储层地质学-2023修改整理

千里之行，始于足下让知识带有温度。第第2页/共2页精品文档推荐储层地质学第六章储层非均质性

第一节储层非均质性的概念及分类

一、储层非均质性的概念

油气储集层因为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匀称的变化，这种变化就称为储层非均质性。储层非均质性是影响地下油、气、水运动及油气采收率的主要因素。

储层的均质性是相对的，而非均质性是肯定的。在一个测量单元内(如岩心塞规模)，因为只能掌握储层的平均特性(如测定岩心孔隙度)，可以认为储层在同一测量单元内是相对均质的，但从一个测量单元到另一个测量单元，储层性质就发生了变化，如两个岩心塞之间的孔隙度差异，这就是储层非均质的表现。测量单元具有规模和层次性，储层非均质性也具有规模和层次性。一个层次的非均质规模包含若干低一级层次的测量单元(如小层单元包括若干个岩心测量单元)。

另一方面，储层性质本身可以是各向同性的，也可以是各向异性的。有的储层参数是标量(如孔隙度、含油饱和度)，其数值测量不存在方向性问题，即在同一测量单元内，沿三维空间任一方向测量，其数值大小相等，换句话说，对于呈标量性质的储层参数，非均质性仅是由参数数值空间分布的差异程度表现出来的，而与测量方向无关。有的储层参数为矢量(如渗透率)，其数值测量涉及方向问题，即在同一测量单元内，沿三维空间任一方向测量，其数值大小不等，如垂直渗透率与水平渗透率的差别。因此，具有矢量性质的储层参数，其非均质性的表现不仅与参数值的空间分布有关，而且与测量方向有关。由此可见，矢量参数的非均质性表现得更为复杂。

二、储层非均质性的分类

1.Pettijohn(1973)的分类

Pettijohn(1973)对河流沉积储层按非均质性规模的大小提出了一个由大到小的非均质性分类谱图，划分了五种规模的储层非均质性(图6—1)，即层系规模(100m级)、砂体规模(10m级)、层理规模(1～10m级)、纹层规模(10～100mm级)、孔隙规模(10～100μm级)。

2.Weber(1986)的分类

Weber(1986)按照Pettijohn的思路，也提出了一种储层非均质性的分类体系(图6－2)。但在他的分类中，不仅考虑储层非均质性的规模，同时考虑了非均质性对流体渗流的影响。他将储层非均质性分为七类：

(1)封闭、半封闭、未封闭断层

这是一种大规模的储层非均质性。断裂的封闭程度对油田区内大范围的流体渗流具有很大的影响。假如断层是封闭的，就隔绝了断层两盘之间的流体渗流，实际上为渗流隔板；假如断层没有封闭，那么断层就成为－大型的渗流通道。

(2)成因单元边界

成因单元边界实质上是沉积相边界，亦是岩性变化边界，且通常是渗透层与非渗透层的分界线，至少是渗透性差异的分界线。因此成因单元边界控制着较大规模的流体渗流。

图6—1Pettijohn(1973)的储层非均质性分类(以河流沉积储层为例)

(3)成因单元内渗透层

在成因单元内部，具不同渗透性的岩层，它们在垂向上呈带状分布，从而导致了储层在垂向上的非均质性。

(4)成因单元内隔夹层

在成因单元内不同规模的隔夹层对流体渗流具有很大的影响，它主要影响流体的垂向渗流，也影响流体的水平渗流。

(5)纹层和交叉层理

因为层理构造内部纹层方向具有较大的差异，这种差异对流体渗流亦有较大的影响，从而影响注水开发后残余油的分布。

(6)微观非均质性

这是最小规模的非均质性，即因为岩石结构和矿物特征差异导致的孔隙规模的储层非均质性。

(7)封闭、开启裂缝

储层中若存在裂缝，那么，裂缝及其封闭和开启的性质亦可导致储层非均质性。

从上可以看出，Weber的分类计划在考虑非均质规模的同时，特殊注意储层非均质性对流体渗流的影响。

3.Haldorsen(1983)的分类

Haldorsen(1983)按照储层地质建模的需要，根据与孔隙平均值有关的体积分布将储层非均质性划分为四种类型(图6-3)，即：

(1)微观非均质性(MicroscopicHeterogeneities)，即孔隙和砂颗粒规模。

(2)宏观非均质性(MacroscopicHeterogeneities)，即岩心规模。

(3)大型非均质性(MegascopicHeterogeneities)，即模拟模型中的大型网块。

(4)巨型非均质性(GigascopicHeterogeneities)，即囫囵岩层或区域规模。

图6—2Weber(1986)的储层非均质性分类

4.裘亦楠(1992)的分类

裘亦楠(1992)将碎屑岩的储层非均质性由大到小分为四类，这也是我国油田生产部门通常使用的储层非均质性分类。

(1)层间非均质性

包括层系的旋回性、砂层间渗透率的非均质程度、隔层分布、特别类型层的分布、层组和小层的划分。

图6—3Haldorsen(1983)的储层非均质性分类

(2)平面非均质性，包括砂体成因单元连通程度、平面孔隙度、渗透率的变化及非均质程度以及渗透率方向性。

(3)层内非均质性

包括粒度韵律性、层理构造序列、渗透率差异程度及高渗段位置、层内不延续薄泥质夹层的分布频率和大小、全层规模的水平／垂直渗透率比值等。

(4)孔隙非均质性

孔隙非均质性指砂体孔隙、喉道大小及其匀称程度，孔隙喉道的配置关系和连通程度。这些性质直接影响油田开发过程中注入剂的驱替效率。

裘亦楠的分类计划与前述几种分类一样，也考虑储层非均质性的规模，但更注意油田开发生产的有用性。

除上述分类计划外，还有宏观非均质性、中观非均质性、微观非均质性的分类，另外还有人采纳大型、中型和小型非均质性的分类计划。

5.本书采纳的储层非均质分类计划

综合上述储层非均质性分类的优点，本书提出了一个储层非均质的综合分类体系(表6-1)。

表6-1储层非均质性综合分类

分类原则主要考虑以下三个方面：

(1)油田开发生产的有用性；

(2)非均质性的规模；

(3)储层性0质(储层延续性、储层厚度、孔隙度、渗透率、孔隙、喉道等)。

为此，首先根据我国油田生产部门的有用分类(包括裘亦楠的分类)，将储层非均质性分为层间、平面、层内和微观非均质性，实际上，这是储层非均质性在不同侧面的表现形式。层间非均质性属于多层规模，平面和层内非

均质性属单层规模。所谓多层规模包括含油层系规模(测量单元为油组)、油组规模(测量单元为砂层组)、砂层组规模(测量单元为单砂体)等多个层次，重点突出层间的非均质性(多层次的空间非均质性)，包括分层性、层间渗透率差异程度、层间隔层及层间裂缝。单层规模相当于小层规模(因为相变的缘由，一个油层在横向上可浮现分叉合并)，重点突出砂体的平面非均质性和层内非均质性，两者是描述单砂体储层非均质性的两个方面。平面非均质性重点描述砂体及其属性参数在平面上的展布特征，包括砂体几何形态、各向延续性、裂缝和断层的平面分布、孔隙度和渗透率的平面变化及方向性、层间渗透率的差异程度；而层内非均质性着重描述储层性质的纵向变化及纵向非均质程度在平面上的展布特征，包括砂体粒度韵律、渗透率韵律、层理构造的渗透率各向异性、层内夹层、层内裂缝、垂直渗透率与水平渗透率比值以及层内渗透率非均质程度。值得注重的是，层间非均质性也涉及到平面问题，如层间渗透率非均质程度的平面变化。

微观非均质包括孔隙非均质性、颗粒非均质性及填隙物非均质性。测量单元为一个或几个孔隙大小，而讨论规模在现阶段最大只能达到样品规模，即通过样品分析来讨论储层的微观非均质性，如通过样品的铸体薄片分析讨论孔隙的外形、大小的分布，或通过样品的压汞分析讨论喉道的大小的分布。如何将微观非均质性的表征规模扩展到砂体规模，在目前是一个难点，也是今后的攻关讨论方向。

