【《X油田储层非均质性评价实证研究》14000字】

.2研究区存在问题孔店油田馆陶组油层砂体分布规律和油水关系等较复杂，加之长期开发过程中储层物性的不断变化，导致剩余油分布预测难度大，当前研究区油藏开发中存在的问题主要有:（1）砂体展布特征及连通关系复杂:孔店油田砂体间的连通关系复杂，并且形成多个含油层位；在开发工程采取过多种治理措施，但是实际的治理效果不明显。其中重要的原因之一是对储层沉积特征认识不清晰。（2）储层内部的结构认识不清:河流相储层内部的结构复杂是由于目前对储层内部夹层的特征及其分布规律认识不清，储层内部的夹层分布极其复杂，导致有的井发生水窜或水漏，且部分井注水但是效果不明显，从而造成剩余油挖潜困难。（3）控制流体分布的主要因素认识不清:孔店油田油水分布异常复杂，储层分布的连续性较好，但是内部的油水界面不统一。对油水分布控制因素没有明确认识，是导致孔店油田开发井成功率低、采油速度低和采出程度低的最主要原因之一。（4）油气的分布十分复杂:孔店油田馆陶组储层为河流相沉积，由于河流是不断的迁移和长期继承性发育，孔店油田形成了多个含油砂体，在持续的开发过程中，注采井网的无规则变化，油水关系十分复杂，认识难度高。第三章层内非均质性研究层内非均质性是指沉积砂岩体储层岩性特征和物性参数在垂直方向上的变化。层内非均质性不仅受层内夹层控制，还受到砂岩垂直粒度变化的微观特征和孔喉颗粒胶结类型的影响。从宏观上看，由于砂体储层渗透率不同，油气运移聚集也会受到影响。3.1韵律性研究河流相储层的沉积韵律通常情况下是以正韵律为主，即自上而下，岩石粒径由粗变细，渗流能力逐渐减小。沉积韵律表现出多样性，很大程度上由于水动力条件、气候和结构的不断变化所造成的结果。研究表明，研究区储集层砂体渗透率韵律特征主要有以下五种类型:（1）简单正韵律型:从整体上看，底部位置渗透率大，向上不断减小，层内非均质性强，是典型的河流相沉积特征。注水后，注入水一般都是沿底部突出，因此厚度小。开发后期具有底部强水驱、顶部剩余油聚集的特点（图3-1）。图3-1简单正韵律（K1024井）（2）复杂正韵律型:一般来说，渗透率是从下往上逐渐递减的，但里面有很多从高到低的韵律。注水后，注入的水从单节律底部涌出，剩余油一般分布在单韵律的中上部（图3-2）。图3-2复杂正韵律（K1024井）（3）均质韵律型:渗透率的变化在正常情况下是不明显，厚度相对较薄，层内非均质性相对较弱，水动力条件稳定。在水淹过程中，尽管该模型上下的渗透率相似，但是由于水的重力分异，注水后注入的水主要沿砂岩底部渗透，剩余油一般集中在顶部的砂岩（图3-3）。图3-3均质韵律（K1024井）（4）反韵律型:顶部渗透率大，自上而下逐渐变小，层内非均质较强。注水后注入水的水淹速度慢，驱油效率高，剩余油富集程度不高（图3-4）。图3-4复合韵律（K1024井）（5）复合韵律型:纵向上，它由两个或多个韵律叠加而成。单一韵律之间的不稳定夹层是由多相河流的运移、分流和相互叠加造成的。注水后多段出现水淹，剩余油主要在层内分段富集（图3-5）。图3-5反韵律（K1050井）图3-6NgⅡ油组与NgⅠ及NgⅢ油组储层层内韵律比例对比表总的来说，河流沉积以正韵律为主。相比于NgⅡ油组，NgⅢ油组储层层内韵律，简单正韵律和均质韵律一般不发育，而大部分层位发育较复杂的正韵律和储层厚度大的复合韵律。由于研究区埋藏浅、构造平缓，储层的非均质性主要受沉积控制。沉积微相可以分为以下四种类型:边滩、心滩、河道和河漫。不同沉积过程形成的沉积微相内部非均质性不同，如下（图3-7）:图3-7沉积微相内部的非均质性（1）边滩:总体上看是由横向加积形成。