油藏平面非均质性对水驱开发效果的影响程度分析_安桂荣
油藏非均质性对火驱开发效果的影响
油藏非均质性对火驱开发效果的影响作者：许鑫来源：《中国科技博览》2018年第21期[摘要]由于油藏非均质性的存在，稠油油藏在不同注采方式下火烧油层开发效果存在较大差异。
在同一模型在同样的生产控制条件下，不同注采方式间的初期产油量和累积产油量之间存在差别；对于渗透率平面非均质性，高采低注火烧油层的开发效果优于高注低采；对于砂体厚度平面非均质性，厚采薄注火烧油层的开发效果优于厚注薄采；对于砂体形态非均质性，宽采窄注火烧油层的开发效果优于宽注窄采。
敏感性分析结果表明，砂体形态非均质性对火烧油层开发效果的影响程度最大，厚度非均质性次之，渗透率非均质性的影响程度最小。
因此，只有合理部署注采井位，才能有效地提高强非均质性稠油油藏火烧油层的开发效果。
[关键词]稠油油藏非均质性火驱中图分类号：TE357.46 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）21-0037-01引言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，提高采收率的基础和关键。
油藏储集层的非均质性是制约油田开发效果的重要因素，油田开发过程中出现的层间干扰、单层突进、注采不平衡等矛盾都是由于储层的非均质性引起的。
火驱技术是一种重要的稠油热采方法。
它通过注气井向地层连续注入空气并点燃油层，实现层内燃烧，从而将地层原油从注气井推向生产井。
火驱技术伴随着复杂的传热、传质过程和物理化学变化，具有蒸汽驱、热水驱、烟道气驱等多种开采机理。
火驱具有采收率高、成本低和应用范围广的优势。
同等条件下，热能损耗仅占蒸汽驱的25%。
相比蒸汽驱和SAGD技术，火驱适用范围更大。
火烧油层是将空气注入到油层中，再将空气在井下加热到可以点燃原油的温度，或者通过空气与原油在油层中自然氧化生热使油层达到燃烧温度，实现某稠油油藏为三角洲沉积体系，发育扇三角洲油层地下燃烧，地下燃烧过程中燃烧掉一部分原前缘和前扇三角洲亚相。
改善平面非均质油藏水驱效果方法研究
引 言
中 国陆 上石 油储 层 大 多 数 属 于河 流 相 沉积 ， 非 均质性 较强 ， 主河 道 、 滩 、 滩 、 滩 等 ， 石 渗 有 边 心 漫 岩
计后 ， 在井组 控 制面积 内实现 了均 衡驱 替 ， 提高 了采
出程 度 、 善 了开发效 果 。 改
■
透率 的各 向 异性 现 象 比较 显 著
批注本地保存成功开通会员云端永久保存去开通
维普资讯
第２ ９卷
２０ ０ ７年
第 ４期
８月
西 南 石 油 大 学 学 报
Ｊｕｎ ｌｏ ｏ ｔｗｅｔＰ ｔ ｌｕ Ｕｎｖ ｒｉ ｏ ｒ ａ ｆＳ ｕｈ ｓ ｅｒ ｅ ｍ ｉｅｓｔ ｏ ｙ
Ｖｏ ． １２９ Ａｕ ｇ
为Ｐ 。 假设水驱油过程为活塞式驱替， 油水界面两侧 的渗 透率 为 Ｋ ＝ ＸＫ ，。＝ Ｋ ， 中 Ｋ ｘＸＫ 其
Ｎｏ ４ ． ２ ０７ ０
文章 编 号 ：１０ ２ ３ （０ ７ ０ —０ ８ ０ ０ ０— ６ ４ ２０ ） ４ ０ ２— ４
改善平面非均质 油藏水驱效果方法研究
周涌沂 ， 勇 ， 汪 田同辉 ， 常涧峰
（ 中国 石 化 胜 利油 田地 质 科 学 研 究 院 ， 山东 东 营 ２ ７ １ ） ５ ０ ５
作者简介 ： 周涌沂（ ９２一） 男（ １７ ， 汉族） 高级工程师 ， ， 博士 ， 主要从事油气田开发研究工作。
维普资讯
第 ４期
周涌沂等 ： 改善平面非均质油藏水驱效果方法研究
８ ３
要使 Ｘ和 Ｙ 向生 产井注 入水 同时 突破 ， 么井 方 那 距 应作何 调 整 ， 据 渗 流 力 学 推 导 如下 ： 井 距 为 根 令
非均质性油藏剩余油产生机理实验研究
（ ２ ） 将填 砂管 模型饱 和地 层 油 ， 形成 束缚 水 。
（ ３ ） 分别 进行 单 管水 驱 油 实验 ， 记录时间、 填砂
ｅ ｍ的 填 砂 管 Ｄ 和 Ｄ 。Ｄ 管 的 液 测 渗 透 率 为
２ ． ９ ５ １ ×１ ０ Ｉ ｘ ｍ ， 孔隙度为 ３ ７ ． ７ ４ ％； Ｄ ２管 的液 测
第１ ７卷 第 ５期
重庆科 技学 院学 报 （ 自然科 学版 ）
２ ０ １ ５年 １ ０月
非 均 质 性 油 藏 剩 余 油 产 生 机 理 实 验 研 究
方 勇 杨 胜 来 陈 璨 马铨 铮 丘 志鹏 徐 斌
（ 中国石 油大 学（ 北京 ） 石 油工程教 育部 重 点 实验 室 ，北京 １ ０ ２ ２ ４ ９ ）
率 达到 ９ ５ ％， 驱 油效 率达 到 ７ ５ ． １ ５ ％， 最 终驱 油 效 率 为７ ７ ． ０ ２ ％； 对 于低渗 透 Ｄ ： 管 在 总 注水 孔 隙体 积倍 数为 ０ ． ２ ５ Ｐ Ｖ时采 出端开 始见 水 ， 为１ ． ９ ４ Ｐ Ｖ时 ， 其 含水 率 达到 ９ ５ ％， 驱 油效 率 为 ６ ８ ． ７ ３ ％， 最终 驱 油 效 率为 ６ ９ ． ４ ０ ％ 。 由此 可 知 填 砂 管 单 独 水 驱 时 ， Ｄ 管 比Ｄ ： 管采 出端 见水 较 早 ， 含水率 比 Ｄ 管 提前 达 到 ９ ５ ％， 但是 尽 管 ２填 砂 管 的渗透 率相差 很 大 ， 但最 终 驱油效率 相差 不大 ， Ｄ 管 的驱 油 效 率 高 出 Ｄ 管
关键词 ： 非均质性 油藏 ； 剩余油 ； 渗流 阻力 ； 驱油效率 ； 波及效率
中 图分 类 号 ： Ｔ Ｅ ３ １ ２ 文献标识码 ： Ａ 文章编号 ： １ ６ ７ ３—１ ９ ８ ０ （ ２ ０ １ ５ ） ０ ５— ０ ０ ３ ４— ０ ３
储层非均质性对油水运动状态差异性的影响
储层非均质性对油水运动状态差异性的影响【摘要】储集层的非均质性主要表现为层间、平面两个方面的差异，这差异导致了油田注水开发过程中层间、平面和层内油水运动状态的差异性。
全面了解这种差异性，研究并掌握其变化特点和规律，采取相应的调控措施，可以最大限度地提高油层动用程度，扩大注水波及体积，改善油田开发效果，建议在开发层系中，油层渗透率级差控制在5左右，生产井射孔层数控制在10层以内能减缓层间干扰，提高油层动用程度。
注水井随着射开层数的增多，其吸水厚度百分比显著下降，应加强分层。
【关键词】东高点；非均质；层间差异；平面差异；跃进二号东高点构造是青海省柴达木盆地西部坳陷区昆北断阶亚区铁木里克凸起内的一个三级构造。
跃进二号油田已有十余年的开发历史，储层非均研究对油藏注水开发具有中有的指导意义。
储集层的非均质性主要表现为层间、平面和层内三个方面的差异。
这三个方面的差异导致了油田注水开发过程中层间、平面和层内油水运动状态的差异性。
全面了解这种差异性，研究并掌握其变化特点和规律，采取相应的调控措施，可以最大限度地提高油层动用程度，扩大注水波及体积，改善油田开发效果。
1 层间差异层间差异是注水开发油田最普通、最主要的差异。
一套开发层系各个油层的性质不同，就形成了层间差异。
1.1注水井中的层间差异和干扰注水井中层间差异的主要表现是，在同一压力笼统合注条件下，由于各层性质不同，其吸水能力相差十分悬殊。
