岩性对油藏的控制

岩性对长9油层组的影响是油藏级别的，西北地区平均孔隙度13.4％，平均渗透率16.25m D，普遍高渗。 东北地区平均孔隙度11.8％，平均渗透率5.01m D，在低渗背景上存在局部高渗区，易形成岩性圈闭。

形成岩性圈闭最本质的原因是储层层间非均质性强。 油层的非均质性是指油层岩石结构和孔隙结构的非均质性。 油层的岩石结构包括：岩石碎屑的大小、形状、基质及碎屑与胶结物之间的关系。 孔隙结构主要包括：储集层骨架储渗空间的大小、形状、连通关系等。 油层非均质性主要是由于沉积条件不同所造成的，但次生的成岩作用对油层非均质性也有一定的影响。

层间非均质性是指一套砂泥岩间互的含油层系中的层间差异。 包括各种沉积环境的砂体在剖面上出现的规律性（旋回性），泥质岩类隔层的发育和分布规律 砂体的层间差异，砂层间渗透率的非均质程度等等。

关于层间非均质性表征参数及其计算公式，请参照表5-5。

表5-5 储层非均质性参数及计算表

对于西北地区，砂岩间物性差异小，变异系数也相对较小，如黄69井，长91油层组层间变异为0.32（图5-35）。 对于东北地区，发育多套砂体，砂体间物性差异大，如元149井，长91油层组发育五套砂体，砂体间渗透率从0.2～1.1m D不等，导致储层层间变异系数为0.74.非均质性强（图5-36）。

图5-35 黄69井长91砂体结构剖面图

图5-36 元149井长91砂体结构剖面图

定边西北部和中部，平均变异系数分别为0.39、0.42，储层非均质性弱，为均质储层。东北部平均突进系数为0.55，非均质性较强，易形成岩性致密遮挡的岩性圈闭（图5-37）。

图5-37 定边地区长9层间变异系数等值线图

通过以上综合研究，定边地区长9油藏的形成，既受到区域上烃源岩的发育程度、过剩压力的大小、裂缝的发育程度、沉积体系的影响，又受到油藏级别的构造及岩性的控制。 现今发现的长9油藏，是以上所有石油地质条件达到最优化耦合的结果（表5-6）。

查明定边地区长9油藏控制因素，可以为以后勘探指明方向，不同区块发育不同的油藏类型，其控制因素也不尽相同。 因此，对不同区块进行勘探时，我们要抓住控制这一区块长9油藏分布的最主要、最直接的因素。

对于定边西北部，控制油藏分布最主要的因素是构造，因此对于定边西北部石油勘探的重点是寻找微幅背斜、鼻状构造。 对于定边中部，石油勘探的重点是寻找鼻状构造和泥岩遮挡。 对比定边东北部，石油勘探的重点是寻找高渗储层。

表5-6 定边地区长9油藏类型及控制因素分析表