滩坝相低渗透油藏储层非均质性与剩余油分布

综合运用岩心分析、测井、生产测试等静态和动态资料，从多层次、多角度逐级揭示了平方王油田沙四中滩坝沉积特点。从层内非均质、层间非均质、平面非均质这三类储层的宏观非均质性入手，探讨了滩坝相低渗透油藏储层宏观非均质性的地质特征及其对水驱油开发和剩余油形成、分布的控制作用。研究表明，层间非均质和层内非均质主要控制了油层的水淹层厚度及垂向的剩余油分布；平面非均质和层内非均质主要控制了油层的水淹面积和平面剩余油分布。     

乐安油田草4块沙四段储层沉积特征与非均质性研究

储层沉积特征和非均质性已成为制约边际稠油油藏开发生产的瓶颈。利用地震、钻井、测井、岩心资料，对乐安油田草4块沙四段储层的沉积特征与非均质性及其对稠油开发的影响进行了研究。结果表明，研究区草4块沙四段发育两个三级层序，其岩石矿物学特征不同，沉积特征明显不同，含油性也不同;沙四上亚段为滨浅湖滩坝相沉积，而沙四下亚段为近岸水下扇沉积，其控制着95%的储量。储层渗透率变异系数为0.61～1.43，突进系数为2.21～5.41，渗透率级差大，层内、层间非均质性强，平面上非均质性相对较弱。综合评价出了有利的开发层段，其中沙四段4砂层组的3，4小层为有利开发层段，油层分布稳定，连通性好，可采用小井距强化注水面积井网或蒸汽吞吐热采开发，并采取适当的防砂措施。     

鄂尔多斯盆地合水地区长8油层组非均质性研究

 从层间非均质性、层内非均质性和平面非均质性3方面对鄂尔多斯合水地区长8油层组非均质性进行了研究。研究区长81油层组和长82油层组砂体频率和砂体密度相近,层间渗透率非均质性较弱,层间隔层厚度变化较大,整体上长8油层组层间非均质性较弱;研究区长81、长82夹层发育,存在多段高渗层,层内渗透率的变异系数、突进系数和级差都较大,两油层段的层内非均质性均较强;研究区长81、长82流动单元分布受沉积微相的影响明显,差、中流动单元分布较多,好流动单元分布较少。     

河道砂体储层非均质性及其对剩余油分布的影响

储层非均质性对油气田的勘探和开发效果影响较大。结合测井资料及孔隙度、渗透率、二次解释的隔夹层等资料,从平面、层内、层间三个方面,对萨北开发区北三东西块萨尔图油层组SII10~SII16小层的非均质性进行定量研究。结果表明:小层平面上砂体和物性分布的非均质性,使河道侧翼和相互切叠处可能存在剩余油;层内渗透率变异系数、突进系数、级差达到一定数值时,非均质性较强,剩余油可能存在,且层内夹层发育较多的部位剩余油富集;层间非渗透性隔层及非均质系数大,均会导致剩余油大量分布。该研究为萨北开发区北三东西块油层开采提供了借鉴。     

辫状河三角洲前缘厚油层细分——以新街油田台7断块为例

针对新街油田台7断块泰一段二砂层组厚油层内非均质性严重、产能不均匀等问题,对其进行了精细的地质研究.综合利用岩心、测井资料,结合沉积微相分布,对比厚油层的砂体剖面和岩电特征,认为厚油层内主要为泥质夹层和物性夹层,建立了夹层的电性、物性识别标准,以夹层空间分布面积为标准找到1个稳定夹层,依据该稳定夹层将厚油层进一步细分为2个单层,将厚油层的非均质性降低到一个相对均质的单元,并总结了辫状河三角洲前缘水下分流河道砂体细分对比模式和规律.     

临盘油田临二断块馆陶组储层非均质性研究

对临二断块馆三段储层特性进行了分析，研究表明：平面上该河道砂体厚度横向变化具有明显的方向性，孔隙度与渗透率的分布相对均质，其分布受沉积微相控制;垂向上，孔隙度高且变化较小，变异系数也较小，渗透率略呈正韵律，渗透率单层突进系数、变异系数、渗透率级差相对较小。心滩坝与河道充填储层非均质性属中等，是油田开发最有利的油层；河道边缘储层非均质性较强，是油田开发中较差的油层。河流相相变快是造成平面非均质性的重要因素;不同沉积方式决定了不同微相的层内非均质性；不同时期发育的河道砂体在较短距离内相互叠置，是造成层间非均质性的主要原因。     

