油田开发阶段储层平面非均质性变化特征：以胜坨油田二区东营组三段为例

以胜坨油田二区东营组三段（以下简称东三段）为例，提出以非均质综合指数为表征参数，以其平面等值图为依据研究目的层不同开发时期储层的平面非均质性。分析了开发初期、开发中期和开发后期的非均质特征，得到了不同时期非均质性的变化规律；探讨了储层平面非均质性与剩余油分布的关系。研究表明，东三段储层的平面非均质程度随注水开发而变化；开发初期以中等—较强非均质性为主，开发中期非均质性增强，开发后期以较强非均质性为主；中部非均质性相对较强，西北部相对较弱；沉积微相主体部位的非均质性变弱，侧缘部位的非均质性变强；平面非均质性增强的趋势仍将持续下去。约75%的剩余油分布在较强非均质性的储层中。     

濮城油田沙一段的储层非均质性研究

储层性质的好坏直接影响到油层的产能,注水效果及石油采收率。对濮城油田沙一段储层的非均质性从层内、层间、平面的非均质性三个方面作了系统研究,该区储层的非均质程度以严重非均质型为主,层内夹层多,层间非均质性强,层间隔层分布稳定,平面非均质性较强,油田开发以层内矛盾为主,所以研究层内非均质特征能为揭示砂体展布及合理划分开发单元,选择注采系统,为改善油田的开发效果,进行二、三次采油提供可靠的地质依据。     

综合指数法在河流相储层非均质性研究中的应用——以胜坨油田二区沙二段34储层为例

在储层建筑结构划分、测井多参数处理结果的基础上,根据熵的原理,应用熵权法定量计算了胜坨油田二区沙河街二段3砂层组4小层（简称沙二段34）河流相储层的非均质综合指数,按照不同的开发时期详尽分析了储层的层间、层内、平面非均质性特征,并阐述了储层非均质性的主要影响因素。结果表明：沙二段34储层层内、层间及平面非均质性中等-较强;随着注水开发的进行,非均质性有继续增强的趋势,平面非均质性较之层内和层间非均质性更强烈。同一小层及韵律层在不同开发时期的非均质程度有明显的差异。建筑结构控制储层非均质程度,成岩作用使非均质性复杂化,注采井网不完善加剧了非均质性的差异性。研究成果为剩余油的挖潜提供了重要依据。     

综合指数法在河流相储层非均质性研究中的应用

在储层建筑结构划分、测井多参数处理结果的基础上,根据熵的原理,应用熵权法定量计算了胜坨油田二区沙河街组二段3砂层组4小层（简称沙二段34）河流相储层的非均质综合指数,按照不同的开发时期详尽分析了储层的层间、层内、平面非均质性特征,并阐述了储层非均质性的主要影响因素,结果表明：沙二段34储层层内、层间及平面非均质性中等—较强,随着注水开发的进行,非均质性有继续增强的趋势,平面非均质性较之层内和层间非均质性要更强烈一些。同一小层及韵律层在不同开发时期的非均质程度有明显的差异。建筑结构控制储层非均质程度,成岩作用使非均质性复杂化,注采井网不完善加剧了非均质性的差异性。研究成果为剩余油挖潜提供了一种可行方法。     

厚层河道砂体储层非均质性研究——以葡萄花油层组PI1-PI4小层为例

储层非均质性对油气田的勘探和开发效果影响很大.结合测井资料二次解释的孔隙度(Φ)、泥质含量(Vsh)、粒度中值(Md)、束缚水饱和度(Swi)等资料,借助BP网络对渗透率进行预测.对萨尔图油田中部葡萄花油层组的非均质性进行了定量半定量的研究,认为萨尔图油田中部葡萄花油层组PI2小层层内非均质性最严重,与沉积微相密切相关.单砂层垂向上渗透率的变化以正韵律和复合式韵律为主,局部发育反韵律模式.葡萄花油层组PI1-PI4小层层内非均质性强弱依次为PI2a,PI3,PI2b,PI1,PI4;层间非均质性在PI3和PI4间表现得最强,其他相对要弱;各小层平面非均质性相差无几,整体表现为较强的非均质性.     

大庆杏南地区葡I组三角洲前缘储层的非均质性

当油田主力油层进入高含水期时,非主力油层接替主力油层将成为必然趋势.三角洲前缘亚相储层非均质性较强,一直以来被作为非主力油层.为提高非主力油层的储量动用程度,必须精细研究三角洲前缘亚相储层非均质性特征,查明剩余油分布规律,从而有效指导油田开发的调整挖潜.利用密井网、岩矿鉴定等资料对杏南地区葡I油层组前缘亚相储层进行研究,将三角洲前缘细分为枝状、朵状、席状3种类型,详细分析了不同沉积环境下砂体的成因类型,描述了不同类型砂体在平面上、空间上的展布特征和组合关系,不同砂体内部性质的差异以及砂体内部微观孔隙结构的类型和分布特征,从平面、层间、层内以及微观特征等方面研究了三角洲前缘储层的非均质性.在此基础上分析了储层非均质性对剩余油分布的影响,指出不同三角洲前缘储层中剩余油的富集位置.     