沉积微相的非均质特征主要表现为物性好，主要由自上而下由细到粗、​​非均质的复杂正韵律构成。非质性强。在不同阶段的横向堆积中，横向堆积的发育通常会加剧内部的非均质性。（2）心滩:整体上是由纵向加积和横向加积形成。沉积微相的非均质主要以几种单一的正韵律为主，特征主要表现为砂体厚度大、层理发育、物性好。主要类型是垂直堆叠的复合正韵律。（3）河道:包含废弃河道和辫状河道。一般是由下切作用和充填作用所形成。沉积微相主要特征是以砂体厚度大，顶部可见泥质层，底部一般形成冲刷充填结构，渗透率高为主，是典型的正韵律。层内夹层罕见，大多数是发育于多级叠加河道之间。（4）河漫:主要由溢流形成，属非主力相带。沉积微相的非均质性以砂体薄、非均质性弱、物性差为主要特征。它是一种小范围的正韵律、均匀韵律和反韵律。3.2层内夹层的识别及特点通过测井解释结果，研究区夹层可分为物性夹层、钙质夹层和泥质夹层三种类型[12],[13]。物性夹层:一般的情况下物性夹层指储层中孔隙性、渗透性较差的薄层泥质砂质沉积物。这类夹层的自然电位SP曲线一般回返幅度不大。自然伽马GR曲线的回返不超过该曲线横向变化范围的1/3。声波AC曲线值较正常砂岩值降低。微电极ML1微电位ML2测井曲线较正常砂岩有回返现象。泥质夹层:泥岩通常情况下是沉积于两次水流沉积期的间歇清水期，或者是在第一次洪水的洪水高峰间歇期沉积。自然电位SP曲线的回归幅度通常不超过1/3，自然伽马GR的回归幅度通常不超过1/2，AC值比较高。钙质夹层:以钙质粉砂岩为主要岩性，其中的大部分是由于后期钙质胶结形成。测井曲线表现出电阻率测井值明显超过油层电阻率，或与油层电阻率接近，微电极曲线为刺刀尖峰状且幅度差很小，声波时差测井曲线明显低值。一般与上下砂岩夹层粒度相同或稍细。自然电位SP曲线变化效果不明显，自然伽马GR曲线一般表现为回归幅度弱的特点，但是AC曲线有低值尖峰，且一般情况下电阻率高值尖峰明显。图3-8三类夹层识别标准研究区内夹层类型以物性夹层为主，约占62%，泥质夹层占31%，其中钙质夹层含量最少，只有7%。厚度在1m以下的单个夹层占主要比例。3.2.1曲流河储层层内夹层特点曲流河储层层内夹层主要由泥质夹层和物性夹层组成。一般用夹层频率（单位地层所含夹层的数量）与夹层密度（单位地层厚度的夹层厚度）等参数来定量描述夹层的形成规模[14],[15]。孔店油田NgⅡ油组曲流河油藏层间发育差异不大:层间发育程度与砂体发育程度成正比[16]。其中，馆二油组的NgⅡ1-1层夹层发育程度最高，其夹层钻遇率最高可以达20.1%。其中，馆二油组NgⅡ2-3层是层间发育程度最低的层，该层砂体钻遇率为61%。其他夹层的平面钻遇率大多在3.2-18%之间。图3-9曲流河储层层内夹层发育特征表3.2.2辫状河储层层内夹层特点孔店油田馆一油组和馆三油组辫状河油藏的形成存在较大差异。除NgⅢ1-2外，其余砂体渗透率均大于93%，夹层发育程度高。NgI4-2层的夹层发育程度最高，层间钻遇率最高可达56.4%。馆三油组中，NgⅢ1-2层的夹层发育程度最低。其他夹层的形成没有明显差异。图3-10辫状河储层层内夹层发育特征表3.3层内非均质评价根据测井资料解释结果，孔店油田馆陶组平均孔隙度约为30.7%，一般集中在25-35%，平均渗透率一般为670×10-3μm2，一般情况下不超过2000×10-3μm2，属于高孔高渗储层（图3-11，图3-12）。图3-11孔店油田馆陶渗透率分布直方图图3-12孔店油田馆陶组孔隙度分布直方图研究中，主要采用以下参数来评价层内非均质性:1、渗透率变异系数（Vk），用于度量统计的若干渗透率数值相对于渗透率平均值的分散程度或变化程度。