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。     

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。     

西峰油田合水地区长8储层宏观非均质性研究

西峰油田合水区的长8油藏为典型的低孔、特低渗透储层,岩心分析表明该地区渗透率与孔隙度之间的相关性较差。通过砂体和沉积微相的相关数据对其层内非均质性、层间非均质性、平面非均质性进行研究,长813小层、长812小层、长821小层、长823非均质性较强,长811和长822非均质性相对较弱,宏观非均质较强的主要分布于水下分流河道中间或河道拐弯和分叉处,稍次的则主要分布于水下分流河道侧翼,为注水开发提供了依据。     

大北油田萨尔图油层特低渗储层宏观非均质性研究

大北油田萨尔图油层属于特低渗透储层。从沉积微相的角度对萨尔图油层宏观非均质性研究表明,储层非均质性较强,而其非均质性主要受控于沉积环境、成岩作用及裂缝发育情况等因素。萨尔图油层在本区发育水下分流河道、席状砂、远砂坝和浊积扇(滑塌沉积)等4种储层微相,油层非均质性在各种沉积微相之间的过渡部位及浊积扇微相中较强;其次为席状砂微相和远砂坝微相,在水下分流河道中相对较弱。     

高升油田储层流体非均质性研究

高升油田的主力产层沙三层莲花油层由阵发性的浊积砂岩构成，储层的非均质性强，储层流体－石油的总体组成和分子组成同样存在明显的非均质性，它依赖于储集砂岩的孔隙度和渗透率以及它们所处的地层和构造位置，流体非均质性的空间分布反映了油田的聚集史，后期的蚀变作用使储层流体的非均质性更加复杂化，正确认识储层流体的非均质性能为石油开采提供有用信息。     

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。     

鄂尔多斯盆地南部下组合长8储层非均质性研究——以富县油田为例

鄂尔多斯盆地富县油田水磨沟区延长组长8层为三角洲前缘沉积,油层主要发育在水下分流河道沉积微相中。对研究区长8储层的岩石学特征、微观特征、物性特征及非均质性等方面进行了深入研究,结果为油田生产提供了技术保障。结果表明,研究区长8储层属于特低孔、超低渗储层,其整体非均质程度为中等,长8₂层的渗透率非均质性强于长8₁层,长8₂储层非均质性强于长8₁储层。     

储层层内非均质性定量化表征——以子长油田中庄区为例

储层层内非均质性是进行储层描述和油藏评价的重要内容,针对当前储层非均质性定量化描述的种种问题,依据鄂尔多斯盆地子长油田中庄区Z225井密闭取心资料,根据洛伦兹曲线法原则,将实测渗透率进行降序排列,计算出渗透率贡献百分数以及与其对应的序数百分数,获得渗透率累积分布特征。通过倒数变换,将不同形态的累积曲线转换为直线,其斜率介于0～1之间,实现了统一标准下的非均质性定量化表征。结果表明,研究区Z225井取心段3个单砂层非均值程度系数均小于0.5,因此其均具有较强的层内非均质性。     

非均质综合指数法在砂砾岩储层非均质性研究中的应用——以双河油田V下油组为例

影响储层非均质性形成与分布的因素较多,若只从某一个或某几个因素去考虑,可能会影响对储层非均质程度的认识(宏观和微观),目前多局限于从静态或动态角度研究储层的非均质性,而将动态和静态资料相结合的研究较少.为了充分考虑影响储层非均质性分布的因素,在研究双河油田V下油组储层的非均质性时,采用了主因子分析法选出了沉积微相、砂体厚度、孔隙度、渗透率、油层的顶底面微构造、目前的综合含水率和流动带指标7个参数作为反映储层非均质性的参数.利用波的叠加原理在平面上对每个参数进行叠加从而得出了非均质综合指数值.现场实践证明,其结果比较真实地反映了储层非均质性的地下分布状况,符合率在90%以上.     