滩坝相低渗透油藏储层非均质性与剩余油分布

综合运用岩心分析、测井、生产测试等静态和动态资料,从多层次、多角度逐级揭示了平方王油田沙四中滩坝沉积特点。从层内非均质、层间非均质、平面非均质这三类储层的宏观非均质性入手,探讨了滩坝相低渗透油藏储层层宏观非均质性的地质特征及其对水驱油开发和剩余油形成、分布的控制作用。研究表明,层间非均质和层内非均质主要控制了油层的水淹层厚度及垂向的剩余油分布;平面非均质和层内非均质主要控制了油层的水淹面积和平面剩     

乐安油田草4块沙四段储层沉积特征与非均质性研究

储层沉积特征和非均质性已成为制约边际稠油油藏开发生产的瓶颈.利用地震、钻井、测井、岩心资料,对乐安油田草4块沙四段储层的沉积特征与非均质性及其对稠油开发的影响进行了研究.结果表明,研究区草4块沙四段发育两个三级层序,其岩石矿物学特征不同,沉积特征明显不同,含油性也不同;沙四上亚段为滨浅湖滩坝相沉积,而沙四下亚段为近岸水下扇沉积,其控制着95%的储量.储层渗透率变异系数为0.61～1.43,突进系数为2.21～5.41,渗透率级差大,层内、层问非均质性强,平面上非均质性相对较弱.综合评价出了有利的开发层段,其中沙四段4砂层组的3,4小层为有利开发层段,油层分布稳定,连通性好,可采用小井距强化注水面积井网或蒸汽吞吐热采开发,并采取适当的防砂措施.     

阵列感应侵入因子法与声波-电阻率交会图相结合识别镇北地区延安组低阻油层

针对鄂尔多斯盆地镇北地区延安组非均质性强、电阻率低、油水层识别难度大的特点,利用阵列感应测井(MIT)侵入因子法与声波-电阻率交会图相结合的解释方法,建立了镇北地区延安组低阻油层解释参数限定值,实现该解释层段低阻油层的准确识别,通过与多口井试油数据对比,验证了该识别方法的有效性。     

孤东油田上第三系馆陶组上段储层非均质模式研究

从岩性、物性、孔隙结构、砂体展布等方面。详细讨论了孤东油田上第三系馆陶组不同沉积微相的非均质性，并结合油田开发特征，建立了辫状河心滩、曲流河边滩、河道充填及河道边缘４类主要储层的非均质模式，其中心滩、边滩砂体属中等非均质性储层，是油田开发最有利的油层；河道充填砂体属中偏强非均质性储层，是油田开发较有利的油层；河道边缘砂体则属较强的非均质性储层，属较差油层。     

精细油藏数值模拟中非均质性的表征技术

油藏描述技术 ,特别是储层非均质性定量描述技术的快速发展给油藏数值模拟研究中非均质性的合理表征带来了相当大的挑战 .介绍了包括垂向上细分层策略、细化相渗类型及辅助技术 ,单网格的非均质性界定和渗流规律研究及单网格层次体现流体物性的非均质性等储层非均质定量描述的数值模拟表征技术 ,其目的在于缩小油藏数值模拟模型的非均质性表征尺度 ,保证油藏地质模型与油藏数值模型的准确对接 ,提高预测精度和指导生产的效能     

沈84块沙三下(S_3~4)层段储层特征与评价

以取心井的岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、物性、毛管压力曲线等分析资料为基础 ,结合储层物性测井参数解释结果 ,对辽河油田沈 84块沙三下 ( S4 3 )层段储层从岩性组成、成岩作用、物性特征、孔隙类型及孔隙结构、非均质性等方面进行了综合评价 ,认为该储层为一套中 -高孔、中渗储层 ,其物性主要受沉积微相及成岩作用等因素影响 ,具较强的层内、层间和平面非均质性 .综合储层的岩性、物性、成岩后生作用和孔隙结构等特征 ,对沈 84块沙三下层段储层进行了分类 ,将其划分为 I(好 ) ,II(中等 ) ,III(差 ) ,IV(极差 )四大类 ,区内主要发育 II,III类储层 .     

物性结构差对9点井网排状加密前后影响研究

通过大尺度岩芯实验，测试了从均质到多层非均质岩芯九点井网到排状加密下物性结构差导致的压力结构差时变曲线，结合岩芯三维空间含油饱和度时变检测结果，详细研究了受物性结构差和压力结构差双重影响下的水驱动用变化规律和特点及流场演变和剩余油分布变化特征。结果表明，从大段均质到层间非均质，高渗透层压力变化缓和、压降较小，低渗透层压力降幅较大，层间压差达到3 MPa，高渗透层和低渗透层水驱控制程度相差14%，而从层间非均质到层内非均质模型，各层井间非均质性导致主流线绕流多变，水驱前缘难以规整有效推进，非均质程度越严重的层位，水驱动用程度越低，压力降幅相对越大；在井网加密调整后，排状注水驱替使得水驱前缘相对平行推进，显著改善井间压力和非均质性产生的平面矛盾，纵向上层间压差逐渐消失，层间矛盾得以缓解，两类非均质模型水驱动用程度提高30%左右，但对于非均质程度较强的储层，大范围低渗带的存在依然是剩余油主要富集区域。     