其次节储层非均质性表征

一、层间非均质性

层间非均质性是指砂体之间的差异，包括层系的旋回性、砂层间的渗透率非均质程度、隔层分布及层间裂缝特征等。讨论层间非均质性是划分开发层系、打算开采工艺的依据，同时，层间非均质性是注水开发过程中层间干扰和水驱差异的重要缘由。层间非均质性主要受沉积相的控制。我国陆相湖盆中大多数沉积体系的流程短、相带窄、相变快，往往为多种成因类型的砂体叠加成一套储集层，因而层间非均质性普通都比较突出。

1.沉积旋回性

沉积旋回性是指各类沉积环境形成的不同性质砂体和隔层在纵向上的分布逻辑，是储层层间非均质性的成因，也是储层层组划分对照的依据。

按照我国各油田的实践，陆相盆地沉积旋回普通可以分为五级。一、二级旋回是反映盆地构造演变、盆地沉降和抬升背景上形成的沉积层，旋回之间有不整合和(或)沉积相的显然变化，这二级旋回的划分普通在区域储层评价中在盆地范围内解决。在油田开发中，储层层组的划分对照主要依据三、四、五级旋回。

三级旋回代表湖盆水域的扩展与收缩。不同三级旋回之间地层是延续的，常有湖侵层分隔。它是形成油组的基础。油组是在油田范围内有一定厚度的、分布稳定的隔层分隔的储层段，适用于开发层系的划分。油组间隔层在现有采油工艺技术条件下最好能达到5米以上，最小不能小于3米。

四级旋回是沉积条件变化所形成的沉积层，是划分砂岩组的基础。砂岩组是在油组内按照储层性质的差异和隔层的稳定程度进一步划分的次一级储层单元。它适应于开发区块范围内的分层开采工艺的实施。

五级旋回是同一沉积环境下形成的微相单元，如三角洲前缘的一次水下分流河道沉积或一次河口坝沉积，相当于开发地质讨论中的单层。单层为一个相对自立的储油(气)砂层，上下有隔层分隔，砂层内部可构成一个自立的流体流淌单元。然而，因为陆相沉积环境相变的复杂性，单层在横向上可能浮现分叉、合并甚至尖灭。

由此可见，层间非均质具有不同的层次，即油组之间的非均质、砂层组之间的非均质和单层之间的非均质。

2.分层系数与砂岩密度主要表征一套储层内砂体分布的复杂程度。

(1)分层系数

分层系数是指一套层系内砂层的层数。因为相变的缘由，在平面上同一层系内的砂层层数会发生变化。可用平均单井钻遇砂层层数来表示(钻遇砂层总层数/统计井数)。分层系数愈大，层间非均质愈严峻，油层开采效果普通越差。大庆油田的统计结果表明，开发层系内砂层层数越多，单层厚度越小，则油层的动用率越低。

(2)砂岩密度

砂岩密度指垂向剖面上的砂岩总厚度与地层总厚度之比，以百分数表示，相当于砂地比(%)及国外文献中常用的净总比(NGR，即net/grossratio)另外，可按照各井钻遇的分层系数及砂岩密度，举行平面成图，以反映层间差异的平面变化。

3.砂层间渗透率非均质程度

在一套储集层内，因为砂体沉积环境和成岩变化的差异，可能导致不同砂体渗透率的较大差异。这是划分开发层系和打算开采工艺的关键。在划分开发层系时，必需充分注重二点：一是开发层系之间必需有稳定的隔层(且无裂缝贯通)，另一是开发层系内砂层间渗透率的差异不能太大，否则会严峻影响开发效果。例如若对几个渗透性差异较大的油层采纳合层注水开发的话，注入水会优先进入高渗透层驱油，而往往会在较低渗透层中形成剩余油区，由于高渗层水驱启动压力低，简单水驱，而较低渗透率层因为水驱压力相对较高，吸水能力相对较弱，水驱油效率相对较低，从而造成不同油层的水驱程度有较大的差异，形成剩余油区，影响总体开发效果。大庆油田用流管法举行了讨论，将原油性质相同的两个油层同时开采，若渗透率相差一倍，采收率为52.29%；若渗透率相差4倍；采收率为49.27%，若渗透率相差8

倍，则采收率为46%，可见层间渗透率差异越大，油田采收率越低，开发效果越差。

层间渗透率非均质性可用以下统计办法或指标来表示：

(1)层间渗透率分布形式

主要描述各砂层的平均渗透率在剖面上的分布状况，表现各砂层平均渗透率的差异程度及最高渗透率层在剖面上的分布位置。如在图6-4中，层间

渗透率差异较大，最大渗透率为210×10-3μm2(位于6小层)，最小渗透率

为30×10-3μm2，位于8小层。

图6-4胡状集油田沙三中段10砂组各小层渗透率分布型式图

(2)层间渗透率变异系数KnKK

Vniik∑=-=

12/)((3)层间渗透率突进系数KKTkmax=

(4)层间渗透率级差

min

maxKKJk=式中Kmax——最大单层平均渗透率；

Kmin——最小单层平均渗透率；

Ki——第i层平均渗透率；

?K——各层渗透率平均值；

n——n-总层数。

大庆油田统计结果表明，对于三角洲前缘亚相开发层系，渗透率级差小于3的层系，不出油的层占12%，渗透率级差大于3的层系，不出油的层占86.3%。对于河流相开发层系，渗透率级差小于5的层系，不出油的层占13.5%，渗透率级差大于5的层系，不出油的层占61.2%，可见，层间非均质性对储层注水开发效果的影响是如此之大。对于这种状况，要采纳分层开采工艺技术，以克服层间非均质带来的冲突。

4.层间隔层

隔层是指分隔不同砂体的非渗透层，如泥岩、粉砂质泥岩、膏岩等，其横向延续性好，能阻挡砂体之间的垂向渗流。隔层的作用是将相邻的油层彻低隔开，使油层之间不发生油、气、水窜流，形成两个自立的开发单元。同样，层间隔层具有层次性，即油组之间的隔层、砂岩组之间的隔层和单层之间的隔层。对于隔层，应对以下方面举行描述：

(1)隔层的岩石类型

碎屑岩储层中的隔层岩性普通以泥岩为主，亦有少量的蒸发岩和其它岩类。

(2)隔层在剖面上的分布位置

(3)隔层厚度在平面上的变化状况

5.构造裂缝

穿层裂缝易引起油层间的流体窜流，这对注水开发的影响极大，因此，要充分重视描述构造裂缝在不同岩性、不同厚度储层中的产状、性质，密度及其穿层程度。

二、平面非均质性

平面非均质性指单一油层砂体的几何形态、各向延续性、连通性以及砂体内渗透率和孔隙度的平面变化及方向性。平面非均质性对于井网布置、注入水的平面波及效率及剩余油的平面分布有很大的影响。

1.砂体几何形态及各向延续性

(1)砂体几何形态

砂体几何形态受控于沉积相。不同沉积环境形成的砂体，普通都具有其各自的几何形态。如冲积扇砂体呈扇状或锥状，分流河道砂体往往呈条带状，河口坝砂体常呈叶状体，如此等等。普通以砂体长宽比对其几何形态举行分

类和命名。据此将砂体几何形态分为六类：

①席状砂体：平面上呈等轴状，长宽比近于1∶1，大片分布，面积从几平方公里至几十平方公里。

②土豆状砂体：长宽比等于或小于3∶1，分布面积小，形似“土豆”零星分布，多为小透镜状砂体。

③条带状砂体：长宽比介于3∶1和20∶1之间，一些顺直型分流河道砂体即属此类。

④鞋带状砂体：长宽比很大，大于20∶1。

⑤树枝状砂体：属伸长状砂体，通常较为弯曲并有分枝。树枝状分流河道砂体即属此类。

⑥不规章状砂体：形态不规章，普通有一个主要延长方向，但在其它方向也有一定的延长，为多次水流改道形成的复杂成因的砂体。

(2)砂体的延续性

这是定量描述砂体规模的重要指标，与开发工程直接相关。砂体各向延续性的描述内容包括：

①砂体各向长度(m)，特殊是砂体宽度和宽厚比。

②钻遇率，即钻遇砂体井数占总井数的百分率。

砂体延续性按其延长长度可分为以下五级：

一级：砂体延长大于2000米，延续性极好；

二级：砂体延长1200-2000米，延续性好；

三级：砂体延长600-1200米，延续性中等；

四级：砂体延长300-600米，延续性差；

五级：砂体延长小于300米，延续性极差。

我国中、新生代陆相盆地沉积砂体，延续性总体较差，特殊是侧向延续性，因而普遍采纳密井网开发，注水开发井距大多在300米以下，至今一些小型河流砂体储层在经济井距下无法注水开采。

