非均质性理论范文（精选7篇）

非均质性理论 第1篇

1 统计学理论公式法

渗透率变异系数 (VE) 为统计区域内全体样本的平均渗透率的总体标准差 (均方差) 与全体平均渗透率的比值:

渗透率变异系数VE越接近0, 表示越均质, 越大则代表非均质性越强。

2 计算方法

分别对油层的单元平面横向非均质性、单井纵向非均质性以及某一区块油层组的非均质性进行描述, 需要对不同类型油层组合方式运用统计学理论公式进行渗透率变异系数统计计算。

(1) 横向变异系数计算方法。对高Ⅱ8、高Ⅲ18两个沉积单元计算平面渗透率变异系数, 沉积相带图如图1。从沉积相分布特征来看, 高Ⅱ8单元分布较均匀, 整体呈东厚西薄的特征, 平均砂岩厚度0.87 m、有效厚度0.46 m、平均渗透率0.209μm2;高Ⅲ18整体分布较不均匀, 呈现出薄厚油层交替分布特征, 平均砂岩厚度0.86 m、有效厚度0.28m、平均渗透率0.046μm2。但两个沉积单元的渗透率变异系数计算结果均为0.852, 用渗透率变异系数描述的非均质性特征并不能反映油层的非均质性。

(2) 纵向变异系数计算方法。对高111-43井分油层组计算渗透率变异系数, 单井发育柱状图见图2, 与统计结果见表1。运用统计学理论公式法计算的渗透率变异系数基本可以反映纵向非均质性;在实际生产应用中, 可以利用单井不同层段的渗透率变异系数统计结果作为分层段开发的标准之一, 进行精细分层开发, 从而降低层间矛盾。

(3) 层段变异系数计算方法。对北一区断东高二组油层计算渗透率变异系数, 油层发育性质见图3。

方法一:同时计算所有样本渗透率, 变异系数0.936;方法二:计算每口单井纵向变异系数后进行横向厚度加权平均, 变异系数0.778;方法三:统计每个单元平均渗透率后再计算纵向变异系数, 变异系数0.523。

方法一中虽然考虑的样本比较全面, 但样本A与样本B的渗透率差异在实际生产中互相干扰的矛盾很小, 但参与计算时参数敏感性是一样的, 得到的结果对实际生产的指导意义不大。方法二中首先计算的纵向变异系数可以反映计算单井层段的非均质性, 进行厚度加权平均后对实际生产中的层段划分也有着指导意义。方法三中B与C为同一个单元的两个样本, 若位置互换, 计算结果是没有差别的, 但实际的非均质性是明显不同的。所以, 描述某段油层的非均质性时, 变异系数计算方法采取方案二更准确。

3 结论

(1) 纵向上的变异系数对描述非均质性有着实际生产意义, 而横向上的在实际生产上意义不大。

(2) 描述某段油层的非均质性时, 变异系数采取用统计学理论公式法计算纵向变异系数后横向进行算数平均的计算方法更为合理。

摘要：渗透率变异系数是描述油藏非均质性的一个重要参数。通过运用统计学理论公式法对不同油层组合类型的变异系数统计结果对比分析认为:针对不同类型油层组合方式, 描述油藏非均质性的渗透率变异系数统计方法以及意义也不同。

自来屯油田储层非均质性研究 第2篇

1 层内非均质性

1.1 渗透率韵律类型

岩芯和测井资料表明, 本区储集层具有多种韵律性特征, 受其控制储层层内非均质性呈规律性变化, 根据岩芯化验分析中岩性、粒度、物性数据, 结合电测曲线特征, 以小层层内渗透率垂向上的变化规律, 来确定渗透率的韵律类型。通过对全区12口取芯井的小层渗透率数据分析统计, 作出渗透率韵律图, 经过综合分析, 自来屯地区的渗透率韵律主要有以下几种类型:

(1) 渗透率正韵律:为下粗上细的沉积, 即自下而上, 岩性变细, 渗透率变小。

(2) 渗透率反韵律:自上而下, 岩性变细, 渗透率变小。

(3) 渗透率复合韵律:自下而上, 渗透率表现为多个变化段。主要有反复合韵律、反正复合韵律、相对均质韵律。

1.2 层内渗透率非均质程度

层内非均质性是指在单砂层规模内储层性质在垂向上的变化, 它是控制和影响砂层组内一个单砂层中注入剂向上波及体积的关键因素。

本区发育多套储层, 其中孔一段共划分了77个单砂体, 孔二段26个单砂体, 通过对区内12口取心井的岩心渗透率分析数据和191口井的测井解释数据, 利用渗透率变异系数、突进系数和渗透率级差进行分析研究表明, 层内非均质性较为严重, 渗透率变异系数一般大于0.7;突进系数大于2.5。纵向上孔二段与孔一段储层, 具有自下而上非均质性逐渐增强的趋势;从不同层位上来看, 孔一段非均质性强于孔二段, 而枣Ⅳ、Ⅴ油组非均质性大致相同, 但弱于枣Ⅲ油组非均质性。总体上来看, 自来屯油田储层大多属于层内强非均质性。

2 层间非均质性

层间非均质性是指某一单元各砂体之间垂向上岩性、物性及含油性等的差异性, 它是产生层间干扰、单层突进及宏观剩余油分布的内在原因。在注水开发的油田, 深入研究层间非均质性, 可为开发层系调整、分层系开采工艺技术等重大战略提供可靠的依据。

