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在油田勘探开发过程中，地层储层层间非均质性的评价，对油田的地质研究、注水方案的确定、开发综合调整以及增产、增注措施规划的制定等，均具有极其重要的意义。
储层层间非均质性，是指在纵向上砂体之间的储层性质的差异程度。
目前，研究储层层间非均质性，大多数采用单项参数评价储层层间差异，如分层系数、砂岩密度、层间渗透率变异系数、层间渗透率级差、层间孔隙度级差等，或者将各层的储层参数罗列起来进行比较，反映其层间非均质程度，确定连通情况，规划注采方案。
当然，这些方法从一定角度来讲，是反映了储层层间非均质性，但也存在一些不足之处：一是未将这些参数有机地结合起来，因为一个储层参数只能从一个方面反映储层的特性，而要全面的、科学地评价储层，仅根据一个相对独立的参数进行评价是不够严谨的；二是缺乏“量”的概念，不能准确定量储层层间差异。
目前，油田开发地质研究，正在向精细化、定量化、隐蔽化、前沿化方向发展，因此，有必要对传统的方法进行丰富发展、科技创新，定量评价储层层间非均质性，更好为油田勘探开发奠定良好的科学基础。
油田地质特征一般指构造位置、构造运动类型、含油层系、储层类型、储层特点、油藏类型等。
这里我们以A油田为例，运用多种储层参数和数理统计方法，定量地评价储层的非均质性。
该油田位于济阳坳陷东营凹陷西部边缘区，自上而下，共发现馆陶组至沙河街组沙四段中亚段7套含油层系。
目的层由于经受两次构造运动（济阳运动、东营运动）的影响,并处于凹陷与凸起的过渡带，因而具有含油层系多、储层类型多、层间差异大、油藏类型多等特点。
在地层剖面上,储层类型多、储层层间差异变化大。
从上到下,馆陶组属河流相沉积、东营组属湖成三角洲相沉积、沙河街组沙一下亚段为浅湖相沉积、沙三段1 砂组为滨湖相—砂坝沉积、沙三段2 砂组为扇三角洲沉积、沙四段上亚段为生物礁相沉积、沙四段中亚段属滨湖相沉积。
其岩性除沙一段下亚段、沙四上亚段储层岩性为碳酸盐岩以外，其余均为砂岩。
非均质油藏开发规律探究发布时间：2021-06-22T09:53:34.627Z 来源：《基层建设》2021年第6期作者：李博文[导读] 摘要：对所得数据进行了比较，采用洛伦兹曲线的逆解方法建立了数学模型。
大港油田第一采油厂天津市 300280摘要：对所得数据进行了比较，采用洛伦兹曲线的逆解方法建立了数学模型。
然后对获得的资料进行了分析总结，探讨了非均质油藏开发过程中存在的规律。
结果表明：在均质油整体结构中，渗透率变异系数小于或等于0.2，含水剖面和渗透率剖面相同时，划分标准更为准确，正韵律油藏和反韵律油藏均采用高渗透层注水，正韵律油藏的含水剖面明显高于反韵律油藏。
关键词：储层非均质性；规律性；正韵律储层；反韵律储层前言：非均质储层主要是指渗透率的差异。
通过对渗透率突进系数、渗透率变异系数和两端渗透率范围的综合比较，最常用的是存在于渗透率中间的变异系数。
我国东部油田以陆相沉积砂岩油藏为主。
西部油田开发时，主要利用塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏。
一、非均质油藏渗透率在实际运行中，需要重点研究渗透率变化系数的参数变化。
对于该参数的变化，我们可以知道单层渗透率是否在平均值内，包括平均值的偏差。
储层非均质性比系数值和渗透率变化与储层非均质性密切相关。
渗透率变化系数总数量越大，储层非均质性越高。
在实际应用中，最常用的测量方法是储层渗透率变化系数。
该计算方法采用洛伦兹计算法，可用于储层的全过程测量。
同时，反序洛伦兹曲线的研究方法主要针对不同非均质性程度的储层渗透率。
