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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。
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。
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。
一、名词解释1.低渗油藏：油层渗透率50＞k≥5×10-3μm2 的油藏2.储层非均质性：油气储层由于在形成过程中受沉积环境、成岩作用及构造作用的影响，在空间分布及内部各种属性上都存在不均匀的变化，这种变化称为储层非均质性。
（储层的各种性质随其空间位置而变化的属性。
）3.溶解气驱：当油层压力下降至低于饱和压力时，随着油层压力的进一步降低，原来处于溶解状态的气体将分离出来，气泡的膨胀能将原油驱向井底，形成溶解气驱。
4.压降试井：指油井以定产量进行生产，井底压力不断降低，记录压力随时间的变化。
5.压恢试井：油井生产一段时间后，瞬时关井测井底压力随时间的变化。
6.注采平衡：-注入油层水量与采出油量的地下体积相等。
7.井网密度：单位面积上的井数8.采油指数/速度：单位生产压差下的油井产量。
油田（藏）年产量与其地质储量的比值。
9.水驱采收率：油井含水率达到98%，水驱开发结束时，累积采油量占地质储量的比值。
10.驱动指数：指某种驱油能量占总驱油能量的百分数，或者指各种液体的膨胀量占总采出液量（油、气、水的总量）的百分比。
二、简答1.开发方案内容：油田概况；油藏描述；油藏工程设计；钻井、采油、地面建设工程设计；方案实施要求2.油藏工程设计的内容：油田开发方案设计原则、层系划分与组合、开发方式的选择、井网和井距及采油速度的确定、油田开发指标预测及经济评价。
3.什么是油藏的物质平衡方程及其应用：4.画出井网（几点法）和三个指标（三角是注水井、）描述井网的特征参数：m—生产井数与注水井数之比；F—每口注水井控制的面积；（注采单元）S—钻井密度（每口井控制的面积）—1/井网密度5.产量递减率：递减率：单位时间内的产量递减分数，表示产量递减的大小。
6.划分开发层系的原则和具体方法：原则（1）储层特性相近原则，即同一层系内的油层物性应当接近，尤其是渗透率要接近（2）储量规模原理，即一个独立的开发层系应具有一定的厚度和储量，以保证油田满足一定的采油速度，并具有较长的稳产时间和达到较好的经济指标（3）隔层原则，各开发层系间必须具有良好的隔层，以便在注水开发条件下层系间能严格地分开，确保层系间不发生串通和干扰。
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。
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10～100μm2②Weber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。
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一、名词解释1渗透率突进系数：是反映层内渗透率非均质性差异程度的一个定量统计参数（T K）指单砂层内渗透率极大值与平均值的比值。
即T K=K max/K。
T K是评价层内渗透率非均质的一个重要参数，即T K≥1。
T K值越小，说明垂向上渗透率变化小，注入剂厚度波及系数大，驱油效果好。
数值越大，说明渗透率在垂向上变化大。
注入剂易由高渗透程突进，波及系数小，水驱油效果差。
2层内夹层：层内夹层是指位于单砂层内部的相对低渗层或非渗透性岩层。
在注水开发过程中，夹层对地下流体具有隔绝能力或遮挡作用，因而对水驱油过程有很大影响。
常见的夹层有泥（页）岩、粉砂质泥岩、钙质泥岩、含砂泥岩等，此外还包括成岩过程中形成的硅质、钙质条带等。
3溶解气驱：溶解气驱的驱油动力是从石油中分逸出来的溶解气体的膨胀力。
溶解气驱动能量的大小主要取决于原油溶解气体的数量。
实现溶解气驱的条件是：油藏与外部水体连通极差或完全封闭（如岩性油藏），或者采出量大大超出水体的补给能量，又没有气顶存在，且油藏压力低于饱和压力时，溶解气从油中分离出来，从分散的泡状存在于油中，当压力降低时气泡膨胀把油推向井底。