如YⅡ584共射开两个层段12个小层，吸水剖面显示，吸水能力强的有3个小层，微弱吸水的2小层，另外7个小层根本不吸水；如YⅡ165共射开三个层段15个小层，吸水剖面显示吸水能力强的有3个小层，微弱吸水的1小层，另外个11个小层不吸水。
注水井中单层吸水状况不同的原因，除油层本身性质差异以外，还有在笼统注水条件下层间干扰的影响。
如YⅡ7-1井，在全井合注条件下，第七套开发层系Ⅳ-2以下层段不吸水，后来采取分注，Ⅳ-2以下层段吸水，说明该层段不吸水主要是层间干扰造成的。
储层非均质性及其对油田注水开发的影响分析
储层非均质性及其对油田注水开发的影响分析摘要：储层在形成过程中，经常会受到构造作用、成岩作用和沉积环境作用而产生不同程度的变化，出现储层非均质性，其主要包括两个类型，第一种为储层宏观处于非均质性，主要由平面上的非均质和油层的垂向上形式构成，第二种为储层微观非均质性质，其主要指的是油层储层孔隙结果呈现的非均质特征。
由于储层的非均质性会对油气藏中的油气采收率、水渗流、气渗流、油渗流产生影响，严重影响油田企业的经济效益，所以必须分析储层非均质性及其对油田注水开发的影响。
关键词：储层；非均质性；油田注水开发；影响油气储层受到多种因素影响导致渗透率及孔隙结构发生变化，储层非均质性主要包括夹层、储层所含油体性质、储层表面属性、储集层厚度和储集层岩性等内容，油气藏的开发效果与储层非均质性存在密切联系，且储层非均质性还会产生层间干扰，影响剩余油的分布，诱发单层突进现象，所以必须对储层的非均质性进行分析，优化油田注水开发效果。
一、储层非均质性（一）微观结构非均质性微观结构非均质性主要包括岩石表面性质、孔喉及孔隙结构的性质。
分析储层物性，主要由渗透率和孔隙度两种内容组成，孔隙度的大小将对注入水的体积产生决定性作用，渗透率与非均质性的差异性对油体的流动能力和方向产生着影响，孔隙度对注入水体的大小发挥着决定性作用。
孔喉结构中，死空隙的形成主要由于孔喉比增大而产生，究其原因，由于细微孔喉与空隙连接，一旦发生死空隙，将直接影响水驱采收率，比值越大，采收率越低。
润湿性也会在一定程度对岩石孔隙中水的流动性产生影响，若是岩石处于水湿状态下，水极易对岩石表面的油产生驱替作用，以此提升驱油效果，若是油湿，则水的驱替作用会大大降低，水的驱替作用也会随之下降，降低驱油效率。
（二）层内非均质性层内非均质性内容主要包括层内不连续夹层、粒度韵律性和渗透率的差异程度。
层内不连续夹层主要由中、高水洗组成，由于水洗程度较高，其下部却并未进行水洗或者为低水洗，下部分水洗程度不足。
储层平面非均质性对水驱油效果影响的实验研究_邓瑞健
收稿日期:2002-01-28作者简介:邓瑞健(1962-),男,广西平南人,高级工程师,中原油田分公司勘探开发科学研究院副院长。
文章编号:1000-3754(2002)04-0016-04储层平面非均质性对水驱油效果影响的实验研究邓 瑞 健(中原油田分公司勘探开发科学研究院,河南濮阳 457001)摘要:储层的非均质性是影响油气藏油、气、水渗流及油气采收率的主要内因。
所以进行储层非均质性对水驱油效果的影响实验研究,找出其影响规律,对搞清油藏剩余油的分布、采取合理性措施、提高采收率显得十分必要。
本文采用天然岩心串联组合方法,进行了平面非均质性对水驱油效果的影响实验研究。
结果表明,驱替顺序及岩石非均质程度是影响平面非均质油藏采收率的主要因素,高渗区注水低渗区采油可获得更高的采收率。
该结论可以直接指导油藏开发和剩余油挖潜。
关键词:平面非均质性;水驱油;采收率;剩余油挖潜中图分类号:TE311 文献标识码:A储层通常在形成过程中受沉积环境、成岩作用和构造作用的影响,造成储层的非均质性,它主要可分两大类型,一种是储层宏观的非均质,包括油层垂向上、平面上的非均质,另一种是储层的微观非均质性,即储层孔隙结构特征的非均质性。
储层的非均质性是影响油气藏油、气、水渗流及油气采收率的主要内因[1]。
一般陆相油藏储层物性差别大,宏观非均质即层内、层间和平面非均质性较强,开发效果差别很大。
目前研究纵向非均质性对注水开发影响的实验方法较多,研究储层平面非均质性对水驱油效果影响的实验方法较少。
室内实验研究储层平面非均质对水驱油影响的方法主要是通过人造孔隙模型来完成的。
其最大的优点是能直观观察和描述剩余油的微观分布情况,其流动也与径向流相似。
但是,不管制造孔隙模型的技术如何发展,储层岩石孔喉网络结构的复杂性是不能完全模拟出来的。
而应用天然岩心就可解决这方面的问题。
本文利用现有的常规实验设备,采用岩心串联组合实验技术,在该方面进行了尝试。
深层高压低渗透油藏储层微观非均质性及其对开发的影响
深层高压低渗透油藏储层微观非均质性及其对开发的影响3邓瑞健中原油田分公司勘探开发科学研究院摘要:文东沙三段中亚段油藏是我国典型的深层高压低渗透油藏,储层以砂层薄、粒度细、非均质性显著为特征。
油田开发中后期地层压力下降明显,储层物性及注水效果差。
为此,开展了细致的微观非均质研究,指出主力产层呈大孔较粗喉及中孔、中细喉型孔隙结构;大多数储层为中小孔、细喉型孔隙结构,表面积大,储层非均质性强。
另外,还首次进行了净覆压对储层性质的影响和真实砂岩微观水驱油模型研究,建立了净覆压与储层物性的定量关系模型,阐明了高压低渗透油藏驱油规律;指出储集岩孔隙结构的非均质性是影响驱油效率的主要因素,增加注入压力与注入水推进速度对降低剩余油饱和度作用不大。
关键词:深层;低渗透;微观非均质性;驱油效率;净覆压中图分类号:TE122.2+3 文献标识码:B文章编号:1009-9603(2002)04-0048-03引言文东沙三段中亚段油藏位于东濮凹陷的文留构造东翼,主要含油层位为沙三段中亚段4～10砂层组,埋藏深度3200～3900m ,原始地层压力系数达1.7～2.0,平均空气渗透率35×10-3μm 2,储集砂岩主要为长石质石英粉砂岩和长石细砂岩,其次为长石岩屑质石英砂岩,主要为深水—半深水浊积沉积[1]。
该油田自1987年正式投入开发以来,多数井注水效果不好,对储层微观特征进行精细研究,以阐明储层微观孔隙结构特征及其不同压力条件下的变化情况,揭示影响注水开发的地质因素。
1 砂岩成岩相模式文东沙三段中亚段油藏埋藏深,成岩阶段以晚成岩B 亚期为主。
在成岩作用早期,机械压实作用强,压溶不甚显著,以早期碳酸盐胶结作用和次生溶蚀作用为主要的成岩特征。
成岩晚期,随埋深加大,碎屑颗粒间多呈线性接触,其次为缝合状接触,证实压溶作用明显增强,碳酸盐、硫酸盐和二氧化硅是主要的胶结物类型。
研究区为异常高压条件下的封闭性成岩环境,地层温度最高达160℃,沉积物除受压实、胶结作用之外,还发生了矿物转化、重结晶、交代和溶解等一系列成岩作用,其中粘土矿物中高岭石和伊/蒙混层不断向伊利石、绿泥石转化,石膏脱水向硬石膏转化;地下流体中富含Fe 2+和Mg 2+,促使形成铁方解石和铁白云石沉淀;从岩矿特征分析,成岩作用持续时间较长,作用的能量也较强,因而不利于孔隙的保存。
不稳定注水提高非均质油藏水驱开发效果研究
