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摘 要：杜229块，位于辽河盆地的西部凹陷，属于西斜坡的齐曙上台阶的中部。开发的目的层系是沙河街组沙三段的兴隆台油层，油藏埋深在大概在1000米左右。本区的储层物性较好，属于高孔、高渗储层，油品为超稠油。在纵向上，我们共把兴隆台油层划分为兴Ⅰ-兴Ⅵ，六个油层组。本區于1997年投入开发，主要采用天然能量和蒸汽吞吐方式开采，取得了一定的生产效果。由于区块储层地质条件比较复杂，区块内发育有多条断层，导致了单井的产量差距变化大。区块由于经历了多年的蒸汽吞吐开发，油水关系逐渐变的更加复杂。通过对本区开展储层特征的研究，不仅加深了对区块的认识，还能为接下来提升本区的开发效果提供有力保障。
关键词：储层特征;砂体分布特征;非均质性特征
分类号：P618.13
一、区域概况
杜229块，位于辽河盆地的西部凹陷，属于西斜坡的齐曙上台阶的中部。开发的目的层系是沙河街组沙三段的兴隆台油层，油藏埋深在大概在1000米左右。本区的储层物性较好，属于高孔、高渗储层，油品为超稠油。在纵向上，我们共把兴隆台油层划分为兴Ⅰ-兴Ⅵ，六个油层组。
本区在构造上主要表现为，四周被断层所封闭的，向北东倾没的一种断鼻构造。地层较平缓，构造高点位于某井附近。
二、开发简史
对于杜229块超稠油的开发，主要依据不同的开发方式以及不同的开采技术进行区分。将区块的的开发历程划分为试采、编制与实施开发方案、综合治理以及准备转换开发方式，这三个阶段。
随着辽河油田蒸汽吞吐开采技术的不断发展，于1997年开始，在区块进行了蒸汽吞吐试采，获得了较好的开发效果，一年后进一步扩大了试采的规模。由于区块储层地质条件比较复杂，区块内发育有多条断层，导致了单井的产量差距变化大。两年后，根据油层的发育状况，主要在油层发育较好的区域，开始采用二套开发层系，正方形的井网进行部署。而对于其它地区，则采取了一套层系开发，直井蒸汽吞吐的开发方式。因为这种开发方式的开发效果较好。
从2002年开始，区块的产量开始出现快速递减的现象。为了改变目前低产的局面，在本研究区先后开展了多种增产措施和转换开发方式的试验。这些措施主要利用了不同增产原理，对于高轮次蒸汽吞吐井的开发效果，有不同程度的改善。2007年，在断块中东部分两个试验区，进行反九点井组进行直井蒸汽驱试验，从阶段生产情况来看，对蒸汽驱效果有明显的改善。
三、储层特征
1.储层岩性特征
杜229块储层砂体的岩性以灰色、灰褐色中砾岩、细砾岩、砂岩为主，其中夹少量灰色细砂岩、泥质粉砂岩和灰绿色泥岩。碎屑的矿物成分以石英为主，长石及火山岩碎屑次之，其中石英的平均含量高达45.5%，长石的平均含量为25%，岩屑的平均含量为13%。填隙物中，胶结物的成分主要是方解石以及粘土，其中泥质含量较多，平均为13%，岩石的结构比较疏松，分选中等-差，磨园程度多为次棱角-次圆状，成分和结构成熟度均较低。
2.储层物性特征
反映储层物理性质的参数主要有孔隙度、渗透率、原始含油饱和度等参数。准确计算这些参数，不仅是油水层识别、储量计算的需要，而且对于编制开发方案的、挖潜老井剩余油等工作都具有重要意义。
本区的兴隆台油层的兴Ⅱ组-兴Ⅴ组有效孔隙度在30%左右，渗透率在2000mD左右，属于高孔、高渗储层。兴Ⅵ组的有效孔隙度和渗透率值与兴Ⅱ组-兴Ⅴ组差别不大，同样属于高孔、高渗储层。在纵向上和平面上，本区储层的物性都几乎没有变化。
各油组的渗透率，在平面上均主要为高渗区，其分布在平面上集中连片。其中，特高渗的区域在平面上的分布面积最小，多呈土豆状零散分布。
从圈闭成因上进行分析，杜229块兴隆台油层是一套构造-岩性油藏。从油水在纵向上分布特点可知，杜229块的兴Ⅱ组和兴Ⅲ组则是纯稠油油藏，而兴Ⅳ组和兴Ⅴ组为边底水油藏，且油水界面位置有所不同，而兴Ⅵ组则为底水油藏。
