西峰油田董志区长8储层特征研究

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学位论文创新性声明本人声明所呈交的学位论文是我个人在导师指导下进行的研究工作及取得的研究成果。尽我所知，除了文中特别加以标注和致谢中所罗列的内容以外，论文中不包含其他人已经发表或撰写过的研究成果；也不包含为获得西安石油大学或其它教育机构的学位或证书而使用过的材料。与我一同工作的同志对本研究所做的任何贡献均已在论文中做了明确的说明并表示了谢意。申请学位论文与资料若有不实之处，本人承担一切相关责任。论文作者签名：盍塑叠翌．日期：2望!生：笪：至学位论文使用授权的说明本人完全了解西安石油大学有关保留和使用学位论文的规定，即：研究生在校攻读学位期间论文工作的知识产权单位属西安石油大学。学校享有以任何方法发表、复制、公开阅览、借阅以及申请专利等权利，同时授权中国科学技术信息研究所将本论文收录到《中国学位论文全文数据库》并通过网络向社会公众提供信息服务。本人离校后发表或使用学位论文或与该论文直接相关的学术论文或成果时，署名单位仍然为西安石油大学。、论文作者签名：再嘲吱2导师签名：艋安，日期：迎』丛：笸12日期：2翌!生≤!备注：如本论文涉密，请在使用授权的说明中指出(含解密年限等)。 中文摘要论文题目：西峰油田董志区-E：8储层特征研究专业：地质工程硕士生：齐翊如(签名)岳谢磐导师：吴少波(签名)三；孵IIJIlllllllllllllJIlllllIIY2619725摘要随着我国石油勘探开发程度的提高，低渗透、特低渗透储层的比例逐渐加大，产量逐年增加，低渗、特低渗油藏的高效开发已成为我国石油工业稳定发展的重要保障，具有重要的社会效益与战略意义。低渗、特低渗油藏物性差，天然能量匮乏。注水开发是提高此类油藏开发水平和实现生产持续发展的关键技术，而认清储层地质状况及油藏注水开发产能特征是提高注水开发效果的重要保障。本文以西峰油田董志区长8特低渗油藏为例，在充分认识研究区沉积相带、储集层物性等基础上，结合岩心分析测试实验，客观认识长8l储层微观孔隙结构、物性特征及渗流特征，重点分析该区长8l油藏储层产能特征及影响产能的主要因素与规律。主要取得以下认识：(1)采用“旋回对比，分级控制”的对比方法，将研究区主力油层长8】细分为长811、长812～、长812～、长813四个小层。长811和长813小层处于三角洲沉积的末期和初期，物源供给不充分，砂体发育受到限制，厚度小；长812～、长812’2小层处于物源供给充分时期，砂体发育广泛，厚度大。(2)储层沉积微相研究表明，研究区为三角洲前缘亚相沉积，主要发育水下分流河道、河口坝、水下分流间湾沉积微相；长8l2‘1、长8l2‘2小层水下分流河道微相最发育，是主要的储集体；长811、长813水下分流河道发育较差，以水下分流间湾沉积为主，储集能力相对较差；砂体的展布方向是影响注入水流动的主要因素，控制着油水运动及油水分布。(3)研究区长8l储层主要由中一细砂岩及细砂岩组成，孔隙类型以粒问孔、长石溶孔、岩屑溶孔为主。储层具有较强的层内、层间和平面非均质性。C4)利用不同微相带砂体的有效厚度、平均孔隙度、渗透率、流动层带指数，采用模糊数学聚类分析、判别分析等储层评价分类方法，对研究区长8。储层进行了精细的流动单元划分，并将其细分为4种流动单元类型。研究了各小层流动单元的平面分布特征。(5)研究区长8l储层特征、流动单元类型对油井的产能、注水井的吸水能力及油藏的油水运动规律具有明显的控制作用。关键词：西峰油田，董志区，长8储层，沉积微相，储层非均质性，流动单元论文类型：应用研究 英文摘要Subject：TheStudyontheCharacteristicsofChang8ReservoirinDongzhiRegion，XifengOilFieldABS’l’RAC’l’Withthedevelopmentofdomesticoilexplorationandproduction，boththereservesandoutcomeoflowandextremelylowpermeabilityreservoirsincreaseyearbyyear．TheefficientdevelopmentofthiskindofreservoirisveryimportanttothestabledevelopmentofoilindustryinChina,andthusithasimportantsocialandstrategicimportance．Thelowandextremelylowpermeabilityreservoirhaspoorreservoirphysicalpropertyandinadequatenaturalenergy,whichleadstothelowfinaloilrecovery．Waterfloodingisthekeytechnologytoimprovethedevelopmentlevelandachievesustainabledevelopmentofthiskindofoilfield．However,understandingreservoirgeologyisthesecurityofimprovingtheeffectofwaterflooding．ThispapertakesthemainoilregioninXifengoilfieldasacasestudytoinvestigatethecapacitycharacteristicandwaterfloodingcountermeasureofthefracturedextremelylowpermeabilityreservoir．Inthispaper,thestudyofsedimentarymicrofacies，flowingunitsclassificationaswellascoreanalysisexperimentswereconducted，andthusthereservoirrockmicrostructure，physicalcharacteristicsandflowcharacteristicswereunderstood．Thefocusofthestudyistorealizethecapacitycharacteristicandtheaffectingfactorandruleofthecapacity．Onthisbasis，waterfloodingdevelopmentplanandtechnicalstrategyofstabilizingoilproductionandcontrollingwatercutwereproposed．Themainconclusionscanbesurllrnarizedasfollows：1．Byusingofcyclecorrelationandhierarchicalcontrolmethod，Chan981layercanbedividedintoChan98I1，Chan9812～，Chan9812。2andChan9813．SandbodydevelopmentofChan981andChan9813arelimited，whicharediscretereservoirsedimentformedinthelateandearlystagesofthesedimentinthecaseoflackofsourcesupply．ThesandbodydevelopmentofChan9812～andChan9812～areextensive．Theyareformedintheeaseofsufficientsourcesupply．AfterthedepositionofChan98lM，itwastransformedbyChan9812-1layerandformedstacksandbody,belongingtoclusteringreservoirsediment．2．ThestudiesofsedimentaryfaciesindicatethatChan981layerisdeltafrontfacies．Themicrofaciesofthestudiedareacanbedividedintosuchthreetypes：subaqueousdistributaryIIl 英文摘要channelmicrofacies，rivermouthbarmicrofacies，subaqueousinterdistributaryembayments．Chan9812～andChan9812。2layersarethemainreservoirbelongingtosubaqueousdistributarychannelmicrofacies．Chan9811andChan9813layersbelongtorivermouthbarmicrofaciesandsubaqueousinterdistributaryembayments．Theybothhaverelativelypoorreservoircapacity．3．District81majorreservoirsintheCentralResearch—finesandstoneandfinesandstonecomposition，poretypeintergranularpore，feldspardissolutionholes，debrisdissolvedpore．Reservoirhavinganinnerlayerofstronginterlayerandflatheterogeneity．4．Effectiveuseofdifferentmicro—faciessandthickness，theaverageporosity,permeability,flowzoneindex，usingfuzzymathclusteranalysis，reservoirevaluationclassificationdiscriminantanalysis，thestudyof81reservoirswerefinemayorofflowcelldivision，anddividedintofourkindsofflowunittypes．StudiedthedistributionofthesmallplanelayerflOWcell．5．Researchmayor81reservoircharacteristics，thetypeofflowunitproductionwells，injectionwellsandthewaterabsorptioncapacityofthemovementofthereservoirhasasignificantroleincontrolling．Keywords：XifengOilfield；DongzhiRegion；Chan98Reservoir；SedimentaryMierofaeies；ReservoirHeterogeneity；FlowUnitIV 目录目录第一章绪论⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．11．1选题目的及意义⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯11．2国内外研究现状⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯11．2．1小层对比与划分研究⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．11．2．2储层流动单元研究⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．21．2．3低渗透储层微观孔隙结构概况及研究进展⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．31．3研究思路及技术路线⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯51．4研究内容及工作量⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯51．5研究成果⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯6第二章区域地质概况及地层划分对比⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．82．1区域地质概况⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯82．2地层划分与对比⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯92．2．1研究区地层发育概况⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．92．2．2地层划分对比的方法⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．92．2．3长8油层组划分与对比⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯l1第三章沉积微相特征⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯133．1区域沉积背景⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．133．2主要沉积相标志⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．143．3沉积相类型及主要微相特征⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．173．3．1沉积相类型⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯173．3．2主要沉积微相特征⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯l83．4剖面相分析⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．213．5沉积微相的平面展布特征⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．23第四章储层特征⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯264．1储层岩石学特征⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．264．2储层物性特征⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．284．2．