（3.1）式中:Ki为单井渗透率值，为单层平均渗透率值。2、渗透率突进系数（Tk），表示砂层中最大渗透率与砂层平均渗透率的比值。（3.2）式中:Kmax为单层最大渗透率值，为单层平均渗透率值。3、渗透率级差（Jk）为砂层内最大渗透率与最小渗透率的比值。（3.3）式中:Kmax为单砂体最大渗透率值，Kmin为单砂体最小渗透率值。研究区各单砂层渗透系数一般为2-3，变异系数一般为0.5-0.7，级差的介于0.3-0.7，属于高孔隙度、高渗透率的中等非均质储层。根据测井解释结果可知，孔店地区馆陶组孔隙度平均值为30.7%，主要在分布25%-35%，渗透率评价值为670×10-3μm2，属于高孔隙度高渗透率储层。参照渗透系数和变异系数评价的行业标准，突进系数一般在2-3之间，变异系数通常在0.5-0.7，研究区主力层多为中等非均质性储层。从不均匀程度的评价来看，NgII油组储层的层内渗透非均质参数通常大于NgI和NgIII油组的层内渗透非均质参数，层内渗透非均质较强。（图3-13）。表3-13储层内渗透率非均质参数表3.4油气的分布与层内非均质性的关系油气成藏开发过程中油气分布不均的主要原因是层内岩性和物性的非均质性。储集层不同部位的油气储量和渗油储量不同[17]。通常情况下，储层的孔隙度与含油饱和度成正比，但储层的页岩含量与含油饱和度成反比。图3-14孔检1井层内含油饱和分布图图3-15含油饱和度与泥质含量对比分析图图3-16含油饱和度与孔隙度对比分析图第四章层间非均质性研究层间非均质性是指某一单元各砂体之间在垂向上岩性、物性及含油性等的差异性，它是产生层间干扰、单层突进以及影响剩余油分布的重要原因。在注水开发的油田中深入研究其层间非均质性，可以为开发层系调整以及分层系开采工艺技术等重大战略提供十分可靠的依据。层间非均质性是研究纵向上由于不同重力流沉积物之间非均性的特点，其主要受沉积物砂体间的叠置关系以及砂体间的隔层影响[18]。在纵向上，由于不同砂层的相互叠加，造成了层间非均质性产生差异。可以根据不同层次的沉积旋回来划分等级，本文将层间非均质性划分为层间系数与砂岩系数、层间差异、隔层分布、油组、小层、隔层等级等来研究。4.1分层系数和砂岩系数研究区的单井砂岩具有密度高，分层系数较高的特点，主要表现为叠置状厚层砂岩夹薄层泥岩组合，且层间非均质性中等-较强。孔一、孔二北、孔二南的主力区块砂岩系数和分层系数都较高，储层非均质性比孔104、孔85-X1强（表4-1），层间的砂泥组合类型主要受沉积旋回性的控制。图4-1孔店油田馆陶组不同区块砂岩系数和分层系数表4.2层间差异以储层沉积学的观点为基础，层间非均质性主要受到沉积环境和沉积作用的历史演变所控制。不同的沉积微相具有不同的储层物性特点，垂向上标新出相变频繁特征，这使得层间物性有较大差异（表4-2）。层间的砂体发育状况差别大，馆一和馆三油组砂体发育程度高，馆二油组砂体的发育程度比较低；层间渗透率的差别较大，差异最大值可达1499×10-3μm2，最小值低至440×10-3μm2，突进系数和变异系数分别为1.89和0.36；层间射孔动用程度差异大，小部分主力油层射孔动用略低，三者综合影响层间的开发差异以及剩余油分布状况。馆一油组油稠出砂，受到层间的干扰和射孔程度低的影响，剩余油的储量多，可以作为一套单独的开发层系来避免层间干扰。