3.储层非均质性特征
本次研究，主要利用了渗透率的变异系数、突进系数和级差，来反映各单砂层内的储层非均质性情况。
此次研究，对区块内的几口井和几十个个电测解释层进行了层内非均质性参数的统计。结果证明，本套储层的层内非均质性较弱，突进系数均小于2，一般在1.15-1.43，变异系数均小于0.5，一般在0.12-0.384，级差最大10.6倍，一般2-10倍，属均匀型-较均匀型。
对于单砂层内部来说，水平渗透率和垂直渗透率比值，也能够反映储层的层内非均质性。杜229块，层内的水平渗透率与垂直渗透率比值差异较大，平均值小于相邻区块杜84断块区的水平与垂直渗透率比值，这说明了本区储层的层内非均质性较弱。造成层内非均质性较弱的原因，主要是在砂体的沉积时期，物源供应充足且稳定，水动力条件没有突然改变，水体环境较为稳定，导致了单砂层的沉积韵律不发育，从而使得渗透率值在单砂层内变化不大。
兴隆台油层的储层，其层间的非均质性较强。突进系数1.3-2.4，平均1.7，变异系数0.29-0.61，平均0.40，级差3.9-5.1倍，平均4.6。储层的非均质特征主要受到砂体的沉积特征的影响。兴Ⅱ-兴Ⅴ组沉积的时期距离物源较近，水动力环境比较强，河道频繁摆动，在平面上沉积相的变很快。而纵向上，由于相邻的砂体所处于不同的沉积相带，导致了渗透率的变化较大。
四、结论
（1）本区储层砂体岩性以灰色、灰褐色中砾岩、细砾岩、砂岩为主，夹少量灰色细砂岩、泥质粉砂岩和灰绿色泥岩。
（2）本区的兴隆台油层的兴Ⅱ组-兴Ⅵ组均为高孔、高渗储层。在纵向上和平面上，本区储层的物性都几乎没有变化。
（3）本区储层的层内非均质性较弱，属均匀型-较均匀型。而本区储层的层间非均质性比较严重，属于不均匀型储层。
参考文献：
[1]方少仙、侯方浩.石油天然气储层地质学[M].东营石油大学出版社，2014（1）：56.
[2]杨仁超.储层地质学研究新进展[J].特种油气藏，2006，13（4）：1-5.
[3]解宏伟.油藏精细描述技术在油田二次开发中的应用[M].中国地质大学，2010.
辽河油田勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010
关键词：储层特征;砂体分布特征;非均质性特征
分类号：P618.13
一、区域概况
杜229块，位于辽河盆地的西部凹陷，属于西斜坡的齐曙上台阶的中部。开发的目的层系是沙河街组沙三段的兴隆台油层，油藏埋深在大概在1000米左右。本区的储层物性较好，属于高孔、高渗储层，油品为超稠油。在纵向上，我们共把兴隆台油层划分为兴Ⅰ-兴Ⅵ，六个油层组。
本区在构造上主要表现为，四周被断层所封闭的，向北东倾没的一种断鼻构造。地层较平缓，构造高点位于某井附近。
二、开发简史
对于杜229块超稠油的开发，主要依据不同的开发方式以及不同的开采技术进行区分。将区块的的开发历程划分为试采、编制与实施开发方案、综合治理以及准备转换开发方式，这三个阶段。
随着辽河油田蒸汽吞吐开采技术的不断发展，于1997年开始，在区块进行了蒸汽吞吐试采，获得了较好的开发效果，一年后进一步扩大了试采的规模。由于区块储层地质条件比较复杂，区块内发育有多条断层，导致了单井的产量差距变化大。两年后，根据油层的发育状况，主要在油层发育较好的区域，开始采用二套开发层系，正方形的井网进行部署。而对于其它地区，则采取了一套层系开发，直井蒸汽吞吐的开发方式。因为这种开发方式的开发效果较好。
从2002年开始，区块的产量开始出现快速递减的现象。为了改变目前低产的局面，在本研究区先后开展了多种增产措施和转换开发方式的试验。这些措施主要利用了不同增产原理，对于高轮次蒸汽吞吐井的开发效果，有不同程度的改善。2007年，在断块中东部分两个试验区，进行反九点井组进行直井蒸汽驱试验，从阶段生产情况来看，对蒸汽驱效果有明显的改善。
