《非均质集合体》_优秀范文十篇
范文一：非均质标准5．渗透率非均质程度渗透率的非均质程度可用下列参数表征。（1）渗透率变异系数Vk：Vk??(Ki?1ni?)2（2-1） K式中：Vk —渗透率变异系数；Ki —层内某样品的渗透率值，i=1，2，3，…，n；K—层内所有样品渗透率的平均值；n—层内样品个数。一般当Vk＜0.5时为均匀型；当0.5＜Vk＜0.7时为较均匀，当Vk＞0.7时为不均匀型。（2）渗透率突进系数Tk：表示砂层中最大渗透率与砂层平均渗透率的比值。Tk?KmaxK （2-2）式中：Tk—渗透率突进系数；Kmax—层内最大渗透率。一般当Tk＜2为均匀型，当2≤Tk≤3时为较均匀型，当Tk＞3时为不均匀型。（3）渗透率级差Jk：为砂层中最大渗透率与最小渗透率的比值。Jk?KmaxKmin （2-3） 式中：Jk —渗透率级差；Kmin—最小渗透率值；渗透率级差越大，反映渗透率的非均质性越强，反之非均质性越弱。（4） 渗透率均质系数Kp：Kp?KKmax （2-4）显然Kp值小于1，Kp越接近1，均质性越好。一般来说，Vk、Tk、Jk越大，储层非均质性越强，反之，则越弱。国内碎屑岩储层非均质性划分标准主要是采用中国石油天然气总公司颁布的标准（表2-1）。表2-1 储层非均质性划分标准（杨俊杰，2002）
范文二：非均质系数 1、a.层间渗透率级差：指统计层段内油层最大渗透率与最小渗透率的比值。其值越大，非均质性越强，相反则弱。 b.平面渗透率级差：指油层井点最大渗透率与最小渗透率的比值。其值越大，平面非均质性越强，相反则弱。 c.层内渗透率级差：指层内岩样最大渗透率与岩样最小渗透率的比值。其值越小越均质。2、a.层间变异系数：变异系数亦称渗透性变化系数，是指统计层段内各油层渗透率的均方差与平均渗透率之比。公式为一楼所列 V值越接近于1，非均质性越强，相反则弱。一般来说，V0.7为不均匀型。 b.平面渗透率变异系数：是指油层井点渗透率的均方差与平均渗透率之比。其值越接近1，平面非均质性越强，相反则弱。 c.层内变异系数：是指层内岩样渗透率的均方差与各岩样平均渗透率的比值。其值愈小均质程度愈高。3、a.单层突进系数：指统计层段内最高油层渗透率与各油层平均渗透率的比值。其值越大，层间非均质性越强。一般认为其值小于2为均匀型，2~3为较均匀型，大于3为不均匀型。 b.平面突进系数：指油层井点最高渗透率与井点平均渗透率的比值。其值越大，平面，非均质性越强，其值越接近1，平面均质性越好。 c.层内突进系数：指层内岩样最大渗透率与岩样平均渗透率的比值。其值越小越均质。突进系数单层突进系数=小层（或层段）的最大采油（或注水）强度/全井平均采油（或注水）强度；这种表示方法可以衡量某时刻间矛盾的调整水平。或单层突进系数=小层（或层段）的单位厚度的累计采油（或注水）量/全井平均单位厚度累计采油（或注水）量；这种表示方法表示在某一时间各层开采效果的差别。变异系数及其应用条件：（1）变异系数是相对数形式表示的变异指标。它是通过变异指标中的全距、平均差或标准差与平均数对比得到的。常用的是标准差系数。 （2）变异系数的应用条件是：当所对比的两个数列的水平高低不同时，就不能采用全距、平均差或标准差百行对比分析，因为它们都是绝对指标，其数值的大小不仅受各单位标志值差异程度的影响；为了对比分析不同水平的变量数列之间标志值的变异程度，就必须消除水平高低的影响，这时就要计算变异系数。渗透率变异系数：在对数坐标纸上绘出岩芯渗透率大小序列与对应的样品累计百分数曲线，其中k上划线为平均渗透率（50%处的k），kσ为占累计样品数84.1%处的渗透率，则渗透率变异系数Vk为：Vk=（平均渗透率-kσ）/ 平均渗透率。它反映层内渗透率非均质程度，表示围绕渗透率集中趋势的离散程度。渗透率突进系数：层内最大渗透率与平均渗透率的比值，也称作非均质系数。渗透率级差：研究储层层内渗透率非均质程度的指标之一，即层内最大渗透率与最小渗透率的比值。
范文三：储层非均质性一、综述本课题国内外研究动态，说明选题的依据和意义1 国内外研究动态储层非均质性是指油气储层在沉积成岩以及后期构造作用的综合影响下，储层的空间分布和各项属性的不均匀变化。储层非均质性主要从储层沉积相岩相分析，储层非均质综合分析储层微观特征分析储层地质建模和试验大方面来分析研究。储层非均质性的研究主要包括以下几方面：(1) 储层沉积相岩相分析(2) 储层非均质参数法 (3) 储层微观特征分析 (4) 储层地质建模储层非均质性的研究开始于20世纪70~ 80年代，国际上、1991年分别召开了3届储层表征技术讨论会， 从而掀起了储层研究的热潮。国内外的储层非均质性研究已形成了许多比较成熟的理论和技术，其研究内容与领域在不断加深，同时，有关储层非均质性的研究技术和方法也在不断地向定量化、精细化的方向发展。世界上各大石油公司和科研院所不惜重金开展露头精细解剖，力图建立各类储层的原型模型，积累地质知识库，这已成为当前这一研究领域的最新热点，最为成功的国外项目当属BP进行的Gypsy剖面研究。在微观储层非均质性研究方面，地质统计学变差函数理论及分形几何学等理论已展示出广阔的应用前景，并为随机建摸等模拟技术的发展奠定了理论基础。我国油田以陆相碎屑岩储层为主，地质情况复杂非均质性极强，原油性质差异大，油藏最终采收率低，因此，加强储层非均质性研究对于我国油气田开发有非常重要的意义。2 选题的依据和意义储层非均质性研究是油藏描述中最核心的内容。在油田开发中后期, 储层中的剩余油高度分散, 挖潜难度越来越大。