砂体的延续性受到沉积相的控制。国内外许多学者向来在致力于讨论砂体延续性与沉积相的定量关系，业已在河流沉积中取得一些发展。图6-5即为不同河道类型的宽度/河道深度，河道砂体厚度/河道深度以及河道宽度/厚度的统计关系。

2.砂体连通性

砂体的连通性对注采井网的布置及注水开发效果有很大的意义。砂体之间若连通，则进一步扩大了砂体的延续性，有利于开采工艺的实施，若砂体之间互不连通，则不能作为一个注采井组举行开采。

砂体之间的连通形式主要有二种：一是靠断层连通，二是砂体间的侧向接触连通(多边式)或垂向叠加连通(多层式)。未与其它砂体连通的砂体则称为孤立砂体。在注水开发区，孤立的小砂体往往是剩余油分布区(井网控制不够)。

图6-5河流及其砂体的宽/深、密/厚关系图(据Fielding和Crane,1987)A-现代和古代河道的宽深关系；1A-深切的、顺直的、北迁移的河道宽/深关系；1B-非深切、非迁移的河道宽/深关系；2A-全部河道类型宽/深关系的几何平均；2B-曲流河的宽/深关系；3C-辩状河体系的宽/深关系；

B-河道深度与砂体厚度的关系；C-河道砂体宽/厚关系(为所

有统计河道的平均值)

砂体连通性常用以下指标来描述：

(1)砂体配位数

指与一个砂体接触连通的砂体数

(2)连通程度

指砂体与砂体连通部分的面积

占砂体总面积的百分数。

(3)连通系数

指连通的砂体层数与砂体总层

数之比。

(4)连通体大小

各种成因单元砂体在垂向上和

平面上互相接触连通所形成的复合

砂体称为“连通体”。在开发储层评

价中，应讨论一个连通体内包含的

成因单元砂体的个数、连通体的长

度、宽度、总面积及厚度等。

(5)砂体接触处渗透能力

在有的砂体间接触处，不一定

是流体流淌的连通通道，如因为泥

质披覆层或钙质胶结层的存在，使

得砂体间的冲刷接触面可能形成不

渗透或低渗透界面。因此，应对砂

体接触处的渗透能力举行更为深化

的讨论。

井间砂体连通性讨论是随着油

田的开发进程为满足提高采收率的

需要所必需讨论的内容，特殊是对

于河道或分流河道砂体及薄层砂体

而言，井间砂体的连通性的讨论更

为重要。

3.砂体渗透率的平面变化及方

向性

任何一个油层，其渗透率在平

面上都是变化的，对于非均质严峻

的油层，平面渗透率的变化可达几

倍、十几倍甚至几十倍以上，而且，

渗透率在平面上往往具有方向性，

这是油田开发中产生平面冲突的内

在缘由。渗透率平面非均质的缘由主要有以下几类：

(1)沉积因素的影响

因为平面上沉积相、沉积条件及岩石结构的差异，导致渗透率的平面变化及方向性，包括：

①平面上不同砂体微相渗透率的差异

在平面上，砂体由不同微相的砂体复合而成，因为各微相砂体的渗透率不同，必定导致渗透率的平面变化。

②同一微相不同部位渗透率的差异

在同一微相内，主体带与边缘带、近源带与远源带的渗透率不同，这也造成渗透率的平面变化。

③砂体几何形态引起的渗透率方向性

对于呈带状分布的砂体，高渗带则呈条带状。沿砂体条带发育方向，砂体厚度和渗透率变化不大，而垂直砂体延长方向的砂体厚度和渗透率变化较大，向两侧显然变小。其它伸长状砂体(如树枝状砂体)亦具此逻辑。

④古水流主流方向引起的渗透率方向性

砂体沉积的古水流方向对渗透率的方向性有很大影响。沿古水流主流线，水流强度较大，碎屑颗粒较粗，因而渗透率往往较大，在平面上则沿主流线方向形成高渗带。大庆油田通过大量的开发实践发觉，注水开发时注入水优选沿古河道水流方向驱动，尤其沿古河道下切较深的凹槽向油井迅速突进，形成一条注入水的“自然水路”。位于这一“自然水路”的油井，不管离注水井排多远，不管是早投产还是晚投产，它们总是比周围的油井先受效，先水淹。

另一方面，古水流方向造成了颗粒罗列的方向性和交叉层理纹层的方向性。沿古水流方向，一些长形颗粒定向罗列，斜层理倾向下游，因而沿古水流方向的渗透率比逆古水流方向的渗透率要大。在注水开发时，沿古水流方向注水对水流的阻力最小。对于河道砂体来讲，注入水沿古河道下游方向的推动速度快，向上游方向推动速度慢，驱油效果亦有差别。大庆油田对某注水开发区的实例讨论可很好地说明这一问题。该开发区内河道砂体主水流方向为自北而南的方向。在开发初期，主要是横切割式的行列注水。在注水后不久，发觉注水井排南面的油井水淹严峻，而在同一注水井排北面的油井吸水量太少，油井产量和压力稳不住，需要增强注水量，冲突非常突出，形成所谓的“南涝北旱”现象。这种“南涝北旱”现象与砂体沉积时的古水流方向有密切关系(图6-6)。

(2)裂缝的影响

当储层存在裂缝时，将导致渗透率的显然变化和方向性。闭合的裂缝形成渗流屏障，开启的裂缝则形成渗流通道，从而影响油田开发效果。

不同类型的裂缝对提高采收率的影响不同。对于微裂缝而言，普通增大

储层渗透率，但对渗透率在平面上的宏观变化和方向性没有大的影响；对于局部发育的、延长长度不大于井距的裂缝，对渗透率的平面变化和方向性有一定影响，但影响范围有限，在全油田范围内影响较小；而对于延长长度超过井距的裂缝，特殊是这类裂缝构成网状裂缝系统时，将会导致严峻的渗透率方向性，对油田注水开发有很大的影响。

因此，应充分讨论裂缝的成因类型(构造缝、层理缝、收缩缝等)、裂缝产状尤其是走向、延长长度及在三维空间的分布。

图6-6注水速度与古水流方向的关系

(3)断层封闭性的影响

断层主要影响大范围的流体渗流。封闭的断层形成大规模的渗流屏障，而开启性断层则形成大规模的渗流通道。断层的封闭程度对流体渗流具有很大的影响。

断层封闭机理主要有三种：即断层面的粘土沾污(Claysmearing)、断层压碎作用(cataclasis)和成岩封闭作用。

①断层面的粘土沾污

主要发生在同沉积断层形成过程中的未固结砂/泥层序，如在三角洲发育过程中的同沉积断层，就很易发生粘土沾污。断层泥的封闭能力主要取决于断层错断层序中泥岩的比例，因此具体讨论层序中砂泥比例对熟悉断层粘土沾污作用很有协助。虽然在大多数状况下断层泥分布比较局限，且主要发生于中等压力差异条件下，但断层泥封闭对流体运动有很大的影响。

②断层压碎作用

主要在断层活动过程中对颗粒的压碎作用，这大大降低了断层带的渗透性。断层压碎作用主要取决于垂直于断层面的应力大小，因而主要发育于压扭断层和逆断层中。

③断层的成岩封闭成岩作用使原始渗透的断层面发生封闭，这种过程较难预测。应用断层封闭机理及区域地质资料可大体预测断层的封闭程度。除此之外，还可用脉冲试井，干扰试井，示踪剂测试等手段了解断层的封闭程度及对流体渗流的遮挡作用。

