基于流动单元的多油层储层参数计算和评价方法研究

针对英东地区含油储层井段长、非均质性严重、传统渗透率模型无法满足储层评价精度要求这一矛盾,在综合试油、MDT资料,深入分析油、气、水、干层测井响应特征的基础上,利用传统的流动带指数按照“单元化分类评价”的思路分地层对储层渗透率进行表征计算,并在此基础上建立电性参数下渗透率流动带指数计算模型。工区实际生产资料评价结果表明,利用流动带指数渗透率模型计算出的渗透率相对误差低于25%,绝对误差也能控制在半个数量级以内,其结果有效地提高了非均质储层渗透率预测精度,符合储层实际情况,能够满足油藏描述及生产的需要,对该地区后续长井段复杂储层非均质性研究和后期层间吸水矛盾治理具有一定的指导意义。     

浅谈储层渗透率变异系数计算方法

储层的渗透率变异系数、极差、突进系数等是渗透率非均质程度的定量表征。文章探讨了渗透率变异系数的计算方法,认为:变异系数等计算方法与数据分布类型有关,变异系数等参数的计算需根据数据分布特征来选取适合的方法。劳伦兹系数与数据分布类型无关;劳伦兹系数是有界的,分布于0～1之间。尤其是在对数正态分布条件下,劳伦兹曲线、基尼系数完全由标准差σ决定,劳伦兹曲线、基尼系数以及σ这三者间存在着一一对应关系。劳伦兹系数可以用于储层非均质性定量评价。     

尕斯库勒油田N1-N1 2油藏砂西区Ⅱ油组储层非均质特征评价

储层非均质特征评价是储层特征研究很重要的一部分内容,储层非均质特征是描述储层的参数变化及非均质特性,非均质性的强弱直接影响着开发方案的设计和实施.本文以尕斯库勒油田N1-N12油藏砂西区Ⅱ油组为例,研究储层非均质性特征.用来描述储层非均质性的特征参数主要有连通系数、重叠系数、夹层厚度、夹层频数以及均值、最大值、最小值、变异系数、级差、非均质系数.     

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。     

尕斯库勒油田N1—N2^1油藏砂西区Ⅱ油组储层非均质特征评价

储层非均质特征评价是储层特征研究很重要的一部分内容，储层非均质特征是描述储层的参数变化及非均质特性，非均质性的强弱直接影响着开发方案的设计和实施。本文以尕斯库勒油田N1—N2^1油藏砂西区Ⅱ油组为例，研究储层非均质性特征。用来描述储层非均质性的特征参数主要有：连通系数、重叠系数、夹层厚度、夹层频数以及均值、最大值、最小值、变异系数、级差、非均质系数。     

辽河西部凹陷欢喜岭地区扇三角洲前缘储层非均质性表征

研究区位于辽河油田某蒸汽驱试验区内。以该地区于楼油层扇三角洲前缘砂体为研究对象,综合400口井测井资料、6口取心井资料及多种测试资料,对该地区储层非均质性进行了定性及定量的精细表征,分析了非均质性的主控因素及分布规律,探讨了非均质性对储层开发的影响,并提出了相应的开发调整建议。结果表明,研究区夹层发育泥质夹层、物性夹层及成岩胶结夹层,夹层频率介于0.052~0.17层/m;隔层发育泥质隔层,平均厚度为1.52~3.84m;主力油层单层平均渗透率变异系数介于0.59~1.01之间,平均渗透率级差介于55.51~462.42之间,平均突进系数介于2.37~3.75之间,整体属于中-强非均质性储层;砂体类型包括水下分流河道、河口砂坝、水下分流河道间砂、水下分流河道间泥及前缘席状砂,垂向叠置模式包括连通型、弱连通型及不连通型,平面分布模式包括连片状及条带状。非均质性整体受控于沉积环境与沉积动力作用的演化过程,如发育于可容纳空间变小时期的砂体,由于河道侧向迁移及下切能力强,非均质性较弱。根据非均质性表征结果,提出了调剖注汽、分层注汽等开发调整建议,为进一步扩大蒸汽驱试验及剩余油挖潜提供了坚实的地质依据。     

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.     