4表外储量：是指在现有经济技术条件下，开采不能获得社会经济效益的地质储量；当原油价格提高或工艺技术改进后，某些表外储量可以转变为表内储量。
5油藏动态监测：油田全面投入开发以后，地下油层中油水处于运动和变化中，而这些变化的各项第一性资料，就必须进行油田动态监测。
油藏动态监测的内容一般包括：①流量监测②油水井压力监测③油井产出剖面和注水井吸水剖面监测④井下技术状况监测⑤油层水淹监测。
除此之外还有特殊类型的油藏动态监测，如：稠油高凝油田；有气顶油藏；底水油藏和凝析油气藏的监测。
6沉积时间单元7储层敏感性：储层中存在的粘土、碳酸盐、硅酸盐、硫酸盐等敏感矿物与外来的钻井液、洗井液、压井液、压裂液、酸化液等所携带的固体微粒接触，导致储层渗流能力及产能的的下降。
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臵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臵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。
油藏工程原理一、名词解释油田的含水上升率：定义为每采出1％的地质储量含水率上升的百分数。
天然气的体积系数：地层条件下的气体体积与等质量气体在地面标准条件下的体积的比值。
地层水的矿化度：地层水的矿物质含量(单位为g/m3和mg/L)。
毛管压力：弯液面两侧的油水相压力差，定义为毛管压力。
相渗透率：当两相或多相流体同时在地层中流动时，把岩石允许某一相流体通过的能力，定义为该相的渗透率。
储层敏感性：储层敏感性是指储集层岩石的物性参数随环境条件（温度、压力）和流动条件（流速、酸、碱、盐、水等）而变化的性质。
井底流压：油气流动即生产过程中测量的井底压力，称作井底流压。
定容气藏：定容气藏是指天然气开采过程中气藏容积一直都不发生变化的气藏。
稳态水侵：稳态水侵是指水侵速度（或水侵量）不随时间变化的水侵模式。
稳定试井：稳定试井是指在稳定流动过程中对油气井进行的测试。
不稳定试井：在不稳定状态下对油井进行的测试，称为不稳定试井。
相对渗透率：把相渗透率与绝对渗透率的比值定义为相对渗透率。
储量丰度：单位含油面积上的石油地质储量。
原油：以烃类物质为主、并含有少量其他非烃类物质的液体。
水驱气藏：一些气藏，与周围水体（边水、底水）之间保持良好的连通关系，当气藏采出天然气时，边底水会因气藏压力下降而流入（侵入）气藏，从而驱替气藏中的天然气，这类气藏被称为水驱气藏。
未饱和油藏：未饱和油藏是指原油中没有被气体饱和即没有气顶的油藏。
弹性驱动：是指开采原油的驱动能量，全部来自于油藏的弹性膨胀能。
天然气：以烃类物质为主、并含有少量其他非烃类物质的气体。
原油体积系数：定义为某个地层压力下的原油体积与地面脱气原油体积的比值。
封闭气藏：封闭气藏是指那些无相连水体的气藏。
非稳态水侵：非稳态水侵是指水侵速度（或水侵量）随时间变化的水侵模式。
均值油藏：均质油藏是指油藏储集层物性参数不随空间位置而变化的油藏类型。
岩石本体变形：本体变形是指因骨架颗粒自身的形变而导致的岩石整体变形。
第一章名词解释1.原油饱和压力： 指在地层条件下，原油中的溶解气开始分离出来时的压力。
又称泡点压力。
2.溶解气油比（Rs）： 在油藏温度和压力下地层油中溶解的气量，m3/m3 。
3.压缩系数（Co）： 在温度一定的条件下，单位体积地层油随压力变化的体积变化率，1/MPa4.体积系数（Bo）： 又称原油地下体积系数，是指原油在地下体积(即地层油体积Vf)与其在地面脱气后的体积(Vs)之比。
5.粘度（μ）： 当速度梯度为1时单位面积上流体的内摩擦力，单位：mPa.s。
6.稠油： 指在油层条件下，粘度大于50 mPa.s，相对密度大于0.90的原油。
7.压缩因子（Z）： 一定温度和压力条件下，一定质量气体实际占有的体积与在相同条件下理想气体占有的体积之比。
8.地层水矿化度： 单位体积地层水中所含各种离子、分子、盐类、胶体的总含量，称为地层水矿化度，以mg/L或mol/L表示。
9.地层水硬度： 是指地层水中所含Ca2+、Mg2+的量。
通常以1L地层水中含10mg的CaO或7.2mg的MgO为一度。
10.孔隙度（φ）： 是指岩石中孔隙体积与岩石总体积的比值。