4.井间渗透率非均质性程度包括以下内容：

(1)井间渗透率变异系数

井间渗透率的变异系数反映了砂体渗透率在平面上的总体非均质程度。Kn

KK

Vniik∑=-=12/)(

式中Ki——第i个井点的砂体渗透率；

?K——全部井点的平均渗透率；

n——井点数。

(2)不同等级渗透率的面积分布频率

在渗透率等值线图上，按照划定的渗透率等级，计算不同等级渗透率分布面积的百分数，并编绘分布频率图，以了解渗透率在平面上的差异程度。

(3)注采井间渗透率的差异程度

在注采井网确定的条件下，描述注入井向各采油井之间渗透率的差异程度，这一差异程度是导致注水开发中平面冲突的内在缘由。

三、层内非均质性

层内非均质性是七十年月后期开头为人们所重视的储层非均质类型。它表现为砂层内部垂向上的渗透率韵律、最高渗透层所处位置、非均质程度、单砂层规模宏观的垂直渗透率与水平渗透率的比值以及层内夹层的分布。它直接控制和影响一个单砂层垂向上的注入剂波及厚度。从储层地质学角度来讲，层内非均质性讨论应包括以下讨论内容：

1.粒度韵律

单砂层内碎屑颗粒的粒度大小在垂向上的变化称为粒度韵律，它受沉积环境和沉积方式的控制。粒度韵律对渗透率的垂向变化有很大的影响。在成岩变化小的储层中，剖面上粒度的韵律性直接控制着渗透率的韵律性。粒度韵律大体可分为正韵律、反韵律、复合韵律和均质韵律四类

正韵律：颗粒粒度自下而上变细者称为正韵律。正韵律往往导致岩石物性自下而上变差。曲流河点坝、浊积岩可形成典型的正韵律。

反韵律：颗粒粒度自下而上变粗者称为反韵律。反韵律往往导致岩石物性自下而上变好。三角洲前缘河口砂坝形成典型的反韵律。

复合韵律：即正、反韵律的组合。正韵律的叠置称为复合正韵律，反韵律的叠置称为复合反韵律；上下细中间粗者为反正复合韵律；上下粗中间细者为正反复合韵律。

均质韵律：颗粒粒度在垂向上变化无韵律者则称为无规章序列或均质韵律。

2.渗透率韵律及最高渗透层所处位置

渗透率大小在纵向上的变化所构成的韵律性称为渗透率韵律。普通状况下，渗透率韵律与粒度韵律基本全都，但也不尽然，因其同时受到沉积组构和成岩作用的影响。渗透率韵律亦可分为正韵律、反韵律、复合韵律、均质韵律(图6-7)。

最高渗透层在正韵律中位于底部，在反韵律中位于顶部，在复合韵律中则视详细状况而定。

3.层理构造及渗透率各向异性

在碎屑岩储层中，大都具有不同类型的层理构造。常见的层理有平行层理、斜层理、交叉层理、块状层理、波状层理、水平层理等。层理类型受沉积环境和水流条件的控制。层理的构成主要表现在粒度、成分、颗粒罗列组合的差异，这种差异便导致了渗透率的各向异性。不同层理类型对渗透率方向性的影响不同，层理构造的垂向演化导致了渗透率的垂向变化，层理构造的侧向延长和演化导致了渗透率在平面上的方向性。层理构造形成的非均质规模介于砂体规模与微观规模之间，目前仅限于岩心规模的讨论(对于地下储层来说)。

在不同的层理构造中，渗透率的各向异性有所差别。

平行层理的渗透率各向异性主要表现在水平渗透率(Kh)的垂直渗透率(Kv)的差异，普通Kh比Kv大得多，因此Kv／Kh

比值很小。平行层理的方向为

图6-7渗透率韵律模式

A—正韵律；

B—反韵律；

C—均质韵律层；

D—复合正韵律；

E—复合反韵律；

F—复合正反韵律；

G—复合反正韵律

古水流方向，长轴颗粒亦顺此方向罗列，从而造成该方向的渗透率较大。

高流态水流作用形成的平行层理具有剥离线理，其纹层呈数毫米至数厘米级的薄板状，薄板间为空隙(即所谓沉积成因的层间缝)，很易剥离，在注水压力下则呈开启状态，形成“大孔道”，易发生水窜。水平渗透率很大，Kv／Kh比值微小。

斜层理的渗透率各向异性表现在顺层理倾向、逆层理倾向和平行纹层走向方向的渗透率的差异。顺层理倾向的渗透率最大，而逆层理倾向的渗透率最小，平行纹层走向的渗透率介于其间。

交叉层理的渗透率各向异性最强，且交叉纹层的组合愈复杂，各向异性程度愈高。Weber(1982)提出了一套计算槽状交叉层理渗透率各向异性的办法(图6-8)，并认为在未固结层中，平行纹层方向的渗透率(K//L)与垂直纹层方向的渗透率(K⊥L)之比可达3，而在固结的砂岩中，这一比值更大。Emmettetal.(1971)通过对怀阿明某储层的讨论，认为在该储层中平行于交叉纹层方向的渗透率是垂直于纹层方向的4倍。这一渗透率差异对流体的渗流有较大的影响，从而对二次采油(注水开发)后残余油的分布有较大的影响。

公式

L

LKKK⊥+=ααα2//2sincos1

αKLKdKBx11+=L

ByKWKdK//11+=

HyxAKK=流向井筒的径向渗透率==yxRKKK

B

vKdKHKdH+-=+)90(α

图6-8槽状交叉层理中不同方向渗透率的计算公式(据Weber,1982)

4.层内夹层

夹层是指簇拥在单砂体内的相对低渗透层或非渗透层。其厚度较小，普通几厘米至几十厘米。它直接影响砂体宏观规模的垂直和水平渗透率的比值。夹层将油层细分为几个段，对油水运动逻辑和措施有效期保持时光的长短起很大的作用，有时也可能直接阻止注入剂的驱替，从而影响驱油效果。

(1)夹层的岩性及产状夹层类型按岩性可分为以下几类：

①泥质夹层：主要为泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩等，其形成和分布受沉积环境的控制。

从成因和产状来看，泥质夹层普通以下面三种形式存在：

A：砂体中的泥质薄层。这种夹层在砂体中多平行于砂层层面分布。大部分湖泊砂体都发育这类夹层，如三角洲前缘河口坝、席状砂。

B：砂体中的泥质侧积层。这种夹层与砂体斜交，在河流点坝砂体中最为常见。点坝砂体由多个呈叠瓦状罗列的侧积体组成，在每个侧积体之上常常披覆一层间洪期的泥质侧积层(即夹层)。夹层为等时光单元，与砂体斜交(图6-9)。

图6-9河流点坝砂体的泥质侧积层(据薛培华，1991)

C：层理构造中的泥质纹层或条带。特点为厚度小、数量多、分布不规章(图6-10)。

图6-10层理构造中的不延续泥质条带

夹层产状在开发储层讨论中非常重要。国内外许多人甚至认为，在油田开发中，控制流体宏观运动的是砂岩和泥岩的配置方式，而不是砂体中的渗透率变化，由于砂/泥几何配置方式首先对油水运动的空间轨迹、速度和产出情况有很大的影响。J.C.M.泰勒将此几何配置方式划分为二类：即：平行的渗透屏障和交织的渗流屏障。

他认为，渗流屏障越交织且越延续，采出油气就越难，采收率也就越低。

泥质薄层多属于平行的渗流屏障，而泥质侧积层、交叉层理泥质层及部分胶结条带则属于交织的渗流屏障。

②成岩胶结条带

为胶结作用形成的非渗透条带，如钙质条带、硅质条带或粘土胶结条带。这类夹层的岩性往往相对较粗(普通为粗粉砂级以上)，但因为胶结作用而使得渗透率变得很低而成为夹层，这就是所谓的“物性夹层”。物性夹层属于成岩非均质的范畴。这类夹层的横向预测较难。

