储层基本特征及其非均质性分析

储层非均质性分级及意义~

储层非均质性的研究是储层描述和表征的核心内容。储层均质性是相对的，而非均质性是绝对的。在一个测量单元内 （如岩心塞规模），由于只能把握储层的平均特性 （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，就是储层非均质性的表现。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。一个级别的非均质规模包含若干低一级的测量单元 （如小层单元包括若干个岩心测量单元）。
1. 储层非均质性分级

图8-1 Pettijohn的储层非均质性划分 （以河流沉积储层为例）

储层非均质性分级方案很多，划分的依据主要是考虑非均质性的规模、成因及对流体流动的影响程度等几个方面，其中非均质性规模是划分的主要依据。Pettijohn等人建立了比较实用的非均质性分级系统 （图8-1） （Pettijohn et al.，1973）。该分级系统得到了一个储层非均质性规模由大到小的谱系图。每个级别的非均质性在油田评价和开发阶段都可逐渐被认识和定量评价。在形成储层非均质性规模的地质作用中，构造作用比沉积作用更重要，如断层可以把连续的砂体断开。在一个没有被断层切割的储层成因单元内，渗透性砂体的边界是通常与沉积微相相一致，即与成因单元的边界相一致。在某些类型的成因单元中，渗透率呈带状分布的模式，而且在成因单元内部还具有与沉积环境和成岩过程有关的具有特定形态和分布的渗流隔夹层。在一个成因单元内部指定的渗透率带中，可见到不同类型的沉积构造。缩小比例，就可以认识到有关孔隙类型和孔隙相互连通的微观非均质性。非均质性的另一种类型是开启和封闭的裂缝，它们很难定量描述的。由此，Weber给出了按成因和规模划分的非均质性系统 （图8-2）。这个简单的分类系统能够满足讨论整个储层的非均质性特征。如果在油田开发高含水期要建立精细地质模型，则需要在现阶段认识的储层非均质性级别基础上进一步划分出次一级非均质性。
2. 各级储层非均质性对油田开发效果的影响
由于储层非均质的多层次性，很难概括出某一层次非均质性对采收率的影响。确实在某一些实例中，分散的低渗透夹层或交错层理对采收率的影响很小。但是，在大部分采油过程中，特别是EOR （提高采收率） 中，储层非均质性起着至关重要的作用。在表8-1中已列出了各级非均质性对采收率的影响。断层的形态和成因单元的边界状态对储层的连续性和波及系数的影响至关重要。渗透性层段和各成因单元内部或之间的夹层是影响垂向波及体积系数的主要因素。开启裂缝对平面波及体积系数和垂向波及体积系数都有很大影响，但对前者更为重要。

图8-2 Weber的储层非均质划分

表8-1 储层非均质性对原油采收率的影响


注：×表示影响大；（×） 表示影响小。
在注入水波及范围内剩余油、残余油饱和度的分布及驱油效率主要受较小规模的非均质性控制。
由于储层非均质性，形成了剩余油分布的不均一性 （图8-3），从而出现了 “不连通型”、“绕流型 （未波及型）” 及“水或气驱替后的残余油” 等剩余油类型。显然，“不连通型”、“绕流型 （未波及型）” 是断层、成因单元边界及成因单元内部渗透率分布不均匀有关，而 “水或气驱替后的残余油”更多地受控于储层孔隙结构等微观非均质性。因此，要正确地分析剩余油的分布，必须建立一个精细油藏地质模型。