2.1 层间非均质性参数

统计了各小层的层间非均质性参数, 研究结果与取芯井研究结果大体相似, 均表现出很严重的非均质性, 但非均质程度略小于油组级别。变异系数大多>1, 突进系数均大于3, 而纵向上枣Ⅲ、枣Ⅳ与枣Ⅴ油组非均质性大体相同, 枣Ⅲ油组和孔二段各油组的非均质性略严重于枣Ⅳ与枣Ⅴ油组。而在枣Ⅲ油组中8小层的各单砂体间的非均质性最弱, 7小层各单砂体间的非均质性最严重;枣Ⅳ油组2小层的非均质性最弱, 10小层最严重, 但该油组整体非均质性要相对较弱;枣Ⅴ油组3小层的各单砂体的层间非均质性最弱, 5小层最严重。孔二段的层间非均质性均很严重。

2.2 隔层研究

自来屯油田的隔层多以泥岩隔层为主, 少有其它类型的隔层发育。泥岩隔层的自然电位低或成一条直线。本次研究根据自来屯油田的隔层特征, 将有效隔层的厚度定义为>1.0m。本次研究共完成了孔一段77个单砂体, 孔二段26个单砂体的隔层分布等值线图, 在纵向上, 孔二段单砂体的隔层厚度要高于孔一段, 而孔一段的枣Ⅳ油组的单砂体隔层厚度最薄, 而在油组上枣Ⅳ油组又最厚, 高达104.4m, 枣Ⅲ、枣Ⅴ油组的单砂体隔层厚度及油组的整体隔层厚度都大体相当。隔层在断块平面及纵向上内部分布比较稳定, 厚度在平面上的分布无明显规律性, 分布不均。

3 储层平面非均质性

本次研究平面上油层分布的非均质特征, 选用砂岩密度和油层分布系数来表征。砂岩密度是描述相对厚度的变量, 为砂厚与层厚的比值, 用百分数表示。比值越低, 砂体占的比例越小, 储层连通性越差。艾伦 (J.R.L.Allen) 等人提出了用垂向上砂体密度界限来推测砂体侧向连通情况的方法, 并受到许多学者的推广。他认为, 当砂体密度小于30%时为孤立砂体;30%~50%具有一定连通性;大于50%时连通性较好;大于70%连通性极好, 砂体大面积连通。

通过统计自来屯油田孔一段、孔二段各油组的砂岩密度和油层分布系数都较高, 砂岩密度接近50%的砂体占多数, 而油层分布系数, 枣Ⅲ油组最高, 其他各油组的油层分布系数大多数砂体也接近于50%, 因此认为自来屯油田单砂体平面非均质性较弱, 砂岩密度较高, 平面连通程度相对较高, 油层分布系数大于60%, 反应油层分布较广。而部分砂岩密度小于50%, 油层分布系数均大于50%, 小层非均质性中等。还有少部分砂岩密度及油层分布系数均小于50%, 非均质性较强, 连通性较差, 不利于注水开发。

此外, 沉积微相平面展布不同, 砂岩密度也不相同。分流河道发育的单砂层, 平均砂岩密度高, 砂体的连通性好, 由分流河道中心向两边边缘, 到席状砂微相, 砂岩密度逐渐减低, 连通性变差, 平面非均质性增强, 从连井剖面上也能看到这一特点, 孔二段平面非均质性强于孔一段。

4 结语

(1) 自来屯油田孔店组储层非均质性是以层内非均质性为主, 纵向上来看孔一段的储层非均质性要强于孔二段。

应用水力层析法刻画含水层非均质性 第3篇

详尽地掌握水文地质参数在空间上的分布状况对于解决地下水流和溶质运移问题具有极其重要的意义[1]。以普遍关注的地下水污染问题为例,含水介质空间结构的复杂性引起地下水运动的复杂性,进而导致地下水中溶质运移的复杂性[2,3]。众多研究表明:地下水流和溶质运移模拟中最主要的困难是描述流动系统的非均质性[1]。

常规的含水层参数测试方法如抽水试验和段塞测试(slug tests)都是在假设含水层均质条件下进行的。因此只能得到整个含水层的平均性质,即该含水层参数一个值,而不能提供参数的空间分布信息[4,5,6],即参数的非均质性。

为了有效地获取含水层参数空间分布的信息,医学中的CAT扫描技术(computerized axial tomography)和地球物理学中层析调查的概念被加以应用并发展成了可以刻画非均质含水层的新方法:水力层析法(Hydraulic Tomography)[7,8,9]。水力层析法需要在含水层中布置尽可能多的井孔,并利用栓塞将每个井孔分成许多段。当在给定井的给定试段注水或抽水时,就可以在该井的其它试段和其它井每个试段中观测到含水层的反应,即水头的变化,以此得到含水层中一系列的水头变化数据。当在所有井的所有试段进行试验,就可以得到大量的连续系列的交叉孔水力试验数据。最后,利用反演模型处理这些数据,得到含水层的水力性质的空间分布。从本质上讲,通过水力层析试验得到的一系列水头变化数据,可认为是将光源放在试验段来给非均质的含水层拍摄的快照。在不同的试段中重复试验,好比将光源放在不同的位置来拍摄非均质的含水层。反演模型的原理就是合成所有的快照数据来描述含水层三维分布的水力性质。