二、非均质油藏注水规律（一）正韵律储层根据具体参数，可以观察井筒内水流的动态方向。
对于非均质性不同的正韵律油藏，当采收率为10%时，整个井眼周围的水流性能可以清楚地理解；当渗透率变化系数小于0.2时，井眼各层含水上升率相差不大。
对于某些高渗透层，如果出现均匀性差的含水率，则水的上升速度相对较快。
对于渗透率变化系数不明显的油藏，注水方法大多是在注水前后均匀分配水，然后向前注水。
复杂断块油藏精细开发浅谈1. 引言1.1 引言复杂断块油藏是指油藏中存在多个断块状油层或者油藏呈不规则形态、非均质性较强的情况。
这种油藏一般具有地质构造复杂、储层非均匀、流动性差等特点，给油田开发带来了诸多挑战。
为了更有效地开发复杂断块油藏，需要采用精细开发技术，通过综合利用各种增油技术，实现油藏高效开采。
精细开发技术是针对复杂断块油藏的特点，结合地质、工程和物理等多学科知识，采用综合的开发方法进行油藏开采。
水驱开发技术是常用的一种方法，通过注入水或者其他驱替剂来推动油藏中的原油向井口移动，提高采收率。
CO2驱开发技术也被广泛应用于复杂断块油藏的开发中，通过注入CO2气体来增加油藏中的驱替效果，提高原油采收率。
除了水驱和CO2驱技术外，还有许多其他增油技术可以应用于复杂断块油藏的精细开发中，如聚合物驱、油藏压裂、地面改造等方法。
这些技术的综合应用可以有效提高复杂断块油藏的开采效率，实现地质资源的最大化利用。
在本文中，将重点探讨复杂断块油藏的特点、精细开发技术及其应用，以及水驱、CO2驱等不同的开发方法。
希望通过对这些内容的分析和讨论，可以为复杂断块油藏的精细开发提供更多的思路和方法。
2. 正文2.1 复杂断块油藏特点复杂断块油藏是指油藏中存在多个断块，每个断块之间的渗透率、孔隙度等参数存在明显差异的一类油藏。
其特点主要包括以下几点：1. 非均质性强：由于不同断块之间的地质特征存在较大差异，导致油藏整体非均质性较强。
这种非均质性会对油藏的开发造成一定的困难，需要精细的开发技术进行处理。
2. 油气分布不均匀：在复杂断块油藏中，油气分布通常是不均匀的，有些区域油气富集，而其他区域则比较稀疏。
这就需要开发技术精细化，以确保对每个区域的开发均衡和高效。
3. 产能差异大：不同断块之间的产能存在差异，有些断块可能具有较高的产能，而其他断块则相对较低。
在开发过程中需要考虑如何优化生产方式，以充分挖掘高产能断块的潜力。
《低渗透非均质油藏渗流特征及反问题研究》篇一一、引言在油气藏的勘探与开发中，低渗透非均质油藏的渗流特性对于有效开发具有重要影响。
这类油藏因其内部复杂的孔隙结构、非均质性和低渗透性，使得其渗流规律与常规油藏存在显著差异。
本文旨在研究低渗透非均质油藏的渗流特征，并对其反问题进行研究，以期为实际开发提供理论依据和指导。
二、低渗透非均质油藏的渗流特征1. 孔隙结构特征低渗透非均质油藏的孔隙结构复杂，孔喉大小不一，连通性差。
这种结构特点导致流体在油藏中的流动受到阻碍，表现为低渗透性。
2. 渗流规律由于孔隙结构的复杂性，低渗透非均质油藏的渗流规律表现出非达西流特征。
在低压差下，流体流动表现出较强的非线性特征，随着压力差的增大，渗流逐渐接近达西流。
3. 影响因素影响低渗透非均质油藏渗流特性的因素包括：岩石类型、孔隙结构、流体性质、温度和压力等。
这些因素的综合作用决定了油藏的渗流特性。
三、反问题研究反问题研究主要是指利用实际生产数据，反推油藏的参数和性质。
在低渗透非均质油藏中，反问题研究对于优化开发策略、提高采收率具有重要意义。
1. 反问题模型的建立根据实际生产数据，建立油藏的反问题模型。
该模型应综合考虑地质、工程和经济等多方面因素，以实现最优化目标。
2. 参数反演利用反问题模型，对油藏的渗透性、孔隙度、饱和度等参数进行反演。