图4-2孔店油田馆陶组单层物性直方分布图表4-1层间非均质性参数表层位储层参数砂体厚度(m)孔隙度(%)渗透率(×10-3μm2)最大值最小值平均值最大值最小值平均值最大值最小值平均值NgⅠ-38.219.730.2763025735NgⅠ-2-3823.530.96297128896NgⅠ-2-3822.730.6518247834NgⅠ-2-322.61.51237.52229.9586795820NgⅠ-2-436.815.727.833045440NgⅠ-3260.11036.523.230.8492890781NgⅠ-4-36.821.230.1493414639NgⅠ-4-36.522.429.7310558576NgⅡ-1-36.817.329.940553672NgⅡ-1-214.40.1623109608NgⅡ-2-34.613.126.214974287NgⅡ-2-4014.430.94242181038NgⅡ-2-312.829.6399812690NgⅡ-3-38.812.331.6696671391NgⅡ-3-214.60.2540.514.731.9558031499NgⅢ-1-43141514续表4-1NgⅢ-1-38.614.330.460744783NgⅢ-1-338.821.631.9592633998NgⅢ-2-656395942NgⅢ-2-35.3253145511188344.3层间隔层分布隔层是阻挡纵向上两个砂体间的不渗透层或者特低渗透层。隔夹层主要控制着流体的垂向渗流，它对地下油水运动的分析以及开发效果的预测都具有重要意义[19]。（1）隔层类型研究区的隔层岩性以泥岩、粉砂质泥岩为主，其特征主要表现为自然伽马测井值增加、自然电位曲线幅度减小、电阻率测井值变小，声波时差值变高、密度测井值降低等。（2）隔层垂向分布特征在多个时间单元的河道冲刷及下切作用下，造成砂体叠置，并发育带有连通区的厚砂层，导致时间单元可分性差、层间非均质性较复杂。图4-3K1012—K1032-7隔层垂向分布图图4-2显示研究区内隔层分布总体上稳定，延伸长且厚度较大，层间封堵能力强，但是馆三油组底部单砂层内隔层连续性比较差。表4-2研究区主力层位隔层钻遇情况统计表层位钻遇率隔层均厚度/mNgⅠ-2-184%3.7NgⅠ-395%7NgⅡ-1-194%6.5NgⅡ-1-280%5.5NgⅡ-2-295%4.6NgⅡ-3-197%5.2NgⅡ-3-266%3.4NgⅢ-1-375%3.1NgⅢ-2-164%2.4NgⅢ-2-252%2.1对单井隔层数据进行统计（表4-3）可以看出，研究区馆一油组上部隔层发育相对较差，部分隔层钻遇率较低；馆三油组底部隔层发育中等，钻遇率为50%左右；馆二油组内部隔层发育最好且钻遇率绝大多数大于80%。总体上来看孔店馆陶组内各单层间大部分发育较好，钻遇率大于75%，隔层发育情况较好。研究区内油组间以及小层间的隔层最稳定，单砂层间的较稳定（表4-4）。表4-3不同级次隔层对比表隔层级别油组间隔层小层间隔层单砂层间隔层钻遇率（%）968573平均厚度（m）4.63.852.9（3）隔层平面分布特征以井点隔层厚度绘制了隔层厚度等值线图（图4-3）。其结果与剖面统计结果相符合，在平面图中可以看出馆二油组隔层厚度大且分布稳定，而馆一和馆三油组隔层连续性略差，非常容易发生窜层。图4-4层（顶）隔层厚度等值线图（NgⅡ-3-2）图4-5层（顶）隔层厚度等值线图（NgⅢ-1-3）4.4层间不同等级隔层特征根据不同隔层相对应的地层级别，层间隔层可以分为油组间隔层、小层间隔层、单砂体间隔层三种类别[20]-[22]。油组间隔层形成的时间比较长，使得这一类型的隔层泥岩厚度较大，并且分布范围较为广泛，平均厚度与平面钻遇率一般为4.6m和96%。