研究层内非均质性是以单砂体为研究单位，指一个单砂层内其岩性、物性和含油性的变化规律，其控制和影响单砂体在空间上压力波及体积、可预测平面上来水的方向和层内剩余油分布范围^[18-19]。本研究以岩心观察及测井解释参数为基础，从储集砂岩的粒度韵律性、沉积构造的垂向演变、层内不连续夹层、层内渗透率非均质程度方面进行分析研究。

层内韵律特征研究。南海东部珠江口盆地大量的砂岩油田开发经验研究表明，反韵律储层开发效果较好，正韵律效果最差^[20-21]。据该区岩心观察和测井资料分析，珠江下段储层沉积韵律性不太明显，整体将为均质呈箱型，仅ZJ30-Ⅳ单层呈现弱正韵律特征。因此认为珠江下段储层纵向波及厚度及开发效果均较好。

垂向层理沉积特征研究。研究区珠江组下段储层发育的层理类型主要有平行层理、板状交错层理、波状层理、脉状层理、小型槽状交错层理、沙纹交错层理。在ZJ30下部为深灰色粉砂质泥岩中，见透镜层理-波动层理、小型槽状交错层理，沿层理面可见富集碳屑，生物扰动发育（图3a）；在ZJ30中上部为灰色粗砂岩向上变细为中砂岩，主要发育块状层理、水平层理、平行层理，局部见板状交错层理、透镜状层理、脉状层理（图3b）；在ZJ20为灰色含灰质粉砂岩、泥质粉砂岩、灰褐色细砂岩，主要发育块状层理和波状层理（图3c）；在ZJ10为浅灰色含细砂岩灰岩与灰岩互层，主要发育平行层理、波状层理、脉状层理（图3d）。块状层理有利于生产压差在纵向上的波及深度，同时有利于地层能量的快速补充，但是另一方面也增大了底水锥进的风险，并且对后期剩余油动用预测增加难度。

图3 珠江下段典型井岩心观察照片Fig.3 The core observation pictures from typical well in the lower section of Zhujiang Formaiton

层内局部夹层研究。研究区珠江组下段储层内发育隔层和夹层，统计分析研究区内已钻井认为隔层夹层主要分为钙质或者泥质两类，钙质隔夹层特征为伽马低、密度高、滴酸反应，泥质隔夹层特征为高伽马、低密度、滴酸不反应。研究分析表明（表1）统计珠江组下段在1井区发育夹层9条，厚度在0.2~2 m之间，平均厚度0.7 m；在2井区发育夹层10条，厚度0.2~2 m之间，平均厚度1.3 m。按照南海东部海域海相砂岩油田开发经验，在开采过程中夹层对地下流体运移具有抑制作用，厚度大于1m的夹层可有效延缓底水锥进。而隔层则对下部流体有遮挡作用，对下部储量动用起负向作用，往往是后期剩余油挖潜的有利区域。

表1 研究区珠江组下段隔层及夹层统计表Table 1 Statistics of interlayers and interbeddings in the lower section of Zhujiang Formaiton in the study area

层内渗透率非均质特征研究。最常用的层内非均质性定量表征研究方法是渗透率变异系数、级差、突进系数。通过对D油田10口井岩石物性资料和测井解释资料的统计分析（图4），采用储层非均质性划分标准，1井区的变异系数为0.49~0.92，突进系数平均为2.13，级差平均为26.44；2井区的变异系数为0.28~3.15，突进系数平均为4.15，级差平均为377.28。综合评价珠江组下段储层的层内非均质性属于不均质型，D2井区下部层段非均质性更强。

按照^[16]等依据沉积成因和界面以及对流体的影响，提出的储层非均质性研究的层次和分类的概念，主要以野外露头、室内实验、地质建模、数值模拟等研究方法，对中尺度的储层非均质性进行研究。本文根据海上油田域资料特点，使用地震资料、测井资料、地质建模等开展层间非均质性研究。