三、储层特征
1.储层岩性特征
杜229块储层砂体的岩性以灰色、灰褐色中砾岩、细砾岩、砂岩为主，其中夹少量灰色细砂岩、泥质粉砂岩和灰绿色泥岩。碎屑的矿物成分以石英为主，长石及火山岩碎屑次之，其中石英的平均含量高达45.5%，长石的平均含量为25%，岩屑的平均含量为13%。填隙物中，胶结物的成分主要是方解石以及粘土，其中泥质含量较多，平均为13%，岩石的结构比较疏松，分选中等-差，磨园程度多为次棱角-次圆状，成分和结构成熟度均较低。
2.储层物性特征
反映储层物理性质的参数主要有孔隙度、渗透率、原始含油饱和度等参数。准确计算这些参数，不仅是油水层识别、储量计算的需要，而且对于编制开发方案的、挖潜老井剩余油等工作都具有重要意义。
本区的兴隆台油层的兴Ⅱ组-兴Ⅴ组有效孔隙度在30%左右，渗透率在2000mD左右，属于高孔、高渗储层。兴Ⅵ组的有效孔隙度和渗透率值与兴Ⅱ组-兴Ⅴ组差别不大，同样属于高孔、高渗储层。在纵向上和平面上，本区储层的物性都几乎没有变化。
各油组的渗透率，在平面上均主要为高渗区，其分布在平面上集中连片。其中，特高渗的区域在平面上的分布面积最小，多呈土豆状零散分布。
从圈闭成因上进行分析，杜229块兴隆台油层是一套构造-岩性油藏。从油水在纵向上分布特点可知，杜229块的兴Ⅱ组和兴Ⅲ组则是纯稠油油藏，而兴Ⅳ组和兴Ⅴ组为边底水油藏，且油水界面位置有所不同，而兴Ⅵ组则为底水油藏。
3.储层非均质性特征
本次研究，主要利用了渗透率的变异系数、突进系数和级差，来反映各单砂层内的储层非均质性情况。
此次研究，对区块内的几口井和几十个个电测解释层进行了层内非均质性参数的统计。结果证明，本套储层的层内非均质性较弱，突进系数均小于2，一般在1.15-1.43，变异系数均小于0.5，一般在0.12-0.384，级差最大10.6倍，一般2-10倍，属均匀型-较均匀型。
对于单砂层内部来说，水平渗透率和垂直渗透率比值，也能够反映储层的层内非均质性。杜229块，层内的水平渗透率与垂直渗透率比值差异较大，平均值小于相邻区块杜84断块区的水平与垂直渗透率比值，这说明了本区储层的层内非均质性较弱。造成层内非均质性较弱的原因，主要是在砂体的沉积时期，物源供应充足且稳定，水动力条件没有突然改变，水体环境较为稳定，导致了单砂层的沉积韵律不发育，从而使得渗透率值在单砂层内变化不大。
兴隆台油层的储层，其层间的非均质性较强。突进系数1.3-2.4，平均1.7，变异系数0.29-0.61，平均0.40，级差3.9-5.1倍，平均4.6。储层的非均质特征主要受到砂体的沉积特征的影响。兴Ⅱ-兴Ⅴ组沉积的时期距离物源较近，水动力环境比较强，河道频繁摆动，在平面上沉积相的变很快。而纵向上，由于相邻的砂体所处于不同的沉积相带，导致了渗透率的变化较大。
四、结论
（1）本区储层砂体岩性以灰色、灰褐色中砾岩、细砾岩、砂岩为主，夹少量灰色细砂岩、泥质粉砂岩和灰绿色泥岩。
（2）本区的兴隆台油层的兴Ⅱ组-兴Ⅵ组均为高孔、高渗储层。在纵向上和平面上，本区储层的物性都几乎没有变化。
（3）本区储层的层内非均质性较弱，属均匀型-较均匀型。而本区储层的层间非均质性比较严重，属于不均匀型储层。
参考文献：
[1]方少仙、侯方浩.石油天然气储层地质学[M].东营石油大学出版社，2014（1）：56.
[2]杨仁超.储层地质学研究新进展[J].特种油气藏，2006，13（4）：1-5.
[3]解宏伟.油藏精细描述技术在油田二次开发中的应用[M].中国地质大学，2010.
辽河油田勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010