收稿日期:2005205211作者简介:姜必武(1976-),男,重庆潼南人,在读博士,从事油气田开发工程研究。
文章编号:100023754(2005)0420045202不稳定注水提高非均质油藏水驱开发效果研究姜必武1,牛彦良1,2,欧 瑾3,万学鹏3,李贤兵4(11中国石油大学,北京 102249;21大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,黑龙江大庆 163712;31中国地质大学,北京 100083;41中国石油勘探开发研究院,北京 100083)摘要:由于非均质地层中不同渗流特性介质的压力传导速度不同,不定期地改变注水井的注入量可在储层中高渗透层和低渗透层之间产生不稳定的压力差,压力差产生油水交渗流动,弹性力使油被置换出来,从而达到提高原油采收率的目的。
现场生产实践表明,在达到相同的采出程度时,常规注水的含水率高于不稳定注水的含水率;不稳定注水的最终采收率明显高于常规注水的最终采收率。
关键词:不稳定注水;非均质;机理;开发效果中图分类号:TE357 文献标识码:A 非均质油藏在注水开发的情况下,经过长期注水开发后,油层易形成相对固定的注采连通对应关系:注入水总是沿着渗透率相对较高油层率先到达采油井底,而渗透率相对较低的油层不容易被注入水波及到,水驱动用程度很低,甚至根本未动用。
这就造成非均质油藏采收率较低的不良情况[1,2]。
不稳定注水是针对非均质油藏的一种有效的提高采收率的方法。
1 不稳定注水驱油机理111 油水交渗在油藏岩石多孔介质中,若存在饱和度差,则存在毛管渗吸现象。
但是,依靠自行渗吸现象进入低渗孔道的深度受到一定的限制,当细小孔道中毛管力和上升水柱重力相等时,油、水界面的移动停止,这就是毛管渗吸的平衡高度[3,4]。
据研究,在实际储层中这种自行毛管渗吸的平衡水高度约为15～20c m ,可见依靠这种自行毛管渗吸作用,水不会进入低渗层较深部位,也不可能较大幅度提高低渗层的含水饱和度。
现代油藏工程设计_储层非均质性对致密油开发影响及有效对策
（何东博等，2013 ）
23
四、有效对策
2、井网优化技术
（3）水平井井网
考虑因素： ①通过地质目标优选和轨迹设计提高气层钻遇率； ②确定最佳的水平段方位、长度、压裂段数和水平井井网； ③水平井地质设计与改造工艺有机结合，提高气藏采收率。
两种方式： ①选取局部有利位置分散部署，需要考虑
与已钻直井的相互配置 ②选取有利区块整体集中部署，需要考虑
20
四、有效对策
2、井网优化技术
（1）井网加密技术 对于多层叠置的透镜状气藏，由于单井泄气面积小，井间加密
是提高气藏采收率的技术关键。 井网过稀，由于储层的连续型差及平面强非均质性，井网对储
量的控制程度不够，储量难以充分动用，但若井网过密，井间干扰 会趋于严重。
井网加密技术流程：在综合地质研究基础上，应用试井、生产 动态分析和数值模拟等动态描述手段，确定井控储量与供气区形态， 优化加密井网。
➢须家河： •单井控制储量1000~30000万方
广安须家河单井控制储量
15
三、非均质性对开发影响
3、储量动用程度低
气水关系复杂让部分储量暂时难以有效动用。 苏里格气田西区，产水符合油气伴生水的特点，水体间连通性较 差，气水关系复杂，控制因素多。 表现为：垂向上无统一气水界面，平面上气水分布受单砂体控制 而复杂多变，低阻气层与高阻水层并存，出水层段纵向上电阻率变化 特征复杂，气水混储，流体识别难度大，富水区部分储量暂时难以有 效动用。
水平井网的设计。
根据致密储集层的压降传导顺序，从近井 段到远井段压力的波及范围近似梯形，所以可考 虑头尾对置的排列方式。
苏里格气田水平井压降平面与井网组合示意图
（何东博等，2013 ）
24
低渗透非均质油藏水驱波及规律三维流动实验
低渗透非均质油藏水驱波及规律三维流动实验赵芳;沈瑞;高树生;胡志明【摘要】储层的非均质性是影响低渗透油藏采收率的重要因素.通过自主设计的三维流动实验装置,结合现场取芯以及实际井组分布,对研究区块储层平面、纵向非均质性展开综合研究.针对多层油藏开采动用界限进行分析,研究水驱前缘、见水时间,并评价波及系数采油速度等开发指标.结果表明,纵向非均质性严重的多层油藏,各单层的动用条件是渗透率级差小于3,在高渗层与中渗层实施堵水措施后,低渗层采收率明显提高.对实验井组注水井周围水驱前缘进行预测,注水优势方向为南北主轴方向与东西主轴方向,经过1年的注水开发,井组中WI井首先见水,在随后的开发过程中,经过6年的时间前缘波及到W3、W4、W5井.实验区块岩心见水后采油指数迅速下降,高渗部分作用最为明显,实验结束后低渗部分波及系数平均仅为0.2左右,剩余油大量赋存.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2015(015)005【总页数】5页(P58-62)【关键词】三维流动实验;非均质;水驱前缘;多层开采【作者】赵芳;沈瑞;高树生;胡志明【作者单位】中国科学院渗流流体力学研究所;中石油勘探开发研究院廊坊分院,廊坊065007;中石油勘探开发研究院廊坊分院,廊坊065007;中石油勘探开发研究院廊坊分院,廊坊065007;中石油勘探开发研究院廊坊分院,廊坊065007【正文语种】中文【中图分类】TE122.1中国中-新生代陆相盆地蕴含了丰富的油气资源[1], 陆相沉积作用所特有的地质条件使得储集砂体分布复杂、物性变化大、非均质性强，加之在漫长的地质历史过程中又经历了后期成岩和构造等改造作用, 储层非均质特征表现得更为明显。
大量研究表明，储层的非均质性是影响低渗透油藏油、气采收率的重要因素[2—5]。
从宏观的角度看，非均质性可分为纵向以及平面两方面。
目前针对纵向油藏水驱油规律的研究主要为岩心的并联实验[6—10]，而研究平面油藏水驱油规律的手段主要为人造孔隙模型以及小岩心串联实验[11—14]。
非均质油藏注水开发流体动力地质作用研究
非均质油藏注水开发流体动力地质作用研究【摘要】针对非均质严重油藏，采用室内实验对注水前后实际岩心样品进行对比分析，研究了注水开发过程中的流体动力地质作用。
结果表明，酸性介质条件的化学动力作用加速了碎屑组分中的长石类矿物尤其是斜长石的溶蚀，同时生成了新的高岭石晶体并分布于细小孔喉，但对碳酸盐类矿物的影响较小。
注水冲刷等物理动力地质作用造成了储集层泥质矿物总量的降低和粉砂—极细砂级石英颗粒的缺失，且主要发生在物性较好且优势渗流通道较发育的层段。
在储集层孔喉变化方面，注水开发既使相对较大孔喉增加，改善了储集层的渗滤条件，也使孔喉分选程度降低，加剧了储集层微观非均质性。
从储集层孔隙度、渗透率等宏观参数变化看，注水开发致使储集层总体平均有效孔隙度降低4.63%，而总体平均有效渗透率上升8.93%，原始物性不同的储集层注水后物性变化呈现出明显的“马太效应”。
【关键词】严重非均质注水开发流体动力地质作用马太效应在长期注水开发过程中，储集层各项微观特征持续发生变化，包括储集层岩石颗粒和胶结物的成分及含量、粒度等指标，其主要原因在于储集层中的地层水、不同性质的注入水及油等流体长期对储集层浸泡、驱动和改造。