储层的不同层次不同规模的非均质性是造成剩余油高度分散的主要地质因素, 因此, 必须深入研究储层各层次的非均质问题, 更加精细地进行储层描述和预测, 这是深度开发油田, 高采收率的基础和关键。随着油气田开采形势的日益严峻，须对老区块进行工艺调整、挖潜剩余油、提高采收率，并不断寻找新的靶区。已有的储层非均质性研究均为对现今储层内部结构的研究，对老油区开发阶段的工艺调整、注水挖潜起到决定性的指导作用，但对于预测新的有利靶区则收效甚微，因为油气藏形成是个历史过程，现今的储层由于经历了一系列成岩、构造等作用的改造，与油气藏形成时的原始面貌相差甚远，已形成的油气聚集区可能由于后期储层的变化而变得更加隐蔽，因此，研究储层在油气藏形成时期的原始面貌、受成岩和构造等因素影响的变化，直至现今状态这一过程，不失为寻找可能有利靶区的一种可行办法，这将会是储层非均质性研究的一个新的尝试。二、研究的基本内容，拟解决的主要问题1 研究的基本内容(1) 储层非均质性的研究意义；(2) 储层非均质性的研究思路与方法；(3) 储层非均质性研究的内容；(4) 储层非均质性分布特征及其对开发效果的影响。2 拟解决的主要问题(1) 提高测井资料的精度，设计新的测井方法或新的测井解释方法，使测井的结果更准确地反映储层的信息，得到地层某点储层非均质性信息，再定量化得到的储层非均质性信息，测井等方法得到的储层非均质性信息比较多，需要综合考虑各种信息得到一个综合的定量的指标来反应储层非均质性。(2) 井间插值方法研究测井得到的信息只是地层某一点的，如何反映储层性质在空间的变化，就需要确定没有井的位置处储层非均质性信息。(3) 储层非均质性的实质的研究，研究储层微观孔隙的特征，认清非均质性形成的实质，从而来预测储层的非均质性，为油田的勘探开发服务。三、研究步骤、方法及措施1 研究步骤(1) 查阅相关书籍和资料，对储层非均质性进行初步的了解。(2) 掌握储层非均质性的研究思路与方法。(3) 能结合油田生产资料，进行储层非均质性研究。(4) 分析储层非均质性对油气开发的影响。2 方法及措施(1) 储层露头研究露头储层研究具有直观性、完整性、精确性和可检验性等优点。露头研究的总体思路是在野外实测和室内测试所得大量资料的基础上进行沉积学分析、成岩分析、物性分析, 获得储层原型模型, 积累地质知识库, 建立储层地质模型, 以达到预测地下储层的目的。(2) 沉积体系分析法沉积体系分析法的有关理论和方法最早起源于美国学者对海湾盆地的研究。其从本质上讲属成因地层学, 即在认识沉积环境和其他同沉积地质背景的基础上, 解释大型沉积体的相互关系。这一分析方法的基础是Walther 相律和相模式概念在整个沉积盆地范围的应用和引申。沉积体系分析强调了大型沉积体的空间关系、沉积体内部和外部几何形态的研究。该方法在油气勘探开发中受到了特别的重视。(3) 层次界面分析法层次界面分析法即首先将储层单元分层次描述, 并对描述的结果进行成因上的解释, 以找出规律性的结论, 建立适合不同层次的模型; 最后再借助地质和数学方法将不同层次的特征统一到一个体系中进行层次归一, 以达到预测的目的。整个分析过程可简单概括为以下5个阶段:层次划分、层次描述、层次解释、层次建摸、层次归一。
范文四： 什么是非均质脂肪肝
生活水平逐渐提高，大家的饮食也有了很大的改善，各种各种荤菜也不再是稀有东西了。然后也在同时，一些健康问题也日益显现。比如脂肪肝患者已经成为一个大群体。脂肪肝患者主要是饮食不合理，而且缺乏运动锻炼导致的肝脏疾病。那么，脂肪肝也分为多种类型，下面就给大家介绍一下脂肪肝种类以及什么是非均质脂肪肝。
[什么是非均质脂肪肝]精彩内容，尽在百度攻略： 脂肪肝属常见病，但大多数为弥漫性病变。非均质脂肪肝由于在影像上表现为肝占位，而需与其他肝?实体肿瘤相鉴别。一般将非均质性脂肪肝分为四型：
1、局限浸润型；
2、多灶浸润型； 精彩内容，尽在百度攻略： 3、?叶段浸润型；
4、弥漫非均质浸润型。
非均质脂肪肝并非真性肿瘤，其主要意义在于鉴别诊断，其?在声像图上的最大特征是无占位效应，即该区域有正常血管等结构通过，对其周围解剖结构无推移挤压现象。需通过肝穿组织活检确诊。患者无任何症状及体征，既往史无相关疾病，而且患者的血脂升高，按高脂血征治疗。仅查体发现肝内多发的散在的实性强回声占位病变，很难与肝脏肿瘤，如血管瘤、肝癌、肉瘤鉴别。可做CT增强检测血管情况和AFP等检查鉴别。 精彩内容，尽在百度攻略： 大家可以看到，非均质脂肪肝虽然类似于肿瘤疾病，并非真的肿瘤。也是脂肪肝的一种。非均质脂肪肝最大的特点就是很难与一些常规性的肝脏肿瘤做出区别，如血管瘤，肝癌还有肉瘤等等。所以，大家发现自己肝脏有所不适和异常时，最好要到医院做全面细致的检查。