图8-3 不同规模级别的剩余油类型及控制因素

在油田开发方面，随着油藏注水开发技术的发展，储层非均质性研究得到了重视，人们越来越认识到储层非均质性特征是影响注水波及效益和油气采收率的重要因素。20世纪80年代，人们依据层序地层学原理，应用地震、钻井、露头资料以及有关的沉积环境和岩相对等时地层格架内的有利储集相带及生储盖组合进行综合解释，各种储层横向预测技术也应运而生，从而大大提高了区域储层研究的精度。同时，随着各种新的测井技术的发展及其在地质学中的广泛应用，发展了测井地质学，人们充分应用测井和岩心信息，对井内储层岩相、储层物性及储层裂缝进行系统的解释。储层成岩作用及次生孔隙带预测研究也取得了进一步的发展，人们通过有机、无机相互作用研究次生孔隙的形成机理，从而逐步发展了储层地球化学。
近年来，非均质性研究取得了很大的进展，在认识上也有了很大的飞跃。人们从不同角度研究不同规模的储层非均质特征及其对油田二次、三次采油的影响。为了进行准确的油藏数值模拟、优化开采方案及预测剩余油分布，储层地质学家的一项重要任务便是建立三维储层地质模型。此时，地质统计学特别是随机模拟技术在储层建模中得到了广泛应用，定量储层沉积学研究也开始发展起来。
1985年以来，Andrew D.Mill和Douglas W.Jordan等人分别提出了用沉积界面和结构要素分析法分层次研究露头和现代沉积中河流相砂体的成因类型、内部建筑结构和非均质等级的思想。第十三届国际沉积学大会明确指出研究砂体几何学、内部建筑结构、不渗透薄夹层的空间变化是储层非均质研究的主要内容，并且认为研究沉积界面体系是搞清砂体内部建筑结构的关键。我国已经投入开发的河流相储层是一个复杂的非均质体系，在纵向上具有多级次的旋回性，平面有复杂的微相组合，非均质特征也表现出明显的层次性。河流相非均质的研究必须采用分层次解剖的思想，应用露头和现代沉积研究的方法来描述地下河流相储层。
目前，国内外储层评价研究的显著特点是紧密围绕油气勘探开发的需要，发展多学科综合研究，即综合地震、测井、试井和沉积地质学、数学地质学、计算机等各种技术手段多专业协同合作。在勘探开发前期河流相储层的研究所要解决的问题：①开发早期砂体预测问题，在资料少的情况下定量地表征储层，建立三维储层地质模型，以便更精确地找到目的开发层；②井间砂体对比、砂体连续性与连通性等非均质性问题；③砂体非均质性与流体流动非均质性关系；④不同尺度间储层描述、建模协同性问题。
根据储层非均质性的研究层次及研究内容的侧重点，研究方法主要包括3类：
1）地质研究方法：该方法以高分辨率层序地层学原理为指导，在等时地层格架内的砂层划分对比基础上建立以过程沉积学为基础的沉积微相研究以及砂体展布研究。
2）储层微观研究：该方法基于现代测试分析成果，主要研究储层的微观孔隙、孔隙结构、成岩作用对非均质展布的控制。
3）参数展布的研究：主要研究参数包括：①物性参数变化为主线的非均质参数，如渗透率的变异系数、突进系数、级差、孔隙度和孔喉半径等；②表征砂体厚度及分布的非均质参数，如平均砂层厚度、分层系数和砂岩密度等；③表征储层中夹层分布变化的非均质参数，如夹层频率、夹层密度。
无论按哪种方法来刻画储层非均质程度，都是为了更好地了解储集单元中的流体分布及其渗流特征。本书采用综合研究方法，将上述3种方法融为一体，并贯穿于不同的研究尺度。

1.储层基本特征

（1）孔隙特征

根据铸体薄片、电镜等资料分析结果，本区孔隙类型主要有粒间孔隙、粒内孔隙、裂缝孔隙和晶间孔隙四种类型，粒间孔隙是主要孔隙类型。粒间孔大小一般在40～120μm，个别达400～500μm。

（2）喉道发育特征

本区块储层的喉道较细，喉道半径约为14.73μm，主要流动喉道半径9.48μm，平均为3.22μm。但是储层的喉道大小发育比较均匀，孔喉均质系数0.26。储层的连通情况一般，孔喉配位数平均为2.09。孔喉比较低，其值为10.98；反映毛管压力采收率的数值退汞效率较高，为56.88%。

（3）孔隙结构分类特征

根据孔隙、喉道的发育状况与物性状况，选择渗透率、孔隙直径、喉道半径、喉道均质系数等参数，按“辽河油田开发储层评价技术与规范”有关标准，对孔隙结构特征进行综合评价与分类，可划分为5大类8小类（表2-2），本区块储层以中孔中渗细喉较均匀型为主。各小类的主要特征如下。

表2-2　欢26块兴隆台油层孔隙结构分类参数与特征

①特高渗大孔细喉较均匀型

岩性以砾状砂岩为主，渗透率平均为2672.8×10^-3μm²，平均孔宽（L）103.6μm，平均喉道半径（r_m）7.59μm，喉道均质系数（α）为0.3，主要发育在砂坝主体部位。

②高渗中孔细喉较均匀型

岩性以含砾砂岩为主，渗透率平均为948×10^-3μm²，平均孔宽91.65μm，平均喉道半径为4.79μm，孔喉发育较均匀，主要发育在砂坝的主体部位。

③高渗中孔细喉不均匀型

岩性以粗砂岩为主，渗透率平均605×10^-3μm²，平均孔宽92.5μm，平均喉道半径4.93μm，孔喉发育不均匀，也主要发育在砂坝的主体部位。

④中渗中孔特细喉较均匀型

岩性以中砂岩为主，渗透率平均177×10^-3μm²，平均孔宽100μm，平均喉道半径3.86μm。孔隙发育较均匀，主要发育在砂坝的主体和侧翼。

⑤中渗中孔特细喉不均匀型

岩性主要为粗中砂岩，渗透率平均为307×10^-3μm²，平均孔宽为97.9μm，平均喉道半径3.3μm，孔喉发育不均匀，主要发育在砂坝侧翼和远砂坝中。

⑥低渗中孔特细喉较均匀型

岩性主要为细砂岩，渗透率平均为60×10^-3μm²，平均孔宽60.7μm，平均喉道半径2.28μm，孔喉发育较均匀，主要发育在砂坝侧翼、远砂坝及前缘薄层席状砂中。