孔隙度、渗透率等宏观参数的变化是储集层微观内在因素改变的综合反映。
岩心样品进行对比分析，从储集层岩石组分、粒度、孔喉分布、孔喉结构和主要物性参数的变化等方面研究了注水开发过程中的流体动力地质作用。
1 流体动力地质作用的物质基础储集层的岩石类型多为长石砂岩、岩屑砂岩之间的过渡类型，岩石成分主要特征为：（1）碎屑中岩屑和长石含量较高，其平均含量分别为15.6%和10.7%，两者之和已超过26%，石英含量与岩屑和长石含量之和的比值为1.7～4.3，平均值为3.0；（2）岩屑中含量最高的是泥岩岩屑和碳酸盐岩岩屑，其平均含量分别为8.5%和3.9%，两者之和已超过12%，占岩屑总量的约80%。
以上特征说明岩石的成分成熟度极低，是快速风化、快速与短距离搬运、快速堆积与埋藏条件下的产物。
储层非均质对油田开发效果的影响
（ １） 储层宏观和微观非均质造成开发层系的 层间、平面、层内和孔间等各个层次的矛盾， 不同 类型储层， 各矛盾对开发的影响程度不同。
（ ２） 层间矛盾往往造成平面矛盾、孔间矛盾。 因此， 首先要解决层间矛盾， 使未动用（ 或动用程 度低） 的油层动用起来， 同时平面矛盾、孔间矛盾 等可得到一定程度的缓解。
关键词 储层 非均质 开发效果 油层产能 剩余油分布
油田非均质是绝对的、无条件的、无限的， 而 均质只是相对的、有条件的、有限的， 也就是只有 在一定的非均质层次内、一定的条件下、有限的范 围内才可以把油田近似地看成是均质的， 而且理 论研究也必须这样做［１］。事实上， 油田开发中存在 的诸如层间干扰、单层突进、剩余油局部富集等现 象 都 是 由 储 层 的 非 均 质 引 起 的 ［ １－ ２］ 。
［ ３］ 李 道 品． 低 渗 透 砂 岩 油 藏 开 发 ［ Ｍ］ ． 北 京 ： 石 油 工 业 出 版 社 ， １９９７： ２７－ ６６．
［ ４］ 黄 延 章． 低 渗 透 油 层 渗 流 机 理 ［ Ｍ］ ． 北 京 ： 石 油 工 业 出 版 社 ， １９９８： ５９－ ９９．
［ ５］ Ｔａｒｅｋ Ａｈｍｅｄ， ＭｃＫｉｎｎｅｙ Ｐ Ｄ． Ａｄｖａｎｃｅｄ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ ［ Ｍ］ ． Ｇｕｌｆ Ｐｒｏｆｅｓｓｉｏｎａｌ Ｐｕｂｌｉｓｈｉｎｇ， ２００５： ３２２－ ３８１．
对于同一种岩性的储集层， 尤其对砂岩孔隙 储油的油层来说， 油层间渗透率的非均质是储油 层物性非均质中最重要的一种。层间渗透率差别 造成注入流体沿高渗层突进， 低渗层的储量难以 动用， 降低了开发效果。 ３．２ 平面非均质性
由于沉积相和成岩作用的控制， 平面上储层 的砂岩厚度、油层厚度、油层的物性参数都有一定 的分布范围。油田开发实践表明， 主力油层通常厚 度大， 平面上油层连续性好， 储层的沉积微相及物 性变化小（ 见图 ２） ， 流动单元通常较好， 储量丰度 高， 有利于大面积勘探开发， 开发井网控制程度 高， 剩余油分布较少； 厚度小、流动单元差的油层 其物性也较差， 非均质性强， 储量丰度和采出程度
油藏非均质性对油田开发的影响
油藏非均质性对油田开发的影响【摘要】安塞油田M区块的非均质性具有从均质到非均质的渐变性，为了提高油藏水驱效果，从油田开发的角度，研究了不同非均质性储层下的递减率、开发技术政策，得出了不同非均质下油田开发中应采取不同的对策，从而提高水驱效果。
【关键词】非均质性油田开发1 概述M油田位于西倾的伊陕斜坡中部，油藏埋藏浅，渗透率低，水饱高，单井产能低，是典型的“三低”油藏。
不同区域具有不同的非均质性，控制着不同的注采关系，在油藏开发中亦需要采取不同的对策，以达到最佳开发效果。
2 非均质性研究2.1 剖面非均质性该油藏是一个处于一个西倾单斜背景之上鼻隆构造，平均埋深930m，从西到东，油藏埋深变浅，压实作用对储层的影响逐渐减小，渗透率逐渐增大，非均质性逐渐减弱（表1）。
2.2 平面非均质性平面非均质性采用聚类分法，对该区内的井以KH值、砂地比、孔隙度和油井初期含水为聚类标准进行聚类分析后得到平面非均质性分布图，平面非均质性主要受沉积相的影响，在沿着分流河道方向（北东-南西向）形成一系列不同类的区域。
3 非均质性对油田开发的影响平面非均质性在油田开发中，主要影响流体渗流方向，从开发的角度上讲，影响着注入水推进方向，对油井来说，则是油井的见效方向，见效后产量的变化等情况。
3.1 对见效方向的影响统计该区油井见效情况，发现见效油井方向与油井所处的位置有关，见效井主要分布于油藏中部。
其中，不同区域反映出不同的特征。
东部区域见效油井呈点状分布在注水井的周围，表明注入水推进时是均匀向各方向推进的；中部区域油井见效主要有两个方向，分别是东西方向与北东南西方向，这两个方向一个是砂体走向，一个是储层的层理走向，表明水驱方向受沉积环境控制；西部区域油井见效方向性更为明显，主要是北东南西向，表明水驱状况受沉积相和储层物性的控制更加严重，水驱效果也相对较差。
3.2 对见效后产量的影响采用油藏工程方法，对该油田东、中、西部的含水与平均单井累积产油量的关系、递减情况进行分析。
非均质水驱油藏开发指标预测方法
非均质水驱油藏开发指标预测方法摘要：考虑到储层的非均质性和井网布置的规范程度没有实际保障，在油藏工程理论的基础上设计并建立了非均质性水驱油藏开发指标预测法。
该方法主要通过渗流阻力与注采井配置间的关系，使油田动态合理化，形成多个采注单元，逐一对注采单元的孔隙度、渗透力、储层薄厚进行等效处理，然后将其进行均质单元转化。
预测各单元开发动态可利用物质平衡原理来完成，同时对含水率及残油饱和度指标进行计算，从而获取全部油藏开发指标。
关键词：非均质性；水驱油藏；开发指标预测随着科技发展及实践应用经验，水驱砂岩油藏开发指标备受关注，尤其对于油田注水开发的后期阶段，含水率和残余油饱和度分布预测是决定井网调配与配产配注的重要依据。
目前最常用的数值模拟法就是含水率预测和残余油饱和度分布指标，该方法形成了残余油饱和度、油层压力的数学模型，以方程式的形式进行计算，通过计算结果总结出油层中残余油饱和度和及压力场的动态变化规律。
非均质水驱油藏开发指标预测方法是在考虑井网布置不规则和储层非均质性基础上而建立的新方法。
本文主要对非均质水驱油藏开发指标预测方法进行了介绍。
1.建立开发指标预测模型在注采井配置关系与储层非均质性的基础上，对油田实施劈分，使其成为多个注采单元，并对独立存在的注采单元进行处理，使它成为均质单元。
在了解每个单元中的残余油饱和度与分布后，通过物质平衡原理及驱油理论，对各单元中的残余油饱和度与分布情况进行计算。
假设条件：油藏内仅有油水两相，且渗流符合达西定律；将储层非均质性划分为考虑范畴；将水驱油的非活塞性划分考虑范畴；无视毛管压力与重力；注采平衡。
1.1等效处理储层非均质性1.2注采单元动态劈分影响注采单元的主要因素是注水井和周边生产井的位置及储层物性与非均质性。
均质油藏在开发初始阶段，注采面积可用相邻两组注采井连线和角平分线间的夹角面积来代表。
随着开发的逐步深入，注采面积会不断变化，需要实施动态劈分。