范文五：Chapter5碎屑岩的储层非均质性碎屑岩系油气储层沉积学——第五章第五章 碎屑岩的储层非均质性储层是油气勘探、开发的直接目的层，储层描述与表征是油气藏研究的中心，而储层非均质性的研究是储层描述和表征的核心内容。这是因为储层的非均质特征与油气储量、产量及产能密切相关；当前，在油气藏开发中，首先需要解决的一个技术问题，就是如何精确认识油气藏中储层的各种特征。只有科学地、系统地、定量化的研究储层的非均质特征，才能提高油气勘探与开发的效益，才能对开发井的位置作出最优化的选择，以及合理地设计出提高油气采收率的方案。换言之，储层非均质特征的研究是制定油田勘探、开发方案的基础，是评价油藏、发现产能潜力以及预测最终采收率的重要地质依据。第一节 概念及主要影响因素储层的非均质是绝对的、无条件的、无限的；而均质是相对的、有条件的、有限的。只有在一定的条件下，有限的范围内才可以把储层近似地看作是均质的。当然，海相储层非均质程度相对于陆相储层低，我国目前已发现的油气储量90%来自陆相沉积储层，且绝大多数都采用注水开发。因此，层非均质性的研究水平，将直接影响到对储层中油气水分布规律的认识和开发效果的好坏。一、储层非均质性的概念油气储层在漫长的地质历史中，经历了沉积、成岩以及后期构造运动的综合影响，使储层的空间分布及内部的各种属性都出现了不均匀分布和变化。总而言之，无论是碎屑岩储层还是碳酸盐岩储层，无论是常规储层还是特殊储层，其岩性、物性、含油性和电性在三度空间上往往都是变化的，这种变化就是储层的非均质性。非均质性对油气田的勘探和开发效果影响很大，尤其是对地下油气水的运动，提高油田采收率影响深远。广义上讲：储层非均质性就是指油气储层在空间上的分布（各向异性——Anisotropies）和各种内部属性的不均匀性。影响结果：前者控制着油气的总储量、分布规律及勘探开发的布井位置；后者控制着油气的可采储量、注采方式（如波及系数）、产能以及剩余油的分布。储层建模：前者的研究结果是建立骨架模型；后则是建立参数模型。狭义上讲：就是指油气储层各种属性（岩性、物性、含油性及电性）在三维空间上分布的不均匀性。二、主要影响因素影响储层非均质性的因素很多，也很复杂，但归纳起来主要原因有以下三点（图5—1）：一）构造因素构造因素对储层非均质性的影响主要决定于构造变动，形成断层、裂缝，改造和叠加于原始储层骨架之上，造成流体流动的隔挡或通道。裂缝通常改变了储层的渗透性方向和能力，造成了其渗透性在纵、横、垂三度空间上有很大的差异。中国地质大学（北京）能源系石油教研室，于兴河教授，2002年编著不同时期的构造运动则具有不同的特征和性质，这就决定了储层裂缝的形成与分布不同，进而影响着储层的非均质性特征。二）沉积因素沉积因素主要决定于沉积作用或过程，形成储层的建筑结构或构形——原始骨架、原始物性及成岩演化方向。由于沉积条件的不同（如流水的强度和方向、沉积区的古地形陡缓、盆地中水的深浅与进退、碎屑物供给量的大小）造成了沉积物颗粒的大小，排列方向、层理构造和砂体空间几何形态的不同，即不同的沉积相中砂体的分布不同；这就使得沉积砂体内部的物理特性不同，进而造成储层非均质程度的千差万别。 图5—1 影响油气储层非均质性的主要因素三）成岩因素成岩因素决定于储层的岩矿与地下流体特征，形成粘土、胶结物及溶蚀与淋滤过程，改善或破坏储层的基本属性。当沉积物或砂体沉积后，由于一系列的成岩作用，如压实、压渗、溶解、胶结以及重结晶等作用改变了原始砂体的孔隙度和渗透率的大小，加上盆地中不同层位地层通常具有不同的地温、流体、压力和岩性的差异，因而其成岩作用各异，次生孔隙的形成与分布状态在空间上的极不均匀，增加了储层的非均质程度。以上三点概括起来就是：构造演化的阶段性、沉积格局的多样性、成岩作用的复杂性对非均质的影响。就储层沉积学而言，影响其非均质的主要因素是后两者。第二节 储层非均质性的分类储集层的结构复杂程度让人难以置信，它所包含的非均质性规模可以从几公里到几米，几厘米到几毫米。不同的学者依据其研究目的，对储层非均质性的规模、层次及内容的研究各有所侧重。但总来说，人们对储层非均质性的分类主要是依据研究的规模或范围，储层的成因或沉积界面以及对流体的影响来进行的，其目的是将储层各种属性的定性描述转化为油田开发的定量指标，更好地为油气田的勘探与开碎屑岩系油气储层沉积学——第五章发，尤其是储层建模服务；对储层非均质性进行分类、描述和分析本身就是储层模型化的过程。一、Pettijohn的分类1973年Pettijohn Poter和Siever在研究河流沉积的储层时，依据沉积成因和界面以及对流体的影响，首先提出了储层非均质性研究的层次和分类概念，并由大到小建立了非均质类型的系列谱图或分级序列（图5－2）。这种分类的优点是在于它是在沉积成因的基础上进行的，便于结合不同的沉积单元进行成因研究，比较实用。这种分类的对应关系如下： Ⅰ级——相当于油（油藏）层组规模，油藏规模（1～10km×100m）；Ⅱ级——相当于层间规模，层规模（100m×100m）；Ⅲ级——相当于层内规模，砂体规模（1～10m2）；图5－2 Pettijohn （1973）的储层非均质分类Ⅳ级——相当于岩芯规模，孔隙规模（1～10cm2）； Ⅴ级——相当于薄片规模，层理规模（10～100um2）。二、Weber的分类1986年Weber在对油田进行定量评价和开发方案的设计中，根据Pettijohn的分类思路，提出了一个更为全面的分类体系，主要是增加了构造特征、隔夹层分布及原油性质对储层非均质性的影响（图5－3）。根据这一分类体系的顺序，可以在油田评价和开发期间定量地认识和研究储层非均质性。非均质规模大小的不同对油田评价的影响程度不同，大规模的构造体系比沉积特征优先发挥作用。Weber的分类按规模和成因可分为八种类型：1、封闭、未封闭断层这是一种大规模的储层非均质属性，断裂的封闭程度对油区内大范围的流体渗流具有很大的影响。如果断层是封闭的，就隔断了断层两盘之间流体的渗流，起到了遮挡的作用；如果断层未封闭就成为一个大型的渗流通道。这种非均质性主要是针对断块型油气藏。2、成因单元边界成因单元的边界实质上是岩性变化的边界，且通常是渗透层与非渗透层的分界线，至少是渗透性差中国地质大学（北京）能源系石油教研室，于兴河教授，2002年编著异的分界线，因此成因单元边界控制着较大规模的流体渗流。