昆北油田切16井区储层非均质性

利用岩心分析资料和测井解释成果,对切16井区E1+2油藏各主要含油小层储层非均质性参数(渗透率变异系数、突进系数、级差和非均质系数)进行了计算,结合昆北地区实际情况,建立了渗透率非均质性参数的评价标准,在此基础上对切16井区各小层层内和层间非均质性进行了评价;同时提出了一种新的研究储层平面非均质性的方法——参数差值平面分布法,对切16井区储层平面非均质性进行了研究;最后,从沉积相和成岩作用方面分析了储层非均质性的主控因素。研究表明,昆北油田切16井区储层非均质性整体上较强,其中,层内非均质性中等,层间和平面非均质性较强,沉积微相和胶结作用是制约本区储层非均质性的主要因素。本次研究可以为昆北油田下一步开发方案的编制提供科学合理的依据。     

胜坨油田坨28断块沙河街组二段储层非均质性定量研究

运用模糊数学方法计算非均质综合指数和计算渗透率非均质参数,对胜坨油田坨28断块沙河街组二段储层的非均质性进行了定量研究。结果表明：储层的层间,层内和平面非均质性强,随着开发注水的深入进行,非均质性有减弱趋势,但减弱幅度不大;各小层及其韵律层在不同开发时期的非均质程度有明显的差异。沉积微相控制储层非均质程度;成岩作用使非均质性复杂化;注采井网不完善,加剧了非均质性的差异性。研究成果在剩余油挖潜的应用中起到重要作用。     

储层非均质性对剩余油分布的影响

论述了在油田的注水开发过程中，储层的层内、层间及平面三个层次的宏观非均质性对剩余油分布的影响，认为在经过水驱之后，剩余油的分布状况同储层渗透率非均质性的强弱有很大关系，与剩余油富集带有联系的强非均质性区是剩余油分布的主要部位，也是油田今后挖潜的主要方向。     

惠民凹陷临盘油田储层非均质性及影响因素分析

根据对大量取心井样品的压汞曲线、薄片、扫描电镜等资料,分析了临盘油田储层岩矿特征及微观非均质性,将本研究区储层孔隙结构划分为五种类型。通过对本区河流一三角洲沉积体系内各微相砂体的平面及空间展布、砂体的几何形态和储层岩性、物性及含油性特征等研究,揭示了临盘油田古近系沙河街组储层的宏观非均质特征。总体采看,储层在平面上及垂向上、层间及层内的非均质性均较强。其非均质程度受沉积微相和成岩作用控制,注水开发也改变了储层参数的分布格局。研究结果有利于合理划分开发层系,选择注采系统,为改善临盘油田的开发效果提供可靠的地质依据。     

储层宏观非均质性研究——以吉林油田大208区黑帝庙油层为例

储层非均质性是影响油气藏中油、气、水渗流及油气采收率的主要内因。进行储层非均质研究,对查明油藏剩余油分布、采取合理注采措施、提高采收率显得十分必要。以吉林油田大208区黑帝庙油层三角洲前缘亚相储层为例,采用隔夹层识别对比、沉积微相分析、地质统计学系数和劳伦兹系数方法分析了层间、层内和平面非均质性。研究表明:黑帝庙油层发育3套稳定隔层,据此可划分为3套开发层系;夹层在各单砂体中比较发育,应将夹层分割的注采井归为不同注采井网;非均质性受沉积微相影响明显,水下分流河道和河口坝微相的非均质性最强;地质统计学参数和劳伦兹系数研究表明,黑帝庙油层10个单砂体均为极强的非均质性,统计学参数往往偏离强非均质标准甚远,而劳伦兹参数值分布于0～1间,更能直观定量的表现出储层宏观非均质性强弱。     

储层宏观非均质性研究——以吉林油田大208区黑帝庙油田为例

储层非均质性是影响油气藏中油、气、水渗流及油气采收率的主要内因。进行储层非均质研究,对查明油藏剩余油分布、采取合理注采措施、提高采收率显得十分必要。以吉林油田大208区黑帝庙油层三角洲前缘亚相储层为例,采用隔夹层识别对比、沉积微相分析、地质统计学系数和劳伦兹系数方法分析了层间、层内和平面非均质性。研究表明：黑帝庙油层发育3套稳定隔层,据此可划分为3套开发层系; 夹层在各单砂体中比较发育,应将夹层分割的注采井归为不同注采井网; 非均质性受沉积微相影响明显,水下分流河道和河口坝微相的非均质性最强; 地质统计学参数和劳伦兹系数研究表明,黑帝庙油层10个单砂体均为极强的非均质性,统计学参数往往偏离强非均质标准甚远,而劳伦兹参数值分布于0～1间,更能直观定量的表现出储层宏观非均质性强弱。     