1储层物性的一般特征⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯284．2．2物性参数的测井解释⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯284．2．3长8l储层物性的宏观分布特征⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．294．3储层的微观孔隙结构特征⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．314．3．1孔隙类型⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯314．3．2孔隙结构⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯334．4储层非均质性特征⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．36V 目录4．4．1层内非均质性特征⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯374．4．2层间非均质性特征⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯414．4．3平面非均质性特征⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯43第五章储层流动单元研究⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯485．1流动单元划分的方法及理论依据⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯一485．2研究区长8l流动单元划分的方法及参数选取⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．515．3研究区长81流动单元划分的结果及分析⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．515．3．1流动单元划分结果⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯515．3．2流动单元分析⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯51第六章储层特征对注水开发的影响⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯556．1董志区长8l油藏开发概况⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．556．1．1开发概况⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯556．1．2目前开发中存在的主要问题⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯556．2储层流动单元对油井产能的影响⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯一566．3储层流动单元对注水井吸水能力的影响⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．586．4储层流动单元对油水运动规律的影响⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．60结论与认识⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯64致{射⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．66参考文献⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．67攻读硕士学位期间发表的论文⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．70V1 第一章绪论1．1选题目的及意义能源问题一直是影响全国乃至全球的一个重大问题，目前石油、天然气在能源中占有很大的比例，是国民经济发展的有力保障，也是国防建设的重要屏障。目前我国陆上油藏己探明未动用储量约30×108t，其中低渗透油藏所占的比例超过50％【l训。近年来我国油气消费量增长较快，且不同地区的低渗透油气藏开发程度都有较大的差异，开发难度也较大，因此需要对低渗透储层进行进一步的研究。低渗透储层物性差、非均质性强、微观孔隙结构复杂等，影响生产上的的开采效果【5。8J。董志区位于西峰油田的中南部，长8油层组为区内主要含油层位，探明含油面积139．4km2，地质储量8468×104t，是西峰油田乃至长庆油田下一步的主要建产区之一。现有的研究成果表明，该区油层主要发育于长81段，储层岩性主要为灰黑色细～粉砂岩、细砂岩，物性相对较差，孔隙发育程度和孔隙连通性较差。经过十余年的开采，研究区长8油藏目前已经进入中．高含水期，水驱效果变差，主要是因为对该区储层的微观孔隙结构及渗流特征研究不充分，导致目前条件下油水分布的情况认识不足。为了提高注水开发效果，有必要对该区长8l储层特征进行翔实的定性描述及定量化表征。本次研究着重在搜集、整理研究区已有的油藏地质研究成果的基础上，开展相关的测试分析化验。从宏观．微观、定性．定量的角度上，充分认识研究区长8储层的沉积相带、岩石学特征、物性、微观孔隙结构及储层非均质性特征，开展储层流动单元评价分析研究。依据储层特征及动单元评价分析结果，开展储层定量化动态产能分析研究，探讨影响储层注水开发的主要关联因素，以期望对董志区长8油层组原油采收率的提高提供理论参考依据。1．2国内外研究现状1．2．1小层对比与划分研究小层精细对比与划分主要是储层研究和地质建模工作的基础。自上世纪80年代以来，形成的小层对比与划分方法主要有切片分层法、等高程对比法、“旋回对比、分级控制”方法以及快速发展的高分辨率层序地层学方法【5‘161。切片分层技术是最早由Cant提出，其基本思想是先用标准层明确研究层的顶面和底面，再等分或者按照一定的比例将研究层进行细分【1。71。之后，Cant又提出了依据明显的测井模式进行区域追踪对比和划分的层序分析技术[181，但受岩性体边界的影响，限制了该方法的应用。等高程对比法是将一条河流的河道沉积物顶面视为等时面，此面与标准层基本平行，即河道沉积物顶面距标准层具有基本相等的“高程”，越靠近标准层小层对比精度就越高， 西安石油大学硕士学位论文而离标准层越远则会由于区域性厚度变化而失去控制，这种情况下一般采用切片界线来控制等高程。目前，这种方法主要应用于千层饼状储层的对比划分。旋回对比方法是针对陆相地层沉积与构造的复杂性而提出的。由于陆相地层形成时的高频基准面很难识别，多次的、局部的、阵发的、迁移的自旋回沉积往往会将异旋回界面掩盖。因此，在异旋回不易识别的情况下，在储层标志层夹持的小层中，采用“自旋回对比、分级控制”方式进行小层的对比与划分。旋回对比方法克服了切片分层技术、等高程对比法的缺点：在平面上，依据砂体相变迅速、厚度变化大等特点，在厚层与薄层问采用相变对比模式。在剖面上，依据新旧河道平面交错、垂向叠置的特点，采用劈层对比模式；从而可以有效识别不同砂体之间的组合关系，提高储层的描述精度。因此，旋回对比方法在我国陆相地层对比与划分中占据重要位置。1．2．2储层流动单元研究储层流动单元最早是由Hearn研究美国HartzogDraw油田Shannon砂岩储层时提出的【191。流动单元划分主要是为了揭示地下储层物性特点和分布，它是根据研究区地质特点选取相关的储层参数，应用数学方法、统计方法进行研究区地质体的分类，把具有相似物性特征、渗流特征的地质体划分为一类单元，以便针对不同的储层采取不同的开发方案和开采工艺，从而提高储层的开发效果【8。⋯。随着储层流动单元研究的逐步推广与应用，该研究也得到了进一步发展与完善。Ebanks研究认为储层流动单元是对岩石中流体流动方面的进～步细分；Amaefule提出流动单元是储层岩石中水力特征相近的层段，是区别于周围其它储层的基本流动单元忙。71，同一流动单元具有相似的储层物理参数，不同的流动单元之间具有不同的岩石物理性质及流体流动规律。经过多年的发展，储层流动单元在国内也有了长足的发展，并逐步得到推广应用，其中的一些研究成果丰富完善了流动单元内容及研究方法【l卜16】。穆龙新等研究认为，同～流动单元应具有相似或相同的渗透特征及水淹特征，是可以在小层或单层砂体内部继续进行细分的基本流动单位【l71。焦养泉、李思田等提出了“建筑结构”学说，将储层流动单元看做储层建筑结构的一部分，是储层沉积体系进一步划分的建筑块体【18,19】。裘亦楠等提出了“渗流通道”学说，认为流动单元是由储层地质非均质性等特点控制的流体流动通道[协201。姚光庆[21,221、熊琦华[23甾l等学者提出了对流动单元概念的不同观点，但偏重于储层岩石的微观角度。在储层流动单元的划分方面，国内外学者也展开了大量的研究工作。焦养泉等人认为，在露头储层相关的研究中，应正确识别隔挡层，并据此划分流动单元，从而提出了露头沉积界面分析法[18j91。F．X．Jian等人提出了储层流动单元的岩相划分法，认为储层流动单元是具有相似岩石物性的三维岩石体。该方法认为沉积因素是控制流体流动规律 第一章绪论的首要因素，通过识别等时地层边界就可以将储层划分为一系列的流动单元【26|。RobertoAguilera、J．M．Alden等人利用R35孔喉半径来识别、划分、评价储层流动单元。R35值可以利用压汞法直接测得或者利用Winland公式计算得到【2¨。J．M．Alden等根据R35孔喉半径的分布范围将岩石物理流动单元分为巨孔喉、大孔喉、中孔喉、微孔喉4种流动单元【281。Amaefule等以修正的Kozeney．Carman方程为依据，推导出划分储层流动单元的流动带指数FZI，从而提出储层流动单元的流动带指数划分法【291。GuangmingTi等提出了一种流动单元的定量化划分方法【30]，此方法以地层划分、对比和沉积相研究为基础，利用储层渗透率、孔隙度等参数，通过聚类分析划分流动单元。在此基础上利用测井解释数据进行平面上其它井点的认识，进而划分出流动单元在平面上的分布。总之，储层流动单元的识别与划分方法已经从定性的、宏观的控制边界划分发展为现在的以定量的、微观的物性特征、渗流特征等差异为分类标准的划分方法，并将先进的计算机技术和数学方法加以应用，突破了储层研究的传统模式，为复杂储层研究提供了新的方法与理念【j卜37J。1．2．3低渗透储层微观孔隙结构概况及研究进展受沉积、成岩、构造作用的影响，造成了低、中一低渗储层内部的差异与复杂。其中沉积作用是低、中．低渗储层形成的的最基本因素，是储层内部结构的决定因素，造成了储层的最基本框架；成岩、构造对储层低渗透性起到关键、重要作用。其中包括：强烈的压实作用、次生矿物的充填，胶结作用及石英次生加大显著降低了储层物性，使原生孔隙保留下来的很少，后期碳酸盐、沸石、长石等矿物发生溶蚀，可以产生大量次生孔隙，改善储层特性。储层微观孔隙结构是指岩石孔喉的大小、分布情况、几何形态及其相互连通性等特征综合的反映1191，国内的微观孔隙结构研究较多的是高渗砂岩，主要集中在我国东部，对于低渗透、超低渗储层的微观孔隙结构的研究不是很彻底，尤其是鄂尔多斯盆地的砂体沉积，通过对储层微观孔隙结构的研究，可以判断流体(气、油、水)的渗流特征、残余油的分布情况等120]。经多位学者多年的研究后，关于微观孔隙结构的理论认识、实验方法都有了很大的进步。常用的研究储层微观孔隙结构的方法有岩石薄片、X-衍射、铸体薄片、扫描电镜等。另外一些先进方法还包括高压压汞分析、微观水驱油、x衍射粘土分析、图像粒度分析等技术，近年来又出现了恒速压汞、核磁共振等高新技术。这样就能够从很多方面对储层的微观孔隙结构特征进行表征(表l一1)137-411。低渗透储层微观孔隙结构的研究已经从单一学科向多学科综合研究，理论研究与实际应用相结合的发展，实验测试手段也不断进步，以便更好地服务储层勘探开发的需求。相对于常规储层，低渗透储层微观孔隙结构复杂多变，且岩石孔喉小，从而导致其渗流特征明显不同于中、高渗透油藏[26-27】。该类储层渗流存在启动压力，只有外加压力 西安石油大学硕士学位论文大于这个启动压力时流体才开始流动，导致储层渗流特征复杂[48-50】。生产上表现为产量差距大、注水压力大、见水速度快的特点，难以开采，总体开发效果不理想。表1-1微观孔隙结构研究汇总表相关研究研究人主要测试手段主要应用理论研究成果成果名称岩石薄片、铸获得面孔率、孔喉大小、粘通过计算机网络对孔体薄片、扫描土矿物类型及含量等参数，低渗透油藏微观孔隙隙结构进行模拟，再配胡志明等电镜、x一衍射静态描述孔隙类型、喉道类结构分析以其它参数资料进行等型及其大小、连通性等数值分析研究获得储层岩石的孔喉相对毛管压力曲线分析新应用分形几何手段进廖明光、彭毛管压力大小、分选性、大小均匀程方法及其在油气藏描彩珍等行微观特征研究度、连通性、流体渗流能力述中的应用可以将储层的有效孔喉分实现半定量．定量研究开，定量评价孔喉对储层的基于恒速压汞技术的于俊波等恒速压汞储层微观孔隙结构特贡献值的大小，特别是喉道低渗透储层物性特征征对储层渗透的影响研究储层渗流特征的方法主要有油水相渗、微观模型驱替实验，以及较为先进的核磁共振技术、HT扫描技术、三维数字岩心等。如表1．2：表l-2渗流特征研究汇总表研究者主要测试手段主要应用研究成果名称理论研究成果研究储层(油、水、气)两相渗流及束缚水、水驱效率等，低特低渗透储层渗流表征储层两相何文祥等油水相渗渗透储层油水相渗曲线具有等渗点低、共渗范围小、残余油处水特征和影响因素渗流特征相渗透率低等特点从微观孔隙方面，直接观察到曲志浩、微观模型驱替低渗储层流体在岩石中渗流的特利用真实砂岩征及测出岩石样品的水驱油效低渗透油层微观水模型研究储层微孙卫等实验驱油特征观孔隙结构及渗率，以及残余油在孔喉中的富集流特征状况通过T2谱来标定流体的可动范围，可直接测量岩石孔隙中的流用核磁共振技术确体特性，获取储层有效孔隙度、对储层流体进赵杰等核磁共振定岩石孔隙结构的实渗透率、可动流体和束缚流体体验研究行定量评价积等与储层物性和产能有关的地质信息可以清晰观测到不同驱替压力X．CT扫描成像技孙卫等X—CT扫描下水驱油的动态过程、残余油饱术在特低渗透储层微直观反映岩石和度变化观孔隙结构及渗流机内部孔隙、喉道及其配置关系理研究中的应用朱益华、三维数字岩心在数字岩心基础上提取出真实岩石物理的理论模应用数学算法岩石孔喉网络模型用逾渗理论计建立三维数字岩陶果等技术拟和数值实验新方法算渗流参数心前人已经在渗流特征研究方面取得～些成果，包括上述一系列方法、理论研究，但是关于其机理、与其他因素的关系，研究还需要进一步进行，还不能完全解决油田上渗流的一些问题，所以对储层微观孔隙结构及渗流特征的深入研究具有重大意义。4 第一章绪论1．3研究思路及技术路线在区域地质、测井、岩心等资料收集、整理的基础上，进行地层精细对比划分与沉积微相、砂体展布研究。