渤海湾盆地渤中19-6气田潜山储层裂缝表征与产能预测方法

由于渤中19-6气田潜山裂缝性储层的储集空间多样、非均质性很强,且制约产能的主控因素认识不清,从而造成潜山裂缝性储层的产能预测困难.为了解决这一难题,综合岩心、测井、地质等资料分析了潜山裂缝性储层的特征,并基于CT扫描实验定量表征裂缝,研究裂缝微观特征,形成了以裂缝渗透率为核心的一系列裂缝参数的计算方法,建立了潜山裂缝性储层的产能预测模型,大幅提高了潜山裂缝性储层的产能预测精度.研究结果表明,潜山裂缝性储层的裂缝渗透率主要由裂缝的长度、宽度及连通性控制,与孔隙度的大小无明显关系,可以通过斯通利波反演的总渗透率与基质渗透率之差计算得到,其中基质渗透率计算的相对误差为28.50%,总渗透率计算的相对误差为15.56%;综合考虑潜山裂缝性储层的裂缝渗透率、裂缝纵向连通性和有效厚度,建立了渤中19-6气田潜山裂缝性储层的产能预测模型,其中裂缝渗透率计算结果的准确性决定了潜山裂缝性储层产能预测结果的可靠性.     

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。     

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。     

层内非均质性参数在储层综合评价中的应用——以南梁西区三叠系长4+5油层组为例

以南梁西区长4+5油层组为例,研究储层非均质性参数在储层评价中的应用。该研究区非均质性较强,在表征储层特性的孔隙度、渗透率、含油饱和度以及有效砂岩厚度四个参数的基础上,添加了表征储层非均质性的渗透率级差、突进系数和变异系数进行聚类分析,结合工区铸体薄片、岩心观察及试油试采结果等资料,建立适合该区的储层评价标准,对该区储层进行综合评价。结构发现不同类型储层对油气后期开发的控制不同:Ⅰ类储层的油层发育好,试油单井产能最高,后期开发过程中稳产时间不长;Ⅱ类储层的油层发育较好,试油单井产能较高,后期进行注水开发一段时期后,其产量逐步上升,是油田的主要开发区域;Ⅲ类储层油层分布范围较少,后期注水开发效果不理想,是剩余油分布的主要部位。储层非均质性参数的加入,使储层综合评价更为合理,能较好地指导油气开发。     

鄂尔多斯盆地东坑大阳湾地区延9储层非均质性研究

通过岩心、铸体薄片、扫描电镜资料分析,结合测井数据统计以及压汞试验等方法,综合考虑孔隙度、砂岩密度、渗透率突进系数、渗透率变异系数、渗透率级差等多种储层非均质性影响因素,对东坑大阳湾地区延9储层的层内、层间、平面以及微观非均质性进行研究。研究结果：认为该地区延9储层为较强-强非均质性程度。     

油气储层流动单元研究综述

流动单元是垂向及横向上连续的、影响流体流动的、岩石物理性质相似的储集岩体。其概念的内涵大体经历了从沉积相单元到岩石相单元再到岩石物理相单元等不同阶段,流动单元的划分体现了定量描述和评价油气储集层非均质性的新思路和新方法。划分流动单元的新方法具体包括：①根据断层、隔层、夹层、渗透率韵律、层理、裂缝、孔隙结构等控制流动单元边界的成因分类法;②沉积岩相划分法;③以地质研究为主的储层层次分析法;④利用流动层段指标（FZI）、压汞曲线上进汞饱和度达35g时的孔喉半径（Rss）等参数值的岩石微观孔隙结构法;⑤利用渗流系数、存储系数、净与毛厚度比的分类法;⑥利用振幅、波阻抗属性的地震属性分析法。其中前3种以宏观地质、沉积岩相及岩石方法为主;第4,5种方法以微观、定量的岩石物理参数为主要依据;第6种基本上属于间接方法。根据储层流动单元法建立的三维储层非均质模型为油田开发提供了新的可靠的地质依据。     