⑦低渗中孔微细喉不均匀型

岩性主要为粉砂岩，渗透率平均为30×10^-3μm²，平均孔宽70.9μm，平均喉道半径0.67μm，孔喉发育不均匀，主要分布前缘薄层席状砂中。

⑧特低渗中孔微细喉较均匀型

岩性以泥质粉砂岩为主，渗透率平均1.33×10^-3μm²，平均喉道半径0.24μm，孔喉发育均匀，主要发育在前缘薄层砂中。

（4）孔隙结构特征与微相带的关系

不同微相带的孔隙结构特征有明显的差异。

砂坝主体部位水动力强度大，颗粒粗，分选比侧翼差，孔隙结构类型主要为特高、高渗类型，孔隙发育，粒间平均孔宽可达97.3μm，平均喉道半径8.16μm。

砂坝侧翼水动力稍弱，颗粒相对较细，分选稍好，孔隙结构类型以高渗类为主，孔隙发育，粒间孔宽平均为96μm，平均喉道半径4.06μm。

砂坝的前端与远砂坝水动力更弱，颗粒细，孔隙结构以低渗类为主，孔隙较发育，平均孔宽为88.6μm，平均喉道半径3.02μm。

前缘薄层席状砂沉积区能量低，颗粒以粉砂、泥质粉砂为主，泥质含量大量增加。孔隙不发育，平均孔宽73.5μm，平均喉道半径0.35μm。

（5）物性特征

本区块砂岩孔隙度平均值为21.3%，属中等孔隙度类型。从孔隙度分布频率图上看（图2-21），其主要分布在20%～25%之间，并且自下而上，孔隙度由高变低（表2-3）。

根据5口取心井479块渗透率样品资料统计，渗透率平均值为812×10^-3μm²，从其频率分布图上看（图2-22），中、高渗类所占比率大。所以本区块兴隆台油层储层应属于高渗储层。纵向上渗透性能自下而上由特高渗变为中渗（表2-3），平面上由前缘薄层席状砂到砂坝主体而物性变好。

表2-3　欢26块不同层位物性参数变化表

（根据岩心物性数据统计，分母为样品块数）

图2-21　欢26块孔隙度分布直方图

图2-22　欢26块渗透率分布直方图

2.储层非均质性

（1）层内非均质性

各小层内部分流河道、河道砂坝、河口坝等单砂体多以相互切割叠加的型式发育，侧向相变快。这些单砂体间垂向和侧向上的界面对不同流动单元之间的流体流动有着重要的影响，加之层内发育局部或条带状分布的泥质夹层，使得层内非均质性进一步增强。

油层岩性粗、杂和变化大是造成层内非均质性严重的主要因素。根据欢2-10-219井、2-11-218、2-11-19上三口井Ⅲ₄小层内5个电测解释层的统计，其最大与最小渗透率级差可达100倍，变异系数均在1.0～1.5之间（表2-4）。

另外，统计13口井的Ⅲ₅、Ⅲ₆小层的26个层，变异系数小于0.7的只有3个，0.8～1.0的有10个层，有个层变异系数在之间，可见层内非均质性很严重（图2-23）。

（2）层间非均质性

本区砂坝发育的程度的变化较大是致使层间非均质性严重的主要因素。从表2-4中我们也可以看出，三口井五个层的统计结果表明，最大与最小渗透率级差可达98.8倍，变异系数均在1.0～1.5之间，非均质系数在2.29～4.06之间。

在Ⅲ油层组的下部与上部（Ⅲ₅以下与Ⅲ₄以上）之间，渗透率的级差可达3～4倍以上。同样，Ⅲ组下部与Ⅱ油组下部的级差也在3～4倍以上，这种大的渗透率差异必然导致在开发过程中产生注水单层突进、局部储层严重水淹等干扰。

此外，层间常发育有分布稳定、可对比性强的泥岩隔层。这些低渗隔层构成了各层间流体流动的重要渗流屏障，阻止流体的垂向流动，对开发注水的效果影响较大。

表2-4　小层层内层间非均质数据表

图2-23　小层层内变异系数分布图

（3）平面非均质性

本区块第Ⅰ油层组砂层不发育，也不含油。第Ⅱ、Ⅲ油层组的含油面积按砂层组的面积与厚度比较，其变化是较大的，如Ⅲ₃—Ⅲ₄小层面积可达5.57km²，Ⅱ₃—Ⅱ₄的面积只有1.08km²，面积相差5倍之多，若同时开采，必然产生较强的平面矛盾。

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