基于不同砂体结构的宏观非均质性评价方法——以鄂尔多斯盆地合水地区长8油层组为例

宏观非均质性是影响油田开发效果的重要因素之一,尤其是对于砂体结构复杂的三角洲沉积环境,非均质性严重制约了油藏的高效开发。以鄂尔多斯盆地合水地区上三叠统延长组长8油层组为例,通过露头剖面观测、岩心观察、测井及生产动态资料,分析砂体结构类型及特征,建立了储层宏观非均质性评价方法。研究区长8浅水三角洲发育连续叠加型、间隔叠加型、侧向单层型和砂泥互层型等4种砂体结构。层内夹层及层间隔层导致砂体空间连续性降低,连续叠加型的隔夹层发育程度及渗透率非均质性最弱,其宏观非均质性最弱;其次是间隔叠加型和侧向单层型;砂泥互层型的宏观非均质性最强。选取夹层密度D_k、夹层频率P_k和储层质量系数R_QI构建层内非均质性评价指数N,N指数能够反映不同砂体结构下的单砂体层内流体驱替特征及含水率变化。选取砂岩百分比S_n、单位厚度层间砂体层数T等参数构建层间非均质性评价指数J,J指数是评价和预测油井产液强度的较好度量。因此,层内非均质性指数N和层间非均质性指数J能够用于油藏的宏观非均质性评价。     

致密砂岩微观孔隙非均质性定量表征及储层意义——以鄂尔多斯盆地X地区山西组为例

以鄂尔多斯盆地东部X地区山西组致密砂岩储层为例,采用Matlab编程,提出铸体薄片图像面孔率提取的新方法,基于面孔率提出非均质系数U定量表征微观孔隙非均质性,并讨论非均质系数U和储层物性关系及微观孔隙非均质性的储层意义。结果表明,X地区致密砂岩储层微观非均质性强烈,微观孔隙分布十分不均匀;非均质系数U与孔隙度和渗透率均为负相关关系,非均质系数U越大,储层非均质性越强,储层物性越差,反之储层物性越好;致密砂岩储层微观非均质性控制着孔隙（储集空间和渗流空间）的微观发育特征,致密砂岩储层非均质系数定量评价有利于指导后期开发、开采中优质层位的圈定。     

鄂尔多斯盆地B区长8储层非均质性定量研究

为克服单因素表征储层非均质性的不足,运用综合指数法对目的层的非均质性进行了研究。根据研究区的地质特征,选取孔隙度、渗透率、砂体厚度、级差、突进系数、变异系数、渗透率参差系数和沉积相8个参数计算储层非均质性综合指数,并建立了分类评价标准。运用非均质性综合指数在层内、层间和平面三个方面对目的层非均质性进行定量评价。研究结果表明,鄂尔多斯盆地B区长8储层非均质性总体上偏弱。非均质性综合指数达到0.5以上的高值区只是在东部和西南部零星分布,其余地区都在0.5以下,表现出弱到中等程度的非均质性特征。在纵向上,长82的非均质性程度要比长81强。     

姬塬地区长6储层宏观非均质性与含油气性关系

利用岩心等资料统计,通过计算姬塬地区长6段储层渗透率非均质性参数、分层系数、砂岩密度和钻遇率等量化指标,从层内、层间、平面三个方向研究储层的非均质程度,最后根据平面含油饱和度讨论储层的非均质性与含油气性之间的关系。结果表明,受沉积环境及成岩作用影响,姬塬地区长6段储层的两个小层(长61和长62亚段)非均质性较强,且平面非均质性突出;储层的含油气性与砂体的展布特征及物性具有较强的相关性,即物性最好、砂体厚度最大的河道地区,储层的含油饱和度最高,含油气性最好。     

XF油田长6-8地层测井定量评价参数的选取及模型的建立

经过对鄂尔多斯盆地XF油田延长组长6-8地质特征的多方面研究,确定在该地区利用声波和电阻率组合法判断生油岩,并进而计算其有机碳含量;使用自然伽马曲线评价泥质含量,密度曲线评价孔隙度;选定了渗透率变异系数作为评价储层非均质性最佳参数,当储层渗透率的变异系数值小于等于0.3时,岩性比较均匀;当渗透率的变异系数值大于0.6时,储层非均质性强;优选出储层渗透率变异系数、储层厚度、生油岩有机碳含量TOC、盖层平均泥质含量作为储层定量评价模型的主要参数.此模型评价效果良好,在XF油田长81储层模型预测值与试油产量的误差绝对值在2.7 t/d之内.     