礁滩相储集层平面非均质性定量表征技术

受沉积、成岩、构造破裂等作用影响,礁滩相储集层平面非均质性较强,但由于储集层孔隙类型多样,孔—渗关系复杂,储集层渗透率定量预测难度大,加上目前多借用碎屑岩表征参数和表征方法,致使储集层平面非均质性难以定量表征。以普光气田为例,通过分析礁滩相碳酸盐岩储集层非均质性影响因素,运用统计学中的主因子分析方法,优选出颗粒岩厚度百分比、隔夹层个数、孔隙度、基质渗透率、裂缝渗透率五项评价参数;而针对具有复杂孔隙结构特征的礁滩相储集层基质渗透率参数的取值,则引入反映孔隙形态和连通性的"孔构参数",开展储集层渗透率的测井精细解释与地震预测;以四级层序为研究单元级次,优选综合指数法,对井点上储集层非均质参数进行计算;再在传统数理统计方法评价储集层平面非均质性基础上,进一步采用地震预测渗透率反演数据体震控、沉积微相相控的多级约束,运用地质建模技术,定量评价了气田平面非均质性。研究成果较好的指导了气田开发动态分析、措施方案制定等,对气田开发具有重要意义。     

熵权耦合随机理论在含水层非均质综合指数研究中的应用

传统模型主要侧重于通过含水层的某一单一属性来定性或半定量化表征其非均质性,无法对含水层综合非均质性进行定量描述。引入非均质综合指数(HSI)这一概念来定量化表征含水层多个属性的综合非均质性。其具体的计算过程主要包括以下3个步骤：利用Markov原理建立含水层沉积微相分布模型;通过相控建模原理,利用改进的序贯模拟法建立含水层属性参数分布模型;通过熵权法计算出上述各个含水层属性模型的权值系数,并根据此系数对模型进行叠加,从而求得含水层非均质综合指数。将该方法应用于华北平原栾城地区,对该区的冲洪积扇含水层非均质性进行研究,计算结果表明：沿滹沱河冲洪积扇半径方向的沉积微相变化平缓、含水层参数连续性较好,故其非均质性较弱,HSI为0.74~0.95;冲积扇相互叠加区域沉积微相变化剧烈,属性参数具有较强的空间变异性,故其具有强烈的非均质性,HSI为0.38~0.65,这表明在该研究区内沉积环境对含水层非均质性起着控制作用。非均质综合指数能够在考虑多项含水层属性的基础上,定量化表征含水层的综合非均质性及各属性对综合非均质性的影响,并为后续的污染物运移研究提供基础。     

西峰油田董志区长81储层层内非均质特征

通过对长81储层渗透率非均质参数的定量计算、以测井资料为基础,结合已有资料,对长81层内夹层的类型和分布特征以及层内裂缝分布特征做了研究,认为长81各小层非均质性都比较严重,夹层类型以泥质夹层和钙质夹层为主,而由钙质胶结形成的致密油层和致密干层分布较广,是影响油藏开发效果的一个重要因素.长81各小层变异系数差别比较大,说明长81储层存在着明显的高渗带和致密带,也可以导致某些油井含水快速上升.     

储层非均质性研究方法进展

储层非均质性作为储层表征的核心内容之一,一直是研究者关注的焦点。储层非均质性的研究内容主要包括储层非均质性分类、储层非均质性评价、储层非均质性成因分析和储层非均质性对油气田开发的影响等。国外对于储层非均质性研究主要包括利用各种实验研究储层孔渗等物性特征及其对流体渗流规律的影响、利用野外露头资料开展地质建模和模拟研究进行储层非均质性定量分析。国内主要包括通过沉积学、成岩作用等地质成因分析研究储层非均质性和基于测井精细解释的渗透率等储层物性参数进行非均质性的定量评价等。研究方法有地质成因分析法、层序地层学方法、各种实验研究方法、地质统计学方法、各种数学计算方法、测井解释方法、地质建模方法、地震预测方法、数值模拟方法和生产动态分析法等。结合自身科研实践,分析了不同研究方法的优缺点。在此基础上指出了目前储层非均质性研究中存在的主要问题和今后的发展方向。     

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。