综合应用多种分析测试手段确定岩性、物性特征与成岩作用的类型及其成岩期次，评价孔喉大小、孔隙类型及孔喉组合等特征，综合评价长8储层微观孔隙结构，在此基础上，再结合动态资料分析影响储层油水分布的主控因素，阐述低渗透储层微观孔隙结构和渗流特征对油水分布的控制作用。主要技术路线见图1—1。l钻井资料Il岩心资料||测井资料1分析测试资料上，1r1，上I沉积微相Il砂体形态lI单砂体识别II孔隙结构II储层非均质¨流动单元IlIlI毒上I沉积微相孕砂体展布II储层特征l土I储层分类及评价I图1-!本文技术路线图1,4研究内容及工作量(1)小层对比划分及构造特征在区域地质研究的基础上，利用测井、实测资料与生产层段相结合，对董志区长8油层组进行小层划分，并分析不同层段的构造特征及变化。(2)沉积微相、砂体展布根据钻井及测井解释结果，结合区域沉积背景，研究长8油层组的沉积相类型，并进行亚相、微相划分，分析不同小层的沉积微相及砂体展布特征。(3)岩性、物性及成岩作用应用实验分析资料对长8储层进行岩性、物性以及成岩作用的分析，从而判断不同物性、成岩条件下的孔隙、渗流、产量变化。(4)微观孔隙结构、渗流特征选取不同产油井主要层段进行试验分析，描述不同孔喉分布岩样的不同渗流能力及注水下不同的残余油状态，进而分析油井产量的差异。(5)油水分布研究在小层基础上，分析微相、构造、成岩以及注水对不同储层的孔隙结构、渗流特征的影响，进行油水分布状态探讨。 西安石油大学硕士学位论文论文完成的主要工作量见表1．3：表l-3主要完成实验、图件统计表实验分析图件绘制观察岩心6口井顶面构造图4幅铸体薄片鉴定30块小层对比、油藏剖面图20幅扫描电镜6件砂体厚度等值线图4幅x衍射10件沉积微相平面图4幅高压压汞、水驱油9件油层有效厚度图4幅油水相渗实验8件孔、渗、饱等值线图12幅1．5研究成果在构造、沉积基础上，对董志区长8储层进行小层对比划分，然后进行沉积微相及砂体展布研究，应用各种实验资料(铸体薄片、扫描电镜等)对储层岩性及物性、成岩作用进行研究，继而对长8储层中重点层位进行微观孔隙结构和渗流特征研究，最后结合生产曲线、注水资料，对长8储层油水分布情况进行研究。(1)按照旋回对比，分级控制的原则，把长8l油层划分出4个小层(长811、长812～、长81M、长813)。其中长811、长813小层砂体欠发育，分布局限；长812。长812之小层砂体发育广泛。(2)董志区长8储层碎屑组分以石英、长石为主，粒度上以中粒为主，粗粒次之；岩石类型主要为长石石英砂岩、长石岩屑砂岩；分选好；磨圆度以次圆为主；颗粒接触方式有点接触、点．线接触、线接触；胶结类型主要为孔隙-力Ⅱ大胶结；粘土矿物主要有伊利石、高岭石，结构成熟度中等。(3)层内非均质研究表明，长811、长812～、长812。2、长813各小层总体上层内属于严重非均质。层间非均质研究表明，长8。油层具有较强的层间非均质性。平面非均质研究表明，研究区砂体平面上呈不规则条带状或土豆状分布，剖面上呈板状或多以项平底凸、两侧不对称的透镜体为主，长812～、长812五小层河道规模较长811、长813小层大。各砂体砂岩的孔、渗、饱、泥质含量分布与砂体分布基本一致，平面上物性分布明显受沉积相控制。(4)储层微观孔隙结构复杂、粘土矿物类型和含量高等影响着储层中油水的渗流能力，整体可动流体饱和度较高，真实砂岩微观模型上水驱类型以指状为主，可以看出储层的渗流能力强仅仅体现于局部位置。以孔隙度大于7％，渗透率大于O．1×10。岬2为储层标准统计：董志区砂岩岩心孔隙度为9．31％，渗透率为0．60×10。3lain2，含油饱和度为69．61％。(5)以有利微相带砂体的平均有效厚度、孔隙度、渗透率、饱和度、流动带指数为参数，运用模糊数学聚类分析、判别分析等储层评价分类方法，对研究区进行精细的流动单元划分，将研究区长8I储层划分为4类，即I类储层，II类储层，III类储层，IV类6 第一章绪论储层。(6)根据董志地区长81油藏的开发概况，提出存在的主要问题，主要分析储层流动单元与注水开发过程中各种生产状况的关系，研究储层特征对注水开发的影响。 州安“油人学硕十学位论文第二章区域地质概况及地层划分对比2．1区域地质概况鄂尔多斯笳地是一个横跨陕、甘、宁、蒙、晋五省区，发育在华北克拉通之上的多旋回叠合型简地．是我国形成历史最早、演化时间晟长的沉积笳地，该搞地轮廓呈矩形，面积约25x104km2，周缘为山地环绕，东依山西吕粱山、中条山，西靠内蒙与宁夏交界处的贺兰山、宁夏与甘肃交界处的六盘山，南至秦岭，北临内蒙的大青山。盆地基底为太古界和早元古界变质岩组成，上覆沉积盖层仅缺失志留系和泥贫系。其中．中上元古界、下古生界主要以海相碳酸盐岩沉积为主，厚度600～4600m；上古生界主要以河流、湖泊沼泽相沉积为主，地层厚600～1700m；中生界主要以内陆河流、湖泊沼泽相沉积为主，地层厚500～3000m。该盘地在古生代时是华北地台的重要组成部分。中生代时受西缘冲断带左旋走滑作用和印支运动导致的华北地台解体的影响，导致鄂尔多斯箍地产生拗陷，沿西缘冲断带下滑，逐步形成南低北高、西深东浅的地向斜，晚三叠世时开始演化成大型内陆湖泊盐地。盆地西部于燕山旋回的中期受推挤作用，使盘地坳陷部位向东迁移．然而笳地东部逐渐抬升，从而使得与华北盆地分离开来，成为独立的鄂尔多斯盆地。根据盆地重、磁、电特征、基岩埋深、现今构造等基本地质条件，结合盆地的构造演化，鄂尔多斯盆地可划分为6个一级构造单元和22个二级构造单元。6个一级构造单元分别为：东部的晋西挠裙带、南部的渭北隆起、西部的天环拗陷和西缘逆冲带、北部的伊盟隆起以及中部的陕北斜坡(图2—1)。研究区位于陕北斜坡的西南部倾角仅为05～l矿。斜坡上发育有(据《中国石油地质志·卷十二》该斜坡形成于早白垩世，呈微向西倾斜的单斜构造．系列由东向西倾没的低幅度鼻状隆起构造．鼻状隆 第二章区域地质概况及地层划分对比起构造的起伏形态和倾没方向与斜坡的倾向近于一致。这些鼻状隆起与研究区三角洲砂体有机配合，往往是油气聚集的有利场所。2．2地层划分与对比地层的划分和对比是石油开发地质研究中的最基础环节，为后续研究工作奠定了基础，同时也是研究工作中的重点和难点所在。地层的划分务必要准确无误，地层划分一旦出现错误，后续研究工作就是徒劳无功。结合本次研究目标的实际情况，确定地层划分精度为细分到砂层组，后续研究工作在各个砂层组内分别展开。2．2．1研究区地层发育概况鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组是一套以湖泊一三角洲沉积为主的陆源碎屑岩系，沉积厚度约1300m，其底部与中三叠统纸坊组呈假整合接触，顶部受到不同程度的侵蚀，与侏罗系下统呈假整合接触。通常按岩性特征将延长组自下而上分为T3y1、T3Y2、T3Y3、T3Y4和T3Y5五个岩性段，并进一步按沉积旋回、标志层和含油性特征，将其自上而下细分为长l～长10等10个油层组(表2．1)，油层组之间或油层组内部分布着厚度小、电性特征明显的凝灰岩或碳质泥岩标志层(K1"-一K10)(表2—1)。2．2．2地层划分对比的方法地层划分与对比的目的是建立研究区域及层段内的等时关系。地层对比之前先要进行地层划分，实际上就是沉积旋回的划分，它关系到地层对比的可操作性和准确性，在此过程中必须遵循以下几个原则：(1)以岩心资料为基础。从单井岩心剖面的岩性和组合规律入手，包括砂岩的粒度、砂泥岩组合规律、泥岩的颜色、岩石结构与构造、古生物化石、特殊岩性(标志层)等，初步划分各井的沉积旋回，进而追溯对比全区沉积旋回的演变规律，统一全区沉积旋回的划分与油层的分层。(2)由d,N大逐级划分。在划分单井的沉积旋回时，应首先根据单层的岩性组合划分最低级次的沉积旋回，而后根据低级次沉积旋回的组合规律，在划分较高级次的沉积旋回。依次顺序逐级划分，直到最高级次。(3)沉积旋回性应与沉积相类型相适应。如三角洲平原相沉积储层以正旋回为主，分流间湾相可做为隔层，三角洲前缘(具有进积作用，后期冲刷改造不强烈)沉积储层以反旋回为主，前三角洲相可做为隔层，而重力流形成的各种扇体，由于快速堆积而一般不显旋回性。 西安石油大学硕士学位论文表2-1陇东地区延长组地层简表(据长庆油田公司研究院资料)地质时代厚度标岩性描述士系统段油层组(m)Jb层第五段长10．240暗色泥岩、泥质粉砂岩、粉细砂岩不等厚互层，KoT3Y5夹炭质泥岩及煤线K8上第四段长2125．145灰绿色浅灰色细砂岩夹暗色泥岩K，T3Y4长3100．100浅灰、灰褐色细砂岩夹暗色泥岩K6延长4+580．100暗色泥质岩夹浅灰色粉细砂岩K5=长6135-45浅灰色粉细砂岩夹暗色泥岩k——长6235—45褐灰色块状细砂岩夹暗色泥岩K3二长6第三段灰黑色泥岩、泥岩粉砂岩、粉细砂岩互层，长长633540K2T3Y’夹薄层凝灰岩叠长7l30_40粉细砂岩夹暗色泥岩、碳质泥岩叠长7长7230．40粉细砂岩及暗色泥岩，碳质泥岩互层长7330-40暗色泥岩、碳质泥岩、油页岩夹薄层粉细Kl砂岩，及薄层凝灰岩组长8l30．45灰色粉细砂岩夹暗色泥岩、砂质泥岩第二段长8系统长8230-45灰、灰浅色块状细砂岩夹暗色泥岩T3Y2长990—120暗色泥岩、页岩夹灰色粉细砂岩Ko第一段长10280灰色厚层块状中细砂岩，底粗砂岩T3Y纸坊组Tl+2灰紫色泥岩、砂质泥岩与紫红色中细砂岩互层(4)各级次划分规模和界限要从含油剖面具体实际和生产出发。不同地区和油藏类型，油层的厚度和分布规模大不一致，以保证尽量不分隔连通的油层为基础，同时保持划分界限具有相对稳定、易识别的标志，并与实际生产中的命名和注采实际相结合，确保地层划分的准确性、可操作性和实用性。地层对比工作主要依据测井资料进行，在此过程中应遵循以下几个原则：1)区域标志层的约束。标志层是地层剖面上岩性特征突出、岩性稳定、电性特征明显、分布范围较广且厚度变化不大的岩层。选择标志层控制分组、分段界限，是提高旋回对比精度的重要手段，标志层愈多，划分、对比就愈可靠。2)先对大段，再对小段，旋回控制。3)、参考厚度和高程。地层的厚度变化主要受沉积古地貌和同生构造控制，其分布具有明显的规律，在小的区域内一般都具有稳定性，同时在构造活动弱的地区，一般同一地层的项底面构造与区域背景具有一致性。4)根据测井曲线、录井、生产等资料进行综合对比，保证全区闭合。lO 第二章区域地质概况及地层划分对比2．2．3长8油层组划分与对比(1)小层划分西峰地区地层对比的主要标志层为长7下部的高电阻、高伽玛的页岩及长8顶部的低阻凝灰岩，在全区分布稳定，特征明显。采用“旋回对比，分级控制”的对比方法，通过各种测井曲线，分析曲线形态的变化幅度、泥质夹层以及旋回性的分布特征，经过反复比对研究，将研究区长8油层组划分为长8l、长82两个油层亚组。由于油层主要分布于长81油层亚组，长82基本不含油，因此，对长8l油层亚组根据次级沉积旋回，进一步细分为长811、长812～、长8lM、长813四个小层。图2—2为单井划分结果，1、2、3、4d,层分别对应长811、长812～、长812。2、长813小层。图2-2单井剖面小层划分图(2)小层对比由于陆相沉积地层的岩性及砂体厚度变化较大，区块沉积相类型和剖面特征差异极大，因此需要存研究区不同位置选择钻井、录井、测井等资料齐全的井，以单井相分析为基础划分单井旋回和层组，作为研究区小层对比和划分的出发井，也就是标准剖面井。在小层划分标准确定、单并划分基础之上，对研究区所有完钻长8的井进行了反复对比，并绘制了5条连井对LC音IJ面，通过连井砂体对比和纵横向剖面井点的闭合，进一步明确了层内砂体对比的界限，形成了小层划分对比数据表(图2—3～图2—4)。 西安石油大学硕士学位论文GRIDER／IMERGRIDER／IMERGRIDER／IMERGRIDERJlMER，j|!ll小0X59X56)(39X29X14X32≮≤≮爹㈡>≠‘多。、]=I：I．j．’c、i÷．1i≤。釜￡1亨j{p≯5‘≮雕。；‘≤一f、尹‘尹5．、j【、81己，厂图2—3西峰油田董志区西59井一西32井长8l层小层对比剖面图GRIDER／IMERGRIDER／IMERGRIDER／IMERg}≮l乏》{睾弩蕾l长8Ifl，-一；f图2．4西峰油田董志区西40井一西21井长8l层小层对比剖面图12 第三章沉积微相特征沉积环境和相决定着地层的岩石类型、岩石组合及其纵横向分布，决定着储层的发育、分布及特征。因此，沉积相研究，特别是沉积微相的研究是进行储层评价的基础，也是建立准确、客观的地质模型的重要环节。3．1区域沉积背景根据前人的研究，长8沉积时期，鄂尔多斯盆地水域面积大、地形较为平坦、物源充分，因而盆地沉积厚度较大。湖盆内西部及东南部的古陆边缘主要分布着浊积扇、扇三角洲。面积不广，但是厚度大。在湖盆北部、东部以及西南部，均分布着发育强烈的三角洲。根据前人研究，围绕湖盆的东部、北部和西南边缘，依次发育多个湖泊三角洲，三角洲平面分布上轴长都在100km以上，轴宽15km-30km以上，呈向湖笳方向推进强烈的鸟足状或朵状。朵体问由相对较狭窄的湖湾所分割，构成相问分布的半环状三角洲裙带(图3—1)。昙。舄。鼠恿r-'q二景螽LJL*图3．I鄂尔多斯盆地长8岩相古地理图(据何自新、赞静，2004 两安石油大学硕十学位论文3．2主要沉积相标志沉积相标志(简称相标志)是指最能反映沉积相的一些标志，它是相分析及岩相古地理研究的基础(刘宝瑁，1980)，主要包括岩性标志、古生物标志及地球化学标志。通过对西峰油田董志区取芯井钻井岩芯的系统观察与描述，结合地质录井、测井曲线、岩心分析化验等资料，以下为主要相标志类型。1)颜色颜色是沉积岩最直观、最醒目的标志，对沉积环境水介质的物理化学条件具有良好指示(何幼斌等，2007)。野外露头及大量的岩心观察表明，研究区长8段泥岩颜色以杂色、灰色、浅灰色为主，并且含有大量的钙质结核和铁质结核。砂岩丰要呈浅灰、灰绿色，颜色特征反映了本区长8属浅水弱还原的沉积环境。2)沉积构造沉积构造是沉积时水动力条件的直接反映，是恢复古沉积环境、判断沉积相的重要标志之一。根据岩心观察，董志区长8l油层主中发育丰富的沉积构造，常见的有冲刷充填构造、砾石的叠瓦状排列、流水波痕、块状层理、板状交错层理、斜波状层理、平行层理、压扁层理、水平层理等(图3—2)，沉积构造特征反映了本区长8段牵引流的水动力机制。3)砂岩的粒度分布碎屑岩的粒度分布受沉积时水动力条件的控制，是原始沉积状况的直接标志，可直接提供沉积时的水动力条件。常用于判断沉积环境的粒度特征有概率累积曲线、粒度分布参数、粒度参数散点图、C—M图等(刘宝瑁，1980)。(1)概率累积曲线砂岩的概率累积曲线可以较好地区分砂体的搬运性质和水流强弱，有无回流特点。通过对区内大量长8砂岩粒度资料的归纳整理及统计，研究区长8l砂岩的粒度概率曲线主要有“两段式”、“三段式”、“多段式”3种类型。①两段式由跳跃、悬浮两个次总体组成，并以跳跃总体为主，占90％以上。反映牵引流的搬运机制，为河道砂的典型样式(图3．3a)。②三段式由滚动、跳跃、悬浮三个次总体组成。滚动组分欠发育(一般<1％)，以跳跃组分为主，含量70％～90％，悬浮组分相对较发育，含量5％～20％。该类型反映了典型的牵引流搬运机制(图3．3b)。③多段式由滚动、跳跃及悬浮三个次总体组成，其中跳跃次总体又分两个更次一级的总体。以跳跃总体为主(>90％)，反映了水流密度较小；悬浮组分含量较少(1％左右)；滚动14 第三章沉积微相特征组分不发育(<1％)。