第十章油层非均质性研究
油层：若储集层中含有了油气，则将该储层称为含油气层或油层。
此章讲的油层非均质性，实际是指储层非均质性。
在油气藏的形成中，生油岩、储集层、盖层、圈闭、运移、保存诸条件缺一不可。在其他条件具备的前提下，研究储层是研究油气藏的核心，储层是勘探、开发的直接目的层。其特征与油气储量、产量及产能密切相关。
储层非均质性的研究是储层描述和表征的核心内容。
一、储层非均质性的概念
储层非均质性：油气储层在漫长的地质历史中，经历了沉积、成岩以及后期构造作用的综合影响。它使储层的空间分布及内部的各种属性（如孔隙度、渗透率、孔隙结构等）都存在不均匀的变化，这种变化称之为储层的非均质性。
1．沉积作用的影响
无论是碎屑岩还是碳酸盐岩储层，沉积环境不同是影响储层非均质性的重要因素。由于沉积条件不同，造成碎屑颗粒的矿物成分、粒度、分选程度、堆积和充填形式、胶结类型、砂体形态、侧向连续性、纵向连通性等都不相同，从而导致储层的岩性、物性和内部结构、层理构造在纵向上和横向上都有不同程度差异，即存在非均质性。
2．成岩作用的影响
成岩作用对储层孔隙的形成、保存和破坏起着很重要的作用。例如溶解作用产生次生孔隙，使储集性能变好；压实作用使储层变致密，储集性能变差。
3．构造作用的影响
构造运动所产生的断层和裂缝也对储层非均质性有一定影响。
垂直和较大角度的断层由于其封闭性，不但可以使原来连通的地层错开，变成不连通，也可以由于其开启性使不同年代的地层串通起来，这就增加了储层非均质的严重性和复杂性。
一些延伸很远的裂缝若不密封，可能使水沿裂缝串流，造成严重的平面矛盾，降低油田的开发效果。例如扶余油田。
总之，储层的非均质性是绝对的，而均质是相对的。一般陆相储层的非均质程度要高于海相储层。而我国目前已发现的油气储量90%来自陆相沉积地层，且绝大多数为注水开发。因此，储层非均质性的研究水平将直接影响到储层中油气水的分布规律的认识
和开发效果的好坏。
二、储层非均质性的分类
一般将储层非均质性分为宏观非均质性和微观非均质性两大类，而宏观非均质性又包括层内非均质性、平面非均质性、层间非均质性。微观非均质性是指研究岩石孔隙结构的非均质性。
层内非均质性
宏观非均质性｛平面非均质性
储层非均质性｛层间非均质性
微观非均质性
（一）宏观非均质性
1．层内非均质性：是指一个单砂层规模内垂向上的储层性质变化。包括层内垂向上渗透率的差异程度、最高渗透率段所处的位置、层内粒度韵律、渗透率韵律及渗透率的非均质程度、层内不连续的泥质薄夹层的分布。层内非均质性是直接控制和影响单砂层储层内注入剂波及体积的关键地质因素。
2．平面非均质性：是指一个储层砂体的几何形态、规模、连续性，以及砂体内孔隙度、渗透率的平面变化所引起的非均质性。它直接关系到注入剂的波及效率。
1）砂体几何形态
砂体几何形态是砂体各向大小的相对反映。砂体几何形态的地质描述一般以长宽比进行分类。
①席状砂体：长宽比近似于1：1，平面上是等轴状。
②土豆状砂体：长宽比小于3：1。
③带状砂体：长宽比3：1～20：1之间。
④鞋带状砂体：长宽比大于20：1。
⑤不规则砂体：形态不规则，一般有一个主要延伸方向。
2）砂体规模及各向连续性
重点研究砂体的侧向连续性。一般描述砂体长度，砂体宽度或宽厚比，也可用钻遇率来表征。
按延伸长度可将砂体分为五级：
一级：砂体延伸大于2000m，连续性极好。
二级：砂体延伸1600～2000m，连续性好。
三级：砂体延伸600～1600m，连续性中等。
四级：砂体延伸300～600m，连续性差。
五级：砂体延伸小于300m，连续性极差。
钻遇率：表示在一定井网下对砂体的控制程度。
钻遇率=（钻遇砂层井数／总井数）╳100％
3）砂体的连通性
指砂体在垂向上和平面上的相互接触连通。可用砂体配位数、连通程度和连通系数表示。
①砂体配位数：与某一个砂体连通接触的砂体数。。
②连通程度：指连通的砂体面积占砂体总面积的百分数。
③连通系数：连通的砂体层数占砂体总层数的百分比。
4）砂体内孔隙度、渗透率的平面变化及方向性
编制孔隙度、渗透率及渗透率非均质程度的平面等值线图，表征其平面变化。研究的重点是渗透率的方向性，它直接影响到注入剂的平面波及效率。
（三）层间非均质性
展问非均质性是对一套砂泥岩间互的含油层系的总体研究。
3．层间非均质性：是对一套砂泥岩间互的含油层系的总体研究。属层系规模的储层描述。包括各种沉积环境的砂体在剖面上交互出现的规律性，以及作为隔层的泥质岩类的发育和分布规律，即砂体的层间差异。如砂体间渗透率的非均质程度的差异。
（二）微观非均质性：
是指研究岩石孔隙结构的非均质性。
三、油层宏观非均质性的研究
（一）研究方法
1．数学统计法（概率法）
对影响油层非均质性的主要指标，如油层的渗透率、孔隙度、有效厚度，用数学统计法表达油层的非均质程度（图10-1）。
上图能够直观表示参数的分布情况，可以看出该油层渗透率一般是（200-600）×10-3um2，小于100或大于800×10-3um2的占的比例很小。