塔河油田深层砂岩油藏描述研究

针对塔河油田深层砂岩油藏埋深大、油层薄、非均质性强的特点，对塔河油田2区三叠系油藏进行了油藏描述研究，对油藏特征、储层展布、隔夹层分布、储层非均质特征有进一步认识，为改善油藏开发效果奠定了坚实基础。     

致密油层沉积富集模式与勘探开发成效分析

以松辽盆地北部扶余油层致密油层为例,论述致密油沉积富集模式及勘探开发成效。针对扶余油层致密砂岩油藏纵向小层多、层间跨度大,平面砂体错叠分布、单层厚度薄、连续性差、非均质性强等特点,应用丰富的钻井、三维地震资料进行开发试验区精细地质解剖,提出了扶余油层小层级叠置型致密河道砂体发育模式及叠置砂体预测技术,以期为致密油地质及工程双“甜点”的规模区提供科学依据。结果表明,松辽盆地北部扶余油层发育3种叠置类型砂体,即:主力层河道、主力层薄层河道和薄层分流河道型,深化了前期河道砂体控制致密油富集的宏观认识。黏滞介质叠前时间偏移技术,能够提高成像效果的垂向分辨率,可实现FI、FII油层组的垂向高分辨率解释。利用高分辨率地震成像及Z反演技术,提高了3~5 m河道砂岩储层预测能力,很好地刻画了叠置砂体平面展布和纵向位置,有效指导了松辽盆地北部扶余油层陆相致密油勘探与开发井位部署。针对不同叠置砂体,选取相应开发技术,最大限度提高致密油动用率。大庆油田通过多年的“甜点”区的地质深化认识和砂体识别及开采技术攻关,在勘探和开发上均取得很好的成效。     

测井资料在塔河油田储层有效性分析中的应用

奥陶系碳酸盐岩储层是塔河油田油气勘探的主要目标之一，由于储集层非均质性和各向异性极强，给油气勘探开发工作带来较大困难，因此准确判断储集层的有效性已成为油气勘探开发工作的重要环节．应用FMI、DSI和常规测井资料对鹰山组和一间房组进行储层有效性分析是一种较为有效的方法．应用表明，该方法能对储层做出比较正确的评价．     

利用岩性阻抗识别砂岩、泥岩以及砂体叠置——以北部湾盆地涠洲A油田为例

针对涠洲A油田储层平面非均质性强、存在砂体叠置,以及单纯的波阻抗反演不能十分有效地识别砂泥岩和叠置砂体,提出了将纵波阻抗与横波阻抗通过一定的数学变换获得岩性阻抗的方法,证实了该岩性阻抗反演结果与实钻井吻合程度高,有效区分了砂岩和泥岩,并成功地预测了涠洲A油田砂体叠置的关系。     

山东五号桩油田桩74块剩余油分布规律及挖潜措施

低渗透油田开发在中国石油工业中具有特别重要的意义。应用岩心、测井等资料将山东五号桩油田桩74块远岸浊积扇划分为扇根、扇中、扇缘3个亚相,其中扇中亚相划分为辫状水道、水道间、水道侧缘、扇中前缘及叶状体5个微相类型;阐明了研究区特低渗透油藏内储层的层内、层间及平面非均质特征;系统总结了微构造的类型及组合模式。在沉积微相、储层非均质性及微构造研究的基础上,采用动态、静态结合的分析方法阐明了研究区特低渗透油藏的剩余油分布规律及控制因素,揭示了沉积微相、储层非均质、微构造及井网条件等因素对剩余油分布的控制作用。根据剩余油分布的研究结果,结合相关资料,指出了剩余油潜力区,有针对性地确定了剩余油的挖潜措施,为增加剩余可采储量和提高采收率提供了科学依据。     

油田开发中后期储层面临的问题与基于沉积成因的地质表征方法

随着中国已开发老油田进入高含水阶段,储层研究的核心发生了一定的转移,重点从优质储层的评价转向影响油藏注采矛盾的层内与平面储层非均质性。层内非均质研究的重点从传统的非均质参数评价转向储层构型研究,即针对不同沉积成因来研究砂体在不同方向上的几何形态与其内部隔夹层的展布特征;而平面非均质的研究则走进了依据储层规模、沉积成因及特点,尤其是岩性特征与其厚度的差异来选择合理的表征参数,并进行成因统计与定量编图的阶段;构成了"微相导向、相序指导、成因量化、平剖结合"的储层表征新方法,以便更好地体现储层表征的功能与作用,即识别不同储集体(对开发而言就是小层或单砂体)自身的成因特征与分布规律并依此来解决油田开发矛盾的作用。功能的核心就是科学地进行成因分类并最大限度地逼近地质的真实,而作用则是预测地下油气的分布规律并为其有效或高效开发提供可靠的系统指导。