将多系列的水力数据反演计算得出含水层参数分布是非常困难的,大量的数据会引起信息过载、数值不稳定性以及不确定性等困扰[10,11]。如在参数优化估计中常用的最小二乘法及Levenberg-Marquardt算法,当反问题是不适定的且没有使用先验协方差或正规化时会引进极大的不确定性[12]。并且当求解域(尤其是高度非均质的三维含水层)中的每个计算单元都需要优化估计时,最小二乘法求解是相当低效的。在层析法中使用序贯连续线性估计方法(Sequential Successive Linear Estimator,简称SSLE)来进行反演估计,可以有效地消除数据的干扰并解决不确定性问题的困扰,使得层析法可以很好地描述含水层的非均质性。

Yeh使用稳定流水力层析法进行了含水层渗透系数的非均质性研究[7],Liu利用沙箱模型验证了在稳定流条件下水力层析法是刻画渗透系数非均质性的有效方法[7,13]。由于稳定流的适用条件有限,且在稳定流条件下难以对储水率进行反演识别,因此Zhu和Yeh将水力层析法扩展到非稳定流反演计算[8,9],Liu又使用沙箱模型证明了非稳定流水力层析法不仅可以刻画渗透系数的非均质性,也可以刻画储水系数在空间上的分布[14]。Yeh结合稳定流水力层析法和非稳定流分段示踪层析法对非均质含水层的渗透系数、含水率及DNAPL的空间分布进行了反演识别[15]。

本研究在非稳定流条件下使用水力层析法研究实际含水层的非均质性。首先使用数值实验检验方法的有效性,然后应用该方法对某地浸采铀厂区含水层的渗透系数和储水率的空间分布进行刻画和分析。

1 水力层析法

1.1 地下水流动及溶质运移方程

本研究是在三维饱和孔隙介质含水层中进行的,此条件下的地下水流动可用下面方程描述:

该方程的边界条件与初始条件如下:

方程(1)中,H为水头, x为空间坐标(x = {x1, x2, x3},其中x3代表垂向坐标且向上为正),Q(xp)是在xp处井的抽水速率, K(x)为渗透系数, Ss(x)为储水率。方程(2)中H1为Dirichlet边界Γ1的已知水头,q为Neumann边界Γ2的流量,n为Γ1和Γ2的单位矢量归一化算子,H0代表初始水头。

上述地下水流动方程可使用三维有限元方法进行求解[16]。

1.2 SSLE方法

SSLE方法是在SLE(Successive Linear Estimator)方法[10,17]基础上扩展的一种随机参数估计方法。SLE方法源于Yeh等进行的迭代似克里金(Cokriging-like)算法[18]。对于所研究的系统(如含水层系统)SSLE方法可以在已知的部分参数信息基础上,根据系统对干扰做出的反应信息(如含水层中水头变化)来对参数在空间上的分布进行有效的估计。与克里金(Cokriging)算法不同之外在于SSLE考虑了水头及含水层特性的非线性关系,因此计算结果更加准确。SSLE方法在非均质饱和含水层的水力层析研究中取得了成功的应用[7,10]。

下面对SSLE算法的主要部分进行简单阐述,完整的算法分析及公式推导可见参考文献[17]。在进行非均质含水层的参数估计中,SSLE方法采用待估参数的自然对数值进行随机计算。以渗透系数与储水率为例,假定:

K和S为随机变量的均值,f和s为摄动[8]。将这些随机参数代入公式(1)中并考虑条件期望及观测值与参数限制可得到平均水流方程:

在此公式基础上,结合已知参数信息以及由层析法得到的大量数据就可进行参数估计。

首先使用已知参数值与不同位置水头数据的加权线性组合求得参数的第一次估计值。权重值的计算基于统计要素(均值、协方差),如水头在时空上的协方差及水头与参数的互协方差。将参数的第一次估计值代入公式(4)中就可以得到各个取样时间不同观测位置的水头值(正演模拟计算)。在计算值与观测值差别的基础上更新加权线性组合,正演计算和参数估计计算不断迭代直至达到收敛。

2 数值实验

为了验证水力层析法,使用一个一维水平方向的非均质承压含水层算例进行测试。含水层长30m,离散为30个单元,每个单元均为1m。所有单元的初始水头为100m。含水层两端为定水头边界,水头值为100m。所有单元的参数均使用随机方法生成:K的均值为0.6m/d,方差为0.25;Ss的均值为0.0001/m,方差为10-8。所有参数的相关尺度设为8m,并且参数相互独立。

在含水层x方向14.5m处设置一口注水井,注水量为0.5m3/d。首先使用时长为15d的正演模拟就可以得到所有单元对于注水井的水头响应,然后根据这些数据和已知参数(假设x =0m处的参数已知)进行参数的估算。

分别使用稳定流水力层析法和非稳定流水力层析法对渗透系数K进行估计计算的结果如图1,估计值与真实值的相对误差分析见图2。由计算结果可见:两种方法基本上都能够对含水层的K值进行较好的估算,其中稳定流水力层析法相对误差的平均值为2.88%,非稳定流水力层析法为2.67%。但非稳定流充分考虑了水头在每时刻的变化,使用非稳定流得到的估计值更加趋近真实值。使用非稳定流水力层析法对储水率进行估计计算的结果见图3。

