莫北油田三工河组储层非均质性研究

莫北油田三工河组为本区的主要目的层段.通过铸体薄片、储层物性及扫描电镜等资料对储层特征进行分析,研究结果表明：储集砂岩主要为不等粒岩屑砂岩和细-中粒岩屑砂岩,其中岩屑以凝灰岩为主;研究层段砂岩总体物性属中-低孔、低-特低渗储集层;储层喉道的典型特征是大喉道发育,且不同渗透率级别的岩样喉道半径大小及分布规律差异大.并对宏观的层内非均质性、层间非均质性及平面非均质性这些方面进行研究发现,三工河组三角洲沉积的储层中夹层主要有3类：泥岩夹层、泥质夹层,致密夹层.研究目标区的夹层较为发育,非均质较为严重.物性的平面展布亦反映出水下分流河道沉积的长条带状,水下分流河道中心微相物性要明显好于河道边缘及道间沉积,总体来看储层物性参数平面非均质较强.     

文昌HDB油田ZH1-2L油组储层非均质性综合研究

文昌HDB油田ZH1-2L油组能量不足,采油速度及采出程度低,需要进行储层非均质性分析。ZH1-2L油组以粉、细砂岩和泥质粉、细砂岩为主,砂岩与泥岩多呈薄互层,为中-高孔中低渗储层,储层非均质性严重,储层内部泥质夹层发育,从平面、层内、微观三方面对ZH1-2L油组储层非均质性进行分析,得出该油组砂体厚度稳定分布,平面较均质,储层层内为非均质—较均质型,运用岩心实验分析中铸体薄片分析法和毛管压力曲线法,得出ZH1-2L油组储层微观非均质性强,微观孔喉结构发育差。     

子洲气田山2段储层非均质性研究

以子洲气田山2段(S2段)储层的测井资料为基础,结合沉积相资料,从层内、层间、及平面的非均质性三个方面研究储层的非均质性特征。研究认为,S2段储层内普遍存在夹层,以泥质夹层和致密夹层为主,通过对渗透率非均质性参数的定量计算,认为该储层S23段层内非均质较强,S21段和S22段为相对均质型储层;S2段储层具有较大的分层系数,存在层间隔层,主要为泥质隔层,分布不稳定,具有层间差异性;S2段储层各小层砂体连通性受沉积微相控制,S23段砂体连通性较好,物性分布稳定,平面非均质性差,但是其它小层平面非均质性相对较强。     

鄂尔多斯盆地延长组储层特征及宏观非均质性

利用岩心的常规和特殊分析研究了鄂尔多斯盆地延长组储层特征及宏观非均质性。研究表明,三叠系延长组储层粘土矿物总体上以绿泥石、高岭石、伊利石为主,见少量的伊/蒙混层等矿物,不同的地区,不同的层段具有不同的粘土矿物组合。通过研究物性非均质性参数、层内夹层、分层系数、砂岩密度、隔层、连通系数等参数表明,沉积相带是鄂尔多斯盆地内非均质性的主要影响因素,长6油组-长8油组储层具有较强的非均质性。     

坪北油田延长组长4+5-长6油层组基准面旋回格架内储层宏观非均质性

对坪北油田延长组长4 5-长6油层组进行高分辨率层序地层对比研究,识别出2个长期旋回、4个中期旋回及若干个短期旋回,并建立等时地层对比格架.在基准面旋回格架内,通过分析物性非均质性参数、层内夹层、分层系数、砂岩密度、砂岩钻遇率、分布系数、连通系数和厚度变异系数等参数,定量研究储层宏观非均质性.研究表明,储层层内非均质性强,层内物性非均质性可分为3类,层内夹层分布多且分布不稳定;层间非均质性不明显,MSC2、MSC3旋回主要发育局部连通性好的砂体, MSC4旋回主要发育孤立型砂体;平面非均质性中-强,平面上砂岩厚度分布变化较大.此外基准面变化与储层非均质性关系分析表明,基准面变化对储层宏观非均质性有明显控制作用.     

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...     

基于扫描电镜大视域拼接技术定量表征致密储层微观非均质性

高分辨率扫描电镜技术是研究致密储层非均质性最直观的方法,但存在视域代表性的问题。以南襄盆地泌阳凹陷古近系核桃园组三段致密储层为例,基于扫描电镜大视域拼接技术,定量揭示了不同类型致密储层的微观非均质性。结果表明,研究区致密砂岩储集空间类型以粒间孔和粒内孔为主,同时发育少量微裂缝;泥页岩储集空间类型同样以粒间孔和粒内孔为主,有机孔和微裂缝相对较少。通过场发射扫描电镜大视域拼接技术与统计学方法结合,探讨了泥岩、页岩、泥质粉砂岩、砂岩等致密储层的矿物微观非均质性和孔隙微观非均质性。其中边长为160,300,300和1 000 μm的正方形视域面积可以分别作为上述4种岩性致密储层矿物微观非均质性代表视域面积;边长为200,300,300和800 μm的正方形视域面积可以分别作为上述4种岩性的孔隙微观非均质性代表视域面积。由此可见,不同岩石类型的致密储层,其微观非均质性存在明显差异,其中砂岩微观非均质性 > 泥质粉砂岩、页岩微观非均质性>泥岩微观非均质性。综合矿物微观非均质性和孔隙微观非均质性,可将边长为200,300,300和1 000 μm的正方形视域面积分别作为研究区泥岩、页岩、泥质粉砂岩和砂岩致密储层微观非均质性的代表视域面积。     