小层间隔层大部分是多期河道相互叠置形成大规模的泛滥平原泥岩沉积，其分布通常较为稳定，平均厚度约为3.85m，平面钻遇率通常为85%。单层间隔层平均厚度约为2.9m，平面钻遇率最低，一般约为73%。隔层的发育程度主要以后期河流的水动力条件的控制为主:在辫状河的河流沉积环境中，一般水动力条件较强，在下部河流的上部位置的细粒单元容易被上部河流的冲刷剥蚀，使得两层之间的隔层较薄，甚至为零；在曲流河的河流沉积环境中，一般水动力条件较弱，早期河流的上部单元一般可以较好的被保留下来，使得两层之间的隔层较厚[23]-[25]。在孔店油田馆陶组中，NgⅡ油组和NgⅢ油组顶部层位隔层厚度分布集相对中，且厚度较大。除了NgⅡ1-1之外，其余的都不超过10%。在NgⅠ油组和NgⅢ油组中，下部储层的隔层通常发育程度不良，厚度分布均匀且厚度较薄，隔层尖灭范围较大。NgⅠ油组只有NgⅠ2-1和NgⅠ2-2顶部的隔层歼灭范围较大，剩余的隔层尖灭范围全部都小于30%，各个范围的厚度分布都比较均匀。NgⅡ油组各隔层的厚度分布较为集中，大部分都在4m以上，NgⅡ1-1以及NgⅡ3-3的隔层发育较薄，砂体的上下联通范围通常在20%-30%之间。NgⅢ油组各隔层分布变化较大，从上到下，隔层钻遇率逐渐降低，平均厚度逐渐增加，厚度分布由4m以上集中到均匀分布，再到尖灭集中。图4-6馆二油组沉积微相剖面图图4-7孔店油田馆二油组单砂层隔层厚度分布图图4-8孔店油田馆一油组单砂层隔层厚度分布图图4-9孔店油田馆三油组单砂层隔层厚度分布图4.5小层之间非均质性孔店油田馆陶组具有不同的砂泥组合类型，导致不同小层之间存在差异性。研究区的小层砂层的评价分层系数为1.67，其中系数最大的为NgⅠ-2，分层系数达到了3.69，最小的油组为NgⅠ-1和NgⅠ-3，分层系数分别为0.39和0.97，剩余的小层差异不大，小层内的分层系数均较低且分层性不高。根据砂岩系数和分层系数的特点，孔店油田垂向上砂体发育有三种类型:（1）叠置状厚层砂岩夹薄层泥岩:砂体的密度大且分层系数也大，砂体主要为互层式叠置，层间的可分性不高，上下连通性好，油气主要分布在厚层的顶部位置。（2）砂泥岩叠互:砂岩密度和分层系数均处于中等，砂体主要以多边的方式叠置，层间可分性较好，上下连通性略差，油气在层断部位富集。（3）孤立单砂体:砂岩密度小，分层系数低，砂体一般呈孤立式，上下泥岩的厚度大。表4-4孔店油田馆陶组层间砂岩组合类型表表现特征砂岩密度分层系数砂体叠置方式实例叠置状厚层砂岩夹薄层泥岩组合＞50%高互层式Ng1-2Ng3-2Ng3-3续表4-4泥岩叠互状30%-50%中等多边式Ng1-4Ng2-1砂岩呈孤立的单砂体＜30%低孤立式Ng1-1Ng2-2Ng3-14.6油组之间的非均质性储层岩石的粒度、物性和含油性在不同的油组之间总是存在一定的差异。在NgⅠ油组和NgⅢ油组中，砂岩的发育程度高、储层的粒度大、物性好以及储量高。相反在NgⅡ油组中，砂岩的发育程度略低、储层的粒度较小、物性差以及储量低。从下表中可以看出油组之间的非均质性强，而油组内部的非均质性则弱。表4-5单砂层之间非均质参数表油组变异系数极差突进系数非均质性评价NgⅠ0.212.041.26弱NgⅡ0.465.221.7弱-中等NgⅢ0.211.941.23弱Ng0.66662.6中等-较强图4-10孔店油田馆一三油组图4-11孔店油田馆二油组图4-12孔店油田馆陶组馆一三油组渗透率分布图图4-13孔店油田馆陶组馆二油组渗透率分布图图4-14孔店油田馆陶组馆一三油组储量图4-15孔店油田馆陶组馆二油组储量4.7油气的分布与层间非均质性的关系 稳定的隔层主要是通过影响边界地区油水界面，从而对厚油层的原始油藏产生作用，但是由于隔层的阻挡作用不同而使得油水界面不一致。