。

考虑到每个数据点及储层厚度对储层质量非均质性的贡献，将各砂层组内单砂层的平均渗透率从大到小排列，分别以相应渗透率的累计贡献百分比为纵坐标和对应渗透率的累计厚度百分比为横坐标，作各砂层组的劳伦兹曲线^[17]并计算劳伦兹系数^[18]。劳伦兹系数是计算得到的劳伦兹曲线和绝对平均线所围成的面积与45°线和横坐标所围成的三角形面积的比值。根据劳伦兹系数判别结果：0.4为临界点，0.4~0.6表示中等非均质性，0.6以上表示强非均质性。目的层5个砂层组劳伦兹系数均为0.40~0.46，非均质程度均为中等。

不同参数定量表征结果较一致，5个砂层组层间储层质量非均质性均表现为中等强度，其中S2砂层组层间质量非均质性最弱，其余砂层组层间质量非均质性由弱到强顺序依次是S3，S5，S1，S4。

层内质量非均质性主要影响单砂体内部剩余油的分布和注水开采效果，其产生原因主要是砂体内部的韵律、微观粒度差异^[19]，主要由渗透率韵律性、渗透率非均质程度等来表征。

统计测井解释的渗透率，同时结合岩心渗透率测定结果，可得研究区目的层垂向上渗透率主要呈正韵律及复合正韵律、少部分为均质韵律，反韵律比较少见。正韵律模式主要见于河道发育处，约占30%，表现为渗透率底部高、顶部略低的典型正韵律模式，水驱开发过程中底部先水淹。复合正韵律模式所占比例约40%，韵律特征复杂，多见于S1与S5砂层组，是由多期河道叠加形成，中间以不稳定夹层隔开。均质模式所占比例约25%左右，渗透率垂向变化不大，开发过程中驱油效率各处相同，但受注入水重力影响。

采用常规地质统计参数与劳伦兹系数，分单砂层进行统计与评价储层的层内质量非均质性。以S5砂层组为例，研究结果表明：在扇三角洲平原到前缘的S5砂层组内部，4个单砂层变异系数均为0.75左右；突变系数为3.36~4.51；均质系数小于0.3；级差较大；劳伦兹系数为0.67~0.76。由不同参数定量表征结果最终可得，各单砂层均表现为强的层内质量非均质性，相比较而言，由强到弱的顺序依次为S5_22，S5_11，S5_21，S5_12 (表 2)。

表 2(Table 2)

表 2 S5砂层组内质量非均质参数 Table 2 Intralayer quality heterogeneity parameters of sand layer S5 单砂层 渗透率/mD 变异系数 突进系数 均质系数 级差 劳伦兹系数 S5_11 0.27~104.47 0.76 3.36 0.30 13.62 0.72 S5_12 0.15~73.45 0.74 3.37 0.30 13.14 0.67 S5_21 0.14~50.82 0.75 3.63 0.28 14.56 0.69 S5_22 0.05~54.95 0.76 4.15 0.24 19.91 0.76

下载CSV 表 2 S5砂层组内质量非均质参数 Table 2 Intralayer quality heterogeneity parameters of sand layer S5

储层的平面非均质性综合反映储集层砂体的规模、形状及导致注水推进不均匀的各种参数的平面变化。研究发现，该区目的层储层的平面质量非均质性主要受控于沉积因素，体现在孔渗、变异系数、均质系数的平面展布均受控于砂体的沉积分布，平面上受沉积相约束，垂直于河道方向上变化很大，沿河道方向变化相对较小，但在同一微相范围内，甚至同一单一河道的砂体内部，也出现了各非均质性参数的变化范围相差较大，且连续性较差的特点，体现出了砂砾岩油藏物性变化剧烈，差异较大的特征。

常规统计学研究，平面上常从各单一参数分析储层质量非均质程度。由于存在各单一参数反映储层非均质性的角度不一致、参数选取不同也可能导致结果不同、部分计算数值无界限且定量程度不高的问题，笔者在储层相控条件下，提出储层非均质性综合表征参数，即储层非均质综合指数P ^[20]

式中：M_i为选取第i个参数的权重；N_i为对应参数的归一化值^[21]。在计算储层非均质综合指数时，发挥熵权法去同存异的特点，求取相应参数的权系数^[22]，熵值

式中：n为参数个数；b_ij为归一化后j个参数组成的i行矩阵；E_j为计算出来的第j个指标的熵值。在使用熵权法确定综合参数中各参量权重的实际计算中，某个非均质属性在不同层位单井点处差异越大，那么该点熵权越大，熵值越小，对最后的综合指数贡献越大，反之亦然^[23]。

由于相控条件下砂体几何形态唯一确定，本次研究选取砂地比、孔隙度、渗透率、变异系数、均质系数等5个参数来计算相控条件下的储层非均质综合指数。以S5_11单砂层为例，变异系数和孔隙度的权重均为0.205，其次为砂地比和渗透率，权重分别为0.204和0.201，均质系数的权重最小，为0.185，以此为基础计算S5_11单砂层的非均质综合指数。根据研究区的实际情况，P ≤ 0.2时为强非均质性储层；P = 0.2~0.4时为较强非均质性储层；P= 0.4~0.5时为中等非均质性储层；P= 0.5~1.0时为弱非均质性储层。S5_11单砂层整体上P≈ 0.35，属于较强非均质储层；局部可见P ≈ 0.53的非均质较弱的储层零星分布，可见，对S5_11单砂层的综合评价结果和常规参数所得结果较一致。同时，其综合评价结果又受控于砂体沉积微相，分流河道砂体的储层非均质性平面分布具有明显的方向性，顺水流方向储层非均质性较弱且变化较缓慢，而垂直水流方向储层非均质性变化较快，非均质性较强(图 4)。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 S5_11单砂层非均质综合评价 Fig. 4 Comprehensive evaluation of the heterogeneity of sang layer S5_11