柳江盆地二叠系山西组露头致密砂岩储层非均质性表征方法

为了深入研究致密砂岩露头储层的非均质性,解决致密砂岩储层非均质性影响因素多、综合定量表征储层非均质性难度大的问题,对柳江盆地二叠系山西组露头储层进行了系统化密集采样。利用地质统计分析、样品实验分析和显微镜薄片观察等方法,确定了致密砂岩储层各项性质及相关定量数据。同时基于洛伦兹曲线理论分析处理数据,运用层次分析法确定了渗透率、孔隙度、面孔率、填隙物含量和粒度等影响因素的权重,提出了综合定量表征致密砂岩储层非均质性的方法。研究表明,靶区山西组露头致密砂岩为强非均质性储层,区域垂直层面和平行层面的孔、渗特征近乎一致。孔隙度与渗透率之间的差相关性表明,基于突进系数、变异系数和级差等参数的传统非均质性评价方法不适用于致密砂岩储层。用新方法得到的结果比传统仅基于渗透率指标所构建的参数能更好地反映致密岩储层和非均质性。该方法也适用于其他类型非常规储层的非均质性评价。     

鄂尔多斯盆地定边地区长2储层非均质性研究

在岩心资料和测井数据统计的基础上,通过定量计算定边地区长2储层的渗透率变异系数、突进系数和级差等参数,对储层的层内、层间及平面非均质性进行了研究。长2储层各砂层组主要为三角洲平原的分流河道砂体,层内非均质性较弱;储层内部单砂层数多,泥质夹层和隔层发育,层间非均质性较强;在平面上,分流河道砂体的非均质性较弱,天然堤、决口扇和沼泽砂体的非均质性较强。综合分析认为,定边地区长2储层为中等非均质性储层。     

鄂尔多斯盆地合水地区长23沉积相及储层非均质性研究

鄂尔多斯盆地合水地区是近年来重要的勘探区域,研究储层非均质性特征可为生产提供更多的科学依据。为了研究合水地区延长组长2_3储层的非均质性,在小层精细划分与对比的基础上,利用钻井岩心、测井及分析测试等资料,通过层内非均质性、层间非均质性、平面非均质性三个方面研究长2_3储层的非均质性特征。结果表明,长2_3储层的非均质性与沉积相带关系密切,研究区为三角洲前缘亚相沉积,分流间湾、水下天然堤等微相的孔隙度和渗透率相对较低,水下分流河道微相和砂体厚度较大的有利沉积相带的孔隙度和渗透率都逐渐变大,高孔高渗带大都重合,即高孔带为对应的高渗带,沉积相带对储层非均质性有明显的控制作用。     

自生黏土矿物对深水致密砂岩储层微观非均质性的影响——以鄂尔多斯盆地西南部合水地区长6油层组为例

鄂尔多斯盆地合水地区上三叠统延长组长6油层组重力流砂岩储层自生黏土矿物发育,导致其孔喉结构复杂、微观非均质性强、物性较差。基于以往的研究成果,利用铸体薄片、图像粒度、扫描电镜、矿物X射线衍射、高压压汞、物性、激光共聚焦等资料,研究了自生黏土矿物对长6储层微观非均质性的影响。结果表明： ①自生黏土矿物作为该地区最主要的成岩产物,对长6储层微观非均质性有重要影响,是导致储层致密化的重要因素之一。②储层中自生黏土矿物主要为绿泥石、伊利石及高岭石。绿泥石和高岭石在砂质碎屑流与浊流储层中的含量相近,伊利石在浊流储层中含量较高。③伊利石是影响储层渗流能力和控制储层微观非均质性的主要黏土矿物,从距今102 Ma之后,储层开始受伊利石胶结作用影响,其微观非均质性整体变强。④根据伊利石含量及渗透率大小将研究区划分为3类地区。第1类为伊利石弱胶结区,微观非均质性弱,主要分布于研究区东北部,为“甜点区”首要勘探目标;第2类为伊利石中等胶结区,微观非均质性中等,主要位于研究区中部,为“甜点区”次要勘探目标;第3类为伊利石强胶结区,微观非均质性强,主要位于研究区西南部,为非“甜点区”。该研究结果可为鄂尔多斯盆地长6油层组微观非均质性研究提供借鉴。     

储层宏观非均质性定量表征研究

针对当前储层宏观非均质性定量表征参数计算数值无界、表征角度各异、表征方法定量化程度不高等问题,提出了基于储层物性参数累积分布特征的宏观非均质定量表征新参数。通过对任意一组空间分布相对均匀的渗透率数据降序排列,计算出渗透率贡献百分数及其对应的序数百分数,并在直角坐标系中绘制出渗透率累积分布曲线。通过倒数坐标变换,将不同形态的渗透率累积分布曲线转换成斜率为0～1的直线,将直线斜率值定义为储层非均质程度系数。该值与储层非均质程度成反比。应用结果表明,非均质程度系数可应用于各种级次储层宏观非均质程度的定量评价。     