通过不断优化算法和模型，提高参数反演的精度和可靠性。
3. 优化开发策略根据反问题研究结果，对低渗透非均质油藏的开发策略进行优化。
通过调整井网密度、注入参数、采收策略等，实现最佳的经济效益和采收率。
四、实例分析以某低渗透非均质油藏为例，通过实际应用本文所述的反问题研究方法，分析其渗流特征和开发策略。
通过对比优化前后的开发效果，验证反问题研究的可行性和有效性。
五、结论通过对低渗透非均质油藏的渗流特征及反问题研究，我们得到了以下结论：1. 低渗透非均质油藏的渗流特性复杂，受多种因素影响。
在实际开发中，应充分考虑这些因素，制定合理的开发策略。
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。
油藏非均质性对油田开发的影响
【摘要】安塞油田m区块的非均质性具有从均质到非均质的渐变性，为了提高油藏水驱效果，从油田开发的角度，研究了不同非均质性储层下的递减率、开发技术政策，得出了不同非均质下油田开发中应采取不同的对策，从而提高水驱效果。
【关键词】非均质性油田开发
1 概述
m油田位于西倾的伊陕斜坡中部，油藏埋藏浅，渗透率低，水饱高，单井产能低，是典型的“三低”油藏。
不同区域具有不同的非均质性，控制着不同的注采关系，在油藏开发中亦需要采取不同的对策，以达到最佳开发效果。
2 非均质性研究
2.1 剖面非均质性
该油藏是一个处于一个西倾单斜背景之上鼻隆构造，平均埋深930m，从西到东，油藏埋深变浅，压实作用对储层的影响逐渐减小，渗透率逐渐增大，非均质性逐渐减弱（表1）。
2.2 平面非均质性
平面非均质性采用聚类分法，对该区内的井以kh值、砂地比、孔隙度和油井初期含水为聚类标准进行聚类分析后得到平面非均
质性分布图，平面非均质性主要受沉积相的影响，在沿着分流河道方向（北东-南西向）形成一系列不同类的区域。
3 非均质性对油田开发的影响
平面非均质性在油田开发中，主要影响流体渗流方向，从开发的角度上讲，影响着注入水推进方向，对油井来说，则是油井的见效方向，见效后产量的变化等情况。
3.1 对见效方向的影响
统计该区油井见效情况，发现见效油井方向与油井所处的位置有关，见效井主要分布于油藏中部。
其中，不同区域反映出不同的特征。
东部区域见效油井呈点状分布在注水井的周围，表明注入水推进时是均匀向各方向推进的；中部区域油井见效主要有两个方向，分别是东西方向与北东南西方向，这两个方向一个是砂体走向，一个是储层的层理走向，表明水驱方向受沉积环境控制；西部区域油井见效方向性更为明显，主要是北东南西向，表明水驱状况受沉积相和储层物性的控制更加严重，水驱效果也相对较差。
3.2 对见效后产量的影响
采用油藏工程方法，对该油田东、中、西部的含水与平均单井累积产油量的关系、递减情况进行分析。
该油田含水上升规律表出现均为凸型水驱特征规律，每个区域分为见效井与未见效井进行分析，三个区域出现明显的差异。
东部见效油井最终累积采油量（含水为98%时）为未见效油井的10倍。
从递减率上看，见效井的未见效井产量均随时间呈指数变化，未见效油井的月递减率是见效油井的7.4倍；而中部见效油井的含水与平均单井累积产油关系主要表现为凸型，初期含水上升速度较快，之后逐渐减小。
见效油井含水上升速度整体比不见效油井含水
上升速度慢，从含水与累积产油关系曲线看，见效油井平均单井累积产油量可达1.2×104t，未见效油井平均单井累积产油只有0.8×104t，表明油井见效后，受注入水影响，平均单井可增产0.4×104t；从递减率曲线上看，未见效井递减率是见效井递减率的4.2倍；西部见效油井的含水与累积产油关系主要表现为凸型，初期含水上升速度较快，之后逐渐减小。