志丹地区长2储层非均质性研究

志丹地区长2储层属于三角洲前缘亚相沉积,断层不发育,主要发育鼻状构造。研究结果表明,长2油层组整体非均质性较强,长22分层系数及砂岩密度相对表现均为较好,其小层内部砂体连通性和连续性也较好,故长22非均质性比长21和长23弱,平面非均质性与砂体在平面的展布、形态及联通方式有密切关系,高孔、高渗带分布方向与古流水方向一致,储层夹层比较发育,其中砂质夹层比泥质夹层多,并以发育粒间孔和溶蚀孔为主。     

南翼山油田下油砂山组Ⅴ油组储层非均质性及对油气分布的影响

通过综合分析测井和岩心资料,在南翼山油田下油砂山组Ⅴ油组优选出22个主要含油小层,根据储层非均质性参数在层内、层间和平面上的变化,并结合隔夹层分布规律等方面表征Ⅴ油组储层的非均质性特征,从而分析储层非均质性对油气分布的影响。结果表明,Ⅴ油组储层层内非均质性整体较强,但对油气分布的影响较小;层间隔层发育稳定,平均厚度约为3 m;平面上物性特征主要受沉积相和储集岩层展布特征的影响,颗粒滩微相物性最好,储层连续、含油连片。总体上来看,层间和平面非均质性对Ⅴ油组油气分布起着主要控制作用。     

南翼山浅层油藏Ⅰ+Ⅱ油组储层特征

南翼山浅层油藏Ⅰ+Ⅱ油组储层物性平面差异大,油水关系分布受砂体形态、断层、岩性及物性等多重因素控制。南翼山油田Ⅰ+Ⅱ油组储层岩性以泥质灰岩、藻灰岩、泥灰岩为主,泥灰质粉砂岩次之,且发育少量泥晶白云岩和灰岩。Ⅰ+Ⅱ油组埋藏浅,胶结和压实作用较弱,主要发育原生粒间孔,其次发育次生溶蚀扩大孔、次生溶孔以及裂缝(异常高压形成)。喉道类型以缩颈型喉道、点状喉道、片状喉道为主。非均质分析表明层间非均质性较强;层内非均质性受岩性与沉积环境共同影响,颗粒滩非均质性最强,云坪、灰坪、砂坪(半深湖)依次减弱,并随着水体深度增加而减弱;平面非均质性受控于沉积相展布,不同微相,形态变化较大。     

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。     

梅塔地区长2油层组储层与油藏特征分析

本文通过铸体薄片、扫描电镜和常规物性分析,认为鄂尔多斯盆地梅塔地区长2油层组的储层属于中低孔、特低孔低渗-特低渗储层。该储集层岩石类型以长石砂岩为主,以泥质和黑云母在压实作用过程中形成的假杂基为主,溶孔和粒间孔是储层的主要储层空间类型。对长221和长213储层各井测井解释的含油性进行统计,重新建立了长221和长213储层的含油性解释标准。梅塔地区长2油层组油藏类型受岩性和构造双重控制,建立了研究区油藏成藏模式:砂岩上倾方向泥岩相变岩性圈闭油藏、砂岩上倾方向物性致密岩性圈闭油藏、构造-岩性复合圈闭油藏三种类型。     

濮城沙三中6-10特低渗油气藏非均质性研究

濮城沙三中油气藏属特低渗油气藏。对储层层内、层间、平面和微观非均质特性研究表明储层非均质性较强,而其非均质性受控于储层的沉积作用和成岩作用。沟道微相多为向上变差的物性分布模式,沟道间和席状砂多为向上变好的物性分布模式,其中沟道的层内非均质性最强,道间和席状砂较弱。短期旋回和中期旋回非均质参数分析表明沙三中层内和层间非均质性较强,而中期旋回较短期旋回强。层间隔层为泥岩和粉砂质泥岩,厚度变化较大,中期旋回间夹层厚度较短期旋回间夹层厚度稍大。储层砂体有两个延伸方向即北东―南西向和南东-北西向。储层的物性受控于沉积环境,高渗带与沟道相叠合,而道间和席状砂多为低渗带。孔喉资料表明其孔喉主要为微细喉,孔喉半径以小于1μm为主。     

子北油田赵家台地区长61和长4+52储层非均质性研究

通过铸体薄片、扫描电镜、压汞分析、岩心分析及测井解释等,对子北油田赵家台地区延长组长61和长4+52储层非均质性进行了研究.研究结果表明,赵家台地区长61和长4+52储层宏观层内、层间、平面及微观非均质性均较强,其变化规律主要受控于沉积相带和成岩作用.层内非均质性主要受沉积韵律和层内夹层影响,层间非均质性取决于层间隔层展布和储层物性变化,平面非均质性与砂体在平面上的几何形态及其连通方式和连通程度密切相关,孔喉结构的复杂性直接影响储层微观非均质性,中孔细喉型、小孔细喉型为有效孔喉类型,微孔微细喉型为差孔喉类型.     