从图1及图3的参数计算结果看水力层析法取得了较好的估算效果,但使用的观测数据包括了所有单元,而在实际情况下很难在每个单元都设置观测孔。为了检验该方法在观测井较少情况下的估算能力,以K为例只使用5个观测孔的数据进行计算。图4中使用一次注水试验数据的估计值显然与真实值有一定的差距。那么在观测孔较少的情况下,考虑使用不同位置的注水井进行试验来得到多系列的水头数据。分别在含水层x方向7.5m和22.5m处进行同样的注水试验,得到相应的水头数据。综合使用三次注水试验数据得到的计算结果比一次注水试验数据计算结果准确度明显提高,说明在观测孔较少的情况下仍然可以通过多位置、多次抽注水试验来获取序贯水头数据以提高估算精度。

3 应用实例

从数值实验的结果看水力层析法能够有效地刻画含水层的非均质性,因此将该方法应用于某地浸采铀厂区含水层的非均质性刻画。从厂区地表到含铀矿含水层底板自上而下可分为三层,经勘察发现含矿的第三含水层和第一、第二含水层之间无水力联系且底板隔水,因此可以单独进行研究分析。

如图5所示,在长、宽均为150m的场地中设置注水井2个(B5,E1)、抽水井1个(C4)、观测孔26个进行抽水试验,各井孔滤水管仅位于第三含水层。试验历时46d,E1井注水时段为0d~10d(50m3/d),B5井注水时段为11d~13d(50m3/d),C4井在46d内持续以流量170m3/d进行抽水。经过试验可以得到26个观测孔在46d的水头连续观测数据,以C3孔为例水位动态历时曲线如图6。

使用3m×3m的单元将含水层从平面上剖分为2500个单元,依据试验得到的多系列水头数据使用水力层析法对该含水层进行渗透系数和储水率的空间分布进行反演模拟计算,计算结果如图7。

在对含水层非均质性研究的基础上进行了矿区地下水流动和溶浸液运移的高仿真数值模拟,取得了很好的效果,为地浸采铀生产及矿区退役后污染治理提供了科学依据。

4 结论

(1)层析法可以快速高效地收集含水层对于外界扰动的水头反应信息,而利用SSLE方法对多系列的观测数据进行序贯连续线性估计可以对含水层参数进行反演估计。基于非稳定流的层析法充分考虑了水头在每时刻的变化,准确掌握含水层反应信息的动态变化。数值实验证明了基于非稳定流的水力层析法可以对含水层非均质特征进行全面而有效的刻画。该方法是进行高精度地下水非均质特征与污染研究的可依赖方法。

(2)常规的含水层参数反演算法中需要进行参数分区、设置参数初始值及参数上下限,这些限制条件阻碍了对于含水层非均质性的刻画。研究中使用的SSLE克服了这些缺点,可以利用观测数据对于每个单元进行参数估计,且不需要设置参数数值的上下限;与克里金(Cokriging)等算法相比由于其考虑了水头及含水层特性的非线性关系,因此计算结果更准确,在含水层非均质性刻画方面具有相当的优势。

(3)应用实例中研究的含水层为水平延展的承压含水层,因此使用了没有经过分段止水的井孔进行试验,得到了含水层非均质性的水平分布特征。对于水文地质条件复杂、非均质性强烈的含水层,则可以利用分段止水的井孔进行试验,在此基础上使用水力层析法可以得到含水层非均质特征的三维空间分布。

摘要：为了研究含水层多孔介质参数非均质性,利用一系列连续的交叉孔水力试验获取含水层对于外界干扰的反应信息,应用序贯连续线性估计方法(Sequential Successive Linear Estimator)对多系列水头信息进行随机参数估计,即水力层析法。应用该方法对随机产生参数的一维含水层进行了渗透系数K和储水率Ss的估算,并对估计值和真实值进行了对比,其中使用单井数据计算就可使K值的平均相对误差控制在2.67%,证明了该方法的有效性。在对某地浸采铀厂区长、宽为150m×150m的含水层进行了实例研究,使用29口井孔进行层析试验,对于该二维水平分布含水层的非均质特征进行了刻画,其中K值为0.51.4 m/d,Ss为0.00005/m0.0002/m。该数据在后期的地下水污染溶质运移模拟中取得了很好的应用。作为研究地下水参数的新方法,水力层析法能够对三维分布的含水层特征进行高精度刻画,这种层析的概念和反演方法可广泛应用于环境和地球科学领域的研究。

非均质性理论 第4篇

1储层宏观非均质性

1.1层内非均质性

层内非均质性主要表现在单砂层规模的储层内部, 其发生垂向上的性质变化, 这种变化将会直接引发生产中的层内矛盾, 影响单砂层内的波及系数以及水淹厚度。在三维空间上分布的储层渗透率的韵律性可以按照不同程度分为正韵律、反韵律均值韵律、复合韵律等等, 并且其所产生的影响也不尽相同。在对子长油田余家坪区的20余口取心井进行物质分析和研究后发现, 影响其长2油层组储层渗透率的主要因素有两种, 其层内的韵律类型受正韵律和复合韵律以及沉积微相的影响。所谓的正韵律主要见于河流相以及河道亚相, 而复合韵律受三角洲的沉积以及河流中。之所以会影响储层渗透率, 是因为正韵律能够影响油田的注水开发, 较大的正韵律会导致水驱波及系数不足, 因此要严格的控制注采比, 避免储层间出现过早水窜的现象而影响油田的开采率 (如图1) 。