分选较差，反映快速沉积的特点(图3-3c)””替臀紫薏封””奴jf汹灰白色泥质粉砂岩中的沙纹屠理西l30并，1—24／94灰白色细砂岩．发育平行屠理西130井，1-26／94图3-2董志区长8-中发育的主要沉积构造 西安石油大学硕+学位论文岛。‰。如。刍。jj孙。n。矗㈨i。ok。c；：¨}Jf‘‘删jb．二段式^1‰。如。‰。i。k，“i．。‰：#，‘“C．多段式图3-3董志区长8。砂岩的粒度概率曲线图(2)砂岩粒度参数前人的大量研究表明(Fridman，1967；Sahu，1964；Folk，1964)，不同沉积环境形成的砂岩，其粒度参数存在一定的差异。萨胡根据福克的粒度参数计算公式，计算了大量已知沉积环境样品的平均粒径(Mz)、标准偏差(口执偏度(．踊)和峰态(‰)，采用线性多元判别分析的方法，得到4个综合判别公式和关系图，用于区分沙丘、海滩、浅海、河流和浊流等5种沉积物，其公式如下：(DY风、海滩=-3．5688Mz+7．7016盯，2—2．0766SK+3．1135KGY<2．7411一风成沉积；Y>2．7411一海滩沉积⑦Y浅海、海滩=15．6534Mz+65．7091口，‘一4．8932SK+0．0482KsY<65．3650一海滩沉积；Y>65．3650一浅海沉积④Y浅海、河流=0．2825Mz一8．7604crl2+18．1071SK+18．5043KcY<．7．4190一河流或三角洲沉积；Y>．7．4190一浅海沉积(DY河流、浊流=0．7875Mz一0．4030口，+6．7322SK十5．2927‰Y<9．8433一浊流沉积；Y>9．8433一河流或三角洲海沉积式中：胞一平均粒径；口，一标准偏差；豚一偏度；Kn一峰度将本区长8段砂岩粒度统计参数代人上述公式⑤、④，均反映为河流或三角洲沉积(表3—1)。表3-1利用萨胡公式计算沉积环境数据表井号样品数平均粒径标准偏差偏度峰度浅海／三角洲三角N／浊流D77—49172．390．800．301．82—7．706913．1188D81．5092．950．850．351．59．8．241012．6089D75—5462．501．57O．623．13．15．923721．5505X1126O．610．341．171．02．8．480413．6688X11932．180．890．381．95．8．940414．1327X13192．491．14O．422．54．11．209417．5438X33153．631．300．40O．89—12．26769．8444X8182．190．800．241．83．7．469912．6235X4172．580．8l0t301．73．7．744712．7731(3)粒度C—M图 第三章沉积微相特征帕塞加(Passega，R．1964)认为，c、M这两个参数最能表明沉积作用的营力。将本区大量长8砂岩样品的C、M值投影于帕塞加的C—M图中，可以看出，研究区样品主要为牵引流沉积。其特点是主要发育PQ—QR—Rs段，说明以递变悬浮和均匀悬浮沉积为主，这正好也是河道沉积的特点(图3—4)。100008000600040002000／^、置i、一，U100080060040020010080604020甲≥u．￡Uh壬j翻■P名CnSR5鳓Z‘淙‘隧氐1多。良}萝∞／一w“／^nnavo／““彳nn．k后三””／芦名0uo‘÷“／wM(iam)lO20图3．4西峰油田董志区长8．砂岩c—M图4)古生物化石在不同的沉积环境中都有与环境物理化学条件相适应的生物组合、生态特征，并随着环境条件的改变而不断的变化和更替。因此生物组合、生态特征是判断古沉积环境的重要标志。通过对邻近野外剖面及大量钻井岩心的观察，研究区长8段砂、泥岩中可见大量的碳化植物碎屑，局部聚集为煤线。泥岩、粉砂质泥岩中常见垂直生物钻孔(图3—5)。古生物化石反映研究区长8沉积时期处于滨浅湖～三角洲平原的沉积环境。3．3沉积相类型及主要微相特征3．3．1沉积相类型通过对董志区大量钻井岩心中沉积相标志的详细分析，结合鄂尔多斯翁地长8期的区域沉积背景，将董志区长8l油层确定为三角洲相，区内主要发育三角洲前缘亚相沉积，并进一步细分出水下分流河道、水下天然堤、河口砂坝、水下分流间湾等沉积微相(表3—2)。 阿安石油人学硕_}=学位论文尸-—一^’—1，一一■一灰■色泥质粉砂岩与灰白色的粉砂岩互层见垂直虫孔．西130井，l-27／94．。．鬈1’／，1翳灰黑色的粉沙质泥1岩30’|F层,面2-上64见／8碳3化柱物碎屑图3-5董志区长8，中的生物化石表3-2西峰油田董志区长8，油层沉积微相划分表沉积相弧相微相发育层位三水F分流河道角三角洲前缘河口砂坝K8l水F天然堤洲水F分流问湾3．3．2主要沉积微相特征(1)水下分流河道微相水下分支河道是三角洲平原分支河道入湖后在水下的延伸部分，在向湖延伸过程中，河道加宽，深度减小，分叉增多，流速减缓，堆积速度增大。岩性由中一细砂岩、细粒岩及粉砂岩所组成，具有正粒序剖面结构特征，沉积构造从下至上具有底冲刷、粒序层理、平行层理、板状层理及砂纹层理等，在相序上与三角洲前缘水下天然堤、分流问湾密切共生(图3-6)．粒度分布以跳跃总体发育为特征。在测井曲线上表现为自然电位、自然伽马曲线呈箱形、钟形或齿化的箱形、钟形；电阻率曲线视岩层内流体不同幅度可高可低。一般幅度较低时为水层，幅度中高时为油层。水下分流河道砂体在剖面上与下伏的河口坝砂体沉积呈截切超覆关系，而边部与水下天然堤或分流问湾沉积呈渐变关系，构成连续向上的正韵律，常造成下伏砂体的上部细粒部分被侵蚀而形成多个砂体的叠加(图3—7)。在平面上具备一定的离散辐射状向湖盆方向延伸，并由不同级次的河道频繁分流’汇合，构成向湖盆不断推进和扩大的网状水系。『，一々■■■l。■■—1 第三章沉积微相特征水下分支河道蕾潍，‘太水下分流河道沉积测井曲线特征奚鑫蓬翥窈喜：菱害F水夹薄层粉砂岩。发育”、砂纹层理。天煞堤沉积水下分流河道沉积圈3-7西蜂油田董志区长e-三角洲前缘水下分流河道一天然堤沉积相序(2)河口砂坝微相河口砂坝是三角洲前缘亚相中最为典型的微相，是河流注入湖泊水体时，由于河流的分叉作用及河口与湖水的抑制作用，河流流速骤减河流携带的大量载荷快速堆积下来而形成。在垂向上与水下分流河道微相或分流问湾微相密切共生。由于鄂尔多斯盆地延长组沉积期，湖泊水体深度不大，湖底地形较平缓，形成的三角洲属浅水台地型三角洲(梅志超等．1991：韩永林，王成玉等，2009)，从而形成以水下分流河道沉积为主而河口砂坝沉积相对不发育的特征。本区长8油层组沉积也具有相似的特点。区内钻井中虽然可见到频繁发育的河口砂坝沉积，但其厚度不大，一般为0．¨．Om，上部常受到水下分流河道的冲刷截切而保存不全，局部缺失，较少见到由多个河口砂坝连续叠置构成的强烈进积序列(图3．8)。但从总体上看，河口砂坝仍为研究区长8．油层中较常见的沉积微相之一，且其上部含油性较好。单个河口砂坝的规模虽然较小，但其发育频率仅次于水下分流河道，常呈残积体与水下分流河道同方向迁移展布，或位于分流河道的前方。其突出特征是具粒度向上变粗的反韵律沉积序列，自下而lg；蟹砾层板交选的行的状分好平好槽，较糙较和岩。圆粗为理砂好磨育上层细较见发其错理均部，，交层圆底石理状错磨驽m鲫 州安石油大学硕十学位论文上由泥质粉砂岩、粉砂岩过渡为细砂岩、中砂岩，砂坝中上部主要为厚层一块状的砂岩层，分选较好，发育板状交错层理、平行层理、波状层理，层面上有时见波痕，泥质粉砂岩中见垂直生物钻孔。砂体横剖面为上凸下平的透镜状，如果下伏泥岩厚也可因压实沉陷呈下凸镜状。电测曲线上河口坝沉积表现为：自然电位、自然伽玛曲线显示为漏斗形，底部渐变，顶部突变，微电极、视电阻率曲线也呈向上测值增大的漏斗形曲线(图3．9)。泥图3．8西峰油田董志区长81水下分流河遭一河口坝沉积层序嗣口坝沉积区长81河口坝沉积测井曲线特征(3)水下天然堤微相水下天然堤为洪水期溢出水下分流河道的泥砂于分流河道两侧快速堆积形成的堤状沉积，横向上呈向河道方向迅速变薄的楔形体，其主要特征如下；沉积粒度比水下分流河道细，悬浮组分高，以浅灰色粉砂岩、细砂岩为主，并常与泥岩或粉砂质泥岩伴生形成薄一中厚层互层。水下天然堤砂体往往在河道的凹岸一处保存良好，单层厚度一般1．5—3．Om，远离河道方向，岩性变细，泥质增多，砂体迅速变为砂泥互层沉积。电测曲线表现为自然电位、自然伽马曲线幅度较低，其中存在幅度略 第二章沉积微相特征高的指型、手掌型或齿化指型粉细砂岩(图3一10)国3—10西峰油田董志区长8，水下夭然堤微相沉积测并曲线特征(4)水下分流问湾微相水下分流间湾是指位于水下分流河道之间的小型沣地环境．一般以接受洪水期溢出水下分流河道或远源的悬浮泥质较均匀的沉积为主。岩性主要为泥岩和泥质粉砂岩的韵律薄层组合，其厚度变化较大，为05～lm。发育水平层理、砂纹层理．显示该微相主要处于较平静的低能环境，含化石丰富，以碳化植物碎片为主且沿层面密集分布，显示了这些植物碎片均为洪水期由外部搬运而来，空问上常与水下分流河道共生(图3一11)。口!■囝间湾沉积震雾霉羹装毳袈黼、卷姜①小型槽状交错层理细砂岩，阃逼一般不舍砥．但；十刷面明显闾湾尊问湾沉积琉顿②渡状层理细砂毒、．一粉砂岩层理规模较小沓l①小型槽状交错层理细砂岩河道一般不含砾．但冲刷面明显图3．11董志区长8，三角洲前缘小型水下分流河道一分流问湾沉积相序囤3．4剖面相分析以单井相研究为基础，根据单井相测井曲线的形态以及韵律组台等特征，绘制了研究区多条沉积微相连井剖面图(图3一12、3一13)。由沉积微相连井剖面图可以看出：(1)本区长8·油层均属三角洲前缘亚相沉积，发育水下分流河道、河口坝、水下天然堤及水下分流间湾4种微相类型．其中占主导地位的砂体微相为水下分流河道，河口坝相对不发育。用目 曲安石油人学硕+学11：]：论文言薹≤三耋主i蚝蓄霪叁亨【_面i萆莹量重三二二三二零孽≮≯jr!’。i黪一一。’一；=舢目图3．12董志区董66-59--董69-57一董73—55一董7■53一董81-52井长8-沉积相剖面图■_mF*m"Im-．。z’。”m¨目．j——MJtm’圈3-13董志区董73-6忙董73-57—董73．55一董7，-50井长8-沉积相剖面图(2)对比发现，长811、长813小层砂体发育较为局限，分别处于长8-油层沉积的末期和初期，为物源供给不充分情况下形成的离散式储层沉积。而长812～、长8120小层砂体发育广泛，几乎覆盖整个研究区，处于物源供给充分时期。长8，20小层沉积后受到长8-。‘小层的改造。形成垂向和侧向的切叠砂体．因此属于丛聚式储层沉积。(3)沿着物源方向(北东一南西方向)，水下分流河道砂体延伸长、连续性好。垂直于物源的方向(北西一南东向)，水下分流河道砂体砂体欠发育，宽度小、延伸性差。(4)在分流河道间，主要为泥质沉积。但在洪水期，砂质物质可能漫出河道而在河道间形成一些小型的、弧立的砂体。这些砂体较薄(夹于泥岩中)，横向连续性较差。(5)水下分流河道的横向迁移形成了成片分布的水下分流河道复合体。一般地，河道与河道之『白】存在河道间泥岩，但这些泥质由于水下分流河道的迁移、冲刷而被侵蚀，但冲刷作用又不可能整整齐齐地将泥质河道问沉积全部侵蚀掉，这样，水下分流河道复合体内就会存在斑斑块块的河道问沉积，它们孤立于砂体中，所占面积不大。 第三章沉积微相特征3．5沉积微相的平面展布特征依据单井沉积相分析和沉积微相的剖面变化，结合测井相模式，对董志区各小层沉积微耜的平面变化进行研究。由于本区的含油层段主要位于长8-油层亚组，因此本文未对长82油层亚组的沉积微相平面展布进行分析。(1)长8-’小层长8，3沉积处于三角洲向湖盆推进的初期阶段，由于物源供应相对较弱，水下分流河道的发育较为局限，平面上呈较窄的条带状。该沉积期，区内发育2条分流河道，分别呈南北向和南西一北东向展布，并在研究区中部汇合并分箭，分流河道内局部发育小型河口坝沉积。河道之『自J为大范围的水下分流间湾沉积(图3—14)。(2)长812-2、长8l。1小层伴随着湖平面的下降，物源供应的增强，至长8t2～、长8。2。沉积期，河流向湖泊进积的强度增大，研究区处于长8．三角洲发育的鼎盛时期。长8，2～、长8一”砂体总体呈北东一南西方向展布，物源主要来自南部及西南部，即沉积微相带和砂体的展布均是沿着物源的方向，也体现了沉积微相对砂体展布的控制作用。在长812时期，研究区沉积形成了细．粗．细的一个完整旋回，沉积微相以水下分流河道为主，局部地区发育河口砂坝及分流『自J湾等微相(图3．15、图3—16)。 州安石油人学硕十学位论文(3)长811小层长8-1时期．由于物源供应的减少，河流进积作用减弱，水下分流河道的规模明显减小，研究区的砂体发育面积较为局限，大致呈南西一北东向沿河道展布．水下分流河道较窄。沉积微相仍以水下分流河道为主，但水下分流『自J湾的分布范围较长8，2期明显增大(图3．17)。 第二章沉积微相特征 两安石油人学硕十学位论文第四章储层特征4．1储层岩石学特征(1)岩石类型及组分岩心观察及铸体薄片的鉴定结果表明，研究区长8·储层以细～中粒砂岩为主。碎屑成分复杂，有石英、长石和暗色岩屑．其中石英含量为235％333％。平均289％；长石含量2707％．,-4225％，平均占3321％；岩屑成分复杂，有火成岩(包括隐晶岩、喷发岩等)、变质岩(包括石英岩、板岩、片岩、千枚岩等)、少量沉积岩(主要为泥质岩)岩屑，其中火成岩岩屑含量45％13％，平均974％；变质岩岩屑含量4％～176％，平均1l3％；沉积岩岩屑含量极少。根据福克(Folk，1964)砂岩分类，砂岩类型主要为长石岩屑砂岩。其次为岩屑长石砂岩(图4-1、图4-2、表4-1)。3530^25暑20藿1510505六——亦_矗—六一固4．1西峰油田董志区长8，1储层砂岩成分分类图／羽扪mE／_】-琏炎KT】炎火f戊7"J变埙7卅』rlvB!_"JlLEm她物成分图4-2董志区长8储层岩石碎屑矿物组分分布柱状图 第四章储层特征表4．1董志区长8储层岩石碎屑组分含量表彳i英类长石类火成岩屑变质岩屑沉积岩屑其它填隙物成分井号(％)西3326．2l27．079．4l14．240．917．7314．31西3925．4728．93lO．0517．600．565．0912．40两5728．0036．OO13．004．0002．0017．00两8l28．3336．5811．176．925．002．6713．50董75．5423．5042．259．257．5005．5012．00董77—4927．1537．9512．005．15O3．1714．90董81—5028．2029．004．5013．801．5010．7013．00西11233．3029．50lO．5014．0003．409．38两12530．2036．108．9013．6002．6010．08西12930．5028．708．6516．200．504．8511．28平均28．9033．219．7411．301．694．7712．78(2)填隙物成分研究区长8储集砂岩的填隙物主要为粘土矿物、碳酸盐矿物和硅质。粘土矿物主要有伊利石、绿泥石、伊／蒙混层、高岭石等，碳酸盐矿物主要为铁方解石、方解石及少量的白云石。填隙物总量～般在7％～18％之间，平均13．4％。其中以高岭石、绿泥石、方解石、硅质和铁方解石的分布最广，几乎在所有井中均可见到(表4．2)。表4-2董志区长8储集砂岩的填隙物组分统计表铁白铁高岭水云绿泥凝灰方解h——白浊网状成份佃母石质石解五——沸硅质长石质总量(％)石(％)粘土(％)石(％)含量(％)1．11．54．00．5O．32．9O．30．00．11．10．