哈维兹背斜：伊朗西南部阿斯马里组大规模裂缝性储层的露头类比

位于伊朗西南部迪兹富勒湾形构造区的上渐新统至下中新统阿斯马里组碳酸盐岩储层具有低基质渗透率的特征，其有效开发取决于开启裂缝的分布。岩心和井下成像资料仅能提供有限的裂缝方位和密度信息，而且这个地区普遍缺乏高品质的高分辨率三维地震资料。对于重要的裂缝参数，井下和岩心资料并不含有信息，例如长度分布、交切关系以及裂缝密度与岩性、岩层厚度之间的关系等。露头类比资料的使用极大地提高了对本区裂缝分布、成因以及裂缝对流体流动影响的认识程度。哈维兹背斜的阿斯马里组露头邻近几个大油气田。哈维兹背斜的几何形态和构造演化史与这个地区的重要油气田的相似，因而是它们极佳的类比对象。已发现有两类裂缝：分散裂缝与裂缝群。分散裂缝形成了裂缝网络并构成了这种背斜构造所特有的四组裂缝。其中两组正交裂缝分别与褶皱轴平行和垂直，而两组共轭裂缝与褶皱轴斜交，同时与褶皱轴线延伸方向的交角为钝角。这些裂缝是典型的层控裂缝，与层面近于垂直，通常终止于地层界面。阿斯马里组的裂缝密度和高度在很大程度上受控于地层的力学性质，而后者则受沉积环境和沉积旋回的制约。这些露头资料对于建立不连续裂缝网络（DFN）模型以及把裂缝特性植入储层模型都是很需要的。     

阿曼北部白垩系碳酸盐岩储层范围裂缝非均质性的露头-地下研究

仅依靠地下数据一般不足以确定储层范围的构造非均质性，其中力学分层和天然裂缝系统分布更为如此。在阿曼北部有一个白垩系碳酸盐岩的大型数据集，含有多套地下储层和类比露头的数据。该数据集为将露头资料与地下储层研究的结合和对所建立储层模型的动态标定提供了理想条件。为此，针对阿曼山前的杰贝勒马德马尔（Jebel Madmar）背斜建立了一个储层范围露头类比的裂缝模版（fracture template）。该露头模版可以在以下方面提供更好的定性和定量控制：（i）裂缝的类型和规模（例如NE走向裂缝带），（ii）裂缝分布的航测和地层非均质性，（iii）裂缝性质（例如胶结作用的演化和选择性断层或裂缝复活而导致的变化），（iv）构造演化和复活历史。在一个统一的区域构造格架内，有关的露头模板已在为一套裂缝性碳酸盐岩储层建立地质真实模型和补充地下数据集方面发挥了很大作用。初始的动态标定表明这一露头模板得到了成功的应用，也就是在有关储层模型中成功地反映了裂缝空间分布的非均质性，并对生产数据实现了历史拟合。裂缝系统几何形态可能分布范围的缩小，反过来又能更好地确定有效的裂缝性质。     

虚拟露头技术获得实用性进展——一种新型储层模拟技术，利用全球定位系统、高端计算机和激光技术，建立三维数字露头模型

虚拟露头技术是利用全球定位系统，高端计算机和激光技术，建立三维数字露头模型，来解决更多深层次地质问题的一种新储层模拟技术，这项技术研究已经取得了实用性进展，使得利用露头信息进行储层模拟，进而直接解决一些关键的，复杂性的地质问题和储层产能等方面的问题成为可能。[编者按]     