1.2层间非均质性

层间的非均质性主要体现在相邻单砂层之间因为在结构、物性、岩性等几个方面的差异, 关系着各砂体之间的组合结构以及发育分布特点。在余家坪区的长2油层组中, 各小层之间形成了相互分隔的泥质粉砂岩、泥岩、粉砂质泥岩隔层, 并且各层次之间相对比较稳定, 能够形成较好的隔挡作用, 防止油水的上下渗流。并且在其平面上, 砂岩的比例有所减小, 反映出物源的被动向, 形成区域的沉积。在垂向上的方向, 砂岩的比例也不一样, 储层间的分均质性加强。

1.3平面非均质性

储集体特征在平面上发生的变化是平面非均质性研究的主要内容, 其受到平面上砂体分布规律、组合特征、相变方式、几何形状、连通方式和连通程度的影响。在油田的开发过程中, 开发井网的布置以及注水垂向驱油效率、剩余油分布、注水剂波及率等都不同程度上受平面的非均质性制约。在子长油田的长2油层组中, 其分布规律主要受砂体的平面展布以及沉积微相的控制, 进入主分流河道后, 形成了物性好的超厚砂体, 这样的砂体渗透率高、孔隙度好;然而进入分流河道就出现了物性较差的不发育砂岩。砂体的发展方向直接影响着油层的渗透率和孔隙度, 如果是沿河道的方向, 其孔渗效果较好, 如若是垂直于河道砂体而发育, 那么其孔渗效果就会不理想, 而长2油层组具有着较强的平面非均质性。

但是在长2油层组的三个油层亚组中, 其非均质性又各不一样。一号油层分布在分流河道上, 致使其油层的平面被分隔开来, 形成大小不同的区块, 但是总体情况的有效厚度较大;二号油层的分布范围比较狭小, 在中东部区域的油层厚度较薄 (如表1) 。

2储层微观非均质性

2.1孔隙类型

在经过具体的分析探究后发现, 子长油田的长2储层主要以细砂岩为主, 并且蕴含着不同程度的中砂岩、粉细砂岩、中细砂岩等。在余家坪区域内的长2储层发育着微孔隙、粒间孔隙、粒内熔孔等类型, 其中的粒间孔隙发育最为明显, 并且呈不规则的三角形、四边形。在发育的孔隙中, 喉道一般都是粗歪度、正偏态, 而孔隙正好与其相反, 呈现出负偏态的细歪度。由于长期的开采作业, 储层的物性逐渐恶化, 孔隙的主峰值变化比较小, 但是喉道的峰值变化巨大, 逐渐向细喉道方向发展。因此, 必须要控制好大喉道的数量来保障渗透率。

2.2孔渗关系

在子长油田的余家坪区长2油层组中, 各油层亚组的储层孔隙度情况不尽相同, 其分布的范围比较宽广, 并且物性的不同也影响着孔渗的效果, 孔隙度越大的区域, 其渗透性也就越好 (如表2) 。

3储层非均质性对油气聚集的影响

在对子长油田的沉积相类型、孔渗类型、岩石类型等的细致研究, 可以得出结论就是长2油层组的非均质性过强。在其平面上, 三角洲平原亚相为主要发育类型, 并且在分流河道中发育着砂体, 形成切割、相隔的现象, 导致整体的连通性不足。在其纵向的发育中, 以正韵律和复合韵律综合影响的长2油层组, 其剩余油藏主要分布在油层的顶部区域, 并且各油层亚组因为砂体厚度、渗透率、孔隙度等方面的不同, 油气分布也不均匀。

4储层非均质性对驱油效果的影响

研究发现, 储层的非均质性是受渗透率的变异来决定的, 并且其在很大程度上影响着水驱和化学驱的效果。在相同的注入条件下, 非均质性越严重的储层, 其ASP油驱比水驱的采收率小, 但是绝对均匀的油藏的采收率却比较高。并且, 在渗透率不同的条件下, ASP驱的油藏采收率变化不同, 第一阶段随着注入量的增加而快速上升, 到达一定的节点后上升速度逐渐缓慢, 在经历一个节点后反而出现下降现象。由此可见, 储层越均匀, 越适合ASP物驱, 此时开采过程中需要的聚合物也比较少, 渗透率越小在相同的注入压力下, 化学驱替液进入到给小层中的量就越趋于接近, 可以实现高效的流速控制, 这样一来驱油的效果就越能接近均质的储层。其次, 三元复合驱油体系中的粘度也很重要, 它对于驱油的效果影响极大。适当提升体系粘度, 并非是大通道, 尽管会存在一定的渗透差, 但是仍然可以实现有效的驱油流速控制, 实现高效的驱油效果。当然, 对于非均质非常严重的储层, 其存在的高渗透层成为了比较大的通道, 尽管刻意提升体系粘度, 但是也不能够达到理想的流速控制, 难以实现较好的驱油效果, 导致采收率达不到预期指标。

同样, 不同的储层韵律对于驱油效果的影响也不容忽视, 正韵律的水驱采收率为最低指标。反韵律的油层与正韵律恰好相反。正韵律的驱油效果比较明显, 复合韵律次之, 究其原因可以发现, 正韵律储层渗透率高, 使用水驱难以波及油层上部的低渗透层, 不能充分的采取饱和度较高的剩余油藏, 而油驱能够以其较高的粘度和界面张力实现比水驱更高的采收率。