01．613．4(3)结构特征粒度分析表明，研究区长8储层以细砂为主，占67．05％～70．02％，中砂次之，占24．3％--一26．3％。粒度中值平均为0．16mm；标准偏差平均为0．82；偏度平均为0．5；峰度平均为3．0(表4—3)。碎屑颗粒呈次圆一次棱角状，分选中等，胶结类型主要为孔隙式、薄膜-孑L隙式。表4—3西峰油田董志区长81储层薄片粒度分析统计表粗砂中砂细砂粉砂泥标准粒度颗粒粒级偏度峰度中值总数(％)偏差(mill)(个)含量(％)0．4224．3067．054．134．210．82O．503．00．16446 西安石油大学硕+学位论文4．2储层物性特征受沉积、成岩及构造活动的影响，不同层段的砂岩物性特征也有很大的不同。通过统计不同层段砂岩的孔隙度、渗透率数据做出物性的平面分布图，从而分析研究区不同层段的测井物性特征。4．2．1储层物性的一般特征董志区长8l储层单块样品孔隙度为7．0％～16．7％，单井孔隙度在8．42％11．2％之问，平均为9．86％；单块样品的渗透率在0．1～24．8×10。3rtm2之间，单井渗透率在0．29～1．34×10‘3“m2之间，平均为0．7×10’3um2。从孔隙度频率分布图(图4—3)也可以看出，董志区岩一t5样品分析的孔隙度主要分布在5％～12％之问，孔隙度小于5％的样品占9．1％，大于12％的样品仅占8．26％(表4．4)；从渗透率频率分布图(图4—3)也可以看出，董志区长81储层的渗透率分布较为分散，但主要集中在0．1～1×10。肛m2范围内，其中小于0．3×10。3“m2的样品占46．25％，大于1×10。肛m2南区要差。图4—3董志区长8，储层孑L隙度、渗透率频率分布图表4．4西峰油田董志区孔隙度、渗透率频率分布表孔隙度区间<88～12>12渗透率区间(％)(10一¨m2)<0．30．3～1．0>1．0频率38．4353．38．26频率46．2539．1514．64．2．2物性参数的测井解释储层物性的测井解释方法大致分为两类：一是“岩石体积模型法”，二是“岩心刻度测井法”，实践证明后者更适合地质人员利用测井资料解决地质问题。因此，本文采用“岩心刻度测井法”对测井解释储层物性进行校正。在对研究区取心井岩心深度归位基础上，统计岩心分析的孔隙度、渗透率，并与相应的测井解释结果对比发现，测井解释的储层物性与岩心分析的储层物性之间存在一定的偏差，因此需要利用岩心分析的储层物性对测井解释的储层物性进行校正。对董志区 第四章储层特征23151取心井93个有效数据进行回归分析(图4—4)，得到孔隙度的校正关系式为：巾岩心分析=0．6677木巾测井解释+1．4957相关系数R=0．875岩心分析孔隙度Y=0．6677x+1．4957·～。桫．溯+·j刀Z·，?◆测井解释孔隙度(I)图4．4董志区长8l储层测井孑L隙度与岩心子L隙度关系图渗透率的校正图版见图4—5，校正关系式为：K岩心分析=0．1977"K测井解释+O．2333相关系数R=0．7596石心分析渗透塞2．521．510．50y=0．1977x+O．2333▲◆▲．◆◆◆·气◆．．．—只■一秘鬟≯j．：～’．O1234测井解释渗透率图4-5董志区长8。储层测井解释渗透率与岩心分析渗透率关系图4．2．3长8。储层物性的宏观分布特征根据对研究区近300口井的测井解释孔隙度、渗透率，分别绘制了长8l不同小层的平均孔隙度、平均渗透率等值线图(图4．6～图4—13)，这些等值线图可以反映各小层砂体物性在平面上的分布特征。由平均孔隙度、平均渗透率等值线图可以看出，各小层的平均孔、渗与砂体的展布基本一致，即累计砂层厚度大的区域其平均孔、渗值也相对较高，而累计砂层厚度小的区域其平均孔、渗值也相对较低，整体E表现出“相控”的规律性。即砂体的展布，小层物性的分布和变化都受沉积微相带展布的控制。相对较好的2942086420 阿安Ⅱ油人学硕十学位论文沉积微相带，具有较好的物性：相反，相对较差的沉积微相带，因沉积时水动力能量不足，沉积物的成分成熟度和结构成熟度较低以及水动力环境较差部位的后期成岩作用强度大，致使储层质量较差。图4-6董志区长8—3储层孔隙度平面等值图围4-8董志区长8．”储层孔隙度平面等值图图&：I涵鹣静童!罂『黔j／jI：I熙量4—9董志区长8-22储层渗透率平面等值图f零。图410董志区长8。2。储层孔隙度平面等值图图411董志区长8．“储层渗透率平面等值图 第四章储层特征图4—12董志区长8．。储层孔隙度平面等值图图4—13董志区长8-。储层渗透率平面等值图4_3储层的微观孔隙结构特征储集岩的孔隙结构是指储层岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通的关系(熊琦华、吴胜和，1994：裘亦楠、薛叔浩，1999)，孔隙结构的好坏直接影响储集岩的储集性能。对本区长8，储层孔隙结构的研究主要是通过对取芯井样品的岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、图像分析及毛管压力曲线等资料来进行分析。4．3．1孔隙类型根据对228块长8砂岩铸体薄片的鉴定结果，研究区长8储层的孔隙类型以粒『日J孔、长石溶孔、岩屑溶孔等为主．其次为微裂缝、晶问孔，杂基溶孔少见(表4-5、图4-14)。表4-5董志区长8储层孔隙类型统计表储层空间(％)2080202025013556050i40主30妻20茸100口．．微裂缝杂培溶{图4—14董志区长8储层孔隙类型分布图夸■≯j|-秽一一。黻|圈一川们U一 阿空“油人学硕_}=学位论文各类孔隙的特征如下：(1)粒问孔是指颗粒之间未被泥质和胶结物充填的空间，经过强烈成岩作用改造后的残余部分。研究区长8储层发育有大量的粒间孔，占总孔隙563％．孔径一般005,--0lmm，是研究区长8储层最主要的储集卒『自J之一(图4．15)。砂岩中的粒间孔溶孔(西163井，l_1i1／188)砂岩中的粒间孔溶孔(西i61井51i／i38石荽嘴：磊嚣篙擀““：篱j嚣篇鬻?”。囱4一15长8储层中的剩余粒间孔(2)长石溶孔是该区较主要的储集空问之一，占总孔隙223％。长石常沿解理缝选择性溶蚀，形态不规则，部分长石的溶孔和粒间孔相连，形成超大孔隙，孔径大小相差悬殊．大者可达0lmm-O2mm，小者仅数微米，一般为002～005mm(图4-16)。(3)岩屑溶孔研究区长8储层易溶岩屑以中基性喷发岩岩屑为主，溶蚀作用主要发生在少量易溶矿物中，如角闽石、辉石及部分长石，提供孔隙的数量有限，仅占总孔隙的56％，孔径一般小于00lmm。(4)晶间孔该类孔隙在董志区长8储层中较为发育，主要为高岭石、伊利石及绿泥石的晶问孔， 第四章储层特征占总孔隙的56％．孔径一般<2um(图4-17)。长石大部分被溶蚀，仅留少筮残溃，形成敬生溶扎(两130井．1_68／94)i英充填粒阿孔喉。部分砰屑溶蚀产生溶孔(日163．1一11I／188．长8．)碎屑颗粒大部分被溶蚀，形成谯生溶孔长石溶扎＆后期充填的钠长石(日180，l_86／194。长8-)(两163，l-14／188)图4—16长8储层中发育的玫生溶蚀孔隙(5)微裂缝占总孔隙704％，在该区以高角度裂缝及屡间缝为主，未充填，对连通孔隙，提高储层的渗滤能力起到了良好的作用(图4—18)。(6)杂基溶孔是指泥岩杂基内部的溶蚀孔隙．数量较多，但孔径很小，连通性差．含量28N，对储层性质的改善贡献较小(图4-19)。4．3．2孔隙结构董志区长8储层样品分析表明，压汞分析所获得的孔隙度和渗透率均比较低，排驱压力和中值压力比较高，最大进汞饱和度比较高，说明储层物性一般～较好，属于中孔 州安石油人学硕十学位论文低渗储层，孔隙结构较差；iL喉结构具有排驱压力较高，中值半径小，退汞效率相对较低的特点。粘I：杂单微扎(两130井，l68／94)粘l：拈接微孔(两181井，1—17／188图419长8储层中发育的杂基微孔 第四章储层特征其中，排驱压力为0．1157MPa4．5737MPa，平均值为0．8883MPa。中值压力为1．I6l8MPa．63．99IMPa，平均值为8．35MPa。孔喉中值半径的分布范围为0．Oll5um．0．6326tam．平均值为0．141Igxn(图4．2¨图4—22，表4一“表4—8)。孔隙结构有如下特点：①孔隙喉道均偏细，多属于小孔微喉道；②喉道分布具有单峰、双峰和多峰的特点；③孔隙度和渗透率具有正相关关系，说明本区主要为孔隙型储层；④渗透率与排驱压力、中值压力、均值为负相关关系，而且与排驱压力相关性最好；⑤分选系数越大时，喉道分选越差，但喉道变差，渗透率提高。主要成岩过程中形成的溶蚀孔隙改善了储层的储集性能，形成了分选系数差时渗透性反而高的特殊地质规律。总的储层特征表现为低孔、低渗。此外，喉道分选系数较大，说明喉道中有一部分稍大喉道存在，正是这些稍大一点的喉道贡献了绝大部分的渗透率值，最大进汞饱和度及退汞效率较高。另外，储层渗透率非均质程度较弱。喉道按形态可分为4种类型，即缩颈喉道、收缩喉道、片状或弯片状喉道、管柬状喉道，其中以后三种喉道类型较为常见。毛管压力曲线(P(USHE)i-t．、·。”P·一i＼、．一一二：＼＼■。～、～～～～．一、_≤兰＼一。、二一——、1+151”9‘●图4-20西25井i-i8／189岩心压汞曲线图毛管压力曲线(PcUsH。)—————————————————————————————————‘————。。————‘‘——‘。1’1’1。。1’’1’’’—’————’—————————’———————————————————————。‘‘—‘‘。。‘——图4．21西161井5．11／138岩心庄汞曲线图 西安石油大学硕士学位论文毛管压力曲线(吒v，sH。)xSHe。=，YPc-MPa-100eO6040200200卜＼＼。江i．耋＼～～4～、j、》’岫Z{l{。r”图4．22西114并卜100／174岩心压秉曲线图表4-6西25井I．18／189岩心高压压秉试验分析报告孔隙度(％)7．8均值10．5ll样品重(g)27．753最大S蜥(％)91．8渗透率(10’3Hm2)0．48歪度0．824中值压力(MPa)】．387l退汞效率(％)30孔隙体积(cmd)O．88分选系数I．6634中值半径(urn)0．5299样品体积(cm4)11．54变异系数0．1583排驱压力(MPa)0．5194表4．7西161井5．1I门38岩心高压压汞试验分析报告孔隙度(％)8．8均值10．6544样品重(勤27．782最大S垤(％)90渗透率(10‘3tim2)0．525歪度0．769中值E力(MPa)1．3906退汞效率(％)21．2孔隙体积(cm’3)1．01分选系数1．8054中值半径(urn)0．5286样品体积(cmd)11．698变异系数0．1695排驱压力(MPa)0．5164表4-8西114井1．100／174岩心高压压汞试验分析报告孔隙度(％)7．7均值12．3908样品重(曲27．633晟大S蜥(％)93．S渗透率rlo-3urn2)0．096歪度．0．0294中值压力(MPa)6．4998退汞效率(％)23．2孔隙体积(cm。3)0．87分选系数1．3553中值半径(urn)0．1131样品体积(cm‘3)11．618变异系数O．1094排驱压力(MPa)】．65394．4储层非均质性特征油气储层在形成时受沉积环境、成岩作用、构造作用的影响以及后期人工诱导的变化，使得储层的空间分布及内部的各种属性都存在极不均匀的变化，这种变化称为储层的非均质性(裘怿楠，1992)。储层性质的好坏直接影响到油层的产能、注水效果及油气的最终采收率。因此研究储层非均质性是油藏精细描述和表征的核心内容之一。通过储层非均质性研究，描述储层在岩性、物性和含油性的各向异性特征，深入认识砂体展布、连通程度在纵、横向上的变化规律，即在三维空间的非均质性特征，有利于揭示流体在储层中的运动规律，合理划分开发层系，选择注采系统，预测产能与生产动态，为改善油田的开发效果，实施增产措施提供可靠的地质依据。因此，储层非均质性研究，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。储层的36 第四章储层特征均质性是相对的，而非均质性是绝对的。在一个测量单元内，由于只能把握储层的平面特性，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，储层性质发生了变化，这就是储层非均质性的表现。由于测量具有单元规模和层次性，因此，储层非均质性也具有规模和层次性。储层非均质性的分类方案很多，不同学者根据不同的研究目的、研究对象，对非均质性的分类也有所不同。但就目前的研究方法和程度来说，广泛应用的是裘怿楠1992年提出的既考虑非均质性规模，又考虑开发生产实际而提出的碎屑岩储层非均质性的四分方案(表4．9)。储层非均质性研究包括宏观非均质性和微观非均质性两类，其中前者又细分为层内非均质性、层间非均质性以及平面非均质性。以下主要针对宏观的层内、层间和平面非均质性开展研究，内容包括岩性、物性、含油性以及砂体连通形式在纵横方向上的变化。表4-9储层非均质性研究方法分类表(据裘怿楠，1992)非均质测量单元及非均质特征类型规模测量手段分层性(层组划分、分层系数多层规模油组、砂层组、小层(岩、砂岩密度)层间(含油层芯分析、测井地震、试层间渗透率差异程度非均质性系、油层组、砂层组)井)层间隔层层内裂缝砂体几何形态及各向连续性砂体连通性平面小层(岩芯分析、测井裂缝和断层的平面分布非均质性地震、试井)孔隙度和渗透率的平面变化及方向性井间渗透率及差异程度粒度韵律单层规模渗透率韵律层理构造和渗透率各向异性层内样品或层内相对均质层内夹层非均质性层(岩芯分析和测井)层内裂缝垂直渗透率与水平渗透率比值层内渗透率非均质程度微观样品规模和孔隙、颗粒、基质(显孔隙非均质(孔间和孔内)颗粒非均质(粒间和粒表)非均质性孔隙规模微镜)填隙物非均质4．4．1层内非均质性特征层内非均质性是指一个小层规模内纵向上的储层性质变化，包括层内垂向上曲线形态、渗透率韵律性及非均质程度、层内不连续薄夹层的分布(熊琦华等，1994)。层内非 西安石油大学硕士学位论文均质性主要用以描述单砂体内部的物性变化，影响砂层内部物性的变化通常有粒度结构、沉积构造和杂基与胶结物含量的变化等。层内非均质性是直接控制和影响单砂体储层内注入剂波及体积的关键地质因素。(1)渗透率非均质参数通常采用以下几个参数来评价储层非均质性特征：①渗透率变异系数(yk)指各单砂层渗透率的标准偏差与其平均值的比值，即：压■——-、／∑(K—K)lnK=卫丁变异系数反映样品偏离整体平均值的程度。其变化范围为V立0，该值越小，说明非均质越弱，一般地说，当V匹0．5时为均匀型，表示非均质程度弱；当O．5O．7时为不均匀型，表示非均质程度强。②渗透率突进系数(Tk)选定井段或单砂层内渗透率最大值(Kmax)与其平均值(足)的比值，即：砭=K兹突进系数是评价层内非均质性的一个重要参数，其变化范围为T之1，数值越小说明垂向上渗透率变化小，油水和注入剂波及体积大，驱油效果好。数值越大，说明渗透率在垂向上变化大，油水及注入剂由高渗透率段窜进，注入剂作用体积小，水驱油效果差。③渗透率级差(Jk)一定井段或单砂层内渗透率最大值(K。。)与最小值(Kmin)比值，即：以=k么血反映渗透率变化幅度的参数，即渗透率绝对值的差异程度其变化范围为Jk之_l，数值越大，非均质性越强：数值越接近l，储层越趋近于均质。