摘要：青平川油田长2油藏作为鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部的重要含油层系，具有典型的低孔低渗特征和强烈的储层非均质性，其非均质性特征直接影响油气富集规律与开发效果。本文基于钻井岩芯、铸体薄片、测井数据及野外露头资料，系统研究长2油藏的地质背景、储层基本特征，重点分析层内、层间及平面非均质性表现，揭示非均质性成因机制，并探讨其对油田开发的影响。研究表明：长2油藏为辫状河沉积成因，主要发育心滩、辫状河道、河漫滩等沉积微相，储层岩石类型以长石砂岩和岩屑质长石砂岩为主；孔隙度集中在10%～15%，渗透率多小于1×10⁻³μm²，非均质性在垂向和平面上均表现显著；沉积作用、成岩作用及构造运动是控制非均质性的主要因素；强非均质性导致注水波及效率低、剩余油分布零散。研究成果可为青平川油田长2油藏的开发方案优化与剩余油挖潜提供科学依据。

关键词：青平川油田；长2油藏；储层特征；非均质性；开发影响

一、引言

（一）研究背景与意义

石油作为现代工业的核心能源和战略资源，对国家经济发展与能源安全具有举足轻重的作用。青平川油田位于陕西省延安市境内，是长庆油田的重要组成部分，隶属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部构造单元，其主力开发层系为三叠系延长组长2油层组。该油藏具有储量规模大、含油性好的特点，但同时存在储层非均质性强、渗透率低等问题，导致开发过程中出现注水开发效果差、水驱效率低、剩余油分布复杂等突出矛盾，严重制约了油田开发效益的提升。

储层非均质性是指储层在形成过程中受沉积、成岩及构造等多种因素影响，其岩石学特征、物性参数、含油性等在空间上呈现的不均匀分布现象，是低渗透油藏开发面临的核心地质问题之一。深入研究青平川长2油藏的非均质性特征，揭示其空间分布规律与成因机制，明确非均质性对油气运聚和开发效果的控制作用，对于优化注采方案、提高储量动用程度、实现剩余油高效挖潜具有重要的理论价值和实践指导意义。

（二）国内外研究现状

目前，国内外学者针对储层非均质性已开展大量研究，形成了较为完善的理论体系和研究方法。在储层描述方面，通过地震、测井、岩心分析等多手段结合，可精准刻画储层空间展布与物性变化；在成因机制研究中，普遍认为沉积环境控制储层宏观非均质性，成岩作用影响微观非均质性，构造运动则对储层连通性产生重要改造作用。在开发对策方面，针对非均质储层已发展出水平井钻井、分层注水、调剖堵水、复合驱油等一系列配套技术，有效改善了开发效果。

对于鄂尔多斯盆地延长组长2油藏，学者们已开展了沉积相划分、储层物性评价等相关研究，证实了辫状河沉积是该区域长2储层的主要沉积模式，心滩砂体为优质储集体，但针对青平川油田长2油藏的非均质性系统性研究仍相对薄弱，尤其在非均质性多尺度表征、成因机制量化分析及开发响应关系等方面仍需深化。因此，本文以青平川长2油藏为研究对象，开展全方位、多层次的非均质性研究，填补区域研究空白。

（三）研究内容与技术路线

本文的主要研究内容包括：一是明确长2油藏的区域地质背景与储层基本特征，包括构造格局、地层序列、沉积微相类型、岩石学特征及物性参数；二是系统分析储层层内、层间、平面非均质性的具体表现；三是揭示非均质性的主要控制因素；四是探讨非均质性对油田开发的影响并提出针对性建议。

研究技术路线为：以钻井岩芯、测井数据、铸体薄片等资料为基础，通过沉积相分析、岩石学鉴定、物性测试等方法，获取储层基础参数；采用渗透率变异系数、突进系数、级差等定量指标表征非均质性强度；结合沉积演化史、成岩作用过程及构造运动特征，分析非均质性成因；最后结合开发动态数据，建立非均质性与开发效果的关联关系。

二、区域地质概况

（一）构造位置与构造特征

青平川油田大地构造位置处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中东部，东与晋西挠褶带毗邻，属于天环坳陷与陕北斜坡的过渡地带，总体为一东高西低的平缓单斜构造。研究区构造相对简单，断裂不发育，未见大型断层，但局部发育微裂缝和节理，裂缝走向主要为NNE向，宽度小于0.5mm，一般延伸10m以上。平面上发育3个向西倾斜呈趾状分布的鼻状隆起，幅度较低，这种低幅度鼻状构造为油气聚集提供了有利的圈闭条件。