砂体内碳酸盐胶结物分布的类型主要有三种：

A.薄层砂体全胶结型：薄层砂体夹于泥岩中，来自于泥岩的Ca2+使薄层砂岩胶结成致密砂岩(图6-11—A)。

B.厚层砂体顶底胶结型：在厚层砂体底部和(或)顶部与泥岩接触的界面附近，被来自于泥岩的Ca2+胶结，形成砂体顶底被胶结的表层致密条带(图6-11—B)。

C.砂体内的的簇拥胶结型：在厚层砂体内部，形成簇拥状分布的胶结团块。(图6-11—C)。

图6-11钙质胶结带的分布形式

上述胶结型式在我国陆相湖盆砂体中均有分布，如中原胡状集油田沙三段扇三角洲水下分流河道砂体的顶底常被碳酸盐胶结，尤其是底部砂砾岩往往胶结得很致密；另外，一些远砂坝薄层砂体和扇三角洲薄层砂体则被彻低胶结。

③沥青条带

石油运移过程中所产生的沥青或重质油充填带。这类条带在油气开采过程中亦起着夹层的作用。

(2)夹层大小及延长长度

夹层大小及延长长度对油水运动逻辑影响较大。普通地，在厚油层中夹层延长越长，开发效果越好。按照夹层延长长度与注采井距之间的关系，将夹层分为三类：

A.相对稳定的夹层：夹层在油层内延长距离达到一个注采井距以上，如图6-12的夹层1即属于此类。这类夹层的作用相当于隔层。

B.较稳定的夹层：夹层在油层内延长距离可达到注采井井距一半以上，但不到一个井距，如图6-12的夹层2。

C.不稳定夹层：夹层在油层内的延长距离均小于注采井距之半，呈透镜状分布，如图6-12。

(3)夹层浮现的频率的和密度

夹层频率是指单位厚度岩层中夹层的层数，用(层/米)表示。

夹层密度是指砂体中夹层总厚度与统计的砂体(包括夹层)总厚度的比值，用百分数(%)表示。

通过编绘夹层频率和夹层密度的平面等值线图，可了解夹层在平面上的分布状况。

图6-12砂体内夹层大小及延长长度暗示图

5.层内裂缝

层内裂缝的存在，会增强某一方向的渗透率，转变流体在层内的渗流特

征。因此，层内裂缝的存在及分布亦导致层内非均质性。为此，需在岩心和显微镜下描述裂缝的大小(长、宽度)、产状、组合方式、充填性质及发育程度。

6.垂直渗透率与水平渗透率的比值Kv／Kh

这一比值对油层注水开发中的水洗效果有较大的影响。Kv／Kh低，说明流体垂向渗透能力相对较低，反之则较高。

岩心的(Kv／Kh)可通过试验测定求取。就层理规模的Kv／Kh，可应用如前所述的Weber(1982)提出的一套计算交叉层理渗透率各向异性的公式来求取。而对于层内夹层对砂体垂直渗透率的影响，Haldersen等人(1984、1986)提出了一个计算公式：

])2

1(1[2avsveLSFK

K+-=式中Kve——有效垂直渗透率；

K——均质砂体垂直渗透率；

Fs——夹层密度(以小数表示)；

S——夹层频率(层数/m)；

Lav——几何常数。在二维剖面中计算时，C=2,在三维空间中计算时，C=3。

7.层内渗透率非均质程度

为层内渗透率(主要是水平渗透率)的垂向变化程度，这是定量描述层内非均质性的重要内容，可采纳以下几个指标：

(1)渗透率变异系数

变异系数是一统计概念，指用于统计的若干数值相对于其平均值的簇拥程度或变化程度。渗透率变异系数是对层内渗透率非均质程度的一种度量。Kn

KK

Vniik∑=-=12/)(

式中Vk——渗透率变异系数；

Ki——层内某样品的渗透率值；

?K——层内全部样品渗透率平均值；

n——层内样品的个数。

(上述“样品”可以是岩心分析样品，取样应比较匀称，而且样品密度最好大于5块/米；也可以是测井解释值，普通8点/米；另外，“样品”也可以看作为砂体内的相对均质段)。

普通地，当Vk＜0.5时，反映非均质程度弱；Vk=0.5～0.7时，反映非均质程度中等；Vk＞0.7时，反映非均质程度强。固然，在实际工作中，需

结合流体性质等条件，作出确切的评价标准。

(3)渗透率突进系数(Tk)

为砂层内最大渗透率值与砂层平均渗透率值的比值：KKTKmax

=

式中Tk——渗透率突进系数；

Kmax——层内最大渗透率值，普通以砂层内渗透率最高的相对均质层段的渗透率值表示。

普通地，当Tk＜2时，表示非均质程度弱；Tk为2～3时，表示非均质程度中等；Tk＞3时，表示非均质程度强。在油层开发时，高渗层段易发生单层突进，从而影响油层总体开发效果。

(4)渗透率级差(Jk)

为砂层内最大渗透率值与最小渗透率值的比值。min

maxKKJK=式中Jk——渗透率级差；

Kmin——层内最小渗透率值，普通以渗透率最低的相对均质段的渗透率值表示。

渗透率级差越大，反映渗透率非均质性越强；反之，级差越小，非均质越弱。

储层层内非均质性与砂体微相有很大的关系，实际上，沉积相、沉积方式打算了砂体的粒度韵律、渗透率韵律、渗透率非均质程度及夹层特征等(表6-2)。

表6-2陆相湖盆典型微相砂体的层内非均质性

四、微观非均质性

微观非均质性是指孔隙和喉道的大小，连通程度、配置关系、分选程度以及颗粒和填隙物分布的非均质性。这一规模的非均质性直接影响注入剂的微观驱替效率。

微观非均质包括三个方面的内容，即孔隙非均质、颗粒非均质和填隙物非均质，其中后二种非均质是孔隙非均质的成因。

1.孔隙非均质

(1)孔隙与喉道的大小

孔隙和喉道的类型、大小、分布状态及分选程度，可应用孔隙结构参数加以定量描述，即孔隙最大半径、孔隙半径中值、最大连通喉道半径、喉道半径中值、主要流淌喉道半径平均值、喉道峰值半径、最小流淌喉道半径等。

值得注重的是，在孔隙弥漫流体时，润湿相流体在颗粒边缘形成一层液膜，从而减小了可流淌的孔隙通道大小。因此，在润湿相流体存在的状况下，有效孔喉半径应当是实际孔喉半径减去液膜厚度。

(2)孔喉大小分布的非均质性

任何储层的孔隙都是由不同孔径的孔隙组成的，不同大小的孔喉，其渗流能力有差别。当孔喉大小差别较大时，可能浮现孔间干扰，特殊是在“大孔道”存在的状况下，流体趋向于沿大孔道渗流，而小孔喉则可能被“封闭”(水驱不到)。

对于孔喉大小分布的非均质程度，可用分选系数、相对分选系数、均质系数、孔隙结构系数、孔喉歪度、孔喉峰态等参数来描述。

(3)孔隙的连通性

孔隙与孔隙之间是通过喉道来连通的。但不同孔隙的连通状况可能不同。这种连通状况可用孔喉配位数、孔喉直径比或孔喉体积比来表征。明显，孔隙连通性越好，越有利于油气的采出。

(4)孔隙外形的复杂性

油层孔隙的外形是千变万化的。孔隙外形的复杂性，不仅构成了不同孔隙间原始油水分布的差别，也对微观水驱油效率产生影响。

2.颗粒非均质性

指颗粒大小、外形、分选、罗列及接触关系。它既影响着孔隙非均质性，也可造成渗透率的各向异性，同时还影响着注水开发过程中储层自身的动态变化。

长形砂粒和片状矿物罗列的方向性是造成储层渗透率各向异性的重要因素。而颗粒罗列的方向性主要受沉积水流方向的控制，长形颗粒的长轴方向趋向于与古水流方向全都，沿此方向渗透率要比其它方向的大。此方向为古水流沿孔隙的主流线，沿此主流线，古水流速较高，孔隙通畅，而其两侧的孔隙则成为缓流区或滞留区，其中可能有较多的细粒物质或粘土物质，这样便造成了在不同方向孔道畅通程度的差异，从而导致渗透率的各向异性。