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。     

北堡油田中区东营组储层非均质性研究

储层非均质性包括微观和宏观非均质性。通过对岩心薄片、铸体薄片、电镜、Ｘ－衍射等试验数据以及测井储层评价数据分析,揭示冀东北堡油田中区东营组储层非均质特征为：储层岩石成分复杂,不稳定组分含量高,分选差,含泥沙质结构;压实作用、溶蚀作用及粘土矿物转化现象普遍,成岩变化大;中小孔细喉结构,连通性差,微观非均质性强。宏观非均质性较强,层内纵向上渗透率差异明显,渗透率非均质参数值较大;层间非均质程度与层内的相近;平面非均质性强,砂体连通性差,有效砂层系数较小,非均质参数在平面上变化大。采用压裂措施,降低储层非均质性,改善储层连通性,可提高开发效果。     

海平面升降对海相临滨储层宏观非均质性控制机理——以塔里木盆地哈得逊东河砂岩储层为例

本文研究海平面变化对海相单一亚相储层宏观非均质性的影响。以经典层序地层学理论为指导,应用岩心测试、测井数据,对哈得油田东河砂岩段临滨亚相储层宏观非均质性进行了分析,提出了海平面升降对临滨亚相储层宏观非均质性控制机理,确定了海平面相对变化控制的储层宏观非均质性分布模式。结果表明,准层序、准层序组及体系域内不同级次的海平面变化,对沉积物形成的水动力条件及沉积后所处表生环境产生较大影响,各项储层宏观非均质参数表现出明显的规律性,使准层序内单一临滨亚相储层宏观非均质性表现为向上减弱的变化趋势;准层序组内由于准层序堆砌特征差异,使退积式准层序组内临滨亚相储层宏观非均质性呈向上变强的特征,而进积式准层序组内表现为由强到弱的趋势;高位体系域内单一临滨亚相储层宏观非均质性总体表现为向上逐渐减弱。     

鄂尔多斯盆地油坊庄油田长2油层组储层宏观非均质性研究

油坊庄油田长2油层组发育水上分流河道、天然堤、决口扇、沼泽等沉积微相类型,储集砂体以水上分流河道砂体为主,天然堤等次之。顺着物源方向,砂体连通性较好,物性较好,非均质性弱;垂直于物源方向砂体连通性、物性较差,非均质性强。储层层内非均质性较强,储集砂体垂向韵律以正韵律为主,不利于水驱油。长2油层组单砂层数越多,层间非均质性越强。综合研究表明,储层非均质性受沉积环境控制。     

河流沉积单元分析与储层宏观非均质性

沉积单元分析方法是详细解剖陆相盆地沉积过程和研究储集体空间变化的有效途径。本文以胜利油田沾化凹陷的孤东和孤岛油田馆陶组上段为例分析了河流砂体储层非均质性的变化规律。该段河流沉积分别由11种沉积单元组成了3种类型的河流沉积,其中河道的加积沉积单元和河道边缘砂体是主要的储层类型,河床滞留沉积和决口扇砂体以较低的渗透率为特征,储层性能较差。馆陶组上段自下而上,由于可容纳空间和沉积物比值的增大,致使槽状交错层组和层系厚度向上增大,孔隙度、渗透率、保存下来的河道宽度、连续性和连通程度降低,而底形多样性、相的分异性、相的保存程度和非均质性增加。由于可容纳空间/沉积物补给(A/S)比值变小,致使馆陶组上段中部的河流砂体储层最为发育。综合研究表明,馆陶组上段河流沉积的储层宏观、微观非均质性较强,主要受控于沉积单元的分布和可容纳空间的变化等因素。     

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。     

东辛油田东营组LH断块储层非均质性研究

东辛油田东营组LH断块沉积微相、断层及流体性质等地质因素的复杂性造成储层具有强烈的非均质性,为了客观表征储层非均质性,不仅需要求取常规储层非均质参数,而且还需要对层内、层间及平面非均质参数进行求取,尤其对于夹层必须从识别标准、分类及分布等方面明确其对流体的控制作用,进而进行综合分析,为查明剩余油分布提供依据.     