5结论

综上所述, 在子长油田的长2油层组中, 其砂体的展布受沉积相的控制。而在平面上, 顺物源方向储层非均质性较弱, 垂直物源方向非均质性较强。并且其主要的砂层渗透率为正韵律和复合韵律, 很难进行高效的注水开发, 适宜采取三元复合的ASP驱油方式进行采收。但是, 伴随着注水开采的进行, 子长油田的余家坪区长2油层间的矛盾会加剧。因此, 在实际的采收过程中, 应该保持合理的注采比, 适当转换驱油方式, 防止过早水淹水窜, 有效的提高剩余油藏的采收率。

参考文献

[1]李德勇, 戴祉平.沙埝油田沙23断块阜三1亚段油层非均质性评价[J].石油天然气学报, 2009 (3) :36-41, 12.

郭旗西区储层层内非均质性特征研究 第5篇

郭旗西区主力油层为长6, 为三角洲前缘亚相和三角洲平原亚相的沉积物, 主要沉积微相分为河漫沼泽、分流河道和水下分流河道等, 这些沉积微相所形成的砂岩组合在垂向上规律分布, 形成多韵律的三角洲复合体。通过对本区块资料齐全的50口井长6油层砂层韵律特征的统计分析, 发现长6各油层亚组的主要砂岩体的韵律特征与沉积微相是符合的, 分述如下:

长61:共统计分析了79个韵律层, 单韵律层的厚度一般2~4m, 这些韵律层叠加, 形成厚层块状砂层。79个韵律层中, 正韵律有58层, 反韵律21层, 反映出沉积物以分流河道沉积为主, 间有反韵律的河口砂坝沉积。其组合方式包含正韵律分布的连续叠加和正反韵律的不断交替 (延49、延29井) , 这些特征表示随着河流和湖泊的相互影响, 分流平原的沉积作用有进有退, 形成正、反韵律砂层的叠置。

长62:统计了35个韵律层, 正韵律25层, 反韵律10层, 韵律层的复合叠加方式既有正、反相间复合叠加为一个块状砂层, 也有以反韵律方式结合为主, 上部为正韵律的复合砂层构造, 即典型的三角洲沉积地层层序, 如延51井、延58井、延38井。

长63:统计分析了30个韵律层, 正韵律层18个, 反韵律层12个, 韵律层的组合方式与长62相似, 以正、反韵律层的相互叠加为主, 部分井长63上部以正韵律层组合为主 (水下分流河道砂体) , 比较典型的井层有延38、延49、延51井等。

总之, 长6油层组三个油层亚组的主力含油砂岩层几乎全部都是多韵律复合叠加共同效应下形成的较厚砂层层, 层内非均质性表现突出。

二、层内非均质定量表征

主要通过渗透率的各向异性研究层内非均质程度, 通常采用渗透率变异系数Vk、渗透率突进系数Tk进行定量表征。

1. 渗透率变异系数

渗透率变异系数 (Vk) 是用于度量统计的若干数值相对于平均值的变化程度或分散程度, 其值愈大, 非均质程度俞强。用式 (1-1) 求解:

式中:Vk渗透率变异系数;

Ki层内各样品的渗透率值, i=1, 2, 3, , n;

n层内样品总个数。

用这种方法计算的渗透率变异系数划分储层非均质性的标准见表1-1。

2. 突进系数

渗透率突进系数 (Tk) 用于表示砂层样本中最大渗透率与平均渗透率的商, 其计算公式为式 (1-2) :

式中:Tk渗透率突进系数;

Kmax层内最大渗透率。

当Tk<2时为均匀型;当Tk为2或3时为较均匀型;当Tk>3时为不均匀型。

根据郭旗西区长6油藏的层内渗透率平均值、变异系数和突进系数、渗透率级差的相关分析 (表1-2) , 并参照砂岩储层非均质程度划分标准, 得出如下结论:

从层内渗透率非均质参数可以看出层内非均质性的强弱。整体来看, 各小层的变异系数分布在0.7-0.8之间, 突进系数分布在8.0-16.0之间, 属强非均质。

结论

根据以上对砂层韵律特征, 非均质性定量表征以及夹层的分析, 可以判断, 郭旗西区长6油藏的层内非均质性强。

参考文献

[1]胡望水, 黄兰, 熊平.濮城油田沙一段的储层非均质性研究[J].四川地质学报.2010 (01) .

[2]夏进军, 汪盈盈.小洼油田洼38块东三段储层非均质性研究[J].江汉石油职工大学学报.2010 (02) .

[3]徐德英, 胡望水, 熊平, 吕新华, 张振顺.濮城油田沙一段储层非均质性模型研究[J].石油天然气学报.2010 (01) .