由于注水井周围的生产井不定，需要对其进行假设，若注水井周围存在m 口生产井，见水之前注水井与生产井之间存在三个渗流阻力区：注水井到油水界面、油水界面到排油坑道、排油坑道到生产井井底三个渗流阻力区。
非均质油藏水驱开发效果研究
（ＣＮＯＯＣＴｉａｎｊｉｎＣｏｍｐａｎｙ，Ｔｉａｎｊｉｎ３００４５９，Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｎｏｒｄｅｒｔｏｄｅｅｐｌｙｕｎｄｅｒｓｔａｎｄｔｈｅｉｎｆｌｕｅｎｃｅｏｆｉｎｔｅｒｌａｙｅｒｈｅｔｅｒｏｇｅｎｅｉｔｙｏｎｗａｔｅｒｆｌｏｏｄｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｅｆｆｅｃｔｏｆ ｏｉｌｆｉｅｌｄ，ｔｈｅｔｈｒｅｅｄｉｍｅｎｓｉｏｎａｌｐｈｙｓｉｃａｌｍｏｄｅｌｏｆｉｎｔｅｒｌａｙｅｒｈｅｔｅｒｏｇｅｎｅｉｔｙｗａｓｕｓｅｄｔｏｃａｒｒｙｏｕｔｌａｂｏｒａｔｏｒｙｗａｔｅｒｄｉｓ ｐｌａｃｉｎｇｏｉｌｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ，ａｎｄｓｔｕｄｙｔｈｅｗａｔｅｒｆｌｏｏｄｅｆｆｅｃｔｏｆｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔｐｒｅｓｓｕｒｅｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅａｎｄｅｘｐｌｏｉｔａｔｉｏｎｍｏｄｅｏｎ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｕｎｄｅｒｔｈｅｃｏｍｂｉｎａｔｉｏｎｏｆｈｉｇｈ，ｍｉｄｄｌｅａｎｄｌｏｗｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｌａｙｅｒｓ．Ｔｈｅｅｘｐｅｒｉｍｅｎ ｔａｌｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｔｈａｔｗｉｔｈｔｈｅｉｎｃｒｅａｓｅｏｆｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔｐｒｅｓｓｕｒｅｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅ，ｔｈｅｗａｔｅｒｆｌｏｏｄｉｎｇｓｗｅｅｐｅｆｆｅｃｔｏｆｍｉｄｄｌｅ ａｎｄｌｏｗｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｌａｙｅｒｓｂｅｃｏｍｅｓｍｏｒｅａｎｄｍｏｒｅｏｂｖｉｏｕｓ，ｗｈｉｌｅｔｈａｔｏｆｈｉｇｈｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｌａｙｅｒｃｈａｎｇｅｓｌｉｔｔｌｅ； ｔｈｅｉｎｃｒｅａｓｅｏｆｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔｐｒｅｓｓｕｒｅｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅｃａｎｅｆｆｅｃｔｉｖｅｌｙｓｔａｒｔｔｈｅｒｅｍａｉｎｉｎｇｏｉｌｉｎｍｉｄｄｌｅａｎｄｌｏｗｐｅｒｍｅａｂｉｌｉ ｔｙｌａｙｅｒｓ，ａｎｄｔｈｅｒａｔｉｏｎａｌｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔｐｒｅｓｓｕｒｅｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅｈａｓａｎｉｍｐｏｒｔａｎｔｅｆｆｅｃｔｏｎｔｈｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆｈｉｇｈｌｙ ｈｅｔｅｒｏｇｅｎｅｏｕｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．Ｄｉｆｆｅｒｅｎｔｅｘｐｌｏｉｔａｔｉｏｎｍｏｄｅｓｈａｖｅｇｒｅａｔｉｎｆｌｕｅｎｃｅｏｎｒｅｃｏｖｅｒｙｆａｃｔｏｒ；ｗｈｅｎｔｈｅ３ｌａｙｅｒｓａｒｅ ｐｒｏｄｕｃｅｄｓｉｍｕｌｔａｎｅｏｕｓｌｙ，ｔｈｅｒｅｃｏｖｅｒｙｆａｃｔｏｒｉｓｔｈｅｌｏｗｅｓｔ；ｔｈｅｄｏｍｉｎａｎｔｃｈａｎｎｅｌｉｎｈｉｇｈｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｌａｙｅｒｂｒｉｎｇｓ ｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓｔｏｔｈｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆｍｉｄｄｌｅａｎｄｌｏｗｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｌａｙｅｒｓ，ａｎｄｔｈｅｒｅｃｏｖｅｒｙｆａｃｔｏｒｏｆｓｅｐａｒａｔｅｌａｙｅｒｐｒｏ ｄｕｃｔｉｏｎｉｓｔｈｅｈｉｇｈｅｓｔ；ｔｈｅｒｅｆｏｒｅ，ｉｎｒｅａｌｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ，ｉｔｉｓｎｅｃｅｓｓａｒｙｔｏｔａｋｅｍｅａｓｕｒｅｓｌｉｋｅｓｅｐａｒａｔｅｌａｙｅｒｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｔｏｉｍｐｒｏｖｅｔｈｅｗａｔｅｒｆｌｏｏｄｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｅｆｆｅｃｔｏｆｍｉｄｄｌｅａｎｄｌｏｗｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｌａｙｅｒｓ．Ｔｈｅｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌｒｅｓｕｌｔｓｅｆｆｅｃ ｔｉｖｅｌｙｇｕｉｄｅｔｈｅａｄｊｕｓｔｍｅｎｔｏｆｓｅｒｉｅｓｏｆｓｔｒａｔａａｎｄｔｈｅｆｏｒｍｕｌａｔｉｏｎｏｆｓｔｉｍｕｌａｔｉｏｎｔｒｅａｔｍｅｎｔｏｆＫｅｎｌｉＡｏｉｌｆｉｅｌｄｉｎｔｈｅ ｓｏｕｔｈｏｆｔｈｅＢｏｈａｉＳｅａ，ｍｅａｎｗｈｉｌｅ，ｔｈｅｓｔｕｄｙａｃｈｉｅｖｅｍｅｎｔｓａｒｅｏｆｇｒｅａｔｓｉｇｎｉｆｉｃａｎｃｅｔｏｔｈｅｐｌａｎｐｒｅｐａｒａｔｉｏｎａｎｄｄｅ ｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆｔｈｅｆｕｔｕｒｅｎｅｗｏｉｌｆｉｅｌｄｓ． Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｉｎｔｅｒｌａｙｅｒｈｅｔｅｒｏｇｅｎｅｉｔｙ；ｔｈｒｅｅｄｉｍｅｎｓｉｏｎａｌｗａｔｅｒｆｌｏｏｄｉｎｇｔｅｓｔ；ｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔｐｒｅｓｓｕｒｅｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅ；ｅｘ ｐｌｏｉｔａｔｉｏｎｍｏｄｅ；ａｄｊｕｓｔｍｅｎｔｏｆｓｅｒｉｅｓｏｆｓｔｒａｔａ；ｓｔｉｍｕｌａｔｉｏｎｔｒｅａｔｍｅｎｔ；ＢｏｈａｉＯｉｌｆｉｅｌｄ