红山嘴油田红003区白垩系清水河组一段非均质性研究

为明确红山嘴油田红003区白垩系清水河组一段剩余油的分布,在储层沉积微相研究的基础上,综合运用岩心观察,薄片分析,压汞测试,测井资料,对该区的宏观非均质性从层内、层间和平面3个方面进行了系统研究。该区属于潮湿气候条件下的冲积扇扇中沉积,可进一步划分为辫状河道、砂坝和溢流沉积。砂层组具有冲积扇洪水期与枯水期交替沉积的特点,各砂层层内渗透率呈复合韵律,层内夹层多,层间非均质性较强;平面上,砂体自西北向东南呈条带状分布,沿物源方向,砂体连通性和物性较好,垂直物源方向的砂体连通性和物性则较差,而横向砂坝的发育和边部砂坝的欠发育,使得砂体厚度向东西方向减薄,具有薄-厚-薄变化特征,平面非均质性强。同时,鉴于纵向上较强的非均质性,给出了采取细分开采,分层注水,以降低层间干扰的建议。     

单井分层配汽工程设计

针对非均质性稠油油藏 ,建立了二层地质模型。利用该模型研究了单井分层配汽问题。对管流、嘴流、渗流的协调计算及蒸汽流过节流喷嘴的临界流动特性进行了研究。结果表明 ,采用分层配汽工艺可得到合理的注汽剖面 ,实现了单井分层配汽 ,节约了作业费用。对配汽量、注汽速率及喷嘴结构的选择等问题进行了分析 ,并在现场进行了实际应用 ,效果较好。     

水平井各向异性地层双感应测井响应数值模拟

地层电阻率是影响油气评价的重要参数,水平井中常利用感应测井确定地层电阻率,由于水平井与直井测量环境有较大差异,响应方式势必与直井不同。基于三维数值模式匹配法模拟了水平井各向异性地层双感应的测井响应,分析了地层各向异性系数、围岩层厚、地层界面距离、泥浆侵入、不同地层对比度以及围岩和各向异性对各双感应测井响应的影响。模拟结果表明:目的层高阻时,水平井中双感应受围岩影响较大,低阻时受围岩影响较小;当目的层较薄时,围岩影响要大于各向异性影响;水平井中双感应幅度差主要受围岩影响,各向异性较小时,其幅度差可忽略。     

中江沙溪庙组致密砂岩气藏气水分布及主控因素

为明确中江沙溪庙组深源浅聚型致密砂岩气藏气水分布规律及主控因素，应用岩芯分析、测井、试气、生产、核磁共振和地层水化学分析等资料，对地层水的微观赋存状态、宏观分布规律及主控因素进行了研究。结果表明，中江沙溪庙组地层水矿化度为III$\sim$V类CaCl$_2$型地层水，地层水以束缚水和毛细管水的形式赋存于储层中，宏观上气水分布受断砂配置、局部构造和河道内部非均质性控制。断层既是天然气充注的基础，又是散失的通道，控制着气、水的宏观分布特征；近断层处天然气易散失，以气水同层为主。河道内部非均质性和局部构造共同控制气、水的局部分布特征，其中，河道内部发育的岩性（物性）封堵能阻止天然气向高部位断层处的运移和散失，并使得气水呈“香肠式”分布，构造低部位也可见气层发育。无岩性封堵河道气水呈“上气下水”分布模式，局部构造高部位为气层，构造相对低部位为水层或气水同层。     

尕斯库勒E_3~1油藏I1小层砂层厚度分布特征分析

砂层厚度对储层的发育程度影响很大。本文以尕斯库勒E3油藏I1小层为例,对砂层厚度分布特征进行分析,得1出该小层的非均质特征和剩余油分布特征。以Sufer软件对尕斯库勒E3油藏I1小层的砂层厚度特征进行分析,对空间分1布结构进行研究,展布并绘制其分布图。     

用生产井信息确定储层非均质性

储层非均质性是油气田地质和开发工程中经常需要解决的问题,因为它在某种程度上决定了油气田内各井的油气产能。根据美国一些开发多年的油气田产量等生产数据（如累积产量、年度产量和月度产量等）,利用数理统计方法结合地质分析提出了月度产量变异系数、年度产量变异系数和累积产量变异系数等特征参数,这些参数能有效地反映储层层内和平面非均质特征,对于高含水期的老油气田油藏地质模型研究很有帮助。