(2)测井曲线形态(韵律性)及分布特征曲线形态主要是指泥质指示曲线(SP或OR)在纵向上的变化特征，就单砂体而言，测井曲线的形态主要有“钟形”(正韵律)、“漏斗形”(反韵律)、“箱形”(均质韵律)以及以上几种类型的复合(复合韵律)等。①正韵律型：最高渗透率相对位于单砂层底部，向上呈逐渐变小的趋势。②反韵律型：最高渗透率相对位于单砂层顶部，向下逐渐变小。④均质韵律型：渗透率相对均质、稳定，垂向上总体变化不大。④复合韵律型：垂向上出现多个渗透率相对高值段，进一步细分为正复合型、反复合型、正反复合型。正复合型其最高渗透率相对均质段位于单砂层底部，反复合型相对高值段在项部，正反复合型相对高值段在中部。根据对研究区测井曲线的统计，各小层 第四章储层特祉砂体曲线的形态(韵律性)构成见表4—10。表4．10董志区长8．各小层中砂体形态(韵律类型)构成表小层正韵律帝反韵律帮均质韵律掣复台韵律型K8．‘005lK81210734001601570093K81。2K8l3由表4一lO可以看出：长8-1小层砂体以复合韵律和正韵律形态为主，主要是分流河道萎缩期沉积的产物，长812～、长812。小层砂体以正韵律和均质韵律为主，是分流河道最为发育时期的沉积产物：长8-3小层砂体以正韵律和复合韵律为主，是三角洲发育初期的沉积产物。(3)层内夹层及其分布特征①央层类型根据对钻井岩心的观察及对测井资料统计分析，研究区长8储层砂体内部夹层发育普遍，主要有泥质夹层和钙质夹层两种类型。泥岩夹层：夹层由泥岩、粉砂质泥岩组成，是河道切割或垂向叠置形成的间隙残留泥岩，厚度一般小于2m，不具渗透性，在电测曲线上反映为高GR值．sP明显回返，微电极曲线无幅度差(图4．23)。围4-23泥质夹层测井曲线特征(西47-036井)图4-24钙质夹层剥并曲线特征(董8m“井)钙质央层：由河道切割叠置后在河道顶底部位形成的钙质胶结带，在测井曲线上主要表现为声波时差变低，电阻值升高，微电极呈尖峰状高值(图4-24)。研究区长8。各小层的层内夹层统计结果见表4．5．表现为长81。、长813小层夹层分布较局限，且主要以泥质央层为主，但夹层厚度相对较大。8，2～、8．2。小层夹层分布较划划雾卜马毛栅墒，}d-Cu6 西安石油人学硕十学位论文广，主要为钙质夹层，个数多，但厚度相对较小。表4．5各小层中砂岩夹层构成统计表有夹层井小层无夹层井％发育夹层井％平均夹层个数平均夹层厚度K811K8121938K8122K813533(4)层内裂缝特征岩芯观察表明，董志区的15口取心井中．5口井发现有裂缝的发育，占取心井的l，3。以该区块董75-54井为例，4块岩心中有3块岩心内发育多个小裂缝(图4．25)，表明相应储层内的小裂缝较发育。岩心观察及目前的开发动态均表明，该区长8油藏裂缝的发育无明显的方向性。图4—25董7554井岩心裂缝发育特征研究认为，裂缝的成因主要分为构造裂缝和成岩缝，由于构造裂缝是构造应力作用的结果，一般具有明显的方向性，而且以成排成带出现为主要特点。根据区域构造应力分布特点，认为董志区NE向的裂缝可能主要是由构造作用形成．而其它方向的裂缝则主要是成岩作用过程中由于不均匀的溶解作用形成的，属于成岩缝。同时该油臧投产前 第四章储层特祉实施了大规模压裂，形成了比较发育的人工压裂缝，因此可以认为董志区长8油臧的裂缝是构造缝、成岩缝与压裂缝共同作用的结果，其规律性较差，预测难度较大。(5)层内非均质性评价根据对全区单井各小层校正后的渗透率非均质参数进行统计：相对均质型样品占76％，非均质型占245％．严重非均质型占679％(图4—26)。说明整个长8储层的非均质性均较严重，这直接加大了注水开发的难度，同时也是造成本区长8油减低产的重要原因。j}『{口i，A口}囊。_I=⋯，“·图4-26董志区长8渗透率非均质性统计图通过对长8油层各小层层内非均质参数评价可知(表4．6)：长812～、长812。小层非均质性强于长8，‘、长8，3小层。而且各小层层内渗透率大多属于严重非均质型，表明微观孔隙结构特征十分复杂、层内渗透率变化较大。该特点在开发上表现的很明显，油井的单井产量差异十分明显，由于层问非均质性的存在，直接导致了油井注水见效慢，给注水开发带来困难。表4-6董志区各小层砂岩非均质性评价袭层号VkTkJk夹层评价综合评价长8．。少而厚分布局限(404％)严重K812‘‘多而薄分布r泛(938％)严重K812。多而薄分布r泛(954％)严重K87少而厚分布局限(533％)严重4．4．2层间非均质性特征层问非均质性是指砂体的层间差异，包括层系的旋回性、砂层问渗透率的非均质程度、隔层分布、层组和小层划分等。研究层问非均质性是划分丌发层系、决定丌采工艺的依据，也是注水开发过程中层『自J干扰和水驱差异的重要原因(熊琦华等，1994)。(1)分层系数分层系数是指被描述层系内砂层的层数。分层系数=5-某井砂层层数／统计井数 西安石油大学硕士学位论文由于相变的原因，在平面上同一层系内的砂层层数会发生变化，可用平均单井钻遇砂层层数表示。分层系数愈大，层间非均质愈严重，开采效果一般越差。一般认为，分层系数大于4时，储层非均质性较强。统计结果表明，董志区长8油层的分层系数为5．26，说明具有较强的层间非均质性。(2)砂岩密度砂岩密度是指剖面上砂岩总厚度与地层总厚度之比，以百分数表示。相当于砂地比或净总比(NRG)。它反映了纵向上各单层砂岩发育程度的差异。砂岩密度=(砂岩总厚度／地层总厚度)×100％统计董志区长8l油层亚组各小层的砂岩分布特征，结果表明，纵向上各小层砂岩密度存在一定的差异(表4—7)，其中长812‘1长812。2小层砂岩密度分别为74．66％和73．9％，说明砂岩非常发育，是本区的主要储集体。长811、长813小层砂岩密度分别为20．63％、25．44％，是本区的次要储集体。表4．7董志区长8。各小层砂岩密度统计表小层小层厚度(m)砂层厚度(m)砂岩密度(％)长8113260．5672．6l20．63长812—14356．33252．374．66长812。25020．083709．7473．9长8134456．81133．6525．44(3)隔层分布特征隔层是指油气田开发过程中对流体运动具有隔挡作用的不渗透或低渗透层，其横向连续性好，能阻止流体在砂体问的垂向流动(穆容新，1998)。因此，隔层的发育程度和分布规律，可以从一定程度上反映出砂体间渗透率非均质程度的差异。研究区长8油层组各小层之问的隔层以泥质岩类为主，包括少量的粉砂质泥岩，厚度通常大于2m。对工区内各小层间隔层厚度统计表明：长813小层间隔层厚度最大，平均厚度为4．26m，长8l2。2与长813小层间隔层厚度次之，平均厚度为3．76m，第三是长811与长8l厶1小层间隔层厚度3．54m，长812。小层与长812。2小层间隔层厚度最小，平均厚度为1．2m(图4．27)。由隔层厚度分布图可知：隔层发育与沉积相的分布具有密切的关系，各小层间隔层的分布趋势表现为，由水下分支河道主体沉积向支流间湾沉积过渡，隔层厚度逐渐增大，即河道主体部位由于河道下切摆动较大，形成的隔层较薄且分布不稳定，河道边部下切的影响较小，保留较厚的隔层。分析认为，主河道部位，长8-1与长8。2。1小层问隔层厚度、长812‘2与长813小层间隔层厚度和长813与长821小层间隔层相对厚度较大，连续性较好。主力油层长8l2。1小层与长812。2小层间隔层厚度相对较小，且主要分布于河道的边部，体现了砂体之间以切割为主砂体叠加接触关系。42 第四章储层特征长8，3／长8：1长8。3／长8．2。2长8，2-1／长8。1长8，2-2／长8。2‘图4．27董志区长8储层各小层间隔层平均厚度分布图(4)层问含油性差异由于沉积环境、物源供给、水流能量强弱等影响，造成层间含油性的差异。对各小层的含油性进行研究是确定井网密度和选择注水开发方式的重要依据。长8。3小层：油层具有明显的零星状分布特征，平面非均质性强，开发难度较大。油层厚度最大处是董73—51井和董77．59井，厚度为12m。解释油层井平均油层厚度6．8m(图4．27)。长812。2小层：油层分布连片，含油面积大，为本区长8油藏主力油层之一。油层主要分布在分流河道内，且连片性好，有利于注水丌发。油层最厚可达15．8m(董83—38井区)，平均为8．8m。长812J小层：长812。1的油层分布与长812之基本相同，但厚油层分布面积较长812之要小，而且厚层分布也没有长812‘2广泛。长812‘1也是本区长8的主力油层之一。油层最厚处位于董74．52井区，达14．2m。平均为7．8m。长811小层：长811小层的油层发育最差，表现为厚度小，且分布范围有限，因此开发潜力不大。油层最厚处位于董59．60井区，厚度为6．3m，平均厚度仅为2．5m。整体上看，工区范围内长8。油层的分布规律表现为：西部油层厚度大于东部，北部的油层厚度大于南部。4．4．3平面非均质性特征平面非均质性是指一个储层砂体的几何形态、规模、连续性、连通程度以及砂体内孔隙度、渗透率的平面变化引起的非均质性。平面非均质性直接关系到注入剂的波及效率及剩余油的平面分布。平面非均质性受沉积相、成岩作用和构造作用的综合控制(熊琦华等，1994)。(1)砂体的连续性(钻遇率)砂体连续性研究的目的在于搞清研究砂体的侧向连续性，一般描述砂体的长度、宽度以及宽厚比，也可以用钻遇率来表征。钻遇率表示在一定井网条件下对砂体的控制程5453525l5O432lO^暑v世吐嵝窿 阿安石油人学硕十学位论文度。钻遇率=(钻遇砂层井数／总井数)／100％研究区内各小层砂体钻遇率统计结果如表4-8所示。由统计结果可以看出，长8，‘、长8．3砂体钻遇率相对较低，砂体规模相对要小，主要为河流形成初期和萎缩期沉积的产物。长8-2～、长812。砂体钻遇率相对较高．砂体规模比长8l‘、长813小层明显要大，说明砂体的侧向连续性较好，主要为三角洲发育鼎盛时期的产物。表4-8董志区各小层砂体钻遘率统计结果表小层钻遇率／％钻遇砂岩井平均砂厚，mK811484321K8124982868K812。K813(2)砂体的叠置方式储层砂体的叠加方式一般有以下几种(图4-28)：①孤立型砂体(样式1)、@垂向叠加型砂体(样式2)、0合型砂体(样式4)1vJ㈣什HJ■_“图4-28储层结构特征模式图(据于兴河，2009)由小层砂体对比剖面、油藏剖面及上述分析可知，：研究区长8-主要发育孤立型(样式1)和复合型(样式4)两种类型砂体，其中复合型砂体(样式4)主要发育于长8-2～、长812。小层中，孤立型(样式1)砂体主要长8】油组亚组顶、底部位的长811、长813小层中出现，是大规模水下分支河道带发育初期及萎缩期产物。①多期水下分流河道砂体的叠置组合这种砂体的叠置方式是董志区长8-中晟主要的砂体叠置组合，是三角洲沉积经过多期的改道、迁移、侵蚀、沉积形成的。由于河流的二元结构，这种砂体的叠置组合往往 第四章储层特征表现为横向上顺河流发育的方向上连续性较好差，非均质程度较高(图4．29)。^、n。11非均质程度较弱，纵向上连续性相对较∞，_{!；：j“I『一下j赡、}，*j1俐、}、m⋯车IZ!：-1II『I 砖安石油人学硕+学位论文这是三角洲前缘常见的砂体叠置方式之一，但由于水下天然堤主要是山粉砂岩和泥岩互层组成，粒度比河道砂体要细，所以水下天然堤沉积在垂向上往往形成砂体的夹层甚至是隔层，砂体的连通性较差(图4．32)。sP口q34井GRsl，日}H167井(．R__——”咿△忑／7!i≥啪。川m．《j≮__——9=3／。。l、＼、=_／K》之柚。，J×·玉歹一I-5’：=S—5一_——。．一XKH固4—32董志区长8水下分流河道与水下天然堤砂体叠置组合方式(3)砂体的连通性及连通方式①砂体的连通性早在1978年，艾伦(JRLAlien)就提出了用垂向上砂体密度界限来推测河道砂体侧向连通情况的统计方法。艾伦认为，当砂体大于50％时，砂体之间连通性好，小于50％时，砂体连通性差。我国的许多学者通过对河道砂体实例的解剖，认为当河道砂体密度在50％以上时，河道砂体的横向连续性和纵向连通性都很好，河道砂体可以在小层规模上看成是流体连通单元；当含砂率小于30％时，则为孤立型砂体；当砂体密度在30％一50％之间时，要做具体分析，可能局部连通(图4．33)。由于研究区地层对比难度较大．而河道砂体的密度法能在一定程度上消除砂体对比中的人为因素的影响。圈]圈]圈黼铭≈0&&譬m警轳图4—33河道砂体密度法判断河道砂体连通度示意图(裘怿楠，1987年)根据公式：砂岩密度=(砂岩总厚度／地层总厚度)×100％，计算储层密度>50％为连通储层，30％～50％为欠连通储层，储层密度<30％为孤立储层。据此将研究区储层划分为三种不同的连通类型，并以反映不同连通性的钻井比例作为评价标准，各小层连通性由强至弱的顺序为：长812。1>长812。>长813>长811(表4-9、图4-34)。 第四章储层特征10080孽60莓_4020{，图4—34董志区长8t各小层储层连通类型分布图表4-9董志区长8各小层储层连通类型统计表层位K81。k812。长812‘2K8，连通储层798％欠连通储层218％孤立储层35％@砂体的连通方式砂体的连通性是储层宏观非均质性研究的主要内容，是影响采收率的重要因素。通过对董志区多条长8，油减剖面的分析、对比，长8，砂体的连通形式主要有以下三种：A、多边式：多个不同成因类型的砂体侧向上呈指状交互连通，本区三角洲水下分流河道砂体、残余河口坝砂体常呈指状交互连通，长8．2～、长8，2。小层主要为多边式连通。B、多层式：多个成因类型的砂体垂向上互相连通为主．由于河道改道作用使得砂体的相互叠黄连通。C、孤立式：指砂体周围为泥岩或非渗透性砂体所包围，或与其它砂体为非渗透层所隔，长8-1、长8-3主要发育此种类型。 西安石油大学硕士学位论文第五章储层流动单元研究储层非均质性是影响原油采收率的关键因素，尤其在EOR(enhancedoilrecovery)阶段，需要更精细的描述储层及其非均质性，为此，从20世纪80年代中后期开始，国内外兴起了一种新的储层研究方法一储层流动单元研究。流动单元是基于油藏数值模拟的目的提出的，是表征油藏开发特性的一个重要概念。将储层细分为流动单元，其意义在于每一流动单元反映特定的沉积环境和流动特征。沉积相平面图或剖面图可以帮助问接认识储层特性。但是，从油藏工程的观点来看，在影响流体流动的储层物性(如渗透率)中，更直接有关和有用的是其分带特性。5．1流动单元划分的方法及理论依据目前，国内外不同学者提出了多种流动单元的划分方法，但总的趋势是从最初定性的、宏观的以沉积相、隔夹层和断层等控制边界划分，发展为当前以定量的、微观的孔隙结构、渗流特征等差异为分类标准的划分，并且结合应用了一系列数学方法和计算机技术，突破了储层非均质研究的多级次旋回和沉积体系一相分析法的传统模式，为复杂储层非均质的研究提供了新的思维方式。综合起来，目前流动单元的划分方法主要有以下几种：(1)露头沉积界面分析法中国地质大学的焦养泉教授等(1995)在研究鄂尔多斯衙地曲流河和湖泊三角洲沉积体系时把流动单元归为建筑结构的一部分，并认为流动单元足指沉积体内部按水动力条件划分的建筑块(Buildingblocks)，它和构成单元(结构要素)应属类似的概念；并进一步指出，流动单元在河道复合体内部是以隔挡层为边界的，隔挡层将砂体中的各级构成单位重新组合，形成多个孤立的或半连通的空问一流体流动单元，隔挡层与3、4级界面有关，一个流动单元的规模可能与一个或几个点坝增生单元相当，其划分结果与成因相或岩相类似。(2)沉积岩相划分法F．X．