11.岩石的渗透性：在一定的压差作用下，储层岩石让流体在其中流淌的性质。
其大小用渗透率(permeability)表示。
（1）绝对渗透率：指单相流体在多孔介质中流淌，不与之发生物理化学作用的渗透率。
（2）有效渗透率：当岩石中有两种以上流体共存时，岩石对某一相流体的通过能力，又称相渗透率。
（3）相对渗透率：当岩石中有多种流体共存时，每一种流体的有效渗透率与绝对渗透率的比值，以小数或百分数表示。
12.油藏含油（水、气）饱和度： 油层孔隙里含油（水、气）的体积与孔隙体积的比值。
13.束缚水饱和度（Swi)（1）束缚水：是指分布和残存在岩石颗粒接触处角隅和微细孔隙中或吸附在岩石骨架颗粒表面，不可流淌的水，称为束缚水。
（2）束缚水饱和度：单位孔隙体积中束缚水所占的比例称为束缚水饱和度。
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。
油层韵律性也影响吸汽效果，正韵律油藏吸汽能力最好，反韵律最差，复合韵律介于两者之间，主要原因在于重力分异产生不同程度的蒸汽超覆，超覆作用将降低蒸汽纵向波及效率。
当蒸汽进入正韵律油层后，由于超覆作用，超覆的部分蒸汽被正韵律上部的相对低渗层段吸入，吸汽量较小，而大部分被正韵律下部的高渗层吸收，下部吸汽量较大；当蒸汽进入反韵律油层后，超覆的部分被反韵律上部的相对高渗层段吸入，其下部低渗层段受蒸汽波及较小，故吸汽能力较正韵律油层弱。
2储层非均质性对产液能力的影响通过分析，储层非均质对油层产液能力的影响主要表现在以下几个方面：（1）平面非均质特征的影响。
一般油层厚度越大，产液能力越强，而较厚的油层一般连续性相对较好，平面非均质相对较弱；对于研究区块热采井，较厚油层吸汽能力相对较强，产液能力也随之变强；冷采井，由于粘度相对较低，当近井地带的原油被采出后，产生的压差将促使其周围的原油向近井地带流动，而对于厚度大，连续性较好的油层流量越大，持续的时间较长，产液能力也较强。
（2）渗透率的影响方面。
一般情况下，渗透率越高，油层产液能力越强。
渗透率分布、射孔厚度影响着产液能力。
对热采井，高渗油层吸汽量大，吞吐效果好，油层动用程度高，产液能力强；渗透率相对较低的油层吸汽量少，甚至不吸汽，油层动用程度低，产液能力较差。
（3）油层韵律特征方面。
对正韵律油层，油层下部流体较易被采出，当油层下部被采空后，在重力作用下，油层上部流体将向下部流动，油层产液能力相对较强；对反韵律油层，油层上部流体较易被采出，油层下部动用程度相对较差，油层产液能力较弱；复合韵律油层产液能力介于二者之间，均质韵律油层产液能力最强。
（4）油层岩性特征方面。
在开发过程中，粘土矿物遇水膨胀，阻塞孔隙喉道，降低油层产液能力；注蒸汽热采高温、高pH值的蒸汽易使储集层骨架溶解甚至破碎，导致大量微粒迁移而阻塞孔隙，降低油层产液能力；此外，研究区块岩石胶结疏松，在注蒸汽后会导致大量出砂，降低油层的产液能力。
3储层非均质性对注汽参数的影响对不同类型的稠油油藏，注汽参数是影响蒸汽吞吐效果的重要条件。
注汽参数不仅受工艺条件的影响，储层非均质性对其也有一定的影响。
注汽速度越高，井筒热损失率和蒸汽干度损失越小。
因此，提高注汽速度对保持井底高干度有益。
对于非均质严重的厚油层，高速注汽会加剧蒸汽沿高渗层突进，形成早期汽窜。
这说明注汽速度与汽窜的关系较为敏感。
研究区块实际注汽压力比破裂压力稍高，在初期仅有少量井发生汽窜。
综上分析可以看出，储层非均质性对注汽参数有一定的影响，但研究区储层非均质性中等偏弱，影响效果不大。
在实际的生产开发中以工艺对注汽参数的影响为主。
4有效厚度对蒸汽吞吐的影响有效厚度是供给油井充足油量和充分利用热能的保证。
因此，有效厚度对蒸汽吞吐效果的影响是除原油粘度外又一最为敏感的地质参数。
周期采油量和油汽比随有效厚度增大而增大。
随着有效厚度的增加，周期注汽量增加，周期产油量增加，周期开采效果改善。
随着有效厚度的增加，周期产量和油汽比均呈增加趋势。
5油层渗透率对蒸汽吞吐的影响油藏渗透率非均质性对蒸汽吞吐的开采效果影响较大，直接影响油层的吸汽能力，也影响到产液能力。
稠油油藏一般多为疏松砂岩油藏，物性好，渗透率高，有利于蒸汽吞吐开采。
蒸汽吞吐效果随油层渗透率的增加而提高。
油层存在高渗透率层时，注入蒸汽将优先进入高渗透率层而导致层间吸汽不均。