3.粘土基质及胶结物

粘土基质(自生和他生)及胶结物的类型、含量、产状，既是影响孔隙非均质的重要因素，又是储层敏感性的内在缘由及物质基础。

目前对于储层的微观非均质性，普通仅局限于岩心规模，即主要讨论岩心的孔隙结构特征。然而，对于砂体规模的微观非均质性讨论，即孔隙结构在宏观三维空间的差异性，因为目前讨论手段所限，讨论程度尚欠不够，这也是储层讨论工正在探究的一个领域。

第三节储层非均质性对油田开发的影响

在油田开发过程中，影响采收率的主要因素有三类：一是储层的非均质性，二是流体性质及其非均质性，三是各种人为因素如井网布置、注水方式、油井工作制度、采油工艺及经济管理水平等。其中储层非均质性是影响油田采收率的最重要的因素。

油田采收率的凹凸可用下式来表达：

Чk=HK·SK·LK

式中Чk——注水开发油田的采收率；

HK——水淹厚度系数；

SK——水淹面积系数；

LK——水淹层驱油效率。

从储层非均质性来考虑，油田水淹厚度系数主要受层间非均质性和层内非均质性的影响，水淹面积系数主要受平面非均质和层内非均质性的影响，驱油效率(孔隙利用系数和孔隙驱油效率)主要受微观非均质性的影响。

一、宏观非均质性对油田注水开发的影响

1.层间非均质性与层间干扰

层间非均质是引起注水开发过程中层间干扰和单层突进(统称层间冲突)的内在缘由。在多层合注合采的状况下，简单浮现层间冲突。层位越多，层间差异越大，单井产液量越高，则层间冲突越大。往往是高渗层水驱启动压力低，简单水驱，在注水井中好油层吸水多，水线推动快，在采油井中好油层则出油多；而较低渗层(差油层)水驱启动压力高，吸水少，出油少，水线推动慢甚至不水驱。这样，在采油井和注水井内表现出显然的层间干扰，在油层间则浮现了水沿高渗透层突进的现象，在较低渗储层内便可能浮现剩余油的分布(图6-13)。

图6-13储层非均质性与剩余油的关系(据Weber,1986)层间干扰现象在吸水剖面和产液剖面上反映非常显然。在多层合注的注水井中，在相同的注水压力下，各层单位厚度吸水能力相差较大(图6-14)。

2.平面非均质性与平面冲突

(1)砂体延续性和连通性对注水开发效果的影响

透镜状砂体或条带状砂体因为侧向延续性差，井网往往控制不到或控制不完美。有的砂体呈孤立状，不与其它砂体连通，若无井钻达，则油层保持

原始状态，形成未动用的剩余油区(图6-15)。有的砂体惟独注水井而无采油

井，则注水后油层成为憋高压的未动用储层；有的砂体惟独采油井，没有注水井，仅靠自然 能量采出少部分油而成为低压基本未动用的油层。特殊是对于具有“迷宫状”砂体结构的储层，注采井网往往难于完美，可能在一个注采井组中，注水井与采油井间无砂体连通，可能导致“注不进，采不出”的现象。

图6-14层间渗透率级差与水驱油效率的关系(据李伯虎，1994)

(2)渗透率方向性的影响

注水井内的注入水向各个方向驱油，推动速度往往是不匀称的，普通总有一个方向推动最快，且经过长久水洗之后，这个方向有可能进展为“运河”，而在其它方向或地区水洗程度弱甚至不水洗，从而造成剩余油滞留区。从储层地质方面考虑，水窜方向主要有：a.沿高渗透条带方向，水沿高渗带窜流，绕过低渗带甚至把低渗带包围起来，这样低渗区的油采不出来而成为剩余油滞留区；b.沿古水流主流线方向：沿古主流线方向，颗粒定向罗列，颗粒长轴平行古主流线，沿这一方向孔道亦较直，渗透率高。这一方向是古水流流淌阻力最小的方向，因此也是注入水流淌阻力最小、流速最大的方向，注入水易沿此方向窜流，结果造成许多渗透率较低的横向孔隙水驱不利，形成剩余油。c.沿延长较远的大裂缝方向，注入水沿裂缝窜流，使油井快速水淹，而大量原油可能仍包含于孔隙中采不出来，从而形成剩余油滞留区。由此可见，注水方向垂直高渗透率带、古主流线和裂缝能提高水驱油效果。

3.层内非均质性与水驱效果

(1)渗透率韵律和渗透率非均质程度的影响

就厚油层而言，渗透率韵律性不同，其水淹型式也不同，渗透率非均质程度则加剧水淹情况的差异，因此层内不同部位的储量动用情况也有差异，其中一些动用很差或基本未动用的油层部位便浮现了剩余油的分布。

通常，正韵律油层底部水洗程度高，注入水沿油层底部高渗层段突进，

油井见水早、含水率升高快，而中上部水洗程度弱甚至未水洗，而形成剩余油(图6-16)。这类油层的水洗特征属于底部水淹型，水淹厚度小。随着注水开发的不断举行，底部水洗程度越来越大，且经过长久水的冲刷，孔道增大，可能变成“水窜”的大孔道。

图6-15东7-1井区SⅡ10-12层绕流现象

(图中的“分数”表示渗透率/厚度)(据陈永生，1995)

图6-16大庆油田某井正韵律油层水洗特征图(据陈永生，1995)

反韵律油层的上部渗透率高于下部。从高渗层的分布来讲，趋向于上部水洗，但从重力作用来说，注入水又趋向于底部优先水驱。这样就可能浮现三种状况：①上部水淹严峻、产液多，这种状况主要浮现于层内渗透率级差很大且其间有较稳定夹层的反韵律油层中；②全层驱油效率基本临近，水淹特征属匀称水淹型，主要浮现于渗透率级差不大的反韵律油层中；③水淹厚度系数大，但底部先见水，且水洗更强，这主要浮现在渗透差级差很小特殊是亲水的反韵律油层中。总的来说，反韵律油层的水淹特征比较复杂，但水淹厚度系数大是其共有的特征(图6-17)。

图6-17大庆油田某井反韵律油层水洗特征图(据陈永生，1995)

复合韵律的状况也比较复杂。复合正韵律油层的开发效果比正韵律相对较好，油层在纵向上分段水洗，水洗部位对应于各个韵律层的底部高渗带，但总的来说油层水洗厚度也不大，这种油层的水洗特征多属于分段水淹型；复合反韵律的水洗特征与反韵律类似，水洗亦较匀称。普通状况是高渗部位水洗程度相对较强，而低渗部位水洗程度相对较弱，详细状况则随每个韵律段的厚度、渗透率大小、级差以及垂向渗透率的凹凸而异。

均质韵律油层的水洗效果与油层厚度关系较大，若油层厚度薄，水洗效果普通较好，若油层厚度大而又无夹层时，水洗效果普通较差。

上述状况是从一个井点来分析讨论的。而从一个从注水井到采油井的剖面来看，水淹状况会有所差别。

对于稳定的正韵律油层，在囫囵剖面上均表现为底部水淹型，其中在注水井附近，水淹厚度可能较大(有的达90%以上)，但水线推动一段距离后，水淹厚度变小，可能惟独20%左右。对于稳定的反韵律油层来说，水淹情况可能有二种状况：一是从注水井到采油井，从上部水洗严峻变到下部水洗严峻；二是在相当范围内向来是上部水洗严峻(渗透率级差很大的状况)；三是在相当范围内向来是下部水洗严峻(渗透率级差小的状况)。

对于在横向剖面上油层呈正反韵律交叉的状况，水淹状况比较复杂，但

普通有距注水井排越远底部越表现为优先水驱的趋势(因为重力作用)。图6-18为大庆油田一个复杂韵律油层的横向水驱剖面，图中北Z—J4—41井离注水井排最近，仅250米，而北Z—J6—41井最远，达1350米。从该剖面可以看出，虽然不同井的油层韵律不同，但仍表现为底部先见水，且离注水井排越远，水淹厚度越小。