深水重力流储层宏观非均质性控制因素——以华庆地区长6_3为例

宏观非均质性是评价含油储层的重要控制因素,深水重力流储层的宏观非均质性通常较强,是油气勘探开发的首要难题。通过深水重力流沉积理论、岩心观察、测井资料、实验测试等分析,描述鄂尔多斯盆地华庆地区长6_3深水重力流储层宏观非均质性特征。研究表明:华庆地区长6_3层内非均质性较强,主要发育浊积岩、滑塌岩、砂质碎屑流、泥质碎屑流4种重力流沉积物;层内夹层分为泥质、钙质和泥砾3类,泥质夹层出现频率较高,对沉积物内部非均质性影响较大,钙质夹层主要出现在砂质碎屑流中;根据沉积物砂体的叠置关系,将重力流沉积物砂体分为4类,层间非均质性由弱到强分别为连续叠加型、间隔叠加型、侧向尖灭型、砂泥互层型;分析砂体厚度与沉积微相、孔渗、流动单元等影响因子在研究区的展布,得出华庆长6_3储层宏观非均质程度平面分布情况图。总结6个角度的影响因素,建立影响储层宏观非均质程度综合评价表,为油田勘探开发提供帮助。     

海平面升降对海相临滨储层宏观非均质性控制机理—以哈得逊东河砂岩储层为例

本文研究海平面变化对海相单一亚相储层宏观非均质性的影响。以经典层序地层学理论为指导,应用岩心测试、测井数据,对哈得油田东河砂岩段临滨亚相储层宏观非均质性进行了分析,提出了海平面升降对临滨亚相储层宏观非均质性控制机理,确定了海平面相对变化控制的储层宏观非均质性分布模式。结果表明,准层序、准层序组及体系域内不同级次的海平面变化,对沉积物形成的水动力条件及沉积后所处表生环境产生较大影响,各项储层宏观非均质参数表现出明显的规律性,使准层序内单一临滨亚相储层宏观非均质性表现为向上减弱的变化趋势;准层序组内由于准层序堆砌特征差异,使退积式准层序组内临滨亚相储层宏观非均质性呈向上变强的特征,而进积式准层序组内表现为由强到弱的趋势;高位体系域内单一临滨亚相储层宏观非均质性总体表现为向上逐渐减弱。     

陕北R区长4+5油层组储层宏观非均质性研究

结合陕北R区地质构造特征与长4+5油层组测井解释信息及岩心分析测试资料,对长4+5各小层进行了层内非均质性、层间非均质性和平面非均质性等宏观非均质性研究。结果显示长4+522储层层内、层间非均质性很强,但砂体最发育,平面上沿河道方向砂体连通性最好。较长4+51和长4+522,长4+521砂岩百分含量较低,储层非均质性较弱。     

小层精细划分在储层非均质性研究中的应用——以BD油田Y133井区长63储层为例

Y133井区目前已经步入含水快速上升的前期,而目前实际地质采出程度还很低。通过对井区储层精细划分小层的基础上进行非均质性深入剖析,为该油田改善开发效果,实现高产、稳产的探索提供依据。利用钻、测、录井等资料统计分析进行综合分析,发现Y133井区储层整体上渗透性差,微观非均质性较强。宏观非均质性研究显示,长6113砂层组层内非均质性在六个小层里非均质性最强,以相对均质型和非均质型为主;长6323和长6123砂层层间非均质性相对较弱,长6113砂层层间非均质性最强;平面非均质性研究表明,沉积相带控制着储层物性的好坏,高孔高渗带所处的位置为浊积水道微相。其研究成果对制定合理注水开发技术策略提供了参考依据。