它通常是油组，也可以是油层的分界，这取决于成因单元的规模。 图5—3 Weber （1986） 的储层非均质性分类3、成因单元内渗透层在成因单元内部，具有不同渗透性的岩层，它在垂向上呈网状分布，因而导致了储层在垂向上的非均质性；它直接影响着油田开发的注采方式。4、成因单元内隔夹层在成因单元内，不同规模的隔夹层对流体渗流具有很大影响，它不仅主要影响着流体的垂向渗流，同时也影响着水平渗流，因而制约着油田开发的注采层位或射孔层段。5、层理的纹层与层系由于层理构造内部层系与纹层的方向具较大的差异，这种差异对流体渗流亦有较大的影响，从而影响注水开发后剩余油的分布。6、微观非均质性这是最小规模的非均质性，即由于岩石结构和矿物特征差异导致的孔隙规模的储层非均质性。7、封闭、开启裂缝储层中若存在裂缝，裂缝的封闭性和开启性亦可导致储层的非均质性。8、原油的粘度变化和沥青垫这属于一种特殊的类型，7、8两种类型均不是碎屑岩储层中常见的非均质性。2～5四种类型的形成受可容纳空间大小与沉积物供给量比值（A/S）的影响。碎屑岩系油气储层沉积学——第五章这一分类较Pettijohn的分类更为全面，它是在考虑了不同油藏类型的基础上所提出的，其可操作强，便于进行研究和使用。三、Haldorsen的分类H.H.Haldorsen（1983）根据储层地质建模的需要及储集体的孔隙特征，按照与孔隙均值有关的体积分布，将储层非均质性划分为四种类型（图5－4）。①微观非均质性（Microscopic Hetero -geneities），即孔隙和砂颗粒规模。 ②宏观非均质性（Macroscopic Hetero -geneities），即岩芯规模。③大型非均质性（Megascopic Hetero -geneities），即模拟模型中的大型网块。 ④巨型非均质性（Gigascopic Hetero -geneities），即整个岩层或区域规模。 四、裘亦楠等人的分类裘亦楠（，1992）根据多年的工作经验和Pettijohn的思路，结合我国陆相储层的特点，即考虑了非均质性的规模，也考虑了开发生产的实际，将碎屑岩的层非均质性由大到小分成四类：1、层间非均质性包括层系的旋回性、砂层间渗透率的非均质程度、隔层分布、特殊类型层的分布。2、平面非均质性包括砂体成因单元的连通程度、平面孔隙度、渗透率的变化和非均质程度以及渗透率的方向性。图5—4 Haldorsen （1983） 的储层非均质性分类3、层内非均质性包括粒度韵律性、层理构造序列、渗透率差异程度及高渗透段位置、层内不连续薄泥质夹层的分布频率和大小以及其它不渗透隔层、全层规模的水平、垂直渗透率比值等。4、孔隙非均质性主要指微观孔隙结构的非均质性，包括砂体孔隙、喉道大小及其均匀程度、孔隙喉道的配置关系和连通程度。除以上分类外，还有宏观非均质性、中观非均质性、微观非均质性分类。此外还有人采用大型、中型、小型非均质性的分类方案。中国地质大学（北京）能源系石油教研室，于兴河教授，2002年编著第三节 非均质性的研究与定量描述研究储层非均质性的目的不仅是为了表征储层在不同层次各种属性的变化规律和分布特点，更重要的是建立储层的非均质性模型，这就要将各种描述性特征进行科学的量化和指标化。结合国内外油气储层非均质性的分类方案，从储层沉积学的角度而言，可将储层的非均质性分为宏观与微观两大类。其中宏观非均质性包括层内、层间及平面非均质性。一、宏观非均质性一）层内非均质性指一个单砂层规模内垂向上的储层特征变化。包括层内垂向上渗透率的差异程度、最高渗透率段所处的位置、层内粒度韵律、渗透率韵律及渗透率的非均质程度、层内不连续的泥质薄夹层的分布。层内非均质性是直接控制和影响单砂层内注入剂波及体积的关键地质因素。由此可见，层内非均质研究的核心内容是沉积作用与非均质响应的关系。其主要量化指标是：①渗透率的差异程度——影响流体的波及程度与水窜；②高渗透率的位置——决定注采方式与射孔部位；③垂直渗透率与水平渗透率的比值（Kv/Kh）——控制着水洗效果；④层内不连续薄泥质夹层的分布频率、密度与范围——影响着开采方式与油、气、水界面的分布。1、粒度韵律单砂层内碎屑颗粒的粒度大小在垂向上的变化称为粒度韵律或粒序，它受沉积环境和沉积作用的控制。粒度韵律一般分为正韵律、反韵律、复合韵律和均质韵律四类。 ①正韵律：颗粒粒度自下而上由粗变细者称为正韵律，往往导致物性自下而上变差（图5—5）。如河道砂体往往形成典型的正韵律。②反韵律：颗粒粒度自下而上由细变粗者称为反韵律，往往导致岩石物性自下而上变好。如三角洲前缘河口坝沉积可形成典型的反韵律。③复合韵律：即正、反韵律的组合。正韵律的叠置称为复合正韵律；反韵律的叠置称为复合反韵律；上、下细，中间粗者称为反正复合韵律；上、下粗，中间细者称为正反复合韵律。④均质韵律或无韵律：颗粒粒度在垂向上无变化或无规律者称为无规则序列或均质韵律。图5—5 垂向韵律模式1－正韵律；2－反韵律；3－均质韵律；4－复合正韵律； 5－复合反韵律；6－复合正反韵律；7－复合反正韵律2、沉积构造在碎屑岩储层中，大都具有不同类型的原生沉积构造，其中以层理为主，通常见到的有平行层理、碎屑岩系油气储层沉积学——第五章板状交错层理、槽状交错层理、小型沙纹交错层理、递变层理、冲洗层理、块状层理及水平层理等。层理类型受沉积环境和水流条件的制约，层理则主要通过岩石的颜色、粒度、成分及颗粒的排列组合的不同所表现出的不同构造特征，这种差异则导致了渗透率的各向异性（表5—1）。