图6-18水淹厚度与注水井排距离的关系暗示图(据陈永生，1995)

总的说来，正韵律、反韵律和复合韵律的厚油层，注水开发效果有较大的差别，在条件相近的状况下，反韵律油层好于复合韵律，复合韵律又好于正韵律。

(2)夹层的影响

夹层对地下油水运动的影响比较复杂，这主要取决于夹层的延长长度、产状及发育程度。普通地，厚油层内相对稳定的(延长长度大于一个注采井距)平行夹层有利于水驱油效果。稳定夹层将厚油层分成好几个段，抑制了厚油层内的纵向窜流，提高层内动用程度，增强了水洗厚度。因为水线是多段推动的，因而水线推动速度较缓，生产动态相对稳定，含水率升高慢，驱油相对匀称，水驱效果好。夹层频率和密度越大，水驱效果越好。这在较厚的均质层中表现得最为显然。

稳定性差的(延长长度小于注采井距)的不延续平行夹层和交织的夹层则对注水开发有不利的影响。这类夹层在油层内构成复杂的渗流屏障，使流体流淌的通道变得蜿蜒复杂，极大地降低了纵横向传导系数，影响水驱效果，并可导致复杂的剩余油分布。最为严峻的是交织的渗透屏障，如泥质测积层，若其分隔了注水井和采油井，则可能导致注采失败的结果。对于这类夹层，频率和密度越大，水驱效果越差。

(3)层理构造对水驱效果的影响

不同类型层理的水驱油效果不同。大庆油田对不同层理的砂岩储层举行了注水模拟试验，测量了不同层理及同一层理不同方向上的渗透率及采收率(表6-3)。

统计结果表明，就平行层理、斜层理和交叉层理而言，交叉层理渗透率低，水淹相对匀称，因而采收率高；平行层理渗透率高，但水淹相对匀称，因此采收率相对较高；而斜层理在平行纹层方向的渗透率高且水淹快，因而采收率低。

表6-3不同层理的砂岩注水模拟结果

对于斜层理来说，不同驱油方向的驱油效果是不同的。顺层理倾向注水时，水沿着层理中的高渗透条带向前突进，造成油井见水快、水淹快，大量的油残留在低渗透条带中，故采收率较低；逆层理倾向注水，采收率较高；而平行纹层走向方向注水，采收率最高(表6-4)。在河流三角洲砂体中，斜层理和交叉层理的倾向普通与水流方向和砂体延长方向全都，因此，水驱油方向不应平行于砂体走向，而应与其斜交或直交。

表6-4不同水驱方向对斜层理砂岩的驱油效果的影响

二、微观非均质性对石油采收率的影响

微观非均质性主要影响微观驱替效率。在注入水波及的水淹地区，孔隙系统中仍然会残留许多不延续的油滴或残余油，即微观规模的剩余油，这主要受微观驱替效率的影响，而微观驱替效率与微观孔隙结构、润湿性和流体性质有关，其中孔隙结构是影响微观驱替效率的最重要的因素。

1.孔隙系统中的微观驱替机理

在孔隙介质中，滞留石油的力共有三种，即①毛管力，是岩石体系毛管孔道中作用于油、水、固相界面上各种力引起的，毛管力作为滞留力主要表现在油湿岩石中；②粘滞力，是流体沿孔隙流淌时的剪切应力所引起的；③重力，因为油、气、水的密度差引起的(Dawe，1979)。

在注水过程中，从孔隙中驱替石油的力主要为施加的外力，即驱替力。毛管力在亲油(即油湿)储层中作为水驱的阻力，而在亲水(即水湿)储层中，毛管力则作为驱动力。在亲水体系中，毛管力使水自动吸入小孔道中，这就是自吸现象，即自由渗吸现象。从图6-19可以看出，小孔道部分的毛管力

图6-19润湿相液滴从大孔道自吸

入小孔道的力分析暗示图

(Pc2)大于大孔道部分的毛管力(Pc1),这样在没有压差的作用下，润湿相液滴将自动吸入小孔道。

在单孔道中，注入水驱替石油的过

程便是驱动力克服阻力的过程。但是储

层孔隙系统是非常复杂的，在驱替过程

中各种孔隙之间的非均质性会导致孔间

干扰，而且还有润湿性的差异和孔内粘

土矿物的影响，使微观驱替过程越发复

杂化了。下面，为了分析注入水的微观驱替机理和残余油的捕集机理，我们通过容易的模型来研究。

(1)双孔道模型

自然 岩石的多孔体系很复杂，迄今还没有一个容易的模型能够表述它，但可定性地用一对不等径的并联孔道来阐明驱替动态(图6-20)，说明油是在什么样的状况下被捕集，也可说明假如驱动条件转变的话，被捕集的油滴是如何变化的。在此双孔道模型中，一对孔道具有共同的入口A和出口B。在入口和出口压差下，水开头进入双孔道内驱油。但因为粘滞力和毛管力的综合作用，每一侧的油水界面运移速度不同，所以其中必定有一个界面先到达B点，并继续沿B点以后的公共通道前移，而在另一侧孔道中的界面就只好停滞不前，使某些油被捕集在孔隙中。

首先考虑在水湿体系的驱替状况，施加的驱动力的大小对残油捕集状况影响很大。当所施加的压力足够大，此时粘滞力作为主要阻力，很大的驱动力克服粘滞力使得水流在大孔隙中流得较快，所以大孔一侧的油水界面先到达B点，因而在小毛管中就有油被捕集(图6-20)。虽然毛管力为驱动力，但作用很小(因为粘滞力大的缘故)，驱动作用超过了自吸作用。

当所施加的压力过小，毛管力就显得占优势而控制了油水界面运动的速度和方向，从而也控制了石油的捕集。在这种状况下，自吸作用占优势，窄孔一侧的弯液面将先到达汇流点，而在大孔道一侧有油被捕集(图6-20)。

对油湿岩石来说，毛管力的作用方向相反，即作为水驱的阻力，在压力梯度作用下，注入水总是挑选孔径较大的孔道(大孔道毛管阻力小)作为突破口向前推动，这就是所谓的指进作用。在双孔道模型中，注入水优先从A点进入较大孔道而到达B点，而油滴则被滞留在较小的孔道中，这就是所谓的旁超作用，这是孔间干扰的典型模式。

对混合润湿的岩石，随着油水界面在孔道中的推移，油将“粘附”在亲油部位，而后脱离主体油流，变成被捕集的油滴。此时用并联双孔道模型来说明捕集机理就不合适了。

图6-20石油受粘滞力及毛管力互相作用

而俘留的双孔道模型(据Dawe等，1978)

(2)串联孔道模型

实际的多孔体系是一套宽窄孔隙在一起的毛管网络，当液-液界面从这种不规章外形的孔道中推移过去时，界面外形将随孔道截面尺寸而变。图6-21所示为毛管截面呈渐扩渐缩的简化图式。这意味着界面的曲率将逐点转变，而界面两侧的毛管压力固然也随着变化，所以弯液面时而扩张时而收缩，始终处于瞬变的不平衡状态(图6-21a、b、c、d)，这说明液体并不是匀称地流过多孔介质，而是跃进式的，这种跃进就称为海恩斯跃进(Hainesjumps)。在水湿状况下，毛管力和驱动力共同作用，推进液流向前运动。但是，也可能浮现堵塞作用，即侵入水自动润湿孔喉表面，并随着水膜的变厚，喉道轴心的油颈被挤成丝状，最后油丝可能断裂而在喉道处形成水桥，水桥则堵塞

了油路，从而在水桥后形成残余油。

在油湿状况下，假如施加的压力降足以克服毛管力，将引起液体的流淌，但一旦所施加的压力不足以推进界面穿越毛管隘口时，渗流将停止。总而言之，视驱动力和毛管力的均衡状况，在延续的油丝穿过多孔介质时，可能在经过孔喉隘口时被掐断，而浮现孤立的油滴(如图6-21e)。