从含水与累积产油关系曲线来看，见效油井平均单井累积产油量为0.55×104t，未见效油井平均单井累积产油只有0.12×104t，从递减率来看，在正常情况下，未见效井的递减率是见效井递减率的2.7倍。
从该油田的东部→中部→西部油井见效后产量变化及含水变化
来看，随着埋深的增加，储层非均质性变强，见效方向逐渐变得单一，见效井的递减与未见效井的递减差别也逐渐变小，可采储量差别也逐渐变小，表明从东到西，水驱状况逐渐变差。
3.3 对开发技术政策的影响
油藏水驱状况的好坏，最后决定了油田开发过程中所采用的开发政策，比如，如果剖面非均质性较低，那么，相应的射开程度降低，也会达到较好的效果；水驱方向均匀，采用的注采比也会增大，以提高采油速度；不同水驱方向，采用不同生产压差，控制适当的注采压差，以减少残余油等，都会产生重要的影响。
3.3.1？非均质性与射开程度的关系
为了弄清不同区域的射开程度，我们可以统计射程度与动用程度的关系，结论如下：
东部射开程度与动用程度关系不明显（图2），中部、西部（图3图4）吸水厚度与射开程度成正比，但中部关系没有西部关系密切（相关系数低）。
表明，油藏从东到西，随着非均质性的增强，射开程度与水驱储量动用程度关系逐渐变得密切。
？3.3.2？非质性与注采比的关系
在油田开发过程中，为了防止注入水突进，导致油井含水上升，增加残余油，应采用合适的注采比。
根据物质平衡法可得：
（式中，dp/dt为压力变化速度，ipr为注采比，ql为产液量，qs为水侵量，c1为综合压缩系数），可知，压力变化速度与ipq是成正比关系的。
我们可以做出不同区域内测压井的压力变化速度与对应水井所在的井组的注采比进行统计，可得到，不同区域内注采平衡时的注采比的数值。
从图上可知（图5图6图7），从东到西，该油田注采平衡时的注采比是逐渐减小的（dp/dt=0时，注采比分别为1.18，1.14，1.09）。
表明，随着非均性增强，水驱方向变得单一、水驱波及体积逐渐减小，从而，造成开发过程中，注采比也需减小。
3.3.3？非均质性与生产压差的关系
在相同的压力下，过大的生产压差是引起注入水突进的另外一个重在因素，洗油效率大大降低，而降低采收率。
根据达西公说，公式左边为比采液指数，右边是一个等价于一个与地层渗透率、流体粘度、渗流半径有关的数，因此，可认为，相近的比采液指数具有相近的渗流状态，统计相近的比采液指数的井的生产压差与采油强
度，可得到合理的生产压差。
分别统计东部，中部及西部相近的比采液指数的井的生产压差与采液强度的关系，可得到：该区东部油井储层平面非均质性接近、污染程度接近，日产液与生产压差成正比，而日产油与生产压差的关系上看，生产压差在3.0-4.5mpa时，油井产量最高，低于3.0mpa 时，油井产液量过低，使油井产量过低；高于4.5mpa时，油井含水上升过快引起油量下降；中部按比采液指数分类后分别讨论生产压差情况，当油井含水低于60%时，中部合理的生产压差在
5.0-
6.0mpa之间，当油井含水高于60%时，应放大压差生产；西部不与底水接触井的合理的生产压差在5.0-6.0mpa之间，对西部与底水直接接触油井合理的生产压差为2.0mpa左右。
4 结论
（1）非均质性与油藏埋深有关，随着油藏埋深的增加，非均质性增强；
（2）非均质性通过影响注入水推进方向影响波及体积，从而进一步影响开发效果。
（3）一般来说，非均质性越强，油田开发过程中，所能采用射开程度越高，注采比越低，生产压差越低。
参考文献
[1] 王志权.内蒙古石油化工.储层非均质性及其对注水开发效果的影响，2009年第8期，215-216
[2] 董桂玉，何幼斌，徐徽.石油天然气学报.储层宏观非均质性
的几种表征方法，2005年8月第27卷，第4期，590-591页。