根据露头模拟确定白云岩岩相中的岩石物理横向非均质性：3D油藏模拟结果

怀俄明希普坎宁密西西比系麦迪逊组白云岩露头的岩石物理资料显示，单个岩组的横向变化可以用三种方法进行标度，包括近随机分量（跃迁效应）、近距离结构和远距离旋回趋势（孔洞效应）。跃迁效应很大，并且孔隙度和渗透率的方差分别为31％-39％和48％-50％。近距离横向变化反映对比长度为2—5．5m。横向上，远距离周期大约是岩石物理方差的10％，并且相对孔隙度和渗透率而言，其具有的波长分别为9．5m和42．6m（相对log10的渗透率而言，波长为16．8m）。 横剖面和平面岩石物理模型以及流线模拟对流体流动的非均质标度效应进行了研究。尽管近距离变化性可以解释大多数岩石物理的非均质性，但远距离旋回趋势对流体流动特征影响较大。研究结果表明，突破时间和波及效率的变化取决于白云岩储层中横向远距离岩石物理性质变化的大小。当远距离周期分量（孔洞效应）在总的岩石物理变化中从0增加到25％时，就会出现相应的突破时问和波及效率增加。但是，当横向远距离岩石物理变化增加超过总岩石物理变化25％（例如，从25％到50％）时，因为渗透率的空间连续性较大，就会出现相应的突破时间减少。研究结果表明，当孔洞效应的大小超过岩石物理方差的10％时，应该把横向岩石物理周期性所产生的非均质性综合到白云岩油藏模型中。为了正确地表征和模拟油藏中岩石物性变化的等级，露头模拟对提供白云岩岩组中横向变化的精确定量描述是必不可少的。     

注水开发对储层影响的模拟试验研究

为了再现注水开发对严重非均质油藏储非均质性的影响过程,进行了4个驱替试验,以揭示注水开发对储层孔隙分布特征,孔隙结构,岩石矿物组成的影响,结果表明：储层中大孔隙的分布面积增加,小孔隙的分布面积减小,大喉道数量上增加,流动主孔喉增大,驱替试验造成岩石中易溶矿物溶解。     

基于多高斯场截断模拟的河流相储层精细建模

准确的沉积相空间几何形态及相间配置关系表征是储层非均质性描述的重要内容,但当前常用的随机模拟法如序贯指示模拟、截断高斯模拟均无法有效地解决复杂相间接触关系表征和不同沉积相具有独立各向异性的问题.多高斯场截断模拟可以通过多个高斯场的变差函数定义不同沉积相的各项异性,并结合闽值规则实现对相间复杂空间结构关系的表征.本文首先详细讲解了该方法的基本原理及使用步骤,随后结合河流相储层进行了实际应用,对模拟结果进行分析得到了以下几点认识：多高斯截断模拟法可以有效地对地质模式进行定量控制,不仅能够再现地质体的空间连续性特征,还能再现不同沉积相的不同各向异性以及相间复杂接触关系;应用截断高斯模拟法,对多高斯场变差函数进行准确的迭代拟合使其与根据已知样本数据计算得到的各个沉积相的实验指示变差函数相符合是最终截断模拟模型能够再现实际地质现象非均质性和连续性特征的保证;截断规则及闽值的确定不仅要考虑样本数据反映的岩相比例,还要考虑研究区的沉积模式特征尤其是相间结构关系.此外,相间边界的清晰度很大程度上取决于多高斯分布的变差函数类型与阈值规律的组合关系.     

对描述储层非均质性和动态特性的分形模型的评价

本文用分形技术描述了网状冲积扇砂岩储层中垂直井和水平井的孔隙度和渗透率空间关系，使用的资料有取芯和附近直井和水平井测井曲线。对新的分形模型使用逐次随机叠加(SRA)技术实现了小比例井问非均质预测，并给出了一种确定性描述。对注水开发和水气交替(WAG)注入过程中分形和储层非均质性对储层动态的影响进行了研究。同时还研究了比例放大对孔隙度空间关系的影响。水平方向上分数布朗运动(FBM)分形模型尽管与垂直方向上分数高斯(FGN)分形模型具有相同的周期指数，但与水平井测井观测值并不一致。直井的岩芯和测井资料分形特征是相似的，对非均质储层水气交替注入引起的采收率增加比注水响应更敏感。比例放大试验说明，比例大小不同，储层特性的空间相关结构各异。本文的结果对加密井钻井评估和设计、选择、优化提高采收率采油(EOR)方面有用。同时，本文提出的方法还为量化储层动态的不确定因素提供了一个框架。     