以薄层原始油气藏为基础，将其分离成不同的油气系统，所产生的不同油水界面就有明显的影响效果[26][27]。如图孔1094-1-孔1002-2-孔1050-1-孔1097-1-孔1097油气藏的剖面图，对于NgⅠ油组以及NgⅢ油组而言，隔层的发育较差，油气在厚油层内部的运移方向是由下向上运移，导致在大部分的厚油层内部中，顶部的含有饱和度较高，而下部位置基本为水层，表现为底水油气藏的特征，各个层都为统一的油水系统。但是相对于NgⅠ和NgⅢ油组来说，NgⅡ油组中隔层发育稳定，垂向上的表现通常为砂泥互层，各个层的隔夹层将油气隔挡在顶部位置，导致油气不能在垂向上继续运移，从而油气分段聚集起来。又因为砂体的厚度较小，表现为边水油气藏的特征，使得各个层的油气水界面各不相同。图4-16油藏剖面图第五章平面非均质性研究平面非均质性是指砂岩体在三维空间中的几何形状、砂岩体的规模、砂岩体的连续性和砂岩体内部的孔隙度，以及渗透率和孔隙度平面方向性的差异。平面非均质性对于注入方式、注水效率有关。5.1砂体的平面几何形态砂体几何形状在注采井网部署时具有重要的地质作用。井网效率和水驱效率通常是被砂体的几何形状所控制。孔店油田馆陶组砂体多样、复杂，可分为以下四种基本类型:（1）条带状砂体:不同的单河道砂体在平面上不相互接触，这是弱水动力条件下沉积作用的结果。在平面上，砂体曲率大，方向复杂多变。在垂直方向上，主要在泛滥平原中镶嵌着一层薄薄的孤立单砂层和泥岩。主要发育的层位有NgⅡ2-1层、NgⅡ3-1层和NgⅡ2-3层（图5-1）。（2）交织状砂体:在平面上，有至少两个单通道砂体相互接触，交织成网络，这是中等水动力条件的结果。垂向上，砂岩和泥岩互层。主要发育在NgⅠ1层、NgⅡ1-1层、NgⅢ1-2层为主（图5-2）。（3）连片状砂体:砂体可以将整个工作区覆盖，在平面上由多个河砂体相互接触或重叠所构成。并且由于工作区的水动力条件强，在垂向主要沉积大套厚砂岩夹薄泥岩。工作区复合河道砂体以连片状砂体为主，油气储量最高，除NgⅡ2-1层、NgⅡ3-1层、NgⅡ2-3层、NgⅠ1层、NgⅡ1-1层、NgⅢ1-2除这些层位外，所有其他层位均为此类砂体（图5-3）。图5-1NgⅡ2-1层单一条带状砂体厚度等直线图图5-2NgⅠ1层交织条带状的砂体厚度等直线图图5-3NgⅢ1-3层交织连片状砂体厚度等直线图5.2砂体的规模砂体的大小直接控制着油气藏的空间大小，使原始地质储量也受到一定程度的影响。单砂层的砂体在平面上的渗透率较高。平均钻遇率可达80%，且平面上非均质性较强。NgⅡ2-1层最小，钻遇率甚至可低至18%。除本层外，砂体发育程度普遍较高。（1）交织状砂体:由发育成近网状的单一带状砂体构成，河道长度的40%为不同河道砂体长度的最大值。该砂体在平面上的渗透率值为78%，垂向上的发育比例约为20%。（2）条带状砂体:纵横比不低于20:1，砂体厚度一般不超过5m，砂体宽度一般在300-500m之间。砂体在平面上的渗透率约为51%。这种类型的砂体在垂直方向的比例约为10%。（3）连片状砂体:在平面上，主要表现为大片状分布，且在局部可见砂体尖灭。通常砂体厚度不超过7m，宽度不小于1000m。这种类型的平面砂体钻遇率一般为94%，在垂直方向砂体发育率一般不小于65%。5.3砂体的物性变化平面的物性展布收到沉积作用的控制，所以平面上沉积微相的分布决定着平面物性的差异大小。在河道内部的心滩、边滩、等主力微相层的物性一般都较好，为高渗、特高渗储层。然而河道边缘的河漫滩物性一般较差，大多数为中低渗储层，不同相带过渡区域的非均质性强。