非均质水驱油藏产液能力变化规律的研究
非均质水驱油藏产液能力变化规律的研究摘要：我国经济正处于快速发展的重要时期，各行业的快速发展对于能源产生新的需求。
所以，能源行业急需通过科学方法，开采更多优质能源，维持各行业的持续运转。
本文针对非均质水驱油藏产液能力变化规律做系统性研究，旨在为我国能源开发企业提供技术方案，助力我国经济平稳发展。
关键词：非均质水驱；油藏产液能力；变化规律前言：利用提液技术，可以让砂岩通过注水开发模式，保持油藏稳定产液。
所以，科学分析油藏产液能力和含水率的变化规律，可以让提液效果得到进一步提升，开发出更多优质资源。
我国正处于能源紧缺、经济发展的重要时期，更是需要对该技术做进一步研究，避免因能源问题，影响国民经济的正常运转。
1渗透率非均质性与平面渗透率各向异性如果在均质地层数值基础上，对于地层的局部区域渗透率进行调整，并在地层之间构建起一条方面流体流动的优势通道，从而对优势通道渗透率进行调整，控制其和周边地层之间的渗透率，即可对地层非均质性展开相应的调整。
如果渗透率级差不发生变化，高渗带宽幅逐渐扩增，无因次采液指数会出现明显下降。
这是水驱油的驱替期间，高渗带幅度扩增，会让更多的水进入高渗带，在高渗带中做水驱替油工作，导致越来越多的孔道会率先受到油藏影响，无法被水波及，所以无因次采液指数会出现下降趋势，下降幅度也会因高渗带幅度扩增而提升[1]。
如果高渗带宽幅保持不变的情况下，在提高渗透率级差后，无因次采液指数会产生更大的下降幅度。
也是因为水驱油期间，渗透率级差提升让水获得从高渗带进入的便利条件，导致孔道波及率降低，因次采液指数随之降低；对于平面渗透率各向异性进行研究，可以发现在宽度不变的情况下，增加平面幅度，让幅度/宽度的比值提升，无因次采液指数会随之降低。
但是，在幅度/宽度的比值增大至4，继续增加比值，无因次采液指数的下降幅度会逐渐变弱。
这是因为渗透率各向异性提升，会导致油藏在平面区域的非均质性提高，在水驱油过程中，地层部分位置无法被水波及，所以导致无因次采液指数下降。
平面非均质性对稠油油藏蒸汽驱开发效果的影响
平面非均质性对稠油油藏蒸汽驱开发效果的影响屈亚光;安桂荣;丁祖鹏;张伟;张鹏【摘要】基于某一稠油油藏沉积微相分布特征,采用油藏数值模拟方法建立渗透率、砂体厚度和砂体几何形态3类多个不同非均质级差条件下的油藏概念模型,对比分析了不同蒸汽驱注采方式间的开发效果.结果表明:同一模型在相同的工作制度下,对于厚度平面非均质性,当注采方式为厚采薄注时开发效果优于厚注薄采;对于砂体渗透率平面非均质性,高采低注的开发效果优于高注低采;对于砂体几何形态,宽采窄注开发效果优于宽注窄采;3类非均质性对蒸汽驱不同注采方式的开发效果影响程度不同,渗透率影响程度最大,厚度次之,几何形态最小.【期刊名称】《西安石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2014(029)004【总页数】5页(P55-59)【关键词】稠油油藏;平面非均质性;蒸汽驱;油藏数值模拟;沉积微相;开发效果【作者】屈亚光;安桂荣;丁祖鹏;张伟;张鹏【作者单位】海洋石油高效开发国家重点实验室,北京100027;中海油研究总院,北京100027;海洋石油高效开发国家重点实验室,北京100027;中海油研究总院,北京100027;海洋石油高效开发国家重点实验室,北京100027;中海油研究总院,北京100027;海洋石油高效开发国家重点实验室,北京100027;中海油研究总院,北京100027;海洋石油高效开发国家重点实验室,北京100027;中海油研究总院,北京100027【正文语种】中文【中图分类】TE348蒸汽驱是针对稠油油藏提出的一种有效的采油方法，并在现场得到大规模的工业应用，成为蒸汽吞吐提高采收率后又一种有效方法，取得了很好的应用效果［1-5］。
蒸汽驱是指按优选的开发层系、井网、井距、射孔层段等，由注入井连续向油层注入高温蒸汽，加热并驱替原油由生产井采出的开采方式［6-8］。
稠油油藏蒸汽驱开发效果受到地质因素和开发因素的共同影响［9-15］。
由于油藏的平面非均质性的存在，必然会影响不同注采井网的开发效果。
探讨非均质油藏分层分级注水开发配套技术
探讨非均质油藏分层分级注水开发配套技术摘要: 随着油田开发已进入中后期，油层水淹状况日趋复杂，井况恶化严重，注采矛盾日益突出，递减加快，开采难度加大。
通过强化注水分层分级管理、完善注水配套技术，减缓油田产量递减，控制单元含水上升。
关键词: 油田；注水工艺；细分注水；增产增注前言特高含水开发后期开发效益逐渐变差，如何转方式、调结构，提高开发水平和开发效益是摆在我们面前的实际问题，以提高“两率”为中心，精细做好“控水、稳油、调结构、转流线”等工作，保持油藏平稳开发。
开发过程中强化特高含水期精细构造、精细断棱、精细储层、精细剩余油分布等基础研究，应用油藏工程、数值模拟等方法进行水驱规律研究与开发技术界限研究，科学指导开发调整；细化平面、层间产液结构调整、采取“平面+层间”产液联动调整、井网变流线调整等模式的注水产液结构调整，探索油藏控水稳油技术方法，液量增长速度有所减缓，产量保持稳定，开发指标有所改善，开发配套技术得到不断完善。
目前油田主力单元开发程度的提高，含水上升加快，层间矛盾突出，能量不足，递减加大，严重影响油田开发效益。
注水是保持油藏压力，提高水驱效率的有效途径，在及时注水保持地层能量同时，不断调整注采强度和水驱油方向，提高注水波及体积，才能保持单元产量平稳运行。
1 油田开发现状和问题目前油田注水开发存在问题：（1）平面非均质严重，注入水平面水淹不均匀；（2）注采矛盾突出，井网不完善，储量动用不均衡；由于堵塞以及地层渗透性差，水井欠注注不进，水驱效果差；（3）层间非均质影响，层间水淹差异大，纵向上吸水剖面不均匀，层间低渗透段剩余油动用差；（4）分层注水受水质和油井连通性影响，层段合格率低。
通过对注水开发中“平面、层间、层内”三大矛盾，加强油藏开发动态分析，以“注上水、注好水、注足水、高效注水”为目标，强化以注水为核心的老区综合治理，推广应用注水新工艺，开展井网完善、注采调配、源头水质一体化管理，改善注水开发效果。
矢量井网改善平面非均质油藏水驱开发效果研究
矢量井网改善平面非均质油藏水驱开发效果研究周涌沂;李阳;王端平【期刊名称】《岩土力学》【年(卷),期】2008(29)1【摘要】平面非均质是河流相沉积的重要特征。
如果采用常规等井距五点井网开发该类油藏,往往会导致注入水在高渗透方向的突进,造成部分生产井见水时间早,含水上升快,而渗透率较低方向上的生产井注水受效不明显,当井组内的综合含水达到98%时,注入水在该方向上还没有突破,即注水驱替往往不均衡,开发效果差。