图4 储层非均质性统计分析图表Fig.4 Statistical analysis of reservoir heterogeneity

层间隔层分布特征研究。储层非均质性研究的重要内容之一是隔层对流体的隔挡作用。本研究区域内珠江组隔层共6层（图5），隔层厚度在1.4~4.6 m之间（图6），以泥岩隔层为主，上部见灰岩隔层。其中G3隔层厚度在6.7~1.2 m之间，平均厚度4.6 m，在开发初期G3隔层对油水运移起隔挡作用，在开发后期G3隔层下部将形成局部油富集区；G4隔层的厚度在0~4.5 m之间，平均厚度1.4 m，在部分井区发育不明显，G4隔层可延缓底水锥进有利于整体采收率的提高，开发后期会沿隔层发育薄弱区域形成垂向渗流带，控制剩余油分布范围。

隔层在平面呈现自西向东变薄的分布特征。隔层发育的厚度和展布特征与沉积相相关，研究区域位于古陆架坡折带附近，沉积过程是在海侵的大背景下形成。早期为三角洲前缘，沉积微相为水下分流河道、河口坝等，在河道主体带上一般厚度较薄，向两侧隔层厚度增大。随着海平面的上升，逐渐过渡到滨岸相，沉积微相为临滨水下沙坝，水动力条件变弱后，则开始沉积范围更大的泥岩隔层。再随着海平面的进一步上升过渡到浅海陆棚碳酸盐台地沉积，本研究区域目的层段中G1隔层为灰岩隔层。

图5 流花D油田珠江组下段隔层划分Fig.5 Classification of the interlayers in the lower section of Zhujiang Formation，Liuhua D Oilfield

图6 本研究区域内珠江组隔层特征统计表图Fig.6 Statistics of the interlayer in Zhujiang Formation in the study area

层间渗透率非均质性研究。由测井解释的非均质参数的统计结果显示（图7），ZJ10~ZJ30储层的渗透率级差在14.2~377.3之间，平均为91.6；渗透率突进系数在1.5~3.2之间，平均为2.3；渗透率变异系数在0.51~1.0之间，平均为0.8。按照杨少春等储层非均质性分类标准划分，ZJ10~ZJ30层整体上属于层间非均质性较强储层。

图7 D油田储层非均质分类统计图Fig.7 Reservoir heterogeneity classification statistics in D oilfield

平面非均质性特指砂体在平面上的各种属性特征共同作用下展示出来的横向上的差异，特征一般包括砂体的厚度、平面上的连通性以及孔渗在平面上的展布情况等，平面非均质性的程度直将影响开采过程中流体的动态分布，最终影响第一次布井采收率。

研究认为造成本研究区内厚层海相砂岩储层非均质性在平面上的差异主要原因是泥质的分布情况。通过相控地质统计学反演技术对储层进行精细描述，进行泥岩隔夹层厚度解释，泥岩厚度解释利用泥岩概率积分得到泥岩空间厚度分布，对ZJ10-ZJ30泥岩进行预测和描述之后得到各层泥岩厚度分布图。分析认为油藏总体上属于中等平面非均质程度。其中ZJ10油组平面非均质性强， ZJ20油组平面非均质性中等—强，ZJ30油组平面均质性弱（以ZJ30油组为例，图8）。

砂体横向展布及各向连续性研究。砂体横向展布形态受到沉积相控制，流花D油田位于古陆架坡折带附近，沉积过程是在海侵的大背景下形成的。其中ZJ10层为浅海陆棚碳酸盐台地沉积：厚度13.1~12.7 m，伽马曲线呈现出漏斗形转变为箱形，上部含泥质条带。岩性主要为泥晶生屑灰岩、亮晶生屑灰岩；ZJ20层为浅海陆棚碎屑岩与碳酸盐混积和滨岸临滨相交替沉积：厚度为8.3~18.8 m，伽马曲线呈多套指状不规则叠加特征，或伽马曲线表现为从漏斗形转变为锯齿状箱形特征。岩性为细—中粒长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩、细—粗粒长石石英砂岩，分选中等；ZJ30层为三角洲前缘水下分流河道沉积：厚度为95.5~106.4 m，伽马曲线下部呈多套钟形叠加，上部呈箱形特征，偶见泥质薄层。岩性以细—中粒长石岩屑砂岩、细—粗粒长石石英砂岩为主，分选中等—好。

通过分析连井测井曲线，各井测井曲线特征规律明显，砂体界面清晰，横向可追踪对比（图9）；同时结合测井约束反演研究，认为ZJ10-ZJ30砂体横向展布连续，各小层横向上联通性较好。