碳酸盐岩储层非均质性定量表征方法

碳酸盐岩储层储集空间类型多、形态复杂、次生变化大,和砂岩储层相比,具有更严重的非均质性。对于碳酸盐岩储层非均质性的表征不仅有渗透率变异系数(Vk)、渗透率突进系数(Tk)、渗透率级差(Jk)和夹层密度(Dk)等常规方法,而且还出现了不少用作碳酸盐岩储层非均质性定量表征的新方法。本文对定量表征碳酸盐岩储层非均质性的方法进行了总结,并进行了综合论述。     

环江油田长6储层基于多元回归分析的产能评价

环江油田长6储层具有低孔隙度、特低-超低渗透率的特征,非均质性强,产能预测难度大。利用研究区内11口井的测井资料,对有效层段的测井解释孔隙度、渗透率及含油饱和度进行多种方法的平均化处理,筛选出最大值,分析单井日产量与各测井参数的相关关系,引入表征储层非均质性的定量评价参数进行回归分析,建立了多元线性回归的产能预测模型。结果表明,利用孔隙度、渗透率、含油饱和度的最大值,以及有效厚度、突进系数、变异系数、级差,多参数组合与单井日产量进行回归分析得到的相关性最好,复相关系数0.970。建立的回归公式对新井的产能具有很好的预测效果,为油田产能评价提供依据。     

碳酸盐岩储层微观非均质性分类评价——以普光气田飞仙关组储层为例

以普光气田下三叠统飞仙关组碳酸盐岩储层为例,为了研究影响储层微观非均质性,通过收集所有可以用来表征储层非均质性的参数,引入因子分析法优选出孔隙度、渗透率、排驱压力、相对分选系数、偏度系数及平均喉道半径等6项参数来表征储层非均质性。在此基础上,进一步对优选储层参数的样品进行聚类分析,确定飞仙关组碳酸盐岩储层存在强非均质性、较强非均质性、中等非均质性和弱非均质性等四种类型,其中54%的样品表现为中等非均质性;同时,采用判别分析建立了储层微观非均质性判别函数,得到研究区储层微观非均质性定量评价结果,该结果与聚类分析成果一致,即:普光气田飞仙关组碳酸盐岩储层存在强、较强、中等和弱非均质性四种类型,其中以中等到强非均质性为主。该分类评价方法为碳酸盐岩储层评价提供了参考作用。     

非均质砾岩储层综合评价方法——以克拉玛依油田七中、东区砾岩储层为例

克拉玛依油田七中、东区砾岩储层以其特高非均质性和复模态孔隙结构特点区别于砂岩储层,受山麓洪积相带、成岩压实及后生成岩变化影响,岩矿组分差异大,颗粒大小不均匀,纵横向相带变化剧烈,层内、层间渗透性变化大。通过对反映砾岩储层特征的多种参数及评价指标的分析,利用砾岩储层储能参数、储量参数、油层分布、规模、连片性、钻遇率、渗透率及其非均质性定量评价指标体系,在该区克拉玛依组砾岩储层建立起综合评价参数、标准和权系数,利用灰色理论有机集成和综合了非均质砾岩储层的多种信息,对非均质砾岩储层进行了综合评价和分类描述。从而,从不同角度分析并阐明了该区非均质砾岩储层静态质量,从宏观上认识和评价微观结构特殊的砾岩储层及其非均质性,有效控制和划分了非均质砾岩储层开发的有利井区、层位及类型,为指导油田开发决策和增产措施提供了有利目标区。     

鄂尔多斯盆地甘泉地区长7页岩油储层非均质性及其控油规律

为揭示鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部甘泉地区长7油层组页岩油储层的宏观非均质性及其对石油分布的控制作用，通过隔夹层识别统计、渗透率统计及劳伦兹曲线构建等方法，定量表征并比较了长7₁、长7₂油层亚组的宏观非均质性，利用相关分析和多因素叠合的方法，分析了宏观非均质性对石油分布的影响。研究结果表明：研究区长7₁、长7₂页岩油储层平均发育夹层数分别为3.8、5.1层，砂体渗透率以复合韵律为主，且非均质性强；平均发育隔层数分别为3.4、2.8层，单隔层的平均厚度分别为6.0、4.9 m;长7₁较长7₂表现为稍弱的层内非均质性和较强的层间非均质性。页岩油砂岩储层的韵律性对含油饱和度有明显的影响，厚度大于10.0 m的隔层对油气有明显的封盖作用，“物性”隔夹层则构成油气聚集的侧向遮挡。长7₁油层亚组较长7₂油层亚组隔层更为发育，而长7₂油层亚组油气更富集。平面上，油气富集区分布呈条带状，多位于砂体厚度大且连续...     