在渗流力学基础上,推导了平面非均质油藏矢量井网的井距设计公式。
根据矢量井网的井距设计公式,建造了物理模型,开展了水驱油对比试验研究,检验了用矢量井网开发平面非均质油藏的有效性。
试验结果表明:矢量井网能增大平面非均质油藏的波及系数,提高注入水的利用率,大大改善油藏开发效果。
【总页数】5页(P135-139)【关键词】平面;非均质;矢量;井距;驱替;均衡【作者】周涌沂;李阳;王端平【作者单位】中国石化胜利油田地质科学研究院,山东东营257015;中国石化油田部,北京100029;中国石化胜利油山,山东东营257015【正文语种】中文【中图分类】TE324【相关文献】1.改善平面非均质油藏水驱效果方法研究 [J], 周涌沂;汪勇;田同辉;常涧峰2.非均质油藏开发后期改善水驱效果研究--以王场油田王广区潜43油组为例 [J], 李昂3.非均质油藏开发后期改善水驱效果研究——以王场油田王广区潜4~3油组为例[J], 易攀;肖力夫;吴红霞;徐丹;4.非均质油藏矢量化井网部署研究与应用效果 [J], 何芬5.注采优化提高平面非均质低渗油藏井网水驱波及效率 [J], 郭迎春; 曲全工; 曹小朋; 季迎春; 邹建; 苗明; 宋黎光; 冯海如; 王志兴因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
非均质油藏水驱流场均衡调整研究
非均质油藏水驱流场均衡调整研究摘要：对于储层平面非均质性强的油藏，随着注水开发的深入，不同方向的生产井见水时间差别较大，造成油藏驱替过程不均衡，水驱波及体积减小，注水效率偏低，严重影响了油藏开发水平。
为了解决开发中存在的这一问题，本次研究在矢量井网的基础上提出了矢量水驱的概念，丰富和完善了矢量开发理论。
矢量水驱主要是通过以井组为单元的精细注采调整，动态调配流量、压差等技术参数，达到整体水线均衡推进，实现动态非均质匹配静态非均质。
关键词：非均质矢量水驱精细调整1.创新点一是根据等效驱替原理推导出了矢量性渗透率的定量计算模型，依据该模型可以计算出平面内任意方向上的岩石渗透率。
二是依据渗流力学原理，提出了井距控制法和注采压差控制法，定量的部署注采井网和控制注采压差，用以改善渗透率各向异性储层中的非均衡驱替问题。
1.主要研究内容2.1、渗透率对开发效果的影响对于渗透率纵向非均质性对水驱油效率的影响，主要表现在单层突进，高渗条带发育，注水利用率低，主要的做法是细分重组来改善开发效果，同时结合周期注水，脉冲注水，层间轮换注水等多种注水方式相结合来努力减缓层间矛盾。
而对于渗透率平面非均质性对水驱油效率的影响。
主要体现在砂体的连通性及渗透率在平面上的不均一性。
对于陆相沉积，储层平面渗透率在任何一点的各个方向渗透率不同，但有一个最大方向，即主渗透率方向。
主渗透率方向决定了水驱过程中水流动方向，正常压力系统下，水驱过程中水是沿主渗透率方向率先突破。
2.2、储层物性矢量特征研究渗透率理论分布的方法主要有：概率纸法、曲线拟合法和试凑法。
假设渗透介质是正交各向异性的，即坐标系的x轴和y轴与最大渗透率、最小渗透率方向一致。
则推导渗透率矢量椭圆方程：2.3、非均质油藏高含水期矢量开发对策研究开展层系、井网、注采井距的优化论证，建立矢量井网经济技术界限，适配储层非均质和剩余油分布特征。
为了减轻渗透率各向异性（矢量性）的负面影响，依据渗流力学理论，提出了井距控制法和注采压差控制法，用以促使注入流体在储层中的均衡驱替。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
图 1 三类非均质概念地质模型
该油藏的不同沉积微相中砂体的物性是不同 的，基本物性参数中水下分流河道油层、扇三角洲前 缘、远端席状砂油层厚度分别是 15、9、3，水平渗透 率分别为 3 000、1 800、600，那么不同的注采井位部 署方式是否会影响水驱开发效果需要对其做进一步
收稿日期： 2013 － 05 － 23； 修回日期： 2013 － 10 － 21 基金项目： 国家“十二五”重大专项“海上油田丛式井网整体加密及综合调整技术（ 项目编号： 2011ZX05024 － 002） ”资助。 作者简介： 安桂荣，女，高级工程师，现主要从事海上油田开发技术政策及生产动态分析等研究工作。联系人： 屈亚光，地址： （ 100027） 北 京市东城区东直门外小街 6 号海油大厦 1301 室，电话： 010 － 84523507，13811245027，E － mail： qyg52122@ 126． com
C（ 厚度 差异程度）
2． 69 1． 04 0． 28 0． 90 0． 35 0． 09 0． 80
五、结论
基于影响油藏水驱开发效果的三个平面非均质 性参数，通过采用正交设计试验方法设计了三因素 三水平的 9 组试验对比方案，然后应用数值模拟方 法建立各试验方案的概念油藏模型，以同一模型两 种注采方式间的累产油差值为评价指标，并对结果 采用归一化处理方法，根据正交设计直观分析结果 得出油藏砂体厚度差异程度对不同注水方式的水驱 开发效果影响最大，渗透率极差影响最小。
第 36 卷 第 6 期
Vol. 36 No. 6
钻
采
工
艺
DＲILLING ＆ PＲODUCTION TECHNOLOGY
·47·
方案。 根据正交设计方法得到试验方案，按照渗透率
级差、砂体几何形态和砂体厚度的大小建立概念油 藏地质模型，共可建立 9 个模型，如图 4 所示。图 2 表示的是其中的一个概念油藏地质模型的示意图， 油藏砂体可分为两部分，建立模型时保证左右两个 砂体长度相同，但渗透率、宽度和厚度均不同，左右 砂体渗透率级差为 5，厚度差异也为 5，几何形态差 异程度为 1． 67，其他方案所设计模型的非均质特征 可通过表 1 得到。为保证数值模拟计算的收敛性， 应用油藏数值模拟方法，依据实际油藏流体参数和 物性参数以及平面非均质概念地质模型建立了 18 个油藏数值模拟模型。每一个地质模型包含了一组 对比方案，表示如图 2 中所示的两种不同的注入方 式，保证所有模型的油水井的生产控制条件完全一 致，油井采用定井底流压、水井为定注入压力，以同 一地质模型在不同注采方式下累积产油量差值作为 正交设计的评价指标。
表 2 正交设计直观分析法结果
试验指标
K1 K2 K3 k1 k2 k3 极差 Ｒ 主次顺序
A（ 渗透率 级差） 1． 30 1． 41 1． 30 0． 43 0． 47 0． 43 0． 04
B（ 砂体形态分布 差异程度） 1． 71 1． 18 1． 12 0． 57 0． 39 0． 37 0． 20 C＞B＞A
一、油藏平面非均质性类型
某断块油藏为三角洲沉积体系，发育扇三角洲
前缘和前扇三角洲亚相沉积。其中扇三角洲前缘亚 相细分为水下分流河道、水下分流河道间、河口砂坝 和前缘薄层砂四种沉积微相； 前扇三角洲亚相主要 为前扇三角洲泥沉积。
油藏非均质性程度受到沉积微相平面展布的影 响，沉积微相的平面展布直接关系到油藏渗透率、储 层厚度及储层几何形态的平面分布均质程度。按照 油藏的沉积微相接触关系，可以表现出如图 1 所示的 三类平面非均质特征，砂体渗透率平面非均质性、砂体 厚度非均质性和砂体几何形态的平面非均质性。