研究区渗透率平面分布图可分为三种：渗透率呈条带状，方向性明显（5-4）；渗透率呈分叉状，砂体在岔道口部位宽且物性好（图5-5）；渗透呈连片状无规则分布，从渗透率高值的中心可以识别出方向性（5-6）。图5-4NgⅡ2-1层渗透率平面分布图图5-5NgⅠ1层渗透率平面分布图图5-6NgⅢ1-3渗透率平面分布图5.4油气的分布与平面非均质性的关系总体而言，研究区的油气分布受构造控制，被断层分割的背斜油气藏为主要表现特征。从六个主要含油单砂层中可以看出，局部地区存在油水关系矛盾的问题[28]。在构造上的特征不同，其中在构造上部为水层或油水层，但在构造底部，主要表现为油层。通常情况下，砂体分布范围、砂体连通性和砂体顶面形状等直接控制油气的分布。在研究区，针对该类砂体内部油水关系倒置问题，从储集面非均质性角度可以得出结论是砂体连通性造成的。以含单砂层的孔二南断块馆二油组的NgⅡ3-2层为例，进一步分析了该油气分布的非均质性。在孔1027-5井和孔1029-3井线上，从构造底部到构造上部依次出现的层数为油层、油水层、油层和油水层。从构造剖面上可以看出，中部和下部两个不同的单河道砂体分别表现为水层和油层，而其余部分均属于漫滩砂体。油气在平面上的分布复杂多样，这是由于河道砂体与漫滩砂体的脱节造成的。此外，油水分布矛盾还可以由单一河道的接触关系所引起，例如:河道边缘干层隔挡、河道的不连通叠置、不同河道的不连续、不同河道间的不连通[29]。图5-7河漫与河道不连通关系类型图图5-8边缘干层隔挡关系类型图5-9河道的不连通叠置类型图5-10不同河道的不连通接触第六章储层非均质性影响因素储层非均质性可分为层内非均质性、层间非均质性和平面非均质性三种。储层在发育过程通常受到多种因素干扰，导致储层的组成成分和内部结构等不断的发生变化，使得储层在发育的过程中产生不均一性，即储层的非均质性。沉积、成岩和构造是影响储层非均质性的主要因素[7]。6.1沉积因素沉积因素主要由沉积与过程所决定，形成储层的建筑结构或构型——一般被砂体的原始骨架、空间形态和内部所组成[30]。由于沉积环境的不同使得沉积物形成的特征不同。例如，流水的强度和方向的差异，沉积区的古地形，盆地的深浅和进退，碎屑供给量的大小变化。不仅导致大小、排列沉积物的方向、层理结构的改变，还使得砂体的空间几何形状不同。这还导致沉积体内部物性不同，而且使储层的非均质性程度发生变化。孔店油田地处黄骅坳陷内，沉积类型主要受到河流相的控制，主要受到辫状河沉积影响，局部受到曲流河沉积影响。6.2成岩因素成岩因素对储层起着十分重要的改造作用。机械压实作用和胶结作用导致储层内孔隙度不断变小，相反溶蚀作用则使得储层内孔隙度不断增大[31]。（1）机械压实作用:机械压实作用一方面可以使得刚性颗粒受到挤压而发生破裂，另一方面也可以使得塑性颗粒发生变形，从而导致孔隙发生堵塞。由于地层的深度不断增加，上覆地层重力所产生的压力也越来越大，压实作用则可以由物理作用向化学作用逐渐转化。（2）胶结作用:发生在孔隙内的化学沉淀作用，一般是在孔隙水的参与下所发生的。孔隙水中所含有的矿物质多种多样，使得孔隙内沉淀有多种多样的胶结物类型。不同类型胶结物的晶形、产状和含量都存在着很大的差异，这也导致岩石能够形成复杂多样的孔隙结构。（3）溶蚀作用:它是指水通过化学作用破坏矿物和岩石。由于水的溶解能力大小的不同、水的温度变化、气压大小的变化和水的流动性影响，使得溶蚀作用在不同的孔隙内作用效果存在一定的差异，这也导致孔隙的大小发生变化，进而影响储层的非均质性程度[32]。