图6-21油水界面经过渐扩渐缩毛管时的状况

(据Dawe等，1978)

(3)残油特征

残油在未驱替过地区的存在状况是宏观上的，但在孔隙网络中则是以微观形态存在。被捕集的残余油的形态各异，取决于储层非均质性和润湿性。

在水湿岩石中，残油形态大体有以下几类：

①不规章的油滴，其分布位置可能在并联的孔道中、H型孔隙中、死胡同孔隙中、孤立孔隙中；

②索状，油饱和度较大，构成水力连贯性，则形成索状饱和；

③簇状油块(图6-22)。油丝断裂、水桥堵塞及旁超作用是石油捕集的主要机理。

在油湿岩石中，残油形态大体有如下几类：

①油滴，残留在小孔隙中的“死胡同”孔隙中；

②油膜，以油膜的形式附在孔壁上，尤其是在孔隙表面较粗糙的部分；③簇状油块，为被小孔隙或喉道圈闭的死油区(图6-23)。注入水的指进作用、旁超作用以及喉道门槛毛管压力的圈闭作用是造成石油捕集的主要机理。

2.碎屑岩孔隙非均质性对驱油效率的影响

先前面的分析可以看出，残余油的形成与储层孔隙结构有很大的关系，换句话说，注水开发中的驱油效率与储层孔隙结构(孔隙与喉道的大小及其分布)密切相关。另外，对于已形成残油的油藏，在三次采油过程中排驱残油的效率即三次采油的石油采收率亦与孔隙结构有关。

普通地，孔隙非均质性愈强，驱油效率越低。下面，介绍几个应用孔隙结构参数讨论注水采油中水驱油效率和三次采油采收率的实例。

(1)均质系数与水驱油效率

沈平平通过对我国东部油区下第三系沙河街组砂岩油层举行孔隙结构和驱油效率的讨论，提出了描述储集岩孔隙结构特征的“均质系数(α)”。设想孔隙介质是由许多大小不一的孔隙组成，那么其相对匀称程度对驱图6-22亲水孔隙网络中残余图油的典型产状(A)油滴；a-在并联孔道的毛管中；b-在H形孔隙中；c-在死胡同式孔隙中；d-因为胶结物而被封隔的孔隙(Dawe等，1978)；(B)索状；(C)簇状图6-23亲油(油湿)孔隙网络中残余油的典型产状(A)—油滴；(B)油膜；(C)簇状

油效率的影响较大。

假如把对照指标选为排驱压力所对应的最大喉道半径rmax，那么，某一喉道半径ri相对于rmax的偏离程度值为ri/rmax。岩样是由大小不一的n个ri所组成，那么，总的偏离程度为每个ri值对饱和度S的加权。即,∑∑==??=nii

n

idiis

rsr11α当饱和度的区间趋向于无限时,1.0max011

max01.0)(limSrdSSrS

Srrsniinii

is?∑∑=??===→?α

式中，S0.1是最大注入压力80MPa对应的最大饱和度；r(S)是压汞所确定的孔喉半径分布函数，S是水银饱和度；rmax是排驱压力所对应的最大连通孔喉半径。

α称为孔隙结构均质系数，变化范围由0到1。α越大，则表示孔隙结构越均质。当α=1时，岩样的孔喉由单一尺寸的孔道组成，可视为极端均质。

讨论表明，α值与岩石渗透率普通没有显然的关系，而与孔隙度有一定关系，但亦不显然。

均质系数a与驱油效率的关系如下：

①强亲油条件下，α与无水采油期、含水采油期的驱油效率有显然的线性关系(图6-27)，可用下述方程式表示：

η无＝-74+66.42α相关系数0.85

η0.5＝7.3+59.7α0.91

η10＝31+48.6α0.98

η30＝41.2+40.9α0.93

在强亲油条件下，水驱油过程中毛细管力和粘滞力均为阻力，孔喉半径越大，阻力越小，反之，孔喉半径越小，阻力越大。驱动力克服粘滞阻力和毛细管力，水首先沿着阻力小的大孔道前进。压汞过程也正是这一过程。因而，压汞求得的毛细管压力分布反映了驱动力作用下水驱油过程的阻力分布。因此，喉道半径分布越偏向于最大喉道半径，即α越大，水线推动越匀称，驱油效率越高。若α越小，平均喉道半径与最大喉道半径的偏离越大，小喉道所占的比例则越大，水线前沿突进严峻，小孔道被周围大孔道的水隔截为不连通的孔隙，无水期直至终于期的驱油效率就低。

②强亲水条件下，α值与无水采油期和含水采油期的驱油效率都有比较

好的线性关系，并可用线性回归方程表示：

η无＝-0.83+75.22α相关系数0.76

η0.5＝24.6+50.382α0.73

η10＝42.36+45.78α0.71

η30＝49.60+36.54α0.65

上式中η表示岩样的驱油效率，下标表示含水百分数。

水驱油过程是驱动力与毛细管力共同作用的过程。在驱动力作用下，粘滞力作为主要阻力，水总是沿着阻力小的大孔隙方向前进，压汞过程正是驱动力作用下的类似过程，因此，压汞所确定的α越大，大孔道所含的比例也越大，岩样越均质，驱油效率高。另一方面，毛细管力作为驱油动力，能自发地把水吸入到小孔道中去，因此毛细管半径越小，其所占比例越大，驱油作用也就越大。退汞过程类似水驱油过程中毛细管力的作用。因此，退汞过程所确定的α′越小，其平均喉道半径与最大喉道半径偏离越大。因为在亲水岩样驱油过程中，若发挥驱动力作用，要求孔道大而集中，若发挥毛管力的作用，则要求孔道小且所占比例要大，这二者正是以复杂的形式影响着水驱油效率。为此，引入孔隙结构特征参数β，即退汞过程确定的α′与进汞过程确定的α之比：

α

αβ'=β与无水、含水采油期的驱油效率可用下面的线性方程表示：

η无＝69.2–46.6β相关系数-0.75

η0.5＝75.4–37.6β-0.75

η10＝88–33.1β-0.82

η30＝85.6–25.8β-0.74

β越小(即α越大，α′越小)，则水驱油效率越高(图6-25)。对照α、β与水驱油效率的相关关系，无水期基本全都，随着注水倍数增强，直至终于期(注水为孔隙体积的30倍)，β比α的相关系数要高。

图6-24强亲水岩样β－η关系图(据涂富华，1983)

图6-25强亲油岩样α－η关系图(据涂富华，1983)

(2)特征结构系数与水驱油效率

王传禹、杨普华等(1981)从大庆油田砂岩孔隙结构入手，按照孔隙结构参数与沉积环境和砂岩的常规参数，通过物理模拟水驱油的试验，用统计办法探寻影响驱油效率和渗流逻辑的特征参数，并讨论这些特征参数对水驱油过程的影响和水驱油过程中岩石孔隙结构发生的变化。

首先，按照Dullien的迂曲度参数，改进为孔隙结构系数，并结合相对分选系数，提出了特征结构参数(p

rD1),即为相对分选系数和孔隙结构系数

乘积的倒数。

Dr为孔喉相对分选系数，φp为孔隙结构系数。φp相当于Dullien提出的迂曲度因子(T)，它为喉道的有效流淌路径(Le)与宏观渗流最短路径(L)之

比的平方，即T＝(Le/L2)。经换算，可得:

KrTm8)(2

φ=

上式中，φ、K分离为岩样孔隙度和渗透率，rm为孔喉均值。孔隙结构系数(φp)即为迂曲度因子(Ｔ)，它反映了真切岩石孔隙结构与理论的平行毛细管速模型之间的差别，当φp＝1时，即为毛管束模型。

特征结构系数(p

rDφ1)与渗透率有一定的关系。在双对数坐标中岩样渗透率与特征结构参数成正比直线关系。渗透率越高，特征结构系数就越大，其驱油效率也越高。驱油效率与孔隙结构特征系数的关系如图6-26所示。

上述相对分选系数、孔隙结构系数和特征结构系数与驱油效率有密切关系。它们与岩样试