辫状河沉积相储层非均质性研究 第6篇

关键词：辫状河沉积相,储层非均质性,剩余油

引言

储层非均质性研究是油藏精细描述中的重要内容, 在我国大部分油气田都已进入开发中后期, 剩余油挖掘难度越来越大的形势下, 该项研究显得更加重要, 尤其在辫状河这样复杂多变的沉积相的情况下。人们对储层非均质性的研究进展迅速, 并取得了相应的成果。研究的内容与领域也不断加深、扩大, 研究方法和技术不断发展、成熟, 并且经历了从单一到综合、从粗略到精细、从定性到定量的过程。文章通过大量文献资料, 总结了不同辫状河沉积相下其非均质性特点, 并对其发展趋势进行了展望。该研究对于剩余油的挖潜及新探区的预测有重要意义。

1辫状河沉积相及沉积层序

1.1辫状河沉积相

辫状河沉积物主要以砂质为主, 河道与沙坝沉积分异明显。河道砂体一般呈席状或楔形, 泛滥平原不太发育。流量稳定、地形坡降比较大的辫状河在河流的中下游常形成较为发育的辫状河泛滥平原和大型复合辫状沙坝 (Cant, 1982) , 这种复合辫状沙坝又称沙坪 (Cant和Walker, 1978) 。

根据地貌分区可将辫状河流沉积相划分为河道底部亚相、河道沙坝亚相和泛滥平原亚相, 其中河道底部亚相和河道沙坝亚相是砂质辫状河沉积的主体部分。砂砾岩含量高和岩性较粗是辫状河沉积的特点, 而且在大多数的情况下, 有较少的细粒越岸沉积物;沉积砂体大多都呈宽阔的席状, 而且会有更多的板状交错层理, 还有不规则的粒度变化。

1.2辫状河沉积层序

前人对辫状河进行了大量的研究, 总结出了六类辫状河沉积层序, 分别为特罗海姆型、斯科特型、邓哲科型、南萨斯喀彻温型、普拉特型和比兆科里克型, 其中特罗海姆型、斯科特型和邓哲科型属于砾质辫状河流, 南萨斯喀彻温型、普拉特型和比兆科里克型属于砂质辫状河流。国内学者对辫状河沉积层序进行了深入研究 (张金亮等, 1996;郭齐军等, 1997;等) 。此处以苏里格地区为例, 此地区的沉积序列为河道序列, 河道底部的冲刷面发育, 序列内部的次级冲刷面也较发育[1]。

2储层非均质性

沉积环境、成岩作用和构造作用会对储层有各种各样的影响, 主要表现在岩性、物性、产状和内部属性等方面, 这些方面都有极不均匀的变化和显著的差异, 这种不均匀性称为非均质性。储集层的非均质程度会直接影响到油层的产能、注水效果和石油的最终采收率, 由此可知, 储层研究的核心内容为储层非均质性, 我们研究储层的非均质性就是为了了解流体在储集层中的运动规律, 并合理的划分开发层系, 选择合适的注采系统, 预测产能和生产动态。

2.1储层非均质性的分类

储层非均质性有许多种分类方案如表1。

2.2储层非均质性研究方法

油气田勘探开发面临的地质问题愈见复杂, 储层非均质性的研究方法也越来越丰富多样, 主要有高分辨率层序地层学、储层流动单元、非均质综合指数法、储层随机建模和洛伦兹曲线法[2]。对不同的地质条件有不同的方法适用, 可以全面的、准确的得出储层非均质性, 为油田后期开发指引方向。

3应用实例

(1) 以胜利油区孤岛和孤东馆陶组上段的储层为例。其第三系馆陶组属于辫状河沉积。其辫状河道沙坝厚为10m左右, 可以进一步分为4个左右垂积体, 每个垂基体之间都会存在极薄的不稳定隔层。垂向上粒度变化略显正韵律, 渗透率的单层突进系数、变异系数、渗透率孔隙度级差较小。孔隙度垂向变化也较小, 变异系数较小[3]。 (2) 以准噶尔盆地某井某段辫状河三角洲分流河道砂体的非均质系数结果, 该井3944-3949m井段是一次完整的洪泛沉积, 底部是大量的炭屑-粗砂混杂堆积, 顶部为块状粗砂岩沉积, 得出非均质系数在底部平均值为0.56, 为强非均质, 上部为0.16, 是相对均匀分布, 非均质性一般[4]。

4储层非均质性与剩余油的关系

平面水驱油效率和波及体积会受到各种方面的影响, 其中包括储层砂体平面展布的特征和砂体的几何形体、厚度的变化及连续性还有物性的差异。然而一个单砂体规模内垂向上的储层的特征变化会直接控制和影响单砂层内注入水波及体积, 这就会造成垂向的剩余油分布不均一。渗透率低的部位常常存有较多的剩余油, 并且对于正韵律储层而言, 其底部渗透率高, 故水洗程度高, 首先水淹, 而中上部低渗区就会保留较多的剩余油。反韵律模式通常水驱效果比较好, 所以剩余油不富集[5]。

5研究趋势

目前挖潜老区块的剩余油、提高采收率和开辟勘探新区域为目的的储层非均质性研究是研究的重点, 辫状河沉积相的类型多样复杂, 需由单个学科向多个学科发展, 紧密围绕油气田勘探开发的需要综合地质、测井等各种技术手段共同协同合作, 为储层非均质性及剩余油的研究注入新的活力。

参考文献

[1]何顺利, 兰朝利, 门成全.苏里格气田储层的新型辫状河沉积模式[J].石油学报, 2005, 26 (6) :25-29.

[2]许宏龙, 刘建, 龚刘凭, 等.储层非均质性研究方法综述[J].中外能源, 2015, 20 (8) :41-45.