图中参数分布越分散（分布范围越宽），油层非均质性越严重。
以前根据统计的数据用手工画，现在把统计的数据输入计算机，有特定的软件，非
常简单。
2．系数法
当评价和对比油层在平面和剖面上的非均质性时，常常应用以下几个系数。
（1）砂岩系数Kn
是指油层剖面中砂岩厚度与油层总厚度之比，即
Kn=h 砂/h 总
也就是油层剖面中砂岩的含量。一般先计算单井的Kn 值，然后再把整个油田所有井
的Kn 值进行算术平均，求出整个油田的Kn 值。Kn 值越接近1，表示均质程度越好。
（2）连通系数K 连
是表示上、下砂层连通区面积与油藏(油砂体)总面积之比。
K 连=S 连/S 总。
这一系数表示油层纵向上和平面上的连通性。K 连越接近1，表示油层连通性越好。
(3)单层突进系数
例如渗透率突进系数：表示砂层中最大渗透率与砂层平均渗透率的比值。
Tk=Kmax/K
式中Tk ——渗透率突进系数；
K ——表示单油层（或砂层）中各相对均质小层段的渗透率平均值；
Kmax ——层内最大渗透率，一般以砂层内渗透率最高的相对均质小层段的渗透率表
示。
当 Tk ＜2为均匀型，当Tk 为2—3时为较均匀型，当 Tk ＞3时为不均匀型。
这一系数也可用以表示孔隙度的均质程度。
（4）均质系数(Kp)
表示砂层中平均渗透率与最大渗透率的比值。
Kp=K/Kmax
均质系数的变化范围是0＜Kp ＜1。Kp 值越接近1，油层均质性越好。
（5）变异系数（偏差系数）Vk 变异系数是一数理统计的概念，用于度量统计的若干数值相对于其平均值的分散程
K
n
K K
V n i i k ∑=-=12/)(
度或变化程度。用下式求解：
式中Vk——渗透率变异系数；
Ki——层内某样品的渗透率值i＝l、2、3……n；
K——层内所有样品渗透率的平均值；
n——层内样品个数。
一般地说，当( Vk<0.5)时为均匀型，表示非均质程度弱。当(0.5≤Vk≤0.7)时为较均匀型，表示非均质程度中等。当( Vk＞0.7)时为不均匀型，表示非均质程度强。
（二）储层宏观非均质性对注水开发的影响
在多油层油田的注水开发中，储层宏观非均质性直接影响注水开发的效果，主要表现在：
1．层间非均质性导致“单层突进”
由于各单层之间的非均质性主要表现为渗透率的差异，其渗透率大小相差几倍、几十倍甚至高达数百倍。所以在笼统注水和采油的条件下，注入水首先沿着连通性好、渗透率高的层迅速突进，使注入水很快进入采油井，造成油井含水率迅速提高甚至水淹停产。而低渗透层动用程度低，大部分原油残留地下形成“死油”，从而降低了水淹厚度系数。
2．平面非均质性导致“平面舌进”
由于油层的平面非均质性，使各单油层在平面往往呈不连续分布形成许多面积不大的油砂体。有的小油砂体只被少数井钻到甚至漏掉，造成注水开发时油层边角处的“死油区”和被钻井漏掉的“死油区”。此外由于平面上渗透率的差异，使注入水沿着平面上高渗透带迅速“舌进”，而中、低渗透带相对受注水驱动减小，因而降低了水淹面积系数。。
3．层内非均质性导致层内“死油区”
注入水总是首先沿着层内相对高的渗透带突进，而同一层中的其余部分却不易受注入水的冲洗，成为“死油区”。
此外，层内的沉积构造造成渗透率的各向异性也影响注水效果，例如，对斜层理砂岩来说，在顺层理倾向、逆层理倾向和平行层理走向都具有不同的渗透率，继而影响注水开发的驱油效率。大庆油田对斜层理砂岩储层进行了模拟实验，测量了不同方向的水驱采收率。结果表明，平行层理走向，采收率最高；逆层理倾向，采收率次之；而顺层理倾向，采收率最低（表）
综上所述，储层的宏观非均质性，主要表现为渗透率的非均质性，造成了油田开发
中的“层间矛盾”、“平面矛盾”和“层内矛盾”，这三大矛盾是多油层注水开发的基本矛盾，对于多油层注水开发的油田来说，油田开发的过程就是不断地暴露、研究和解决三大矛盾的过程，三大矛盾处理的好，就能保持油田的稳产高产，就能提高最终采收率。
表斜层理砂岩不同注水方向的驱油效率
四、油层微观非均质性的研究
油层岩石的微观非均质性是指微观孔道内影响流体流动的地质因素，主要包括孔隙结构特征、粘土基质等。
岩石的孔隙结构是指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通的关系。岩石的孔隙系统由孔隙和喉道两部分组成（图10-2 胶片），孔隙为系统中的膨大部分，连通孔隙的细小部分称为喉道。孔隙是流体储存于岩石中的基本储集空间,而喉道的粗、细特征、分布及其几何形状是影响储集岩渗流特征的主要因素。喉道和孔隙的不同配置关系，可以使储集层呈现不同的性质。
（一）碎屑岩喉道的类型：
1．孔隙缩小型喉道
此类孔隙结构属于大孔粗喉，孔喉直径比接近于1，岩石的孔隙几乎都是有效的。
2．缩颈型喉道
此类储集层可能有较高的孔隙度，但其渗透率却可能较低，属大孔细喉型。
3．片状或弯片状喉道
小孔极细喉型。若受溶蚀作用改造后亦可以是大孔粗喉型。
4．管束状喉道