所以，可以通过研究各种层理的纹层产状、组合关系及分布规律，来分析由此而引起的渗透率的方向性。这一层次的储层非均质性则主要是通过岩心分析与倾角测井技术进行研究。3、渗透率韵律渗透率大小在垂向上的变化所构成的韵律性称为渗透率韵律，粒度韵律一样，渗透率韵律也可分为正韵律（图5－5）、反韵律、复合韵律（包括复合正韵律、复合反韵律、复合正反韵律、均匀韵律）。通常情况下，储层的物性（孔、渗）与韵律特征与粒度有较好的对表5—1 不同层理类型砂岩注水模拟结果（据大庆油田资料）层理类型 平行层理 板状交错层理槽状交错层理水平渗透率（md）最终采收率（%）723（顺纹层方向）21.3应关系，尤其是孔隙度；但也不尽然，孔、渗的垂向变化规律不仅受粒度分布的影响，同时还受岩石组构、成岩作用与构造活动的制约和改造；尤其是渗透率，这就造成了最大渗透率的位置出现多种变化的现象。一般而言，在正常粒度韵律的储层中，最大渗透率的位置较易确定和有规律，但复合粒序韵律的储层则变化多样。4、垂直渗透率与水平渗透率的比值（Kv/Kh）这一比值对油层注水开发中的水洗效果有较大的影响。Kv/Kh小，说明流体垂向渗透能力相对较低，层内水洗波及厚度可能较小；反之亦然。5、渗透率非均质程度表征渗透率非均质程度的定量参数有渗透率变异系数（VK）、渗透率突进系数（TK）、渗透率级差（JK）、渗透率均质系数（KP）。（1）渗透率变异系数（VK）变异系数是一数理统计的概念，用于度量统计的若干数值相对于其平均值的分散程度。计算公式如下：(K-K)i2/nVK=i=1 式中：Vk——渗透率变异系数；Ki——层内某样品的渗透率值i=1、2、3…n； K——层内所有样品渗透率的平均值； n——层内样品个数。一般地说，当（Vk≤0.5）时为均匀型，表示非均质弱。当（0.5≤Vk≤0.7）时，为较均匀型，表示非均质程度中等。当（Vk>0.7）时为不均匀型，表示非均质程度强。由于我国陆相碎屑岩储层渗透率值的差别较大，所以为了更好地反映其非均质特点，其分类标准通常以小于0.25、0.25～0.7和大于0.7为界线（表5—2）。中国地质大学（北京）能源系石油教研室，于兴河教授，2002年编著（2）渗透率突进系数（Tk）以砂层中最大渗透率与砂层平均渗透率的比值来表示。TK=K K式中：Tk——渗透率突进系数；Kmax——层内最大渗透率，一般以砂层内渗透率最高且相对均质层的渗透率表示。 当Tk3时为不均匀型。 （3）渗透率级差（Jk）即砂层内最大渗透率与最小渗透率的比值。JKK=max Kmin表5—2 我国陆相砂岩储层非均质程度分级标准（据某人，某年） 储层级别渗透率 （×10-3um2）>1000均质程度 均质特高渗透渗透率变异系数类型编号Ⅰ1Ⅰ2Ⅰ3Ⅱ1Ⅱ2Ⅱ3Ⅲ1Ⅲ2Ⅲ3Ⅳ1Ⅳ2Ⅳ3Ⅴ1Ⅴ2Ⅴ3式中：Tk——渗透率级差；Kmin——最小渗透率值，一般以渗透率最低且相对均质段的渗透率表示。渗透率级差越大，反映渗透率的非均质性越强，反之非均质性越弱。（4）渗透率均质系数（Kp） 为砂层中平均渗透率与最大渗透率的比值。相对均质～0.7 严重非均质均质>0.7 中高渗透 相对均质～0.7 严重非均质均质>0.7 中低渗透300～100 相对均质～0.7 严重非均质均质>0.7 低渗透～10 相对均质～0.7 严重非均质均质>0.7 KKp=Kmax显然Kp值在0～1之间变化，Kp越接近1均质性越好。特低渗透>0.7（5）储层质量系数（RQI——Reservoir Quality Index）为了反映储层的综合质量特征，结合油藏工程的研究特点，可用储层质量系数的概念，即反映储层孔、渗综合特征，用以评价储层好坏的指标。用下式表示：RQI=Kφ 由于该系数是一个无量纲的相对数，因而，在同一个地区或油田内，系数的大小差别不仅能很好地反映储层的好坏，而且也可以表征出储层的非均质性差异。6、泥质夹层的分布频率（PK）和分布密度（DK）层内夹层是指位于单砂层内部的非渗透层或低渗透层，厚度从几厘米到几十厘米不等，一般由泥岩、粉砂质泥岩或钙质砂岩。层内夹层是短暂而局部的水流状态变化形成的，反映微相或砂体的相变，所以碎屑岩系油气储层沉积学——第五章其形态和分布不稳定。不稳定泥质夹层对流体的流动起着不渗透或极低渗透的隔挡作用，影响着垂直和水平方向上渗透率的变化，它的分布与侧向连续性主要受沉积环境的制约（图5—6），具有随机性，难于追踪，但可通过沉积环境分析来进行预测。通常采用下述两个参数定量描述泥质夹层的分布特点。（1）夹层分布频率（Pk）即单位厚度的储层内非渗透性泥质夹层的个数。Pk=NH式中：Pk——夹层分布频率，个/m，； N——层内非渗透性夹层个数； H——层厚，m。 （2）夹层分布密度（Dk）指单位厚度的储层内非渗透性泥质夹层的厚度，即各夹层厚度之和与储层总厚度之比的百分数。Dk=Hsh×100% H图5—6 页岩（粉砂）夹层的连续性为沉积环境的函数（据K．J．Weber，1986）式中：Hsh——层内非渗透性泥质夹层的总厚度，m；H——储层厚度，m。通过编制以上两参数的平面等值线图，可以反映夹层在平面上的分布规律。夹层在油田开发中主要起着屏障的作用：①夹层的存在使层内渗透率的各向异性更明显；②夹层分布影响油水运动规律；③夹层分布的稳定性影响厚油层内的压力分布。二）层间非均质性层间非均质性是指储层或砂体之间的差异，是对一个油藏或一套砂泥岩间含油层系的总体研究，属于层系规模的储层描述。包括各种沉积环境的砂体在剖面上交互出现的规律性或旋回性，以及作为隔层的泥质岩类的发育和分布规律，即砂体的层间差异。