研究区以河流相沉积发育为主，孔隙间的水流快，溶解的矿物质复杂多样，因此胶结作用和溶蚀作用是影响研究区储层非均质性的主要成岩因素。6.3构造因素影响储层质量的一个关键因素是构造因素。（1）裂缝:一般来说，构造运动产生裂缝，不仅改变了储层的渗透方向，而且渗透率的大小也随着发生了改变。这也导致储层渗透率在纵向、横向和纵向三维空间存在一定差异。（2）断层:断层是由于构造变动造成地层拉张或挤压的结果所形成的构造。通常使得储层的封闭性与渗透性发生变化，由于不同的构造运动造成的断裂程度的大小不同，其形成储层特征也不一样，进而影响储层的非均质性程度。研究区是一个被断层切割的背斜构造，被孔店主断层切割成两大部分。所以断层是影响储层非均质性的一个关系因素，进而直接控制着储层非均质性程度的好坏。结论1.孔店油田储层非均质性较强。层内韵律性以简单正韵律、复杂正韵律和复合正韵律为主。2.层内夹层类型以钙质夹层、物性夹层、泥质夹层为主；曲流河储层层内夹层发育稳定，辫状河储层层内夹层发育差别较大；层内非均质性属于中等-较强。泥质夹层发育频率高。3.层间隔层分布稳定，且隔层的发育程度受到后期河流的水动力条件的控制；孔店油田垂向上砂体分为叠置状厚层砂岩夹薄层泥岩、砂泥岩叠互以及孤立单砂体三种类型砂体；油组之间以及油组内部非均质性存在一定差异。其中，馆二油组隔层厚度大且分布稳定，而馆一和馆三油组隔层连续性略差，非常容易发生窜层。4.平面砂体类型主要以条带状砂体、交织状砂体和连片状砂体为主；5.研究区储层非均质主要受沉积、成岩和构造因素影响。参考文献[1]王春伟,林承焰,谭龙,刘畅,张家豪,薛松,刘海.河流相疏松砂岩储层非均质性[J].能源与化学工程.201511:66.[2]陈朝兵,陈新晶,王超,刘犇.致密砂岩储层非均质性影响因素分析[J].地下水.202042(5):152-153.[3]林承焰.剩余油形成与分布[M].东营:石油大学出版社,1999.[4]于翠玲,林承焰.储层非均质性研究进展[J].油气地质与采收率,2007,04:15-18+22+111-112.[5]韩大匡.深度开发高含水油田提高采收率问题的探讨[J].石油勘探与开发,1995,22(5):555-59.[6]刘泽容等.油藏表示原理与方法技术[M].北京:石油工业出版社.1993:56-255.[7]裘亦楠,许仕策,肖敬修.沉积方式与碎屑岩储层的层内非均质性[J].石油学报:1985,1(6):43-49.[8]金强,James,R,B.1999.用生产井信息确定储层非均质性[J].石油大学学报(自然科学版)23(2):18-22[9]杨少春.储层非均质性定量研究新方法[J].石油大学学报(自然科学版),2000,24(1):53-56.[10]高树新,杨少春,胡红波,郭勇军.胜坨油田21断块沙二段储层非均质性定量表征[J].油气地质与采收率.2004(05)11-13.[11]严科,杨少春,任怀强.储层宏观非均质性定量表征研究[J].石油学报,2008,29(6):870-879.[12]何文祥,许雅,刘军锋,郭玮.马岭油田北三区河流相储层构型综合地质研究[J].石油学报,2010,02:274-279.[13]陈程,孙义梅.厚油层内部夹层分布模式及开发效果的影响[J].大庆石油地质与开发,2003,02:24-27+68.[14]袁新涛,吴向红,张新征等.苏丹Fula油田辫状河储层内夹层沉积成因及井间预测[J].中国石油大学学报(自然科学版).2013,37(1):8-12.[15]刘方志,朱玉双,李莉,张洪军,张欢,何奉朋.安塞油田塞130井区长6储层非均质性研究[J].石油地质与工程,2010,