基于流动单元分类的致密砂岩储层渗透率预测

渗透率是衡量岩石允许流体通过的畅通程度的参数,是反映储层渗流特性进行储层评价的关键参数之一.鄂尔多斯盆地中南部地区长6致密砂岩储层由于受沉积环境、成岩作用和构造因素的综合影响,孔隙结构复杂、非均质性强.岩心孔渗实验数据中,相同孔隙度数值的岩心渗透率数值相差1至2个数量级,利用常规解释方法进行渗透率解释精度较低,不能满足...     

安塞油田塞130井区长6储层非均质性研究

评价安塞油田塞130井区长6储层的宏观、微观非均质性,为储层评价和油田的科学开发提供依据。在储层沉积微相研究基础上,综合运用岩心观察、薄片分析、压汞等各类测试、测井资料,对长6储层宏观和微观非均质性进行了研究。塞130井区长6储层层内、层间非均质性较弱,平面非均质性及储层孔隙结构微观非均性中等。剩余油主要分布在611-2和长611-3两个储层,是油田下一步剩余油挖潜的主要目的层。     

一种定量描述气藏储层非均质性的新方法

提出了一种综合微相定量系数、渗透率变异系数、突进系数、级差、夹层频数、夹层分布密度、砂层厚度、分层系数、砂岩系数、有效厚度、有效厚度系数、渗透率、孔隙度、饱和度等14种影响储层非均质性的主要参数,并采用随机多步建模技术建立定量的气藏三维非均质储层综合指数模型的新方法。将储层非均质性综合指数模型应用到苏53区块气藏储层非均质和剩余气分布规律描述中。研究表明,盒8段非均质性强于山1段,盒8下段非均质性强于盒8上段,剩余气饱和度高值区与储层非均质综合指数具有较好的对应关系,剩余气储量富集于储层非均质性较强向较弱过渡的区带,即综合指数适中的区域是剩余气分布的有利相带。综合指数大于0.5的区域原始储层物性及含气性较好,对应较高渗带。而剩余气主要集中在非均质综合指数大于0.4低于0.5的区域。     

鄂尔多斯盆地吴起—志丹地区长8段致密砂岩储层孔喉结构分形特征

为精细表征鄂尔多斯盆地吴起—志丹地区长8段致密储层孔喉结构,在铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、高压压汞、恒速压汞以及油水相渗等相关实验的基础上,利用分形理论研究了长8段致密储层的孔径分形特征和喉道分形特征,系统分析了分形特征与储层孔隙度、渗透率、微观孔喉特征之间的关系。结果表明：研究区岩性以岩屑长石砂岩为主,平均孔隙度为8.2%,平均渗透率为0.16×10^-3μm²,为典型的致密储层。储层孔隙类型主要为粒间孔和溶蚀孔,根据毛管压力曲线形态和高压压汞参数将储层孔喉结构分为Ⅰ类和Ⅱ类2种类型。恒速压汞实验表明研究区样品总进汞饱和度中,喉道进汞占比较多,恒速压汞计算的喉道分形维数具有两段特征,即细喉道段(D_T1)和粗喉道段(D_T2)。全孔径分形维数和喉道分形维数均与物性、进汞饱和度和退汞效率等参数具有良好的负相关性,喉道分形维数与喉道进汞饱和度、主流喉道半径呈良好负相关性,孔喉的非均质性增强,致使油相流体在含水储层中更加难以通过,油相相对渗透率变小。     

基于压汞实验资料研究低渗透储层微观特征——以鄂尔多斯盆地陇东地区长8_1储层为例

对鄂尔多斯盆地陇东地区长8_1低渗储层21个样品进行压汞测试,主要从毛管压力曲线形态、孔喉分布特征和孔隙结构分形特征三个方面对储层微观特征进行研究。根据毛管压力曲线形态和压汞参数,将研究区储层分为四种储层类型。根据孔喉分布直方图的峰型、峰形宽窄和峰型高度研究了储层的非均质程度。通过数据分析发现,长8_1储层分形维数和孔隙度、渗透率没有负相关关系,说明低渗储层微观非均质性和物性不是简单的负相关关系。