当杂基及各种胶结物含量高时，原生的粒间孔隙有时可以完全被堵塞，杂基及胶结物中的微孔隙本身既是孔隙又是喉道，这些微孔隙象一支支微毛细管交叉分布在杂基和胶结物中组成管束状喉道，孔隙度中等或较低，渗透率则极低，大多小于0.1×10-3u㎡。
（二）研究方法
测定岩石孔隙结构的方法很多，目前较常用的有压汞法、铸体薄片法、扫描电镜法等。压汞法又称水银注入法，它是研究储集层孔隙结构的经典方法。铸体薄片法是把带有颜色的铸体压入储集层的孔隙中，然后磨成薄片在显微镜下直接观察孔隙结构（如图10-2），此种方法观察到的是孔隙的二维空间结构。随着现代定量立体学方法，特别是孔隙铸体电子扫描观察方法的发展，人们可直接观察到孔隙的三维空间结构。
本课着重介绍压汞法。
1、压汞法研究孔隙结构
压汞法可测定毛细管压力曲线。用毛细管压力曲线来研究岩石的孔隙结构。
毛细管压力：由于孔喉细小，当两种或两种以上互不相溶的流体同处于岩石孔隙系统中或通过岩石孔隙系统渗流时，必然发生毛细管现象，产生一个指向非润湿相流体内部的毛细管压力。
Pc=2σcosθ/γ
Pc：毛细管压力，σ：界面张力，θ：润湿角，γ：毛细管半径。
压汞法就是根据这种毛细管现象的原理设计的。根据实测的水银注入压力与相应的岩样含水银体积，并经计算求得水银饱和度值和孔隙喉道半径之后，所绘制的毛管压力、孔隙喉道半径与水银饱和度的关系曲线即毛细管压力曲线（见图10-3）。
1）毛细管压力曲线形态分析
影响毛细管压力曲线形态特征的主要因素是：孔隙喉道的集中分布趋势；孔隙喉道
的分布均匀性。这两个性质可以用孔隙喉道歪度和分选系数来表征。
如图10-4所示的一组具不同歪度和分选的典型的理论毛细管压力曲线模式，它们代表了可能存在于实际中的各类储集层的毛细管压力曲线形态。
具分选好，粗歪度的储集层应具较好的储渗能力。而分选好，细歪度的储集层，虽具较均匀的孔隙结构系统，但因孔隙喉道太小，其渗透性能可能是很差的。因此，根据实测毛细管压力曲线的形态特征，可以对储集层的储渗性能做出定性判别。
2）反映孔喉大小的参数
根据毛细管压力曲线可以求得排驱压力（Pd）、最大连通孔喉半径( rd)、孔隙喉道半径中值（r50)、饱和度中值压力(Pc50)等反映孔喉大小的参数。
(1)排替压力（Pd）：岩石中润湿相流体被非润湿相流体排替所需要的最小压力。排替压力实际上是指非润湿相流体开始注入岩石中最大连通喉道的毛细管压力。在压汞实验中是指汞开始大量注入岩样的压力。在毛细管压力曲线上压力最小的拐点所对应的压力即为排替压力。岩石排替压力越小，说明大孔喉越多，孔隙结构越好。
（2）最大连通孔喉半径( rd)：与排驱压力相对应的孔喉半径。也即非润湿相驱替润湿相时所经过的最大连通喉道半径。
（3）饱和度中值压力(Pc50)：指非润湿相饱和度为50%时，相应的注入曲线所对应的毛管压力。Pc50愈小，反映岩石渗滤性能愈好。
（4）喉道半径中值(r50)：非润湿相饱和度为50％时，相应的喉道半径，它可近似地代表样品平均孔喉半径的大小。
2．应用数学统计法研究孔隙半径均匀程度
1）突进系数
2）变异系数
3）极差
观测最大孔径与最小孔径之差，即：
R=max（X1，X2，X3，…Xn）—min（X1，X2，X3，…Xn）式中，R——极差；Xi是第i个观测样品的数据。
极差越大，孔径越分散。
极差也可反映渗透率、孔隙度的均匀程度。
4）标准差
式中，n 为观测次数，Li 为每次观测值，Ls 为平均值。
同样也可利用标准差的平方（方差）S 2来衡量孔隙半径的分散程度。S （或S 2）越小，孔径变化范围小，越均匀。
思考题
1．何谓储层非均质性？
2．何谓砂岩系数、连通系数、单层突进系数、均质系数、变异系数、极差、标准差？
3．储层宏观非均质性对注水开发有何影响？
4．何谓油层的微观非均质性？
5．何谓孔隙结构？测量孔隙结构的方法有哪些？
∑=--=n
i s i L L n S 1
2)(11
论述储层非均质性的概念、分类及其主要研究内容。（1）概念 指油气储层在沉积、成岩以及后期构造作用的综合影响下，储层的空间分布及内部各种属性的不均匀变化。指储层的基本性质包括岩性、物性、含油性及微观孔隙结构等特征在三维空间上的不均一性。 （2）分类 根据非均质规模大小、成因和对流体的影响程度等来进行分类。——常按规模、大小分 ①Pettijohn分类(1973) Pettijohn对河流储层，按非均质性规模的大小，提出五种规模储层非均质性。 油藏规模1～10km×100m 层规模100m×10m 砂体规模1～10m2 层理规模10～100mm2 孔隙规模10～100μm2 ②Weber分类(1986) Weber根据Pettijohn的思路，不仅考虑非均质性规模，同时考虑非均质性对流体渗流的影响，将储层的非均质性分为七类。 i. 封闭、半封闭、未封闭断层 ii. 成因单元边界 iii. 成因单元内渗透层 iv. 成因单元内隔夹层 v. 纹层和交错层理 vi. 微观非均质性 vii. 封闭、开启裂缝 ③Haldorsen分类(1983) Haldorsen根据储层地质建模的需要，按照与孔隙均值有关的体积分布，将储层非均质性划分为四个级别： i. 微观非均质性：孔隙和砂粒规模(薄片) ii. 宏观非均质性：通常的岩心规模(岩心大小)