叠加浊流河道的综合三维模拟方法（一）

由浊流沉积组成的油气田通常比背斜更复杂，这是因为存在精细尺度的沉积非均质性而使储层特性复杂化了的缘故。这在带有横向河道迁移的浊流河道复合体中尤其明显。精细尺度模型的建立是建立在高分辨率地震数据基础之上的，它把所有可用数据与内部储层构型结合在了一起。该模型是了解这些现象对储层特性分布影响的基础。非均质性的横向延伸和实际分布仍是未知的；这样，我们的模拟工作流程就综合到了一条不确定性链中，以识别和度量可能对静态连通性有影响的所有不确定性。内部河道复杂填充由多个在重复蚀积循环过程中形成的单体河道叠加组成。这些单体构造允许砂穿过深海区域运输，并保持了河道边界上的滑塌和滑动，导致了内部非均质性的形成。浊积岩复合体中单体河道的横向和下倾移动显示了两种典型的河道模式：横向迁移和垂直叠加。因此，滑动非均质性的空间分布受到不同河型的约束。区分两种河型之间的差异提供了对非均质性分布和静态连通性差异的了解。这些差异可解释为单体河道内质量迁移滑动沉积的保存率截然不同，这样就可把这些约束包括在储层模型中，以确定沿着浊积岩复合体保存非均质性的优先区域。     

陆相储层非均质性及其对油藏采收率的影响—以冀东高尚堡和胜利永安镇油藏为例

储层非均质性主要包括层间非均质性、层内非均质性和平面非均质性。通过冀东和胜利等油藏开发研究表明,层间非均质性导致注水开发中主力小层的单层突进、主力层过早水淹、非主力层油气动用程度低和驱油效率低;层内非均质性控制和影响单砂层内注入剂波及体积,直接决定水驱效率,是影响层内剩余油分布的关键因素;平面非均质性直接影响到注入水波及面积和波及效率,从而控制剩余油在平面上的分布。为此采用了细分开发层系、分层注水、开展流动单元精细研究等地质和开发措施,可以有效地降低各类非均质性对油藏最终采收率的影响。     

砂砾岩储层非均质性及其对剩余油分布的影响——以克拉玛依油田二中西区八道湾组为例

冲积扇扇中砂砾岩油藏开发后期储层强非均质性引起的注采不平衡、层间干扰矛盾及层内差异等问题极为凸显。以克拉玛依油田二中西区八道湾组冲积扇扇中砂砾岩油藏为例,开展了储层非均质性精细表征研究。运用野外露头观察、岩心描述、测井相分析等,以单砂体刻画及其内部构型技术为支撑,细化了砂砾岩油藏不同类型沉积微相-岩相。结合不同类型单砂体宏观与微观非均质特征,总结出扇中砂砾岩油藏剩余油富集的3种类型:Ⅰ型辫状水道粗砂岩相储层,微观孔隙结构属中孔-中细喉型;Ⅱ型辫状水道细砂岩相储层,微观孔隙结构为细孔-细喉型;Ⅲ型辫状水道砂砾岩相储层,微观孔隙结构为中细孔-中喉型。其中Ⅰ型与Ⅱ型储层剩余油基本分布在储层中上部物性较差、非均质性相对较强的部位,而Ⅲ型砂砾岩相储层由于受岩性与物性差异影响,局部易形成高渗部位,剩余油多呈条带状分布在层内非均质变强、物性变差的部位。针对该类型油藏,以"认识储层非均质性,并解决储层非均质性"为切入点来分析剩余油分布,为砂砾岩油藏高含水期剩余油预测提供了较好的借鉴作用。     

深度开发油田确定性与随机建模结合的相控建模

总结了储层建模研究的几个基本观点,提出了采用确定性微相建模与随机参数模拟相结合以提高整体建模精度的思路.在微相确定性建模的基础上,采用相控蒙特卡洛模拟预测储层参数分布,生成了参数分布.对低弯度分流河道砂体建模实例的研究结果表明,相控条件下的参数随机模拟精细刻画了储层的非均质性.对于资料信息点足够大的处于成熟开发的油田,采用研究区实际统计分布函数得到的随机模拟结果更接近于地下实际的非均质构型,为油田不确定性评价提供了必要的手段.     