如砂体间渗透率非均质程度的差异。它是引起注水开发过程中，层间干扰、水驱差异和单层突进的内在原因。因此，层间非均质性是选择开发层系、分层开采工艺技术的依据。在陆相沉积储层中，层间非均质性十分突出，其原因是由于陆相储层的层数多、厚度小，横向变化快及连通差所造成。1、分层系数（An）指一套层系或一个油藏内砂层的层数，由于相变的原因，在平面上同一层系内的砂层层数并不相同，故用平均单井钻砂层数表示其特征。An=∑Nbi/n式中：Nbi——某井的砂层层数；n——统计井数。中国地质大学（北京）能源系石油教研室，于兴河教授，2002年编著分层系数越大，层间非均质越严重，油层的开发效果也就越差。2、砂岩密度（Sn）指砂岩总厚度（含粉砂）与地层总厚度之比的百分数，即砂/地比，也称净毛比（NGR，Net gross ratio）。由于该系数主要是用以反映砂体的连通程度，而粉砂具有一定的孔、渗性能，并且可以作为储层，因此在统计时应含粉砂。3、各砂层间渗透率的非均质程度指各砂层间渗透率变异系数（Vk）、渗透率突进系数（Tk）、渗透率级差（Jk）、渗透率均质程度（Kp）的层间差异。4、有效厚度系数含油层厚度与砂岩总厚度之比的百分数，其平面等值线可较好地反映油层的分布规律。5、层间隔层隔层是砂层间发育较稳定的相对非渗透的泥岩、粉砂岩或膏岩层等，其厚度从几十厘米到几十米不等，其成因多样，如在三角洲发育地区，隔层的主要成因为前三角洲泥、分流河道间或水下分流河道间等。由于隔层的分布较稳定，使上、下砂层相互独立，不属于同一流动单元。隔层在各井区发育的情况不同，就导致各井非均质性的差异。在研究中主要对隔层的类型、位置及平面分布规律进行描述和分析。三）平面非均质性平面非均质性是指一个储层砂体的几何形态、规模、连续性，以及砂体内孔隙度、渗透率的平面变化所引起的非均质性，它直接关系到注入剂的波及效率。1、砂体几何形态第二章已详细叙述，砂体几何形态是其在各个方向大小的相对反映，它主要受控于沉积相的分布，不同沉积体系内砂体的几何形态有着自已的特性与规律。2、砂体规模及各向连续性砂体规模与连续性直接影响着储量的大小与开发井网的井距。通常重点研究的是砂体的侧向连续性，宽厚比、钻遇率及定量地质知识库则是进行表征和预测常用而有效的方法。按延伸长度可将砂体分为五级：一级：砂体延伸大于2000m，连续性极好； 二级：砂体延伸m，连续性好； 三级：砂体延伸600～1600m，连续性中等； 四级：砂体延伸300～600m，连续性差； 五级：砂体延伸小于300m，连续性极差。 钻遇率：表示在一定井网下对砂体的控制程度。 钻遇率=（钻遇砂层井数/总井数）×100%。3、砂体的连通性砂体的连通程度不仅关系到开发井网的密度及注水开发方式，同时还影响到油气最终的开采效率。碎屑岩系油气储层沉积学——第五章地下砂体的连通从成因上讲主要为两类：一是构造，二是沉积，前者主要是通过断层或裂缝；后者则是指砂体在垂向上和平面上的相互接触连通，可用砂体配位数、连通程度和连通系数表示。①砂体配位数：与某一个砂体连通接触的砂体数，控制着油、气、水界面与注采方式。 ②连通程度：指连通的砂体面积占砂体总面积的百分数。③连通系数：连通的砂体层数占砂体总层数的百分比。连通系数亦可用厚度来计算，称之为厚度连通系数。砂体的连通主要受沉积作用的控制，以河流为例，其连通体通常有单边式（或多边式侧向上相互连通为主）；多层式（或称叠加式垂向上相互连通为主）；孤立式（未与其它砂体连通者）。砂体的连通也可用砂岩密度进行评价（图5—7）。因此研究连通性的方法通常有：①砂岩密度；②空间叠置；③压力测试；④生产动态检测；⑤示踪剂跟踪。 图5—7 河道砂岩密度与其连通的关系（据裘亦楠，1990）4、砂体内孔隙度、渗透率的平面变化及方向性通过编制孔、渗及渗透率非均质程度的平面等值线图，来表征其平面变化规律。研究的重点是渗透率的方向性，它直接影响到注入剂的平面波及效率，制约着油、气、水的运动方向。渗透率的方向性可分为两类：①宏观渗透率的方向性：指砂体内岩性变化引起的渗透率的方向性；②微观渗透率的方向性：指砂体内沉积构造和结构因素所引起的渗透率的方向性。然而影响渗透率平面非均质性的原因较为复杂，主要有三个方面（表5—3）。5、井间渗透率非均质程度（1）井间渗透率变异系数井间渗透率的变异系数的反映了砂体渗透率在平面上的总体非均质程度。 （2）不同等级渗透率的面积分布频率在渗透率等值线图上，根据划定的渗透率等级，计算不同等级渗透率分布面积的百分数，并编绘分中国地质大学（北京）能源系石油教研室，于兴河教授，2002年编著布频率图，以了解渗透率在平面上的差异程度。 表5—3 影响渗透率平面非均质性因素与成因影响因素形成的成因与影响结果平面上不同相或微相所造成的差异；沉 积相同相不同部位的差异，形成主流带与次流带； 几何形态所引起的差异； 古水流方向所造成的差异。构造 （封闭形成 渗流屏障； 开启形成 渗流通道）断 层 裂 缝微裂缝：增大渗透率，对宏观方向性影响不大局部裂缝：延伸长度小于井距，对宏观方向性有一定影响 区域性裂缝：延伸长度超过井距，可造成严重的渗透率方向性 断面的粘土沾污（Clay Smearing）——形成期 压碎作用（Cataclasis）——形成后期 成岩封堵（Diagenetic Seal ）——成岩期以后成 岩岩石成分的不同成岩作用强弱所造成的差异 流体性质所产生的成岩差异 深度、压力、温度所引起的成岩差异 （3）注采井间渗透率的差异程度在注采井网确定的条件下，描述注入井与各采油井之间渗透率的差异程度。