Jian等人提出识别流体流动单元即是鉴别具有相似岩石物理性质的三维岩体。该方法基于沉积因素是控制流体流动的主要因素，认为通过等时地层边界的识别就可将储层划分为一系列相对独立的、不与外界发生流体交换的储集体，即流动单元。因此流动单元的划分是在详细的钻井岩心沉积学研究的基础上，将储层划分为具有特定沉积、成岩特征的岩相。为了将岩心研究结果应用于末取心井中，则采用判别分析方法进行识别，根据取心井建立判别函数，应用建立的模型，根据测井组合资料定量识别不同岩相。(3)水动力单元(hydraulicflowunit)划分法为了定量地划分流动单元，前人提出了“平均流动单元半径(rmh)”的概念，这一概念把流动单元和储层的孔隙度、渗透率等物性参数联系了起来，提供了一条划分流动单元的有效途径。平均流动单元半径为： 第五章储层流动单元研究‰：器：器(1)”润湿周界润湿表面积⋯对于一个园柱形毛细管来说，有：‰：二(2)k^2—2(2)Kozeny和Catmen利用平均水力半径的概念，应gJPoisseuille和Darey定律推导出孔隙度、渗透率之间的关系式为：K=等寺肾等㈩其中，①。为有效孔隙度；f为孔隙介质的迂曲度。平均流动单元半径‰。与单位颗粒体积的表面积S∥和①。的关系式为：驴吾-[啬k[啬]㈤由方程(3)、(4)两式得如下关系式：陆尚』去J㈤式中，K的单位为朋2，①。为小数。Kozeny-Carmen关系式的形式为：趾南l去J㈤式中，只为形状系数(园柱体为2)。只z．2习惯上称为Kozeny常数，在实际储层岩石中该项值在5～100之间变化，它是一个变常数，不同流动单元之间是变化的，但在某个流动单元内部是个常数。将方程(6)两边除以①。，并取平方根得到：后2专【-万去j㈩如果渗透率用X10。3／an2表示，则可定义如下：储层质量指标：尺O，(pm2)=0．0314、『／-①-茎。-K(8)标准化孔隙度指标： 西安石油大学硕士学位论文①．：旦(9)‘l一中。流动层带指标(／an2)：脚：一!：型(10)4F,·f·S$①：方程(10)两边取对数，得：logROI=log①：+logFZI(11)由式(11)可以看出，在RQI与①，双对数关系图上，具有相同FZI值的所有样品将落在斜率为1的一条直线上，具有不同FZI值的样品将落在与之平行的直线上。FZI值相同样品具有的相同的孔喉特征，属于同一个流动单元。因此，流动层带指标FZI是流动单元划分的唯一参数，它能够在划分厚层流动单元过程中综合反映岩石的孔隙结构和成分等地质特征。(4)岩性．物性划分法岩性一物性划分法是采用多项参数及地质特征描述来划分流动单元。首先是将储层进行沉积分层，在沉积分层的基础上，再按岩石物理特征对其进行进一步的细分，一般用孔隙度(由)、渗透率(K)、渗透率与厚度的乘积(砌)、有效厚度、泥质含量(Vsh)、流体饱和度、沉积构造及岩石颜色等对储层进行分段，用聚类或交汇图的方法确定流动单元的类型。(5)量化的综合研究方法虽然上述方法都将流动单元应用于储层描述中，但均未能量化并扩展到井井对比中。SPE地层评价期刊有人撰文提出了一个根据岩心和测井资料定量划分流动单元并扩展到井．井对比中的方法，主要研究步骤为：①地层对比：根据岩心及测井(自然伽马、电阻率、孔隙度测井)进行地层对比，目的是了解储层发育及展布情况，为确定流动单元提供基础。⑦确定相类型及各亚单元：在取心井中对每一沉积层都进行描述，保证每一种相代表一个主体层，每一个主体层反映特定的沉积环境。各主体层又由3项参数(孔隙度、渗透率和泥岩体积)进一步细分为亚单元。为了划分流体流动单元，需迸一步计算各亚单元的渗流系数∞砌)以及存储系数(口c』矗)和砂岩与地层厚度比。④在取心井中确定流动单元：流动单元代表一个具有相近性质的岩体，那么，可以认为一个流动单元是一个具有相近渗流能力、存储能力及砂岩与地层厚度比的亚单元组。为此采用聚类分析方法确定流动单元。④回归分析：在油田范围内确定流动单元。利用取心资料建立岩心资料和测井曲线的统计关系，从而将流动单元的划分方法推广到未取心井中。(6)储层流动单元的灰色理论划分方法 第五章储层流动单元研究储层流动单元既然是储层岩性及物性特征的综合，其划分方法就应全面考虑表征储层岩性及物性的各项参数，因此选择能够表征储层岩性和物性特征的流动层带指标(FZI)、孔隙度(①)、渗透率(K)、泥质含量(Vsh)、粒度中值(Md)等参数定量评价储层流动单元。其中泥质含量和粒度中值主要反映储层的岩性特征，孔隙度、渗透率反映储层的物性特征，而流动层带指标(FZI)值则反映储层的微观孔隙结构特征。而表征储层流动单元研究的主要参数既互相依赖，又相互交叉甚至矛盾，因而给实际划分带来很大困难。为此，可采用灰色关联分析法，进行储层流动单元研究的综合划分。根据灰色系统理论，通过选取储层流动单元的各评价参数特征值，利用灰色关联分析的方法去白化储层流动单元系统发展态势，确定储层流动单元评价指标和实际数据之间关联因数和关联度，据此定量描述储层流动单元的类型。5．2研究区长8，流动单元划分的方法及参数选取现有的储层流动单元划分所涉及的参数主要包括：油藏孔隙度、渗透率、含油饱和度、粒度中值、传导系数、泥质含量、孔喉半径等。参数选择需要紧密结合研究区地质特征及相应资料的丰富程度，同时要尽可能体现宏观与微观、储层物性、沉积、成岩与流体性质等各方面的特性。根据现有资料，本文选取孔隙度(西)、渗透率(K)、有效厚度(H)、流动层带指数(FZI)4个参数对董志区长81油层的流动单元进行划分。首先借助SPSS软件对所选参数做聚类分析，确定流动单元的数量，然后采用回归分析确定各类流动单元的回归方程。5．3研究区长8。流动单元划分的结果及分析5．3．1流动单元划分结果利用不同微相带砂体的有效厚度、平均孔隙度、渗透率、流动层带指数，运用模糊数学聚类分析、判别分析等储层评价分类方法，对研究区进行精细的流动单元划分，将研究区长8l储层划分为I、II、III、Iv类4类流动单元。各小层流动单元类型的分布如图5—1～图5．4所示。5．3．2流动单元分析(1)不同流动单元的物性特征总体上，各小层储层流动单元分布与孔、渗、砂体厚度和油层厚度等值线图在平面上基本吻合。其中，I类流动单元主要分布在砂体厚度大、物性好、油层厚度大的位置，平面分布呈零星的不连续的片状。II类流动单元主要分布在砂体厚度、油层厚度较大、 西安廿油人学硕十学位论文图5-l董志区长8-3小层储层流动单元分布图图52董志区长8．”小屡储屡流动单元分布图日■图5-3董志区长8，“小层储层流动单元分布图图5—4董志区长8-。小层储层流动单元分布图物性较好的区域，分布面积较大，平面连片程度较好。Iv类流动单元分布在储层砂体的边部，具有砂体厚度、油层厚度小、物性差的特点。III类流动单元介于II类和Iv类之间，平面上呈连片的带状。总体上研究区长8。油层的I类流动单元砂体厚度晟大，物性最好，油层最为发育，单井油产量最高，接下来依次为II类、III类、Iv类流动单元。平面上I类和Iv类流动单元面积较小，连续性较差；II类和III类流动单元的面积较大，连续性好．如图5—5及表5一l所示。(2)不同流动单元的岩性特征I类流动单元储层岩性主要为中粗砂岩，颗粒分选性好，孔隙发育，面孔率较高，孔隙类型以残余粒间孔为主，伴有大量的溶蚀孔隙，粘土矿物含量少，碎屑颗粒以点接触一誓彝i一}}；．可／／j，一 第五章储层流动单元研究为主图5-5董志区长8-储层不同流动单元物性分布图垂!：!薹垂堕丝!!至旦煎塑皇重塑堡堑盐垂物性参数1类流动单元II类流动单元III类流动单元Iv类流动单元母人值孔隙度(％)最小值ll0108393563平均值12531024摄人值渗透率(um2)最小值319平均值436II类流动单元为中砂岩至Ⅱ细砂岩，颗粒分选较好，中等风化程度，孔隙大，喉道细，渗透率较低，碎屑颗粒以点-线接触为主。III类流动单元岩性主要为细砂岩，其次为粉砂岩，颗粒分选较好，较为致密，}L隙发育较差，有少量残余粒『BJ孔，溶孔不发育，且连通性差，渗透率低，颗粒以线接触为主。Iv类流动单元为细一粉砂岩，颗粒分选差，岩性致密，孔隙极少，多被云母充填，连通性极差．渗透率极低，颗粒之『白J以线接触为主。(3)不同流动单元的沉积特征储层沉积微相决定储层砂体分布，砂体平面展布同时控制着储层孔、渗等参数的平面分布，而储层流动单元平面分布又是由孔隙度、渗透率等储层物性参数决定的。因此储层流动单元的平面展布规律与储层沉积微相及韵律有较好的相关性，即相同的流动单 西安石油大学硕士学位论文元具有相似的沉积微相特征。在平面展布上，I类流动单元主要分布在水下分流河道、河口坝沉积微相的中心部位。II类流动单元主要分布在主水下分流河道沉积微相和河口坝沉积微相带，III类流动单元主要分布在次级水下分流河道或河道边部，IV类流动单元主要分布在水下分流河道边部及水下分流间湾沉积微相带。整体而言，I类型流动单元的渗流、储集能力最好，但范围较小，沉积的砂体厚度较大，粒度分选性好，砂岩颗粒粗，具有好的物性。II类流动单元的渗流、储集能力较强，该类流动单元分布较广，砂岩粒度较粗，且分选性较好，孔隙度、渗透率值较高，储层物性较好，平面连片性好。III类流动单元的渗流、储集能力较差，非均质较强，该类流动单元在研究区分布较广，平面分布连片性好，但储层物性较差，厚度较小。IV类流动单元渗流、储集能力最差，厚度很薄，在目前注水开发条件下基本没有被动用或动用很少的区带。54 第_／、i章储层特征对注水开发的影响第六章储层特征对注水开发的影响大量的生产实践证明，油藏的开发效果与其储层性质密切相关。储层性质主要包括储层的沉积特征(微相类型)、岩性特征(粒度、分选、胶结类型、填隙物成分及含量)、物性特征(孔隙度、渗透率等)、微观孔隙结构特征(孔隙、喉道的大小、分选，孔隙与喉道的相互关系等)，这些性质既相互联系又相互影响。根据前面的研究结果，储层的各类性质可以用流动单元来综合表征，因此，在研究储层特征对注水开发的影响时，主要分析储层流动单元与注水了r发过程中各种生产状况的关系。6．1董志区长8，油藏开发概况6．1．1开发概况董志区位于西峰油田南部，截至2005年底，区块探明含油面积79．4km2，地质储量4855×104t，动用含油面积27．27km2，地质储量2333x104t，油层平均厚度14．6m，平均孔隙度9．97％，平均渗透率0．56×10一rtm2，油层原始地层压力15．8MPa。2003年采用菱形反九点井网，建产2．1×104t，2004年采用菱形反九点与矩形井网，三种排距(540mxl30m、540mxlOOm、540mx80m)试验，建产1．8×104t，2005年采用菱形反九点(540m×130m)规模建产部署，建产27．0×104t，2006年采用菱形反九点井嘲建产15．Oxl04t。2006年12月份油井开井287口，井[j日产液740t，日产油576t，平均单井日产油水平2．0t，综合含水22．1％，平均动液面1544m，地质储量采油速度0．96％，地质储量采出程度1．64％，剩余可采储量采油速度4．95％，水井开井94口，日注水3404m3，月注采比3．44，累计注采LL2．78。(图6一1)。6．1．2目前开发中存在的主要问题(1)地层能量稳中有升，油藏见效程度增加截至2006年12月董志区油井测压18口，平均地层压力15．08MPa(丰向1口，平均地层压力12．9MPa，侧向17口，平均地层压力15．21MPa)，2005年平均地层压力13．97MPa(主向1口，平均地层压力16．01MPa，侧向9口，平均地层压力13．74MPa)。可对比地层压力5口，压力由8．6MPa上升至14．51MPa。(2)油井含水上升速度快，影响油田高效开发截止2006年12月董志区共有见水井103口，其中2005年以前见水井9口(后期生产见水4口，投前见水5口)；2005年见水井41口(后期生产见水19口，投产前见水22口)；2006年见水井53口，其中主向26口，侧向26口，边井1口，与上升前对比日产油量下降了83t。随着油山开发的深入，含水突升快、油井水淹快的问题严重影响到了油田的长期稳产。 两宜石油人学硕_}=学位论文董志区历年注采曲线1004122005032005062005092005122006032006062006092006三亘堑笙三亘堑巫圣三亘亘巫至三至匡!!坚111111些!!!!些!!!!型!!堕!!!!!!塑!!!!堕!!!!塑!!塑!!图^1西峰油田董志区长R．油藏所年生产运行图(3)油藏层内矛盾突出、吸水不均匀，水驱状况差目前董志区水驱控制程度达N9263％，但由于油藏纵向上非均质性突出．注水井存在吸水不均匀和尖峰状吸水，区块水驱动用程度低，目前只有748％。与2005年12月对比，存水率持续下降、水驱指数上升。与西峰油田同类油臧对比，董志区注采比偏高。存水率由09514下降至09500．水驱指数由3798上升至4208。(4)油藏物性差，生产压差增大，采液、采油指数降低随着油田注水丌发．油藏地层压力上升，但由于油层物性差，油井见效程度低，油井动液面下降、采液指数、采油指数下降。通过分月对I：L2005年新投井产能变化，认为：油井投产后4--5个月产能下降幅度大，与同类油减对比：由于董志区物性差，下降幅度也相对较大。6．2储层流动单元对油井产能的影响根据西峰油田董志区长8-油减产量变化情况、油井投产情况，结合研究区流动单元平面分布图，可分析得出以下结论；在大面积II类、Ⅲ类流动单元区域，针对其中储层的物性、孔隙结构、流体的渗流特征以及含油气性等情况，对其采用优化井网、优化注水时机和优化压裂方案等开发方法．进一步挖掘该研究区的生产能力，其产量仍有较大 第六章储层特征对注水开发的影响的增长趋势。表6．1、6—2是统计的西峰油田董志区各类流动单元井号及其投产初期的产油量。可以看出，I类流动单元井的投产初期产量最高，结合沉积微相平面图得知此类井一般处于水下分流河道、河口坝的中心部位，范围小，砂体厚度大，粒度均一，砂岩粒度粗，分选性好，孔、渗值最高，物性最好，排驱压力小，采出程度相对较高，剩余油饱和度相对较低，在水驱油过程中，很容易发生水淹。所以应采取平衡注水方式，采用合适的注采比，防止过早发生水窜。正是由于以上原因，此类流动单元也是研究区提高单井产能的主要对象。I类流动单元提高单井产能的目标是保持其稳定的产量，不求高产(因其连片性差，不可能持续高产)只求稳产。表6．1董志区各流动单元与产能关系表流动单元井号及投产初期产量(以投产当月平均日产油量计，单位：t)董67．58(3．33)，董68—58(6．67)，董68—57(水井)，西24(4．53)，董78．54I类(6．08)，董79．53(8．25)，董79．52(6．85)，董79．48(水井)，董78—5l(水井)，董81-49(5．69)，董82．51(8．64)，董80一51(水井)，董80．50(5．47)董60．71(水井)，董60．70(水井)，董65—65(4．56)，董65-64(7．76)，董67—62(5．62)，董70．58(2．49)，董72—57(水井)，董72．55(水井)，董75—56(2．25)，II类董71．55(4．22)，董73．54(1．21)，董76．53(水井)，董74．59(水井)，董74—64(1．34)董56．7l(7．39)，董61．67(O．91)，董62—65(水井)，董63．65(3．91)，董64．62III类(5．76)，董70—61(水井)，董76—60(4．9)，董77．60(3．4)，董80—43(水井)，董62．