储层非均质性对油气成藏的影响——以博兴油田沙四上亚段滩坝相砂岩为例

在对录井、测井、分析测试等资料综合分析的基础上,结合模拟实验对博兴油田沙四上亚段滩坝砂岩储层非均质性特征及其对油气成藏的影响进行了分析。结果表明:研究区滩坝相储层主要为砂泥薄互层状分布,储层非均质性强;油气分布呈严重不均一性,不同井区、不同砂组含油特征迥异;成岩作用导致该区储层质量差异较大,储层质量与含油气性有较好的正相关性,空间储层非均质性控制了油气充满度及宏观分布特征。模拟实验显示,成藏动力和成藏阻力的配置关系会影响油气的富集特征,并在一定程度上弱化储层非均质性对油气成藏带来的影响。      

井-震结合进行河流相储层非均质性表征——以渤海湾盆地黄河口凹陷渤中263油田为例

针对渤海湾盆地黄河口凹陷渤中263油田明化镇组下段浅水三角洲水下分流河道多期次砂体表现出的强烈非均质性,综合应用井-震数据、采用多种方法进行储层平面非均质性定量描述,并体现到地质建模和井位部署中,以降低储量风险、落实潜力、优化开发井位、指导ODP方案(整体开发方案)的编制和决策。岩石物理分析发现,该油田以密度反演为主的拟阻抗可以很好地反映砂、泥岩的变化。通过阻抗体上提取的振幅和相干信息,可以识别平面岩相变化、废弃河道、点坝以及小断层分布。这些信息可以在属性模拟时约束平面渗透率变化。对于强不连续位置,还可以设置虚拟断层以表征砂体内部的不连通性。利用短时窗傅氏变换频谱分解技术以及差异频谱所反映的吸收衰减现象,在频率域通过调谐振幅的成像特征研究了储层横向变化规律,定量求取了砂体厚度,并成功检测了含油气砂体。     

河流相储层层内非均质表征程度对水淹规律的影响

河流相储层平面及纵向物性变化均较快,层内非均质性严重影响了垂向水淹规律。通过建立精细数值模型,量化表征了储层内部韵律性、夹层分布特征及注采井网类型对水淹规律的影响。测试及精细数值模拟结果表明,不同储层组合形式下,水淹程度可达到15%~60%,垂向表征厚度对单井水淹规律影响较大,最高相对误差可达120%,且漏斗型储层物性夹层区域垂向表征厚度不宜大于0.4m,研究成果为油田生产井开发指标的确定及开发调整方案的编制提供了理论参考。     

井-震结合进行河流相储层非均质性表征——以渤海湾盆地黄河口凹陷渤中263油田为例

摘要：针对渤海湾盆地黄河口凹陷渤中263油田明化镇组下段浅水三角洲水下分流河道多期次砂体表现出的强烈非均质性,综合应用井-震数据、采用多种方法进行储层平面非均质性定量描述,并体现到地质建模和井位部署中,以降低储量风险、落实潜力、优化开发井位、指导ODP方案（整体开发方案）的编制和决策。岩石物理分析发现,该油田以密度反演为主的拟阻抗可以很好地反映砂、泥岩的变化。通过阻抗体上提取的振幅和相干信息,可以识别平面岩相变化、废弃河道、点坝以及小断层分布。这些信息可以在属性模拟时约束平面渗透率变化。对于强不连续位置,还可以设置虚拟断层以表征砂体内部的不连通性。利用短时窗傅氏变换频谱分解技术以及差异频谱所反映的吸收衰减现象,在频率域通过调谐振幅的成像特征研究了储层横向变化规律,定量求取了砂体厚度,并成功检测了含油气砂体。