这一差异程度是导致注水开发中平面矛盾的内在原因。二、微观非均质性储层的微观非均质性是指微观孔道内影响流体流动的地质因素。主要包括孔隙和喉道的大小、连通程度、配置关系、分选程度以及颗粒和填隙物分布的非均质性。这一规模的非均质性直接影响注入剂的微观驱替效率。微观非均质包括三个方面的内容，即孔隙非均质、颗粒非均质和填隙物非均质。其中，后二种非均质是孔隙非均质的成因。一）孔隙非均质一般而言，岩石颗粒包围着的较大空间称为孔隙。而仅仅在两个颗粒间连通的狭窄部分称为喉道。孔隙是流体储存于岩石中的基本储集空间，而喉道则是控制流体在岩石中渗流特征的主要因素。1、孔隙和喉道的大小孔隙和喉道的类型、大小、分布状态及分选程度可应用孔隙结构参数加以定量描述，即孔隙最大半径、孔隙半径中值、最大连通喉道半径、喉道半径中值、主要流动喉道半径平均值、喉道峰值半径、最小流动喉道半径等。值得注意的是，在孔隙充满流体时，润湿相流体在颗粒边缘形成一层液膜，从而减小了可流动的孔隙通道大小。因此，在润湿相流体存在的情况下，有效孔喉半径应该是实际孔喉半径减去液膜厚度。碎屑岩系油气储层沉积学——第五章2、喉道的非均质性每一支喉道可以连通两个孔隙，而每一个孔隙至少和三个以上的喉道相连通，有的甚至和六个至八个喉道相连通，它直接影响着油田的开采效果。孔喉的配位数是孔隙系统连通性的一种定量表征方式，在一个六边形的网格中，配位数为3，而在三重六边形网格中，配位数则等于6（图5—8）。在同一储层中，由于岩石的颗粒接触关系，颗粒大小、形状及胶结类型不同，其喉道的类型也不相同。常见的喉道类型有以下四种：（1）孔隙缩小型喉道喉道为孔隙的缩小部分（图5—9a），这种喉道类型往往发育于以粒间孔隙为主的砂岩中，与孔隙较难区分，岩石以颗粒支撑、飘浮状颗粒接触以及无胶结物的类型为主。此类孔隙结构属于大孔粗喉，孔喉直径比接近于1，岩石的孔隙几乎都有效。（2）缩颈型喉道 喉道为颗粒间可变断面的收缩部分（图5—9b），当砂岩颗粒被压实而排列比较紧密时，虽然保留下来的孔隙较大，但颗粒间的喉道却大大变窄。此时砂岩可能有较高的孔隙度，但其渗透率却偏低，属大孔细喉型，其孔隙有部分无效。 （3）片状或弯片状喉道喉道呈片状或弯片状，为颗粒之间的长条形通道（5—9c、d），当砂岩压实程度较强或晶体再生长时，晶体再生长之间包围的孔隙变得更小，其喉道实际上是晶体之间的晶间隙。其张开宽度一般小于1um，个别为几十微米。当沿颗粒间发生溶蚀作用时，亦可形成较宽的片状或宽片状喉道。故这种类型喉道变化较大，可以是小孔极细喉型，受溶蚀作用改造后亦可以是大孔粗喉型，孔喉直径比为中等～较大。（4）管束状喉道当杂基及各种胶结物含量较高时，原生的粒间孔隙有时可以完全被堵塞，杂基及各种胶结物中的微孔隙（小于0.5um的孔隙）本身即是孔隙又是喉道，这些微孔隙象一支支微毛细管交叉地分布在杂基和胶结物中组成管束状喉道（图5－9e），其孔隙度一般不高，属中等或较低。其渗透率则极低，大多小于0.1×10-3um2，由于孔隙就是喉道本身，所以孔喉直径比为1。综上所述，不同的喉道形状和大小可以导致产生不同的毛管力，进而影响孔隙的储集性和渗透率。任何储层的孔隙都是由不同孔径的孔隙组成，不同大小的孔喉，其渗流能力也存在着较大的差别。对于图5—8 孔隙与喉道大小的比值及配位数对储层非润湿相采收率的影响（据Wardlaw，1978）中国地质大学（北京）能源系石油教研室，于兴河教授，2002年编著孔喉大小分布的非均质程度，可用分选系数、相对分选系数、均质系数、孔隙结构系数、孔喉歪度、孔喉峰态等参数来描述。3、孔隙的连通性孔隙与孔隙之间是通过喉道来连通的，但不同孔隙的连通情况可能不同。这种连通情况可用孔喉配位数、孔喉直径比或孔喉体积比来表征。显然，孔隙连通性越好，越有利于油气的采出。二）颗粒非均质性指颗粒大小、形状、分选、排列及接触关系。它既影响着孔隙非均质性，也可造成渗透率的各向异性，同时还影响着注水开发过程中储层自身的动态变化。颗粒的排列方向性是造成储层渗透率各向异性的重要因素，它主要受沉积古水流方向的控制。颗粒的长轴方向趋向于与古水流方向一致，沿此方向渗透率要比其它方向的大，古水流速度较高，孔隙通畅，而其两侧的孔隙则成为缓流区或滞留区，其中可能有较多的细粒物质或粘土物质。这样便造成了在不同方向孔道畅通程度的差异，从而导致渗透率的各向异性。 图5—9 孔隙喉道的类型（据罗蛰潭、王允诚，1986） a—喉遭是孔隙的缩小部分；b—可变断面收缩部分居喉道；c—片状喉道；d—弯片状喉道；e—管束状喉道三）填隙物非均质众所周知，填隙物包括粘土杂基（自生和他生）和胶结物，其类型、含量、产状在不同的储层中有着较大的差异，导致不同储层孔、渗、饱及非均质性的差别，其研究方法主要是通过镜下鉴定、统计与实验的方法来获取数据，进而进行分析其非均质性特征。填隙物的特征既是影响孔隙非均质的重要因素，又是储层敏感性的内在原因及物质基础。 第四节 储层非均质性与油气采收率 在油田开发过程中，影响最终采收率的主要因素有三种：一是储层的非均质性；二是流体的性质的非均质性；三是注采方案和生产制度。其中储层非均质性则是最基本和最主要的地质因素。碎屑岩系油气储层沉积学——第五章一、宏观非均质性对注水开发的影响在多油层油田的注水开发中，储层宏观非均质性直接影响注水开发效果，主要表现在：一）层间非均质性导致“单层突进”层间非均质性是引起注水开发过程中层间干扰和单层突进（统称层间矛盾）的内在原因。在多层合层开采的情况下，层间矛盾更为突出；层数越多，层间矛盾越大，单井产液量越高，则通常含水也越高。