据掌握的实际生产资料，重点利用克拉玛依油田五2东区克上组2013年之后方案调整开发阶段的新井资料，作生产动态曲线来观察注水和产油情况。根据注采井网进行分井组剖面分析，选择2个典型实例来说明储层分布非均质性和质量非均质性对井组注水开发效果的影响。

以56102井组56088井为例：油井56088射孔段位置在S5砂层组内的S5_22单砂层处，其他层位并未射开动用；砂体位于S5_22单砂层，垂向上没有与其连通的相邻砂体，对注水开发不产生干扰。井组从2013年8月开始注水开发，初期泵压维持在13~15 MPa，油井56088注水不见效。2015年5月，提升泵压至20 MPa左右，井组注水量明显增加，但56088井的日产油量并未随之增加。分析注水不见效的原因：由S5_22单砂层的沉积相图[图 5(a)]，在该井组处，注水井56102和采油井56088井点处的砂体，分属不同的辫状河分流河道砂体[图 5(b)]，平面上砂体不连通。虽然这2个井点处P分别为0.40和0.45，属于中等非均质性[图 5(c)]，但是，无论如何提升泵压，此井组注水开发始终不见效[图 5(d)]，这主要受到了储层分布非均质性的影响。通过对油井56088周围S5_22单砂层的砂体分布和沉积微相进行研究，发现56088井也同时受56081井组的控制，其与该井组注水井56081属于同一辫状河分流河道砂体，砂体在平面上连通，因此，建议可通过寻找连通砂体，提升56081井的泵压来获得产能。

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 56102井组56088井分布非均质综合分析 Fig. 5 Distribution heterogeneity of well 56088 in 56102 well group

以56111井组56100井为例：油井56100射孔段位置在S5砂层组的S5_22和S5_12单砂层处，注水井56111射孔位置在S5_22和S5_11单砂层处，2口井其他层位均未射开动用。由于在S5_12单砂层56111井未射孔，因此油井56100注水被波及到的只能是S5_22单砂层。分析该井组处的沉积微相图[图 6(a)]，过水井56111和油井56100在S5_22单砂层连通的砂体，属于同一辫状河分流河道砂体[图 6(b)]，平面上砂体连通，在2口井之间垂向上与其他相邻砂体互不连通。从2013年12月注水开发，开始阶段泵压保持稳定，维持在13~ 15 MPa，注水不见效，2015年5月，后续提升泵压至20 MPa，可见56100井产油量先迅速增加至3.3 t/d，之后下降至1.6 t/d，随后保持平稳。分析原因：在2口井之间，砂体虽然连通，但变异系数为0.72，突进系数为4，均质系数为0.25，级差为17.89，劳伦兹系数为0.6，储层综合指数为0.34，储层质量非均质性较强[图 6(c)]；在56100井点处的渗透率为5.34 mD，而在56111井点处的渗透率为20.34 mD。结果显示：由注水井到采油井，储层质量非均质性强，渗透率变差，注水波及困难，因此出现低压下注水起始不见效，后续提升泵压有一定效果[图 6(d)]。对于由储层质量非均质性造成注水效果差的情况，笔者建议可以通过提升泵压、改善注入剂等方式来提高产能。

图 6

Fig. 6

下载eps/tif图 图 6 56111井组56100井储层质量非均质综合分析 Fig. 6 Quality heterogeneity of well 56100 in 56111 well group

(1) 克拉玛依油田五2东区克上组油藏5个砂层组的层间质量非均质性中等，其中S4层最强，主力层S5砂层组及替补层S1砂层组均为较强层间质量非均质性，其他砂层组次之；目的层单砂层内均表现出强的层内质量非均质性；层内渗透率以正韵律、复合正韵律和均质韵律为主；平面上，由于物性变化快，即使在相控约束下的同一微相内部，储层质量非均质性表现为中等到强。

(2) 纵向上主力层S5和S1砂层组为中厚层砂体组合，分层多，其余各砂层组均表现为孤立单砂体形式；平面上克拉玛依油田五2东区砂砾岩储层砂体分布整体受沉积微相控制。各砂层组的砂体由层间稳定的隔层分离，不连续的泥质夹层和极少的呈零星分布的钙质夹层发育于砂层组内部，对合层注采的影响小。

(3) 通过采用熵权法进行相控约束下的储层非均质综合评价，并结合生产动态资料，总结和分析了克拉玛依油田五2东区现有井网条件下，由储层分布非均质性和质量非均质性引起的油藏井组注采不见效、注采效果差的原因，这为后续合理开采方案调整提供了参考。须要注意的是：研究储层分布非均质性，分析砂体是否连通，是研究储层质量非均质性的前提，只有在砂体连通的情况下，研究储层的质量非均质性才有意义。