iii. 大型非均质性：模拟网格规模(砂体) iv. 巨型非均质性：地层或区域规模。 ④Tyler分类(1988,1993) Tyler对曲流河道、河控/潮控扇三角洲储层按非均质规模的大小，提出了一个由大到小的非均质分类图，划分出五种规模的储层非均质性。 i. 巨型尺度--油层组规模 ii. 大尺度--建筑块模型（较大的网格单元） iii. 中尺度--岩相规模（较小的网格单元） iv. 小尺度--纹层规模 v. 微尺度--孔隙规模 ⑤裘亦楠的分类(1987，1989) 根据我国陆相储层特征(规模)及生产实际，裘亦楠提出了一套较完整且实用的分类方案 i. 层间非均质性 ii. 平面非均质性 iii. 层内非均质性 iv. 孔隙非均质性 （3）主要研究内容 ①层内非均质性——指一个单砂层规模内垂向上的储层性质变化。 i. 层内垂向上粒度韵律 ii. 层内垂向上渗透率差异程度 iii. 层内垂向上最高渗透段位置 iv. 层内不连续泥质薄夹层的分布 v. 渗透率韵律及渗透率的非均质程度(水平、垂直) vi. 层理构造序列 ②平面非均质性——指一个储层砂体的几何形态、规模、连续性，以及砂体内孔隙度、渗透率的平面变化所引起的非均质性。 i. 砂体几何形态 ii. 砂体规模及各向连续性 iii. 砂体的连通性 iv. 砂体内孔隙度、渗透率的平面变化及方向性
第十章油层非均质性研究 油层：若储集层中含有了油气，则将该储层称为含油气层或油层。 此章讲的油层非均质性，实际是指储层非均质性。 在油气藏的形成中，生油岩、储集层、盖层、圈闭、运移、保存诸条件缺一不可。在其他条件具备的前提下，研究储层是研究油气藏的核心，储层是勘探、开发的直接目的层。其特征与油气储量、产量及产能密切相关。 储层非均质性的研究是储层描述和表征的核心内容。 一、储层非均质性的概念 储层非均质性：油气储层在漫长的地质历史中，经历了沉积、成岩以及后期构造作用的综合影响。它使储层的空间分布及内部的各种属性（如孔隙度、渗透率、孔隙结构等）都存在不均匀的变化，这种变化称之为储层的非均质性。 1．沉积作用的影响 无论是碎屑岩还是碳酸盐岩储层，沉积环境不同是影响储层非均质性的重要因素。由于沉积条件不同，造成碎屑颗粒的矿物成分、粒度、分选程度、堆积和充填形式、胶结类型、砂体形态、侧向连续性、纵向连通性等都不相同，从而导致储层的岩性、物性和内部结构、层理构造在纵向上和横向上都有不同程度差异，即存在非均质性。 2．成岩作用的影响 成岩作用对储层孔隙的形成、保存和破坏起着很重要的作用。例如溶解作用产生次生孔隙，使储集性能变好；压实作用使储层变致密，储集性能变差。 3．构造作用的影响 构造运动所产生的断层和裂缝也对储层非均质性有一定影响。 垂直和较大角度的断层由于其封闭性，不但可以使原来连通的地层错开，变成不连通，也可以由于其开启性使不同年代的地层串通起来，这就增加了储层非均质的严重性和复杂性。 一些延伸很远的裂缝若不密封，可能使水沿裂缝串流，造成严重的平面矛盾，降低油田的开发效果。例如扶余油田。 总之，储层的非均质性是绝对的，而均质是相对的。一般陆相储层的非均质程度要高于海相储层。而我国目前已发现的油气储量90%来自陆相沉积地层，且绝大多数为注水开发。因此，储层非均质性的研究水平将直接影响到储层中油气水的分布规律的认识
《储层地质学》期末复习题 第一章绪论 一、名词解释 1、储集岩 2、储层 3、储层地质学 第二章储层的基本特征 一、名词解释 1、孔隙度 2、有效孔隙度 3、流动孔隙度 4、绝对渗透率 5、相渗透率 6、相对渗透率 7、原始含油饱和度 8、残余油饱和度 9、达西定律 二、简答题 1、简述孔隙度的影响因素。 2、简述渗透率的影响因素。 3、简述孔隙度与渗透率的关系 第三章储层的分布特征 一、简答题 1、简述储层的岩性分类
2、简述碎屑岩储层岩石类型 3、简述碳酸盐岩储层岩石类型 4、简述火山碎屑岩储层岩石类型 5、风化壳储层的结构 6、泥质岩储层的形成条件 二、论述题 1、简述我国中、新生代含油气湖盆中的主要储集砂体成因类型及主要特征。（要点：重点针对河流相、三角洲、扇三角洲、滩坝、浊积岩等砂体分析其平面及剖面展布特征） 第四章储层孔隙成岩演化及其模型 一、名词解释 1、成岩作用 2、同生成岩阶段 3、表生成岩阶段 二、简答题 1、次生孔隙形成的原因主要有哪些 2、碳酸盐岩储层成岩作用类型有哪些 3、如何识别次次生孔隙。 三、论述题 1、简述成岩阶段划分依据及各成岩阶段标志 2、论述碎屑岩储层的主要成岩作用类型及其对储层发育的影响。 3、论述影响储层发育的主要因素有哪些方面。 第五章储层微观孔隙结构 一、名词解释 1、孔隙结构