·46·
钻
采
工
艺
DＲILLING ＆ PＲODUCTION TECHNOLOGY
2013 年 11 月
Nov． 2013
研究。
二、油藏平面非均质性影响水 驱开发效果的单因素分析
对于油藏平面非均质性与注采井网的部署的相 互关系对水驱开发效果的影响部分类似的内容已在 文献［10 － 11］中进行了论述。对于砂体厚度平面非均 质性，采用了油藏数值模拟方法，建立了如图 1 所示 的平面非均质性概念油藏模型，通过分析不同注采 方式下产量、注入量、采出程度以及压力变化特征， 得出薄注厚采（ 油井位于砂体厚的区域注水井位于 砂体薄的区域） 的水驱开发效果优于于薄采厚注（ 油 井位于砂体薄的区域注水井位于砂体厚的区域） 。
通过以上三类平面非均质性研究可以得出，油藏 砂体的平面非均质性直接影响到油藏平面水驱开发 效果，影响注采井位部署原则。但是每一类平面非均 质性的影响程度大小不同，需对其作进一步研究。
图 3 渗透率级差为 3 时不同注采方式间的累产油量
三、油藏数值模拟模型建立
1. 正交设计原理 本次研究概念油藏地质模型的建立方法采用正
［3］ 苏玉亮，李涛． 平面非均质性对特低渗透油藏水驱油规 律的影响［J］． 油气地质与采收段永刚． 低渗油藏非均质性对采收率的 影响因素研究［J］． 西南石油大学学报（ 自然科学版） ， 2012，34（ 3） ： 111 － 114．
对于砂体几何形态的平面非均质性，首先也建 立了图 1 所示的几何形态非均质分布的概念地质模 型，通过流线数值模拟方法研究了注采井网条件下 不同注采方式的驱油效率，得出注水井位于砂体展 布窄部位 而 油 井 位 于 宽 部 位 时，水 驱 开 发 效 果 好。 同时根据砂体非均匀程度对注采方式开发效果的影 响，得出砂体平面形态分布越均匀，油藏水驱效果受 注采井位部署影响也越小。
建立平面非均质性概念油藏模型时主要考虑渗 透率级差、砂体几何形态差异和砂体厚度级差三个 因素。其中渗透率级差指的是图 1 中左右砂体的渗 透率比值，砂体几何形态差异指的是左右两个砂体 的宽度宽度比值，砂体厚度级差是的左右两个砂体 的地层厚度比值。按照实际油藏的砂体接触关系， 每一个因素中可包含了三个水平，如渗透率级差共 有 3 个水平，水平 1 表示渗透率的级差为 5，水平 3 表示渗透率级差为 1． 67，概念油藏模型正交试验设 计的因素和水平如表 1 所示。
对于渗透率非均质模型，首先建立如图 2 所示 的渗透率平面非均质概念地质模型，渗透率级差为 3，为保证数值模拟计算的收敛性，应用油藏数值模 拟方法，依据油藏的流体参数和物性参数以及平面 非均质概念地质模型建立了两种不同注采方式的油 藏数值模拟模型，油井位于高渗带水井位于低渗带 和油井位于低渗带水井位于高渗带，如图 2 所示，两 个模型采用同样的生产控制条件，定注采压差，通过 数值模拟计算可以得出不同注采方式的累积产油 量，如图 3 所示，可以看出高采低注（ 油井处于高渗 带水井位于低渗带） 注采方式的开发效果优于高注 低采（ 油井处于低渗带水井位于高渗带） 。
图 4 油藏概念地质模型示意图
四、试验方案结果与分析
根据油藏数值模拟方法可计算出同一模型两种 注采方式间的累产油差值，首先对结果进行了归一化 处理。采用正交设计的直观分析方法进行分析，结果 见表 2 所示。根据极差 Ｒ 的大小，可以判断各因素对 试验指标的影响。比较极差 Ｒ 大小，可知砂体厚度差 异（ C） 的极差值最大，渗透率极差值（ A） 最小。由此 可得出，油藏砂体厚度差异程度对不同注水方式的水 驱开发效果影响最大，渗透率极差影响最小。
水平
水平 1 水平 2 水平 3
表 1 正交试验设计因素和水平
A（ 渗透率 级差） 5 3 1． 67
因素 B（ 砂体形态分 布差异程度）
5 3 1． 67
C（ 厚度 差异程度）
5 3 1． 67
图 2 不同注采方式的油藏数值模拟模型
本次试验设计包含了 3 个因素，每个因素有 3 个水平，故选用正交表 L9 （ 33 ） ，共设计了 9 个试验
第 36 卷 第 6 期
Vol. 36 No. 6
开采工艺
钻
采
工
艺
DＲILLING ＆ PＲODUCTION TECHNOLOGY
·45·
油藏平面非均质性对水驱开发效果的影响程度分析
安桂荣，屈亚光，沙雁红，耿站立，张 伟
（ 海洋石油高效开发国家重点实验室·中海油研究总院）
安桂荣等． 油藏平面非均质性对水驱开发效果的影响程度分析． 钻采工艺，2013，36（ 6） ： 45 － 47 摘 要： 由于受沉积环境、成岩作用和构造作用的影响，油藏往往表现出较强的平面非均质性，特别是对于陆 相沉积断块油藏，从而会影响不同注采方式的水驱开发效果。该研究主要针对某断块油藏，平面非均质性主要考 虑平面上储层厚度、油层的几何形态及渗透率分布的不均匀。基于影响油藏水驱开发效果的三个平面非均质性参 数，通过采用正交设计试验方法设计了三因素三水平的 9 个试验方案，然后应用数值模拟方法建立各试验方案的 油藏模型，以同一模型两种注采方式间的累产油差值为评价指标，并对结果采用归一化处理方法，根据正交设计直 观分析结果得出油藏砂体厚度差异程度对不同注水方式的水驱开发效果影响最大，渗透率极差影响最小。 关键词： 正交设计； 非均质性； 渗透率； 几何形态； 厚度
参考文献
［1］ 王建民． 顺宁油田长 21 低渗砂岩储集层非均质性特 征及其开发意义［J］． 石油勘探与开发，2007，34（ 2） ： 170 － 174．
［2］ 贾忠伟，杨清彦，兰玉波，等． 水驱油微观物理模拟实 验研究［J］． 大庆石油地质与开发，2002，21 （ 1） ： 46 － 49．
DOI： 10． 3969 / J． ISSN． 1006 － 768X． 2013． 06． 13
油藏非均质性是由沉积、成岩及构造作用共同 造成的。在油田开发初期，多为天然能量开采，储层 非均质性对油田开发的影响表现不明显。但在注水 开发后，出现了开发中的层内、平面和层间矛盾。对 于一般陆相沉积油藏，含油层系多，油藏宏观非均质 性强，导致水驱开发效果差别很大，特别是对于非均 质性比较强的复杂断块油藏。由于平面上储层的厚 度、油层的几何形态、油层的渗透率和孔隙度等参数 等分布不均匀，制约着油藏水驱开发效果［1 － 4］。目 前研究渗透率分布的纵向非均质性和平面非均质性 对注水开发效果影响的方法较多，主要是采用岩心 水驱油实验方法［5 － 9］，为非均质油田合理高效开发 提供了一定理论基础。平面非均质性是指一个储集 层砂岩体的几何形态、规模、连续性，以及砂体内孔 隙度、渗透 率 和 厚 度 的 空 间 变 化 所 引 起 的 非 均 质 性［10］。目前对砂体的 几 何 形 态 和 厚 度 分 布 的 非 均 质性对水驱开发效果的影响已做过探讨［11 － 12］。本 文是在之前研究成果的基础上，分析油藏平面渗透 率非均质性、砂体几何形态差异和厚度分布平面非 均质性对水驱开发效果最敏感的影响因素。