在蒸汽吞吐初期，吞吐效果较好（因加热带扩大），但对后续的吞吐和蒸汽驱产生不利的影响，油层储量动用不均匀，从而影响整个油藏的开采效果。
随着渗透率的增大，在油层厚度、生产措施，粘度相近的情况下，累积产油量增加，生产效果好。
6隔层类型及平面展布对油藏开发的影响隔夹层是指在渗透层内或层间所分布的相对非渗透性岩层，由于隔夹层的存在，改变了整个渗流场的分布，使渗流发生变化。
分布稳定的隔夹层，可将油层上下分成2个独立的流动单元；反之，则油层上下具有水动力联系。
不稳定隔夹层越多，其间油水运动也就越复杂，对开发效果的影响也就越大。
隔层的作用是阻止蒸汽窜流。
其封隔能力主要是靠隔层岩石的毛细管压力产生的。
理论上讲，只要隔层厚度大于1m，所形成的压差屏障就足以制止蒸汽的突破。
而由于隔层岩性的不均一性，实际上只有连续分布的泥岩隔层厚度达到甚至超过2m时，才能起到良好的封隔作用。
隔夹层条件对稠油油藏的开发具有两面性。
一方面隔层能够起到阻止蒸汽垂向运动，这是有利的一面，隔层厚度越大，其阻止蒸汽突破的压力越高，阻隔能力越强；另一方面，自然界大多数岩层，包括泥岩隔层都不是绝热体，能够吸热和传热，随着隔层厚度的增加，其消耗的热量也在增加，这是不利的一面。
因此，评价热采隔层非均质性对油藏开发的影响，要从两个方面来分析。
对蒸汽开采的稠油油藏来说，隔层必须能在垂向上对热载体起封闭遮挡、限制阻碍的作用，即把蒸汽限制在生产层段范围内，从而使蒸汽逐渐扩散到全油层，使两个层间的油层形成一个通畅快捷的热流通体系，以确保注入的热能得到充分利用，取得良好的开发效果，所以说隔层条件对稠油油藏的影响比对普通油藏的影响大。
不同岩性的隔层其封隔、阻挡能力也明显不同，一般泥质隔层封隔能力较强，粉砂质泥岩和砂质泥岩次之。
在生产过程中，注汽参数的变化也会对隔层产生一定的影响，可以通过适当调整注汽参数，来改善隔层的阻隔效果。
7隔夹层对蒸汽吞吐热损耗的影响热力采油，隔层不仅起到封隔开发层系的作用，而且在蒸汽吞吐的过程吸收热量，向周围的岩石传导热量。
从热力学方面分析，各种岩性的隔层都不是绝热体，它能够吸热和传热。
隔层厚度越大，其吸收的热量越多，因此，评价研究区隔层条件不仅要看其阻隔能力和效果，还需要考虑其消耗热能的多少。
消耗热能的多少直接影响经济指标。
实际油藏条件下，往往在较单一的油层中还存在若干泥质交互薄层，分布不均匀虽然不能阻止蒸汽向上的流动，却引起油层中热损耗量的增加，由于夹层的存在，油层中热损失增大，部分热量消耗在夹层中，因此在同样的注入热量下，油层的加热半径变小，导致吞吐效果变差。
能阻止蒸汽垂向窜流与热量扩散的隔层应具有吸热能力小，导热性差，封隔能力强的特点；在具有这样条件的隔层的封隔条件下，油藏中注入蒸汽热损失就小，油藏内部就容易形成一个或数个独立的热流通单元，蒸汽热流量才能获得充分利用，油层才能得到充分加热。
夹层是发育在油藏或油层内部的非渗透性和低渗透性岩层，它只能局部分隔油层。
油层内部夹层过多，容易造成蒸汽沿某些狭窄层段向油层深部延伸，致使蒸汽不能充分用来加热油层，严重影响注汽效果。
当油藏的总厚度和层数一定时，油层厚度大小和砂泥比高低不同，其热损失明显不同。
原则上以厚度大，砂泥比高着为好。
一般厚油层中夹层少，砂泥比越高，热量损失越小；反之，热量损失大。
夹层除自身消耗油层能量外还向邻近周围地层进行热传导，造成热损失，严重影响油层注汽加热效果。
在不考虑岩石中的流体性质和流体饱和度时，不同岩性的夹层热物性不同，其影响也不同。
研究区夹层主要是泥岩、粉砂质泥岩和砂质泥岩，比热较低，消耗热量较少，但导热性相对较好易向周围地层扩散热量。
8流体性质非均质性对开发效果的影响[4]原油粘度是识别稠油的主要标志，也是影响稠油生产效果的重要因素。
粘度对开发效果影响很大，原油粘度随温度增高而下降，但是在同样大的注蒸汽加热半径条件下，原始油层原油粘度越低，形成的泄油半径越大，供油量也较大。
而原油粘度越高，形成的泄油半径变小。
当原油粘度高到不加热不能流动时，冷原油很难流入泄油区，因而采出油量有限。
粘度大于10000mPa.s的区块采用蒸汽吞吐的开采方式，增加了经济成本，个别井高含水生产不正常，粘度平面上的非均质性决定了开采方式，进一步决定了产能，影响了开发的效果。
总体看来，蒸汽吞吐井总体开发效果较冷采井稍差。
综合分析可以看出，粘度是影响稠油油藏开发方式的关键问题，即而影响整个区块的开发效果。