2、原生孔隙 3、次生孔隙 4、喉道 5、排驱压力 二、简答题 1、简述砂岩碎屑岩储层的孔隙与喉道类型。 2、简述碳酸盐岩储层的孔隙与喉道类型。 三、论述题 试述毛管压力曲线的作用并分析下列毛管压力曲线所代表的含义 第六章储层非均质性 一、名词解释 1、储层非均质性 2、层内非均质性 3、层间非均质性 4、平面非均质性 二、简答题 1、请指出储层非均质性的影响因素。 2、如何表征层内非均质性 三、论述题 1、论述裘怿楠（1992）关于储层非均质性的分类及其主要研究内容。 2、论述宏观非均质性对油气采收率的影响 (要点：分析层内、层间、平面非均质性对油气采收率的影响) 第七章储层敏感性 一、名词解释 1、储层敏感性 2、水敏性
储层非均质性 指油气储层由于在形成过程中受沉积环境、成岩作用和构造作用的影响，在空间分布及内部各种属性上都存在的不均匀的变化 这种不均匀变化具体地表现在储层岩性、物性、含油性及微观孔隙结构等内部属性特征和储层空间分布等方面的不均一性 储层的均质性是相对的，而其非均质性则是绝对的 油气储层分布与 内部各种属性在三维空间上的不均一变化。储层非均质性是影响地下油气水运动及油气采收率的重要因素。 规模与层次 相对与绝对
广义上讲：是指油气储层在空间 上的分布（各向异性 ——Anisotropies）和各种内 部属性的不均匀性。 影响作用：前者控制着油气的总 储量、分布规律与布井位置；后 者控制着油气的可采储量、注采 方式（如波及系数）以及剩余油 的分布。 储层建模：前者的研究结果是建 立骨架模型；后则是建立参数模 型。 狭义上讲：就是指油气储层各种属性(岩性、物性、含油性及电性)在三维空间上分布的不均匀性。
主要影响因素 油气储层非均质性是沉积、成岩和构造因素综合作用的结果 （一）构造因素：（断层、裂缝等） （二）沉积因素：（储层骨架及物性） 如流水的强度和方向、沉积区的古地形陡缓、盆地中水的深浅与进退、碎屑物供给量的大小）造成了沉积物颗粒的大小、排列方向、层理构造和砂体空间几何形态的不同 （三）成岩因素：（压实、压溶、溶解、胶结、重结晶等） 压实、压溶、溶解、胶结以及重结晶等作用改变了原始砂体的孔隙度和渗透率的大小，加上盆地中不同层位地层通常具有不同的地温、流体、压力和岩性，因而其成岩作用各异，次生孔隙的形成与分布状态在空间上的极不均匀，增加了储层的非均质程度
油藏非均质性是指油藏参数随空间的变化关系一般来说，大多数油藏的底部都分布着不同沉积环境、长时间形成的水体，后来经过不断的物理和化学作用，使得油藏特征进一步发生变化。对一般的油藏来说，分析这些油藏参数随空间位置的变化主要就是分析垂向非均质性和平面非均质性[1]。 从目前来看，非均质研究进展主要表现在：①研究内容不断扩展，由早期的分类及储集空间刻画，向储层非均质性对油气成藏及剩余油的影响扩展；②研究领域逐渐拓宽，由常见的河流、三角洲和滩坝等，向古潜山、礁灰岩、砂砾岩体等更加复杂与隐蔽的储集体延伸；③研究方法与技术日益成熟，由定性分析向半定量及定量研究过渡，由单一的描述手段向多种技术配套、多个学科结合的趋势发展。随着油气田勘探形势的日益严峻，储层非均质性研究将向更深层次发展，储层在油气藏形成时期的原始面貌及其受成岩、构造等因素影响所产生的变化将是储层非均质性研究新方向。 一般来说，大多数油藏的底部都分布着不同沉积环境、长时间形成的水体，后来经过不断的物理和化学作用，使得油藏特征进一步发生变化。对一般的油藏来说，分析这些油藏参数随空间位置的变化主要就是分析垂向非均质性和平面非均质性。油藏的非均质性对特稠油油藏开发效果影响较大，研究区油井在同样厚度的油层和相应注汽工艺参数下，各井的开采效果往往差别很大，主要原因就是储层的非均质性、隔层平面分布、原油性质非均质性对开发造成了影响[2]：
1储层非均质性对吸汽能力的影响 注蒸汽吞吐热力采油是一种高成本的工艺技术，储层的吸汽能力除了受注汽工艺如注汽速度、注汽压力、注汽干度，注汽温度等因素影响外，还受储层非均质性的影响。油层的吸汽能力主要受到储层非均质特征以下几个方面影响[3]。 （1）渗透率：高渗透油层吸汽量大，吞吐效果好，油层动用程度高；相对渗透率较低的油层吸汽量少甚至不吸汽，油层动用程度差；随着注汽轮次的增加，高渗油层容易形成汽窜，注入蒸汽绝大部分进入其中；而相对渗透率较低的油层吸汽量小，造成蒸汽浪费，注汽效率低下，影响了相对渗透率较低段油层的开采。对于非均质性严重的油层，其纵向上吸汽状况主要取决于油井单层渗透率，垂向渗透率与水平渗透率比值对注蒸汽开发影响也很大，二者的比值越大，越易形成蒸汽超覆。 （2）油层厚度。理论上油层厚度越大，储层吸汽能力越强，注蒸汽开采效果越好；因为单层厚度大，层内储热量也大，油藏系统整体热损失比例小，热能利用率高。实际上蒸汽吞吐效果并非与油层厚度成正比，随着油层厚度增加到一定值，吸汽量增加的幅度逐渐变小。 （3）储层岩性特征。高温高压力的注汽易使储集层骨架颗粒溶解甚至破碎，导致大量微粒迁移从而阻塞孔隙。 （4）沉积微相和韵律特征沉积微相的平面展布影响储层的吸汽能力，一般主河道发育部位，储层物性好，蒸汽往往会沿着主河道方向优先突进，一定程度上制约了蒸汽在其他方向的波及。
