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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。二、储层非均质性的分类一般将储层非均质性分为宏观非均质性和微观非均质性两大类，而宏观非均质性又包括层内非均质性、平面非均质性、层间非均质性。微观非均质性是指研究岩石孔隙结构的非均质性。 层内非均质性 宏观非均质性平面非均质性储层非均质性 层间非均质性 微观非均质性（一）宏观非均质性 1层内非均质性：是指一个单砂层规模内垂向上的储层性质变化。包括层内垂向上渗透率的差异程度、最高渗透率段所处的位置、层内粒度韵律、渗透率韵律及渗透率的非均质程度、层内不连续的泥质薄夹层的分布。层内非均质性是直接控制和影响单砂层储层内注入剂波及体积的关键地质因素。2平面非均质性：是指一个储层砂体的几何形态、规模、连续性，以及砂体内孔隙度、渗透率的平面变化所引起的非均质性。它直接关系到注入剂的波及效率。1）砂体几何形态 砂体几何形态是砂体各向大小的相对反映。砂体几何形态的地质描述一般以长宽比进行分类。 席状砂体：长宽比近似于1：1，平面上是等轴状。 土豆状砂体：长宽比小于3：1。 带状砂体：长宽比3：120：1之间。 鞋带状砂体：长宽比大于20：1。 不规则砂体：形态不规则，一般有一个主要延伸方向。 2）砂体规模及各向连续性 重点研究砂体的侧向连续性。一般描述砂体长度，砂体宽度或宽厚比，也可用钻遇率来表征。 按延伸长度可将砂体分为五级： 一级：砂体延伸大于2000m，连续性极好。 二级：砂体延伸16002000m，连续性好。三级：砂体延伸6001600m，连续性中等。 四级：砂体延伸300600m，连续性差。 五级：砂体延伸小于300m，连续性极差。 钻遇率：表示在一定井网下对砂体的控制程度。 钻遇率=（钻遇砂层井数总井数） 100 3）砂体的连通性 指砂体在垂向上和平面上的相互接触连通。可用砂体配位数、连通程度和连通系数表示。 砂体配位数：与某一个砂体连通接触的砂体数。 连通程度：指连通的砂体面积占砂体总面积的百分数。 连通系数：连通的砂体层数占砂体总层数的百分比。 4）砂体内孔隙度、渗透率的平面变化及方向性 编制孔隙度、渗透率及渗透率非均质程度的平面等值线图，表征其平面变化。研究的重点是渗透率的方向性，它直接影响到注入剂的平面波及效率。 （三）层间非均质性 展问非均质性是对一套砂泥岩间互的含油层系的总体研究。3层间非均质性：是对一套砂泥岩间互的含油层系的总体研究。属层系规模的储层描述。包括各种沉积环境的砂体在剖面上交互出现的规律性，以及作为隔层的泥质岩类的发育和分布规律，即砂体的层间差异。如砂体间渗透率的非均质程度的差异。（二）微观非均质性：是指研究岩石孔隙结构的非均质性。三、油层宏观非均质性的研究（一）研究方法 1数学统计法（概率法） 对影响油层非均质性的主要指标，如油层的渗透率、孔隙度、有效厚度，用数学统计法表达油层的非均质程度（图10-1）。图10-1 油气田开发地质基础 P357 图17-56 上图能够直观表示参数的分布情况，可以看出该油层渗透率一般是（200-600）10-3um2，小于100或大于80010-3um2的占的比例很小。图中参数分布越分散（分布范围越宽），油层非均质性越严重。 以前根据统计的数据用手工画，现在把统计的数据输入计算机，有特定的软件，非常简单。 2系数法 当评价和对比油层在平面和剖面上的非均质性时，常常应用以下几个系数。 （1）砂岩系数Kn是指油层剖面中砂岩厚度与油层总厚度之比，即Kn=h砂/h总也就是油层剖面中砂岩的含量。一般先计算单井的Kn值，然后再把整个油田所有井的Kn值进行算术平均，求出整个油田的Kn值。Kn值越接近1，表示均质程度越好。 （2）连通系数K连是表示上、下砂层连通区面积与油藏(油砂体)总面积之比。K连=S连/S总。这一系数表示油层纵向上和平面上的连通性。K连越接近1，表示油层连通性越好。 (3)单层突进系数 例如渗透率突进系数：表示砂层中最大渗透率与砂层平均渗透率的比值。Tk=Kmax/K式中Tk渗透率突进系数； K表示单油层（或砂层）中各相对均质小层段的渗透率平均值； Kmax层内最大渗透率，一般以砂层内渗透率最高的相对均质小层段的渗透率表示。 当 Tk2为均匀型，当Tk为23时为较均匀型，当 Tk3时为不均匀型。 这一系数也可用以表示孔隙度的均质程度。 （4）均质系数(Kp) 表示砂层中平均渗透率与最大渗透率的比值。Kp=K/Kmax 均质系数的变化范围是0Kp1。Kp值越接近1，油层均质性越好。 （5）变异系数（偏差系数）Vk变异系数是一数理统计的概念，用于度量统计的若干数值相对于其平均值的分散程度或变化程度。用下式求解：式中 Vk渗透率变异系数； Ki层内某样品的渗透率值 il、2、3n； K层内所有样品渗透率的平均值； n层内样品个数。 一般地说，当( Vk0.5)时为均匀型，表示非均质程度弱。当(0.5 Vk0.7)时为较均匀型，表示非均质程度中等。当( Vk0.7)时为不均匀型，表示非均质程度强。（二）储层宏观非均质性对注水开发的影响在多油层油田的注水开发中，储层宏观非均质性直接影响注水开发的效果，主要表现在：1层间非均质性导致“单层突进”由于各单层之间的非均质性主要表现为渗透率的差异，其渗透率大小相差几倍、几十倍甚至高达数百倍。所以在笼统注水和采油的条件下，注入水首先沿着连通性好、渗透率高的层迅速突进，使注入水很快进入采油井，造成油井含水率迅速提高甚至水淹停产。而低渗透层动用程度低，大部分原油残留地下形成“死油”，从而降低了水淹厚度系数。2平面非均质性导致“平面舌进”由于油层的平面非均质性，使各单油层在平面往往呈不连续分布形成许多面积不大的油砂体。有的小油砂体只被少数井钻到甚至漏掉，造成注水开发时油层边角处的“死油区”和被钻井漏掉的“死油区”。此外由于平面上渗透率的差异，使注入水沿着平面上高渗透带迅速“舌进”，而中、低渗透带相对受注水驱动减小，因而降低了水淹面积系数。3层内非均质性导致层内“死油区”注入水总是首先沿着层内相对高的渗透带突进，而同一层中的其余部分却不易受注入水的冲洗，成为“死油区”。此外，层内的沉积构造造成渗透率的各向异性也影响注水效果，例如，对斜层理砂岩来说，在顺层理倾向、逆层理倾向和平行层理走向都具有不同的渗透率，继而影响注水开发的驱油效率。大庆油田对斜层理砂岩储层进行了模拟实验，测量了不同方向的水驱采收率。结果表明，平行层理走向，采收率最高；逆层理倾向，采收率次之；而顺层理倾向，采收率最低（表）综上所述，储层的宏观非均质性，主要表现为渗透率的非均质性，造成了油田开发中的“层间矛盾”、“平面矛盾”和“层内矛盾”，这三大矛盾是多油层注水开发的基本矛盾，对于多油层注水开发的油田来说，油田开发的过程就是不断地暴露、研究和解决三大矛盾的过程，三大矛盾处理的好，就能保持油田的稳产高产，就能提高最终采收率。表 斜层理砂岩不同注水方向的驱油效率注水倾向无水采收率（%）最终采收率（%）注入水占孔隙体积倍数顺层理倾向284213107逆层理倾向19448525平行层理走向34653210 四、油层微观非均质性的研究 油层岩石的微观非均质性是指微观孔道内影响流体流动的地质因素，主要包括孔隙结构特征、粘土基质等。 岩石的孔隙结构是指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通的关系。岩石的孔隙系统由孔隙和喉道两部分组成（图10-2 胶片），孔隙为系统中的膨大部分，连通孔隙的细小部分称为喉道。