69(2．58)董56．69(水井)，董59-67(1．32)，董62．63(2．39)，董63．61(1．51)，董66．56(2．1)，董64—54(3．33)，董67．52(2．31)，董69．52(3．79)，董72．50(3．2)，IV类董83-49(1．21)，董81—53(1．98)，董85—62(6．3)，董88—64(1．96)，董79．51(5．81)表6．2董志区不同流动单元产能统计表流动单元初期产量区间(m3)初期产量平均值(m3)I类3．33．8．646．17II类1．21．7．763．68III类0．91-7．394．12Iv类1．21—5．812．86II类流动单元油井的投产初期产量较高，是渗流能力和储集能力较强的类型。在研究区此类流动单元分布较广，它属于主水下分流河道微相。砂岩颗粒较粗，分选较好，孔、渗值较高，物性较好，厚度大，而且连片性好。流动单元内水线推进较均匀，采出程度相对较高，是主要的生产动用层系。如能较好地控制注入量和注入压差，适当的提高注水强度，将会获得较理想的开发效果。由于研究区的I类和II类流动单元处于较好的微相带，储层物性好，含油饱和度高，此两类流动单元无疑是特低渗储层稳产的重点工作区。只有做好这两类流动单元的稳产工作，才能保证特低渗透油田的高效开发。 西安石油大学硕士学位论文III类流动单元井的投产初期产量中等，是渗流能力和储集能力较差的类型。非均质性较强，在研究区此类流动单元分布较广，它属于水下分流河道微相，孔、渗值较低，物性较差，厚度小，连片性好，范围比较大，平面剩余油分布差异较大。当进入高含水阶段后仍有较多的剩余油富集，采出程度相对比较低，是进一步开采和挖潜的主要区域。相对于前两类流动单元，此类流动单元产量并不高，但因其面积较大，又处于较好的微相带，所以稳产挖潜时也应该高度重视。对于特低渗透储层，中、高渗透储层的那种开发思路(抓住少数较好的区块和油井便可取得较好的开发效果)可能并不适用。因为这里并无法找到产量相当高的油井和区块。只有靠数量取得最后较好的开发效果，哪种类型的流动单元都有潜力可供挖潜，但没有哪种流动单元在生产中占绝对优势。IV类流动单元是渗流能力和储集能力最差的类型，它属于水下分流河道微相与河道间微相的过渡部位。虽然孔、渗值较低，物性较差，厚度比较薄，但范围比较大，其油气的地质储量贡献较小。采出程度比较低，甚至很难开采。此类流动单元的个别部位也可以有较好的开发效果。由以上分析还可以发现，好的流动单元具有较好的产能情况，同时，生产中产量递减也快，因此，建议在开发中好的流动单元要注意控制递减率，同时做好稳油控水工作；而较差类型的流动单元则以提高单井产能为目标。对于提高单井产能应遵循的原则是：含水极高，水窜严重，而液量又上不去的井建议转注或关井一段时间再问开生产；对于含水较低、液量上不去的油井建议进行重复压裂；而对于液量与含水适中，而又处于砂体边部及较差流动单元的井建议进行周期间开生产。6．3储层流动单元对注水井吸水能力的影响(1)不同流动单元之间吸水能力的差异同类流动单元由于内部流动特征相似，注水井若几个注水层段为同类流动单元，各层段吸水状况相近，吸水剖面较为均匀。而在实际生产中，几个注水层段所处流动单元往往不同，由于流动单元间的非均质性造成了层问吸水情况的差异。具体表现为，多个吸水层段吸水强度、吸水比相差大，甚至出现部分层段不吸水的情况(图6．2)。如董66—65井，射孔井段为2058．5．2061m，2064—2070m，2073—2076．5m，其对应的砂体的孔隙度分别为10．66％、13．1％、11．17％，渗透率分别为1．23x10·tam2、3．45x100m2、1．58x10一i．ta-n2，流动单元分别为III类、I类、II类，由于流动单元的差异，造成仅有中间射孔段吸水，而上下射孔段不吸水。又如西27—6井，射孔井段分别为2178．5-2182m，2192～2196m，对应砂体的孔隙度分别为10．05％和13．34％，渗透率分别为o．55x10一lamZ禾112．64x1001．tm2，所处流动单元分别为III类和I类，仅有下部I类流动单元的射孔段吸水。 第^章储层特征对注水开发的影响乳i—差立董蔓l鲤㈢纠裁丁斟筝薯_肘鞋莨《鬻{鞫i煮豁逍尊韭誊簖i抖鏊素靖66．65仆％水固6．2董志区存在不吸水层段井的暇水剖面(2)不同流动单元吸水能力随时问的变化西29—16井射孔层段2171—2176m，2184—21885m，对应的砂体孔隙度分别为ll6％、lO48％，渗透率分别为077x10-3lIIrf、058xlO-3p．m2，上部射孔层段流动单元类型为II类，下部射孔层段流动单元为III类。其历年吸水情况见表6—3。该井2003年12月30开投注，从图6—3、表6—3可以看出，投注5个月后测试吸水剖面，两个吸水层段吸水较为均匀，吸水厚度、吸水强度和吸水比都比较接近。但是随着时间推移，两个层段吸水情况相差越来越大，到2006年5月29同测吸水剖面时，上部的II类流动单元射孔段吸水强度变为5814m3／dm．吸水比为8809％，下部的III类流动单元射孔段吸水强度仅为09l矗／dm，吸水比为ll9l％。表6-3西29-16井暇水情况变化统计表上部射孔段(G类)F部射孔段(M类)测试结果测试时间吸水厚度吸水强度吸水比吸水J早度吸水强度吸水比(m)(mj／dm)(％)(m)(m'／dm)(％)09l封鞫豳圈封 州安石油人学硕十学位论文图6-3西29-16井吸水剖面图可以看出，随着时阃推移，不同流动单元的吸水层位吸水能力差距越来越大。6．4储层流动单元对油水运动规律的影响前人的研究表明。西峰油用董志区长8储层裂缝较为发育，在裂缝展布方向上，注入水从注水井向采油井突进，形成水线，油井主要为裂缝型见水。同时，在裂缝欠发育地区．及沿裂缝展布方向上无注水井的地区、菱形井网的边井(即侧向井)，油井主要为孔隙型见水，在这些地区，采油井所处的流动单元及注采井间对应射孔段的流动单元对接类型则对油水运动规律和采油井的见水见效规律有明显的控制作用。储层流动单元类型的不同及流动单元非均质状况，将造成地下流体在宏观、微观上渗流特征的差异，对油田注水开发过程中的注入水运动规律及剩余油的分布特征起着控制作用。研究中选取了两个比较典型的注采井对(董77．58井一董76—59井与董78．58井董78—59井)，对不同流动单元与产能的关系，不同流动单元微观渗流特征的差异，以及不同流动单元的对接形式与油水的运动规律进行了解剖，为进一步提高油田注水开发效果提供理论依据。董77-58井．射孔井段2089—2095m，对应油层厚度13m，孔隙度1168％，渗透率1．26x10-3umz，加砂40m3压裂，试油产量435t。2005年8月1l同投产，投产初期同产油73t．开产水207m3，含水率221％。其对应的水井董76—59井，2005年5月投注，日注水_r、，{f}}卜f}学)}f◆■，l季＼户、，：Lr，：．， 第六章储层特征对注水开发的影响量一直维持在36～40m3，注水情况较为稳定。董78—58井，射孔井段2133～2137m，2141～2144m，2145～2148m，对应的三段油层厚度总计12．8m，孔隙度分别为10．14％、12．75％、12．35％，渗透率分别为0．62×10’3um2、2．23×10。3ums、1．86x10～lams，加砂40m3压裂，试油产量33．9t。2005年7月23日投产，投产初期日产油6．38t，日产水1．49m3，含水率18．9％。对应水井董78—59井，2005年6月投注，除2006年4月至2007年5月卜调配注期问，日注水量为30n13外，其余时间日注水量为43~47m3，注水情况稳定。两个注采井对对应注采层位的物性及流动单元判别情况见表6—4，对应注采层位流动单元类型见图6．4、6．5。表6—4董77．58井一董76．59井、董78．58井一董78．59井对应层位流动单元划分结果表采油采油层位注水注水层位井顶底深孔隙度渗透率流动井顶底深孔隙度渗透率流动(m)(％)Oo’3pm2)单元(m)(％)(10。3um2单元1996董198I董～1997．89．930．7llIl77．58～199411．68l26II76—591998512．142．48II—之0121993．110．14O．621112006210．750．94llI～1998．6-2010．2董19999董78．58-2003．512．75223II78。592012．92004．3-2019111．411．26II～200812．351．86Il董77—58井、董78—58井两井地理位置接近、试油情况相近，投产初期生产情况董77—58井略好于董78．58井。二井见水类型都为孔隙型见水(图6．6、6—7)，且对应水井投注时间、注水情况相近。选取这两个注采井对分析流动单元对注水开发的影响，具有一定的代表性。由图6—6、图6．7可见，采油井董77—58井采油层位流动单元为II类，而与其对应的注水井董76—59井注水层位为II类、III类，为两类流动单元对应一类流动单元。采油井董78．58井采油层位与注水井董78．59井对应的注水层位为III类-III类，II类--II类的对接关系，对应的注采层位均为同类流动单元。从图6．6、6-7可以看出，二口采油井在见到注水效果后，产量都呈下降趋势，但是产量下降的幅度却不同。董77．58井呈快速下滑趋势，从2005年11月日产油量最高点的8．33m3，卜降到目前的1．74m3，年递减幅度达43．95％。董78—58井下降幅度较缓，该井2005年9月达到产量的最高点，平均日产油达到12．79m3，下降到目前为4．84m3，年递减幅度为31．05％，递减速度明显小于董77—58井。递减速度的不同，造成投产初期情况较好的董77—58井累计产油量(截至2007年9月为3295m3)反而远小于董78—58井(截至2007年9月为5876m3)。 两安石油人学硕十学位论文图6．4董77．58、董76—59对应注采层位流动单元对接关系‘。。IIm日‘●—±ⅡL“Lr、、、rJ。。、配；主纂，。；誓。。缆凛整采层位流动单元对接关系图6—6董77—58井生产曲线图譬莅盏萎图6u7董78-58井生产曲线圉分析原因认为，注一采井『自J不同类型流动单元对接时，见效时间长短与注一采井流动单元类型有关，而且一般见水较快。这是因为不同流动单元流动特征差异较大，注入。孽一一面；一 第六章储层特征对注水开发的影响水不易均匀地驱油，易发生指进的缘故。董77．58井的生产层位为II类流动单元，而与其对应的注水井董76—59井注水层位为II类、III类流动单元，不同流动单元之间对接，由于流动单元间的非均质性，使得注入水发生指进，波及体积减小，注入水沿渗流阻力较小的II类流动单元突进。在油水两相共同渗流阶段(即油井见水后)，波及体积较小造成其相应的递减加快。而董78．58井采油层位与注水井董78．59井对应的注水层位分别为III类--III类，II类--II类的对接关系，对应的注采层位均为同类流动单元。在同类流动单元内部，非均质性相对较弱，具有相似的流动特征，注入水在储层中较为均匀的推进，可较全面地进入孔隙空间、较均匀地驱油，不易发生指迸，可以获得较大的波及体积。在油井见水后，随着水相饱和度的增加，水相渗透率也在变大，含水率上升，但是由于注入水波及体积大，递减相对较慢。 西安石油大学硕士学位论文结论与认识通过对西峰油田董志区长8储层的砂体展布特征、岩石学特征，物性特征，微观孔隙结构特征、流动单元的研究，取得的主要认识如下：(1)采用“旋回对比，分级控制”的对比方法，将研究区主力油层长8l细分为长811、长812一、长812～、长813四个小层。长811和长813小层处于研究区储层沉积的末期和初期，物源供给不充分，砂体发育受到限制，厚度小；长812～、长812艺小层处于物源供给充分时期，砂体发育广泛，厚度大。(2)储层沉积微相研究表明，研究区为三角洲前缘亚相沉积，主要发育水下分流河道、河口坝、水下分流间湾沉积微相；长812～、长812‘2小层水下分流河道微相最发育，是主要的储集体；长811、长8。3以河口坝和水下分流间湾沉积为主，储集能力相对较差；砂体的展布方向是影响注入水流动的主要因素，控制着油水运动及油水分布。(3)研究区长81储层是由粉砂岩、细砂岩和中砂岩与泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩问互层组成。储层孔隙类型以粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔等为主，沙体分布不均。长8。2一、长8。2。2小层非均质性强于长8，1、长8。3小层，而且各小层层内渗透率大多属于严重非均质型，表明微观孔隙结构特征十分复杂、层内渗透率变化较大。该特点在开发上表现的很明显，油井的单井产量差异十分明显，由于层问非均质性的存在，直接导致了油井注水见效慢，给注水开发带来困难。(4)利用不同微相带砂体的有效厚度、平均孔隙度、渗透率、流动层带指数，运用模糊数学聚类分析、判别分析等储层评价分类方法，对研究区进行精细的流动单元划分，将研究区长8】储层划分为I、II、III、IV类4类流动单元。总体上研究区长8，油层的I类流动单元砂体厚度最大，物性最好，油层最为发育，单井油产量最高，接下来依次为II类、III类、IV类流动单元。平面上I类和IV类流动单元面积较小，连续性较差；II类和III类流动单元的面积较大，连续性好。(5)以储层沉积微相特征、储层特征及流动单元等研究为基础，对研究区产能特征及影响产能主控因素认识，提出了对研究区注水开发的影响。根据前面的研究结果，提出开发中存在的主要问题是①油井含水上升速度快，影响油田高效开发；⑦油藏层内矛盾突出、吸水不均匀，水驱状况差；o油藏物性差，生产压差增大，采液、采油指数降低。在研究储层特征对注水开发的影响时，主要分析 结论与认识储层流动单元与注水开发过程中各种生产状况的关系。由以上分析发现，好的流动单元具有较好的产能情况，生产中产量递减也快。因此，建议在开发中好的流动单元要注意控制递减率，同时做好稳油控水工作；而较差类型的流动单元则以提高单井产能为目标。对于提高单井产能应遵循的原则是：含水极高，水窜严重，而液量又上不去的井建议转注或关井一段时间再问开生产；对于含水较低、液量上不去的油井建议进行重复压裂；而对于液量与含水适中，而又处于砂体边部及较差流动单元的井建议进行周期间开生产。 西安石油大学硕士学位论文致谢在论文完成之际，首先要感谢导师吴少波教授。在为期三年的研究生学习过程中，得到了吴老师的细心指导和耐心指教，使我的科研实践能力有了很大的提高。从论文的开题、项目的完成、到论文的撰写，无不凝聚着导师的指导和帮助。吴老师渊博的理论知识、严谨的教学态度、精益求精的科研作风、全心投入工作的精神状态使我更加深刻领悟到了作为一名优秀学者的素质，鞭策着我的进步和提高。感谢我的企业导师长庆油田公司油气工艺研究院高工李亚洲。衷心感谢地球科学与工程学院的领导们，以及所有授课和帮助过我的老师们，他们精彩的授谏使我的专业水平到了很好的提高，受益菲浅。感谢家人，感谢他们给予我的支持和力量，我会在今后的工作中更加努力的学习和工作，“学有所长，学以致用”。感谢帮助过我的师兄、同学们，感谢他们的支持和鼓励，最后，感谢诸位评审专家百忙之中审阅我的毕业论文，敬请各位专家批评指正! 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