苏里格气田储层非均质性 摘要: 苏里格气田属于典型的岩性圈闭气藏，具“低孔、低渗、低丰度”的地质特征。以苏里格气田东区z9区块为研究目标，利 用实际地质资料分别对苏里格气田z9区块石盒子组8段储层平面 非均质性、层内非均质性和层间非均质性进行研究。结果表明，研究区石盒子组8 段层内和层间非均质性都非常严重，垂向上的层间和层内非均质性要强于平面非均质性; 石盒子组8下亚段砂体最发育，在沿河道方向砂体的连续性较好，而在垂直河道方向上河道砂体较厚更叠频繁，连续性较差，致使层间非均质性最严重。 关键词: 砂体;夹层;非均质性; 储层; 苏东z9区块; 苏里格气 田 abstract: the surig gas field belongs to lithologic gas reservoir geological characteristics of typical, with “low porosity, low permeability, low abundance .”. surig east block z9 gas field as the research object, using the actual geological data respectively 8 reservoir plane heterogeneity, intraformational and interlayer heterogeneity study of surig gas field z9 block stone box. the results show that, the study area shihezi formation of 8 layer and interlayer heterogeneity is very serious, vertical interlaminar and intrastratal heterogeneity is stronger than the plane heterogeneity; shihezi group of 8 low sub-member of zhiluo
储层非均质性研究进展 储层非均质性是指储层在形成过程中受沉积环境、成岩作用和构造作用的影响，形成储层的各种性质（包括储层的岩性、物性、电性、含油气性以及微观孔隙结构等）在三维空间分布和各种属性的不均匀变化性，主要表现在岩石物质组成的非均质和孔隙空间的非均质[1-3]。 储层非均质性是影响地下流体（包括油、气、水）运动及油气采收率的主要因素，因而储层非均质性研究是储层描述和表征的核心内容，是油气田勘探与开发地质研究中的重要基础工作[2]。 储层非均质性的研究始于20世纪70~80年代，从六、七十年代的沉积环境分析和相模式研究到80年代的沉积体系分析和以Cross发起的高分辨率层序地层学研究，从以高密度开发井网为基础的精细地质模型研究到储层露头精细研究和随机建模技术，国内外的储层非均质性研究已形成了许多比较成熟的理论和技术，其研究内容与领域在不断加深，同时，有关储层非均质性的研究技术和方法也在不断地向定量化、精细化的方向发展[4]。 1、储层非均质性的分类 按照不同的研究目的、研究对象，储层非均质性分类方案有很多[4-5，8-9]：（1）Pettijohn的分类 Pettijohn等（1973）在研究河流沉积储层时，依据沉积成因和界面以及对流体的影响，首次将储层非均质性划分为5个层次：①油藏规模的沉积相及造成的层间非均质性；②油层规模的沉积微相和相变关系；③砂体内韵律性、沉积结构构造等非均质性；④岩心规模的孔隙度、渗透率等各向异性；⑤显微尺度的孔隙结构类型、矿物学特征等。这种分类便于结合不同的沉积单元进行成因研究，比较实用。 （2）Weber的分类 Weber（1986）在前人研究基础上，还考虑了构造特征、隔夹层分布及原油性质对储层非均质性的影响，提出了一个更加全面的分类体系，将储层非均质性分为7类，即封闭、半封闭、未封闭断层，成因单元边界，成因单元内渗透层，
储层非均质性研究在新木油田开发中的重要意义 新木油田作为低渗透高含水的区块，在开发中的主要问题为平面矛盾及层内层间矛盾严重，这主要是由储层的非均值导致的。储层非均质性研究在新木油田开发中的重要意义。对于油田后期开发调整，注水政策的制定及挖潜剩余油提供理论指导。 标签：非均质性研究；剩余油 储层非均质性是指储层在形成过程中受沉积环境、成岩作用和构造作用的影响，在空间分布及内部属性上都存在不均匀的变化，而这些变化是影响地下油、气、水运动及油气采收率的主要因素。 1 储层非均质性的研究内容 1.1 层内非均质性 层内非均质性具体指一个单砂层内的岩性、物性和含油性垂向上的变化情况，是控制和影响单砂层的注入剂波及体积和层内剩余油形成与分布的关键因素。 ①粒序剖面在剖面上常见的粒度变化有正粒序、反粒序和复合粒序。粒序剖面受沉积环境和沉积方式的控制。在成岩变化弱的碎屑岩储层中，剖面上粒度的韵律性直接控制渗透率剖面的韵律性，渗透率在垂向上的变化直接影响开发效果，在注水开发过程中，正韵律剖面易出现底部水淹快、水淹厚度小和驱油效率低等现象。