（二）地层发育与沉积环境

青平川长2油藏发育于三叠系延长组长2油层组，其地层序列清晰，上覆地层为长1油层组（含煤地层，起到区域盖层作用），下伏地层为长3油层组，下部长7油层组为优质烃源岩，厚度大、分布广，在早白垩世末达到生油高峰，为长2油藏提供了充足的油气来源，形成了良好的生储盖组合配置。

受印支运动影响，延长组长2期地壳整体抬升，湖盆收缩加剧，深湖相沉积消失，全区进入平原河流化阶段，以辫状河沉积为主。根据地表露头、钻井岩心及测井资料分析，长2油层组可进一步划分为长2¹、长2²、长2³三个小层，其中长2¹和长2²为主要含油小层，长2³几乎不含油。沉积微相主要包括心滩、辫状河道、河漫滩及漫滩沼泽，其中心滩微相分布广泛，钻遇率可达50%以上，是研究区最主要的储集单元。

三、长2油藏储层基本特征

（一）岩石学特征

长2储层岩石类型以灰色、灰绿色细粒长石砂岩和岩屑质长石砂岩为主，成分成熟度中等，结构成熟度较高。碎屑组分中长石体积分数平均为58%，岩屑平均为13%，石英含量相对较低，颗粒主要为中—细粒，粒级区间在0.18～0.30mm，分选较好，磨圆度以次棱角状为主。

填隙物组分主要包括方解石、石英加大、长石加大及少量粘土矿物，其中方解石胶结物含量较高，是影响储层物性的重要因素之一。沉积构造类型丰富，常见大型槽状交错层理、小型槽状交错层理、沙纹交错层理和平行层理等，反映了辫状河沉积环境下较强的水动力条件。

（二）物性特征

长2储层属于典型的低孔低渗储层。孔隙度整体呈中等水平，集中在10%～15%之间，其中心滩砂体物性最优，孔隙度平均为13.5%；辫状河道孔隙度集中在11%～13%；河漫滩孔隙度多小于12%。渗透率差异更为显著，整体多小于1×10⁻³μm²，心滩砂体渗透率相对较高，集中在5～7×10⁻³μm²，最高可达11.8×10⁻³μm²；辫状河道渗透率在2～5×10⁻³μm²之间；河漫滩渗透率多小于2×10⁻³μm²，物性较差。

原油饱和度较高，一般在60%～75%之间，其中心滩和辫状河道等有利沉积微相带的含油性明显优于河漫滩等沉积微相，是油气富集的主要区域。

（三）孔隙结构特征

长2储层孔隙类型多样，主要包括粒间孔和溶蚀孔，其中溶蚀孔为主要的有效孔隙类型，是改善储层物性的重要因素。喉道类型以片状、弯片状为主，喉道半径较小，连通性较差，导致储层渗流能力受限。

孔隙结构参数显示，储层孔隙半径、喉道半径、配位数等存在较大差异，反映了孔隙结构的复杂性和不均匀性。心滩砂体由于颗粒分选好、胶结作用相对较弱，孔隙结构更为优越，喉道连通性较好；而河漫滩砂体由于泥质含量高、胶结致密，孔隙结构较差，喉道多呈孤立状分布。

四、长2油藏储层非均质性表现

（一）层内非均质性

层内非均质性是指单一油层内部在垂向上的物性差异，青平川长2油藏层内非均质性表现显著。在渗透率方面，层内高渗透带与低渗透带交替出现，心滩砂体内部由于发育落游层、沟道泥质夹层，导致垂向渗透率差异明显，渗透率变异系数可达0.8～1.2，突进系数在2.5～4.0之间，级差最大可达50以上。

孔隙度在垂向上同样呈现不均一分布，受沉积韵律影响，多数油层呈现“下粗上细”的正旋回特征，孔隙度随深度增加呈先增大后减小的趋势，底部心滩主体部位孔隙度最高，顶部泥质夹层发育区孔隙度最低。此外，泥质含量在层内变化较大，泥质夹层的分布不仅影响储层物性，还会对流体流动产生遮挡作用，进一步加剧了层内非均质性。