储层物性的平面变化。储层物性在平面上的变化主要研究内容为储层孔隙度和渗透率在平面上的展布规律^[22]。研究区内ZJ10储层的孔隙度（12.8%~19.4%）、密度（2.41~2.48 g/cm³）、渗透率（1.3~9.8 mD）变化较大； ZJ20 储层的孔隙度（14.7%~21.4%），密度（2.28~2.36 g/cm³）、渗透率14.7~423.2 mD变化中等； ZJ30储层的孔隙度（15.2%~24.1%），密度（2.25~2.4 g/cm³）、渗透率17.1~897.8 mD变化中等。平面上储层物性变化不大（图8），同层物性变化率小于5%。

图8 ZJ30-II下部（G5）泥岩厚度图Fig.8 Thickness distribution map for ZJ30-II（G5）mudstone

图9 研究区域相邻特征井砂体连片对比图Fig.9 Sand bodies correlation of typical wells adjacent to the study area

图 10 研究区域主要井孔隙度、渗透率柱状图Fig.10 Column chart of porosity and permeability values of main wells in the study area

前人研究表明，研究区域在珠江组沉积时期发育三角洲、深水重力流、深水扇、滨岸、浅海陆棚及碳酸盐岩台地体系，主要物源来自东沙隆起。沉积环境及水动力条件的不同可导致储层的岩石成分、结构和沉积构造等在纵、横向上存在差异，其对储层非均质性有明显的控制作用。

本文研究发现，由于流花D油田位于古陆架坡折带附近，沉积过程是在海侵的大背景下形成的，早期为三角洲前缘（图 11），沉积微相为水下分流河道和河口坝，主要沉积大套分选磨圆较好的石英砂岩，水动力较相对较强，不利于沉积具有区域隔挡作用的隔层，储层非均质性不强；随着海平面的上升，过渡到前三角洲亚相，在此过程中研究区内局部区域沉积中—细砂岩泥岩向粉细砂质泥岩过渡，容易形成砂泥互层，并有可能形成具有较大范围隔挡作用的泥质隔层或具备局部隔挡作用的含粉砂质砂泥夹层，储层非均质性不强—较强；随着海平面的进一步上升过渡到浅海陆棚碳酸盐台地沉积，在此过程中沉积灰质砂岩和灰岩，致密灰岩容易形成较具有区域隔挡作用的隔层，储层非均质性较强。

在海侵背景下水动力强弱变化决定了珠江组泥岩沉积的范围，同时在古珠江和东沙隆起双物源砂体沉积的共同作用下，形成了研究区珠江组巨厚砂岩间发育多套泥质层的总体构架。

图 11 流花D油田珠江组下段（ZJ30）沉积相（微相）图Fig.11 Sedimentary facies（microfacies）of the lower section of Zhujiang Formation（ZJ30）in Liuhua D Oilfield

研究区域内储层埋深较浅，储层在成岩作用过程中，受到机械压实作用、压溶作用、胶结作用和溶蚀作用。研究分析岩石薄片和扫描电镜实验认为，研究区珠江组储层上部接触方式为点—线接触，下部接触方式为线—点接触，整体受到机械压实作用对物性影响小（图 12a）；未见胶结作用；可见石英自身加大Ⅱ~Ⅲ级，石英和部分长石具次生加大（图 12b）；未见缝合线等压溶作用；胶结类型以孔隙—压嵌型为主；少见长石发生溶蚀（图 12c），形成长石溶孔，铸模孔等次生孔隙（图 12d），自形晶面发育，颗粒表面被较完整的自形晶面包裹，占据部分原生孔隙。

由此可见，早期成岩阶段的压实作用是研究区储层物性变差的主要成岩作用，其次是胶结作用。压实作用减少原生孔隙约10%，胶结作用减少原生孔隙约4%，石英自身加大减少原生孔隙约2%。

珠江组储层的孔隙类型以原生粒间孔为主，由溶蚀作用形成的次生孔隙较少，次生孔隙主要是长石溶蚀粒内溶孔和生物溶蚀孔。因此，珠江组储层建设性成岩作用为溶蚀作用，约增加原生孔隙约1%。

总体而言，研究区域内储层埋深较浅，未经历复杂的地质演变，成岩作用对研究区储层非均质性影响较小。

图 12 珠江组砂岩储层主要成岩作用显微照片Fig.12 Microscopic photos of main diagenesis of sandstone reservoirs in Zhujiang Formation