而对于成岩变化很强的碎屑岩储层，由于胶结物含量等因素的影响，渗透率的韵律性与粒序韵律性的吻合程度较差； ②层理构造多数碎屑岩储层具有层理构造。常见的层理类型有平行层理、块状层理、交错层理、斜层理、波状层理和水平层理。层理类型受沉积环境和水流条件的控制，通过物理模拟实验，证明层理构造影响油水运动； ③夹层的存在夹层指储层内部的非渗透性层，可分为物性夹层、钙质夹层和泥质夹层[1]。通常用夹层密度等参数来反映储层内非渗透性夹层的发育程度。夹层的分布状况对油水运动规律影响较大。夹层的成因取决于沉积环境； ④微裂缝在致密的储层中常发育大量的微裂缝，微裂缝的存在，可以改变储层的渗透性，甚至可能形成串层，对开发效果的影响较大。在断裂活动强的断块油田中，不可忽视裂缝的研究。对裂缝的大小、方向、产状和密度均要搞清楚。 1.2 层间非均质性 層间非均质性是指砂层组内或油层组内各砂层之间的差异。研究层间非均质
第五章碎屑岩的储层非均质性 储层是油气勘探、开发的直接目的层，储层描述与表征是油气藏研究的中心，而储层非均质性的研究是储层描述和表征的核心内容。这是因为储层的非均质特征与油气储量、产量及产能密切相关；当前，在油气藏开发中，首先需要解决的一个技术问题，就是如何精确认识油气藏中储层的各种特征。只有科学地、系统地、定量化的研究储层的非均质特征，才能提高油气勘探与开发的效益，才能对开发井的位置作出最优化的选择，以及合理地设计出提高油气采收率的方案。换言之，储层非均质特征的研究是制定油田勘探、开发方案的基础，是评价油藏、发现产能潜力以及预测最终采收率的重要地质依据。 第一节概念及主要影响因素 储层的非均质是绝对的、无条件的、无限的；而均质是相对的、有条件的、有限的。只有在一定的条件下，有限的范围内才可以把储层近似地看作是均质的。当然，海相储层非均质程度相对于陆相储层低，我国目前已发现的油气储量90%来自陆相沉积储层，且绝大多数都采用注水开发。因此，层非均质性的研究水平，将直接影响到对储层中油气水分布规律的认识和开发效果的好坏。 一、储层非均质性的概念 油气储层在漫长的地质历史中，经历了沉积、成岩以及后期构造运动的综合影响，使储层的空间分布及内部的各种属性都出现了不均匀分布和变化。总而言之，无论是碎屑岩储层还是碳酸盐岩储层，无论是常规储层还是特殊储层，其岩性、物性、含油性和电性在三度空间上往往都是变化的，这种变化就是储层的非均质性。非均质性对油气田的勘探和开发效果影响很大，尤其是对地下油气水的运动，提高油田采收率影响深远。 广义上讲：储层非均质性就是指油气储层在空间上的分布（各向异性——Anisotropies）和各种内部属性的不均匀性。 影响结果：前者控制着油气的总储量、分布规律及勘探开发的布井位置；后者控制着油气的可采储量、注采方式（如波及系数）、产能以及剩余油的分布。 储层建模：前者的研究结果是建立骨架模型；后则是建立参数模型。 狭义上讲：就是指油气储层各种属性（岩性、物性、含油性及电性）在三维空间上分布的不均匀性。 二、主要影响因素 影响储层非均质性的因素很多，也很复杂，但归纳起来主要原因有以下三点（图5—1）： 一）构造因素 构造因素对储层非均质性的影响主要决定于构造变动，形成断层、裂缝，改造和叠加于原始储层骨架之上，造成流体流动的隔挡或通道。 裂缝通常改变了储层的渗透性方向和能力，造成了其渗透性在纵、横、垂三度空间上有很大的差异。 118
我国储层非均质性表征研究评述 邓 燕 (中国地质大学(北京)数理学院,北京 100083) 摘 要:通过对大量资料的整理分析,对近年来我国在储层非均质性表征研究进行了评述,指出了当前储层非均质性表征研究中采用的主要参数和方法的优缺点,并对今后储层非均质性表征研究的方向、尺度效应等问题进行了讨论和展望。 关键词:储层非均质性;表征参数;表征方法 中图分类号:P618.130.2 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)23—0001—03 储层非均质性是储层的岩性、物性、电性、含油气性及微观孔隙结构等在三维空间上分布的不均一性和变化[1],是储层的普遍特性。由于储层的非均质特征与油气储量、产量及产能密切相关,并直接影响着油气田的注水采收效果和最终采收率[2],从定性和定量的角度对储层非均质性进行研究,就成了揭示储层中油气运动规律,指导油田开发生产的最基础性工作。近年来,特别是从上世纪七八十年代以来。我国科学家已经认识到开展储层非均质性表征研究的重要性,并开展了大量研究。在影响储层非均质性表征研究结果的诸因素中,除了储层本身外,最重要的就是参数和方法的选取。但是储层非均质性本身所具有的复杂性、动态性决定了对其的表征研究必然带有很强的不可控性和不确定性,由此,开展储层非均质性表征研究的参数与方法不断推陈出新。本文通过对大量资料的整理分析,对近年来我国在储层非均质性主要表征参数和研究方法上的研究进行了评述,力图为今后的研究者提供一些有益的帮助。 