（二）层间非均质性

层间非均质性指不同油层之间的物性差异，青平川长2油藏长2¹、长2²、长2³三个小层之间的非均质性尤为突出。在物性方面，长2¹和长2²小层作为主力产层，平均孔隙度分别为13.2%和12.8%，平均渗透率分别为6.5×10⁻³μm²和4.8×10⁻³μm²；而长2³小层由于泥质含量高、胶结致密，平均孔隙度仅为9.5%，平均渗透率小于1×10⁻³μm²，几乎不具备储集能力。

在含油性方面，不同小层含油性差异显著，长2¹和长2²小层原油饱和度普遍在65%～75%之间，而长2³小层原油饱和度多低于40%，无工业开采价值。此外，层间隔层发育稳定，主要为泥质岩类，厚度在2～8m之间，有效分隔了不同油层，导致层间流体窜流受限，但同时也增加了分层开发的难度。

（三）平面非均质性

平面非均质性是指储层在平面上的物性、含油性及沉积相带的分布差异，受沉积相带展布和构造运动影响，青平川长2油藏平面非均质性表现强烈。在沉积相带分布上，心滩砂体平面上呈片状、带状展布，厚度较大，连通性较好，砂/地比值在0.8以上，是平面上的高物性区；而辫状河道砂体呈条带状分布，厚度和物性波动较大；河漫滩砂体则呈零散分布，物性较差。

在物性参数平面分布上，孔隙度和渗透率高值区主要集中在研究区中部和东部的中心滩发育区，孔隙度可达14%～15%，渗透率可达7～10×10⁻³μm²；而西部和南部的河漫滩发育区，孔隙度多在10%～12%，渗透率小于2×10⁻³μm²。含油性平面分布与物性分布具有良好的对应关系，高含油饱和度区主要分布在中心滩砂体发育的高物性区，呈现“带状富集、零散分布”的特点。

五、长2油藏储层非均质性成因分析

（一）沉积作用的控制

沉积作用是控制储层宏观非均质性的根本因素。青平川长2油藏为辫状河沉积，不同沉积微相的水动力条件差异显著，导致沉积物的粒度、分选性、磨圆度及砂体厚度等存在较大差异。心滩微相形成于辫状河主流线附近，水动力条件强，搬运能力强，沉积物以中—细粒砂岩为主，分选好、磨圆度高，砂体厚度大，物性优越；而河漫滩微相形成于河道边缘，水动力条件弱，沉积物以细砂岩和泥质砂岩为主，分选差，泥质含量高，砂体厚度薄，物性较差。

此外，沉积韵律的变化导致砂体在垂向上的叠置方式不同，心滩砂体多呈多期叠置特征，形成巨厚砂体，但内部夹有泥质夹层，加剧了层内非均质性；而辫状河道砂体多呈孤立状或透镜状分布，导致平面上物性分布不均。物源区性质的变化也对非均质性产生影响，物源供给的稳定性直接控制沉积物的成分和结构成熟度，进而影响储层物性的均匀性。

（二）成岩作用的改造

成岩作用是控制储层微观非均质性的关键因素，青平川长2油藏经历了压实、胶结、溶蚀等一系列成岩作用，对储层物性产生了复杂的改造效果。压实作用随着埋深增加而增强，导致颗粒紧密排列，孔隙体积减小，尤其是早期压实作用对储层原生孔隙的破坏最为显著，使储层渗透率大幅降低，且由于砂体粒度和成分的差异，压实程度在空间上呈现不均一性，进一步加剧了非均质性。

胶结作用主要包括方解石胶结、石英加大和长石加大，其中方解石胶结物的分布最为不均一，在砂体边缘和泥质夹层附近胶结作用更强，形成致密胶结带，而砂体中心部位胶结作用相对较弱，保留了较多有效孔隙。溶蚀作用则对储层物性起到改善作用，地下酸性流体对长石等矿物的溶蚀形成了大量次生溶蚀孔，这些次生孔隙在空间上呈零散分布，导致储层孔隙度和渗透率在微观上分布不均。

（三）构造运动的影响

构造运动对储层非均质性的影响主要体现在对储层连通性的改造上。青平川油田处于平缓单斜构造背景，局部发育低幅度鼻状隆起，构造高部位由于应力集中，微裂缝相对发育，这些微裂缝虽然规模较小，但有效改善了储层的连通性，使局部渗透率显著提高，形成高渗透区。