[3]吴朝东, 刘建民, 王军, 等.河流沉积单元分析与储层宏观非均质性[J].地质科学, 2003, 38 (1) :60-73.

[4]李潮流, 周灿灿.碎屑岩储集层层内非均质性测井定量评价方法[J].石油勘探与开发, 2008, 35 (5) :595-599.

非均质性理论 第7篇

关键词：非均质性,长6储层,劳山开发区,鄂尔多斯盆地

储层非均质性研究是油藏描述及储层表征的核心内容, 是影响油田开发的重要因素[1,2,3]。劳山开发区地处鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部, 区域构造为一平缓的西倾单斜, 区内三叠系延长组长6储层为三角洲前缘亚相沉积[4,5]。根据沉积旋回和沉积韵律, 长6段从上到下共分为长61、长62、长63、长64四个小层, 目前主要研究层段为长61和长62。由于区内构造平缓, 油藏的分布主要受沉积相、岩性控制, 随着开发进入到中后期, 单井产能低和注水效果差等问题逐渐突出。只有对储层的非均质性进行深入的研究, 才能调解由此造成的矛盾, 进而提高劳山开发区的最终采收率。

1 层内非均质性

储层层内非均质性是指单一储层内部的差异性, 它是控制和影响单砂体垂向上注入水的波及体积和层内剩余油分布的关键因素[6]。

1.1 垂向粒度分布的韵律性

砂层的韵律性对储层渗透率在垂向上的变化具有很大的影响, 在成岩作用较弱的地区, 垂向上粒度的韵律性往往直接决定渗透率的韵律性[7]。常见的韵律有正韵律、反韵律、复合韵律等, 国内外大量室内实验和注水开发实践表明, 正韵律储层和反韵律储层的注水效果差别非常大, 后者的水驱采收率比前者大10%-20%[8]。通过岩心观察及测井曲线特征的研究, 可以看出本区长6段储层韵律性较为明显, 其中正韵律和复合韵律最为常见 (图1) 。三

1.2 夹层的厚度、频率、密度

层内夹层是指单砂体内的非渗透层, 通常包括泥质夹层、钙质夹层两类。通过对本区的岩心资料及测井解释进行分析, 统计出长61、长62层内夹层的层数、厚度、频率及密度, 以此来定量描述研究区层内夹层的分布特征 (表1) 。

统计结果表明, 本区长61和长62两个油层组的夹层数、夹层厚度、夹层频率、夹层密度均非常接近, 在一定意义表明沉积环境是近似的。

2 层间非均质性

层间非均质性为纵向上多个油层之间的差异性[9]。层间非均质性是储层研究的重要内容, 通常用分层系数、砂岩密度、隔层厚度及分布、渗透率非均质性等来表征层间非均质性。

2.1 分层系数与砂岩密度

分层系数是指一定层段内砂层的层数, 常用平均单井钻遇率表示[10,11]。砂岩密度是指纵向上砂层厚度与地层厚度的比值, 即砂地比。根据劳山开发区88口井的测井资料统计结果表明 (表2) , 本区长61、长62砂层组的分层系数均较大, 说明层内非均质性较强;砂岩密度在30%~50%范围内, 为局部连通的带状分布砂体。

2.2 隔层厚度及分布特征

隔层是指分隔垂向上不同砂体的非渗透层, 可以作为开发层系划分的依据和注水开发中良好的分隔层[12]。根据岩心观察和测井解释, 本区长61、长62小层层间隔层的数量较多, 厚度较大 (表3) , 反映出研究区长6段储层具有较强的层间非均质性。

2.3 层间渗透率非均质性

通过对本区层间渗透率变异系数、突进系数、级差的统计分析 (表4) , 可看出, 区内长61、长62储层内单砂层非均质性均比较强。相比较而言长62储层物性比长61好, 但其层间非均质性也较强。

3 平面非均质性

砂体在平面上的几何形态、展布、连通情况以及物性变化等所引起的差异性称为平面非均质性。平面非均质性对井网布置、注入水的平面波及效率和剩余油的平面分布有很大的影响[13,14]。

3.1 砂体几何形态及平面展布

砂体的几何形态及平面展布主要受控于沉积相。本区长61、长62段水下分流河道砂体在顺物源方向上呈条带状分布, 且砂体连通性较好。河道砂体沉积时, 由于河道的侧向迁移, 使砂体在平面上相变快, 垂直于物源方向上砂体连通性较差。在横剖面上, 河道砂体通常表现为上平下凸的透镜状, 由于河道砂体的冲蚀及相互叠置, 往往形成厚度较大的砂体。

3.2 储层物性的平面变化

储层物性的平面变化主要是受沉积微相和砂体展布的影响。以长61段砂岩渗透率平面分布为例 (图2) , 渗透率的分布基本上与主河道微相吻合, 呈条带状, 顺物源方向上, 物性变化较慢;垂直于物源方向来看, 渗透率高值从主河道向两边减小, 物性变化较快。

4 结论

(1) 劳山开发区长6段储层内形成有正韵律、反韵律、复合韵律等韵律类型, 层内主要含泥质夹层, 其分布广泛, 使得砂体在空间上的连通性变差, 非均质性变强。

(2) 根据岩心观察以及测井解释的统计分析, 长61与长62砂岩组分层系数较大, 隔层的数量多、厚度大, 渗透率变异系数、突进系数、级差的值较大, 说明本区长6段储层具有较强的层间非均质性。