1 储层非均质性表征参数 储层非均质性表征参数繁多,总体上可划分为2类:一是单一参数,包括反映储层质量的单一参数和反映储层结构的单一参数,二是对多个单一参数进行数学处理后得到的综合参数。 1.1 单一参数 在储层非均质性研究中,研究者一般都把渗透率的变化作为储层非均质性的集中表现[3],并通过求取渗透率的变异系数、突进系数、极比、极差和非均质系数等来定量表征储层非均质性。对于不同储层非均质性,也各有其特有表征参数,主要可以分为反映储层孔隙结构等的微观非均质性参数、反映单砂体内部垂向储层性质变化的层内非均质性参数、反映各砂层组内小层或单砂层之间地质因素差异的层间非均质性参数,以及反映油田范围内井间规模的平面非均质性参数等。 1.2 综合参数 为综合评价储层,避免因单一参数表征的片面性,一些学者将多个单一参数进行一定的技术处理求得一个综合性参数来定量地表征储层非均质性。目前,主要有加权平均法[4]、变差函数法[5]、极差正规化法[6]、人工智能神经网络法[7]、熵权法[8]、模糊数学法[9]等方法,并都在实际储层研究中得到了有效应用。 1.3 表征参数标准 目前,研究者针对不同的储层提出了储层非均质性参数的不同表征标准,并根据确定的标准按照强弱程度对储层的非均质性进行了分类,各标准的确定多数情况下都是依据研究区实际计算值的分布[10]。表一列出了近年来研究者对我国部分油气田储层非均质性分类以及参数标准的确定情况。 2 储层非均质性表征方法 当前,对储层非均质性的表征方法很多,李祖兵等将其归纳5种[18],于翠玲等将其归纳为3个方面[19]。近年来,扫描电镜、色谱—质谱仪、示踪技术、信号识别技术、GIS技术等新技术和新方法的应用,进一步丰富和拓展了储层研究的手段和途径,总的来看,可以分为4类。 2.1 表征参数法 通过直接求取反映储层非均质性的表征参数值,是表征储层非均质性最直观的方法,也是最简单、最基础的方法。目前直接求取参数值主要有统计学方法和劳伦兹曲线法。相对于统计学方法,劳伦兹曲线法不但操作简单,不需要复杂的数学公式,而且求得的渗透率变异系数在0-1之间,可以定量地评价储层非均质程度,还可以从曲线图中直观地读得不同样品百分数下的渗透率贡献值,它的不足主要是在进行定量评价时缺乏标准[20]。 2.2 储层地质建模法 储层地质建模可以实现对油气储层的定量表征及对各级非均质性的刻画,它的不足是建模精度受到取心井和取心井段资料的限制[19]。储层地质建模主要有经验公式法、确定性建模和随机建模三种途径。经验公式是最简单、最基本的模型表达方式,但由于储层非均质性的复杂性和动态性,使得经验公式的精度不高,且其适用条件或范围受到限制。储层确定性建模在结构相对简单且不易随时间变化而变 1 2012年第23期 内蒙古石油化工 收稿日期:2012-09-22
1、突进系数 突进系数，级差，变异系数是描述储层非均质性最常用也是最基础的几个参数 外文名heterogeneity coefficient of permeability 突进系数指选定井段或单砂层内渗透率最大值(Kmax)与其平均值(K)的比值,即:Tk=Kmax/K突进系数是评价层内非均质性的一个重要参数，其变化范围为Tk大于或等于1，数值越小说明垂向上渗透率变化小，油水注入剂波及体积大，驱油效果好；数值越大，说明渗透率在垂向上变化大，油水及注入剂沿高渗透率段窜进，注入剂作用体积小，水驱油效果差。 2.平面非均质性 平面非均质性是指一个储集层砂体的几何形态、规模、连续性，以及砂体内孔隙度、渗透率的平面变化所引起的非均质性。砂体几何形态 （1）席状砂体:长宽比近似于1:1，平面上呈等轴状。 （2）土豆状砂体:长宽比小于3:1。 （3）带状砂体:长宽比为3:1—20:1。 （4）鞋带状砂体:长宽比大于20:1。 （5）不规则砂体:形态不规则，一般有一个主要延伸方向。 砂体规模及各向连续性 重点研究砂体的侧向连续性。一般砂体的规模大、连续性强，则均质性较弱。 按延伸长度可将砂体分为以下五级： 一级:砂体延伸大于2000m，连续性极好。 二级:砂体延伸1600—2000m，连续性好。 三级:砂体延伸600—1600m，连续性中等。 四级:砂体延伸300—600m，连续性差。 五级：砂体延伸小于300m，连续性极差。 实际研究中往往用钻遇率来表示。钻遇率反映在一定井网密度下对砂体的控制程度。钻遇率越高，砂体的延伸性越好。 钻遇率=(钻遇砂层井数/总井数)×100% 砂体的连通性 指砂体在垂向上和平面上的相互接触连通，可用砂体配位数、连通程度和连通系数表示。 （1）砂体配位数：与某一个砂体连通接触的砂体数。 （2）连通程度：指连通的砂体面积占砂体接触总面积的百分数。 （3）连通系数：连通的砂体层数占砂体总层数的百分比。连通系数也可以用厚度来表示，称为厚度连通系数。 （4）砂体孔隙度、渗透率的平面变化及方向性 通过编制孔限度、渗透率的平面等值线图来反映其平面变化，重点是研究渗透率的方向性。[1]