孔隙是流体储存于岩石中的基本储集空间,而喉道的粗、细特征、分布及其几何形状是影响储集岩渗流特征的主要因素。喉道和孔隙的不同配置关系，可以使储集层呈现不同的性质。 图10-2 图3-5 储集层岩石中孔隙与喉道分布示意图 （一）碎屑岩喉道的类型：1孔隙缩小型喉道 此类孔隙结构属于大孔粗喉，孔喉直径比接近于1，岩石的孔隙几乎都是有效的。 2缩颈型喉道此类储集层可能有较高的孔隙度，但其渗透率却可能较低，属大孔细喉型。3片状或弯片状喉道小孔极细喉型。若受溶蚀作用改造后亦可以是大孔粗喉型。4管束状喉道当杂基及各种胶结物含量高时，原生的粒间孔隙有时可以完全被堵塞，杂基及胶结物中的微孔隙本身既是孔隙又是喉道，这些微孔隙象一支支微毛细管交叉分布在杂基和胶结物中组成管束状喉道，孔隙度中等或较低，渗透率则极低，大多小于0.110-3u。 （二）研究方法测定岩石孔隙结构的方法很多，目前较常用的有压汞法、铸体薄片法、扫描电镜法等。压汞法又称水银注入法，它是研究储集层孔隙结构的经典方法。铸体薄片法是把带有颜色的铸体压入储集层的孔隙中，然后磨成薄片在显微镜下直接观察孔隙结构（如图10-2），此种方法观察到的是孔隙的二维空间结构。随着现代定量立体学方法，特别是孔隙铸体电子扫描观察方法的发展，人们可直接观察到孔隙的三维空间结构。本课着重介绍压汞法。 1、压汞法研究孔隙结构压汞法可测定毛细管压力曲线。用毛细管压力曲线来研究岩石的孔隙结构。毛细管压力：由于孔喉细小，当两种或两种以上互不相溶的流体同处于岩石孔隙系统中或通过岩石孔隙系统渗流时，必然发生毛细管现象，产生一个指向非润湿相流体内部的毛细管压力。 Pc=2cos/Pc：毛细管压力，：界面张力，：润湿角，：毛细管半径。 压汞法就是根据这种毛细管现象的原理设计的。根据实测的水银注入压力与相应的岩样含水银体积，并经计算求得水银饱和度值和孔隙喉道半径之后，所绘制的毛管压力、孔隙喉道半径与水银饱和度的关系曲线即毛细管压力曲线（见图10-3）。油气田地质基础 P155 图5-6 毛细管压力曲线图1）毛细管压力曲线形态分析影响毛细管压力曲线形态特征的主要因素是：孔隙喉道的集中分布趋势；孔隙喉道的分布均匀性。这两个性质可以用孔隙喉道歪度和分选系数来表征。如图10-4所示的一组具不同歪度和分选的典型的理论毛细管压力曲线模式，它们代表了可能存在于实际中的各类储集层的毛细管压力曲线形态。具分选好，粗歪度的储集层应具较好的储渗能力。而分选好，细歪度的储集层，虽具较均匀的孔隙结构系统，但因孔隙喉道太小，其渗透性能可能是很差的。因此，根据实测毛细管压力曲线的形态特征，可以对储集层的储渗性能做出定性判别。油矿地质学 P155 图10-4典型的理论毛细管压力曲线形态示意图 2）反映孔喉大小的参数 根据毛细管压力曲线可以求得排驱压力（Pd）、最大连通孔喉半径( rd)、孔隙喉道半径中值（r50)、饱和度中值压力(Pc50)等反映孔喉大小的参数。 (1)排替压力（Pd）：岩石中润湿相流体被非润湿相流体排替所需要的最小压力。排替压力实际上是指非润湿相流体开始注入岩石中最大连通喉道的毛细管压力。在压汞实验中是指汞开始大量注入岩样的压力。在毛细管压力曲线上压力最小的拐点所对应的压力即为排替压力。岩石排替压力越小，说明大孔喉越多，孔隙结构越好。 （2）最大连通孔喉半径( rd)：与排驱压力相对应的孔喉半径。也即非润湿相驱替润湿相时所经过的最大连通喉道半径。 （3）饱和度中值压力(Pc50)：指非润湿相饱和度为50%时，相应的注入曲线所对应的毛管压力。Pc50愈小，反映岩石渗滤性能愈好。 （4）喉道半径中值(r50)：非润湿相饱和度为50时，相应的喉道半径，它可近似地代表样品平均孔喉半径的大小。2应用数学统计法研究孔隙半径均匀程度1）突进系数2）变异系数3）极差观测最大孔径与最小孔径之