通常情况下，高渗储层的水驱启动压力低，容易水驱，在注水井中好油层吸水多，水线推进快，这就造成了高渗油层产出高；而低渗层的启动压高，吸水少，出油少，水线推进慢甚至不出水。由于高渗与低渗的层间矛盾，因此采油井与注水井内表现明显的层间干扰，由此出现了高渗层“单层突进”，低渗层剩余油突出的现象（图5—10）。经李伯虎等人（1994）的研究表明，渗透率级差与不出油砂体厚度成正比，即级差越大，则不出油的油层就越多（图5—11）。层间干扰现象在吸水剖面和产液剖面上通常表现的十分明显，尤其是在合层开采的情况下，各层单位厚度的吸水能力具有明显的差异。二）平面非均质性导致“平面舌进”平面非均质性可减小水淹面积系数，这是由于各单油层在平面上往往呈不连续分布的原因，并造成注水开发时油层边角处的和被钻井漏掉的“死油区”。此外由于平面上渗透率的差异，使注入水沿着平面上的高渗透带迅速“舌进”。而中、低渗透带相对受注水驱动减小，因而降低了水淹面积系数。 前已述及，砂体的连续性主要取决于沉积相的展布，其连通性则主要取决于砂体在空间上的叠置型图5—10 储层非均质性与剩余油的关系（据Weber，1986）中国地质大学（北京）能源系石油教研室，于兴河教授，2002年编著式。前者是确定井网密度的地质依据，后者则是影响注采井方式选择的主要因素。合理的注采方式与井网直接影响着油田的开发效果。而渗透率的方向性直接影响着各种驱油方式的推进方向和速率，通常高渗带的驱油效果好于其周边；而低渗带则是开发一段时间后的主要剩余油分布区。因此，驱油的主要方向是：①高渗带的走向；②古水流方向；③裂缝发育带。三）层内非均质性导致层内“死油区”或“水窜”层内非均质性降低了水淹厚度系数。由于各单层之间的非均质性主要表现为渗透率的差异，其渗透率大小相差几倍、几十倍甚至高达数百倍。这种非均质性在多油层合层注水和采油的条件下，注入水首先沿着连通性好、渗透率高的层迅速突进，使注入水很快进入采油井，使油井含 图5—11 层间渗透率级差与水驱油效率的关系（据李伯虎，1994）水率迅速提高甚至水淹停产；而低渗透层动用程度低，大部分原油残留地下形成“死油”，从而降低了水淹厚度系数。 1、韵律特征对驱油效果的影响一般而言，不同的渗透率韵律特征具有不同的水淹型式（表5—4），它也是造成层内低渗部位剩余油分布相对集中与开采效果不同的主要原因。2、夹层的影响相对稳定夹层的发育有利于油田的开发，尤其是对厚油层而言。稳定夹层可将厚油层分成几段，抑制厚油层内的垂向窜流，提高其中油气的动用程度，增加水洗厚度。故夹层频率和密度越大，驱油效果越好。不稳定夹层的存在可使油层内形成较为复杂的渗流障，影响驱油效果，导致复杂的剩余油分布。表5—4 渗透率的韵律特征与水淹类型和驱油效果韵律特征 正韵律 反韵律水淹类型 底部水淹型 上部水淹型 均匀水淹型 下部水淹型复合正韵律 复合反韵律 复合反正韵律 复合正反韵律 均质韵律分段水淹型 分段水淹型 中部水淹型 上、下水淹型——复合韵律驱油规律底部驱油效率高，含水上升快上部淹严重 全层驱油效率基本一致 水淹厚度系数大，水洗作用强水洗厚度不大 水洗较均匀 驱油效果中等 驱油效果相对较差 驱油效果取决于厚度储层特征开发效果级差大，水淹厚度小，易出现水窜 级差大到等，产液多，利于注采级差小，利于注采 级差小，亲水油层 比正韵律好 与反韵律类似 产液量大而快 情况复杂，通常水淹厚度小级差极小，采收率高 碎屑岩系油气储层沉积学——第五章二、微观非均质与油气采收率的关系微观非均质直接影响着注入剂的微观驱替方式和效率，微观驱替效率又直接影响着微观规模的剩余油分布与数量，而微观驱替效率与微观孔隙结构、润湿性和流体性质有关，其中孔隙结构是影响微观驱替效率的最重要因素。一）孔隙系统中的微观驱替机理在孔隙介质中，滞留油气的营力主要有三种：（a）毛细管力，它作为滞留力主要表现在油湿的岩石中；（b）粘滞力；（c）重力。在注入剂驱油的生产过程中，从孔隙中驱替原油的动力主要为施加的外力，即驱替力。毛细管力在亲油（即油湿）储层中作为水驱的阻力，而在亲水（即水湿）储层中，毛细管力则作为驱动力，使水自动吸人小孔道中，即自吸现象。在单孔道中，注入剂驱替原油的过程就是驱动力克服阻力的过程。但储层孔隙系统十分复杂，在驱替过程中各种孔隙之间的非均质性会导致孔间干扰，且存在润湿性的差异和孔内粘土矿物的影响，使得微观驱替过程更加复杂化。地下孔道的形式也十分复杂，以串联孔道为例（图5—12），在水湿情况下，毛细管力和驱动力共同作用，推动流体向前运动。但也可能出现阻塞作用，即水自动润湿孔喉表面，并随着水膜的变化，喉道轴心的油颈被挤成丝状，最后油丝可能断裂而在喉道处形成水桥。水桥阻塞了油路，从而在水桥后形成残余油。在油湿情况下，如果施加的压力降足以克服毛细管力，将引起液体的流动；一旦所施加的压力不足以推动界面穿越毛细管隘口时，渗流将停止。总之，视驱动力和毛细管力的均衡情况，在连续的油丝穿过多孔介质时，可能在经过孔喉隘口时被掐断，而出现孤立的油滴。二）孔隙非均质性对驱油效率的影响众所周知，残余油的形成与储层孔隙结构有很大的关系，即注水开发中的驱油效率与储层孔隙结构（孔隙与喉道的大小及其分布）密切相关。另外，对于已形成残余油的油藏，在三次采油过程中排驱残余油的效率即三次采油的石油采收率亦与孔隙结构有关，这是由于残余油的再运动取决于孔隙中的毛细管力和滞力。一般来讲，孔隙非均质性愈强，驱油效率越低。 图5—12 油水界面经过渐扩渐缩毛细管时的情况（据Dawe等，1978）