而构造低部位微裂缝发育较少，储层连通性较差，物性相对较低。此外，区域构造抬升导致长2地层遭受不同程度的剥蚀，局部地区长2地层直接与第四纪黄土不整合接触，使储层顶部受到风化淋滤作用，物性发生改变，进一步增加了平面非均质性的复杂性。

六、非均质性对油田开发的影响

（一）对注水开发效果的影响

长2油藏强非均质性对注水开发产生了显著的负面影响。由于层内和平面上存在高渗透带，注入水易沿高渗透带快速窜流，形成“水窜通道”，导致注水波及面积减小，目前研究区油井见水比例仅为30.4%，大部分低渗透区域注水难以到达。同时，层间非均质性导致不同油层的吸水能力差异较大，主力油层吸水强度大，非主力油层吸水不足，甚至不吸水，造成储量动用程度不均，主力油层过早水淹，而非主力油层仍有大量剩余油未被动用。

此外，储层非均质性导致压力传递不均匀，易形成局部高压或低压区域，影响注采平衡，部分油井因供液不足导致产量下降，而部分油井则因水窜严重导致含水率快速上升，综合含水已达86.9%，严重影响了开发效果。

（二）对剩余油分布的影响

储层非均质性是控制剩余油分布的核心因素。由于注水波及效率低，长2油藏剩余油呈现“普遍分布但连片性差、呈分散状”的特点，高剩余油饱和度区主要集中在低渗透带、泥质夹层遮挡区、微裂缝发育区及构造高部位等注水未波及区域。

层内非均质性导致剩余油多富集在高渗透带顶部和泥质夹层以下区域；层间非均质性导致非主力油层剩余油饱和度普遍较高；平面非均质性则使剩余油在河漫滩砂体与心滩砂体过渡带、砂体尖灭区等部位富集。这些剩余油富集区虽然分布零散，但总体剩余地质储量较大，具有良好的挖潜潜力。

七、结论与建议

（一）主要结论

1. 青平川长2油藏位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中东部，构造简单，东高西低，发育低幅度鼻状隆起，地层序列清晰，为辫状河沉积环境，主要发育心滩、辫状河道、河漫滩等沉积微相。

2. 储层岩石类型以长石砂岩和岩屑质长石砂岩为主，属于低孔低渗储层，孔隙度集中在10%～15%，渗透率多小于1×10⁻³μm²，孔隙类型以粒间孔和溶蚀孔为主，喉道连通性较差。

3. 储层非均质性表现显著，层内存在高渗透带与低渗透带交替分布，层间主力产层与非主力产层物性差异明显，平面上物性高值区与低值区呈带状或零散分布。

4. 沉积作用控制了非均质性的宏观格局，成岩作用改造了微观非均质性，构造运动则进一步加剧了非均质性的复杂性，三者共同作用形成了长2油藏的非均质性特征。

5. 强非均质性导致注水波及效率低、水驱油效率下降，剩余油分布零散，严重影响了油田开发效果。

（二）开发建议

1. 优化注采方案：针对层间非均质性，采用分层注水技术，对主力产层适当控制注水量，对非主力产层加大注水强度，提高储量动用程度；针对平面非均质性，在高渗透水窜区实施调剖堵水措施，封堵窜流通道，扩大注水波及范围。

2. 强化剩余油挖潜：利用测井、动态监测等资料，精准识别剩余油富集区，通过部署加密井、长关井扶躺等方式，有效动用零散分布的剩余油；在剩余油富集的低渗透区域，采用压裂改造技术，改善储层渗流能力。

3. 加强储层保护：在钻井、完井及开发过程中，避免对储层造成二次伤害，尤其是保护微裂缝和次生孔隙，维持储层良好的连通性。

4. 深化精细描述：结合数值模拟技术，建立三维地质模型，实现对储层非均质性的定量表征，为开发方案的动态调整提供技术支持。

（三）研究展望

未来可进一步开展非均质性多尺度耦合研究，结合微观孔隙结构与宏观储层展布，建立更精准的非均质性评价模型；同时加强动态监测技术应用，实时跟踪非均质性对开发效果的影响，为油田长期稳定开发提供持续的技术支撑。

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