安塞油田H区长6油层组储层非均质性与含油性关系研究

通过对安塞油田H区长6油层组岩心观察、测试及测井资料的统计分析和研究,讨论了研究区长6油层组长61-2、长62-1和长62-2小层的非均质性特征,并分析了各类非均质性对储层含油性的影响和控制作用。研究表明,长6油层组各小层层内和层间非均质性整体较强,平面非均质性较弱。储层垂向上粒度的韵律性及层理构造特征是影响储层含油性的重要因素;层内渗透率非均质性及层间分层系数的差异对储层含油性的影响较弱;层间有效砂岩密度的差异对储层含油性具有一定的控制作用,但不是主要控制因素;储层含油性主要受储层砂体平面展布和储层物性的控制;储层孔隙结构的微观非均质性控制着油气进入储层的饱满程度。     

鄂尔多斯盆地YC区块延9储层特征研究

选取储层岩石学特征、孔隙结构特征、储层物性特征和层内非均质性对鄂尔多斯盆地YC区块延9油层的储层特征展开研究,采用的方法包括岩心常规薄片、铸体薄片、阴极发光和扫描电镜资料分析,压汞曲线分析和测井资料统计分析。研究表明,延9储层孔隙组合类型为溶蚀孔-剩余粒间孔型,大孔道分布较多,喉道半径较大,孔隙大小分布不均匀。储层主要发育均质韵律、正韵律和复合韵律,夹层发育有泥质夹层与物性夹层,夹层连通性差,储层内非均质性严重。通过对储层孔隙、渗流和非均质性特征的描述与评价,为油田的高效开发提供依据。     

辽河油田曙—区杜84块兴隆台油层储层非均质性

兴隆台油层储层微观非均质性以上、下层系的成分与结构差异明显为特点，上层系岩石相组合以不含砾砂岩为主，主要为长石岩屑砂岩；下层系岩石相组合以含砾砂岩为主，主要为岩屑砂岩，较上层系分选性差、颗粒粗。宏观非均质性以储层砂体发育不均及物性变化大为特点。垂向上，上层系单砂层厚度小、砂层频率高、砂岩密度小；下层系单砂层厚度大、砂层频率低、砂岩密度大。平面上，上层系分东、西两个砂体，且东砂体相对发育，向上逐渐连为一体；下层系砂体分布开阔，但向上面积逐渐缩小，且东厚西薄。上层系的储层物性较下层系好。层间、层内及平面非均质性明显，且层间非均质性较层内非均质性强，层内非均质性自下而上逐渐增强。引起储层非均质性的主要原因是沉积环境和构造环境。     

辽河油田曙一区杜84块兴隆台油层储层非均质性

兴隆台油层储层微观非均质性以上、下层系的成分与结构差异明显为特点,上层系岩石相组合以不含砾砂岩为主,主要为长石岩屑砂岩;下层系岩石相组合以含砾砂岩为主,主要为岩屑砂岩,较上层系分选性差、颗粒粗。宏观非均质性以储层砂体发育不均及物性变化大为特点。垂向上,上层系单砂层厚度小、砂层频率高、砂岩密度小;下层系单砂层厚度大、砂层频率低、砂岩密度大。平面上,上层系分东、西两个砂体,且东砂体相对发育,向上逐渐连为一体;下层系砂体分布开阔,但向上面积逐渐缩小,且东厚西薄。上层系的储层物性较下层系好。层间、层内及平面非均质性明显,且层间非均质性较层内非均质性强,层内非均质性自下而上逐渐增强。引起储层非均质性的主要原因是沉积环境和构造环境。     

濮城油田东区沙二上^2＋3储层非均质性研究

以濮城油田东区沙二上^2＋3储层的岩心资料为基础，从层间、层内、平面及微观的非均质性四个方面研究储层的变化特点，研究认为，该储层层间非均质较弱，层内非均质较强，夹层密度和频率都高，控制了储层开发和注水流向，而平面上渗透率变化快，分布极不均匀。这些特点为该储层制定开发调整方案奠定了基础，文中的分析方法也可推广到同类型的非均质性油藏的研究。     

濮城油田南区Es下21～5油藏储层非均质性及剩余油研究

濮城油田南区Es下21～5油藏属于浅湖背景下的三角洲沉积体系,水下分流河道沉积构成了该区的骨架砂体,单个砂体垂向上主要表现为多期正韵律叠加型.储层以细粉砂岩为主,层内非均质性较弱,层间非均质性较强,平面非均质性介于两者之间,渗透率变异系数0.5～0.7.剩余油主要分布在断层附近、储层物性变差和注采井网不完善地区.进行剩余油挖潜取得明显效果,水驱控制程度提高6%,水驱动用程度提高8%,采收率提高1.64%.