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[摘 要]通过对某凹陷低孔低渗储层的层内、层间及平面三个层次的非均质性对剩余油分布的影响现象，找出储层渗透率非均质与性剩余油分布状况间的关系，为该区日后指导生产提供解决方案。
[关键词]储层非均质性；剩余油分布
中图分类号：F832.22文献标识码：A文章编号：1009-914X（2013）21-0022-02
一、沉积概况
该凹陷位于内蒙古自治区，是一个在海西期褶皱基底上发育起来的中新生代西断东超的箕状断陷，基岩最大埋深4500m，凹陷长约220km，宽16-20km，面积近3000km2，分为南、中、北三个次级洼槽，目前油气勘探主要集中在南洼槽A组和T组一段下部发育的一套厚層半深湖、深湖相成熟烃源岩。
该凹陷具有多物源、近物源、短水流、窄相带的沉积特点。主要目的层砂体沉积类型以扇三角洲前缘、扇三角洲平原和湖底扇为主。湖底扇主要发育于T组早期M斜坡一带，扇三角洲相发育于A组的全区及T组的C地区一带。A组——A早期IV砂组沉积期，湖盆主要分布于南洼槽中部一带，以滨浅湖环境为主。全区主要受控于C、M和S三大物源控制，其中M斜坡物源规模最大，自两个近乎平行的主物源口沿北西向向洼槽注入充填，形成两个较大型的扇三角洲。依据相关特征可以将研究区湖底扇划分为补给水道、扇根、扇中和扇缘4个亚相类型， 以及补给水道，扇根主沟道、沟堤， 扇中辫状沟道、沟道间和扇缘席状浊积砂等6个主要微相类型。
二、层内非均质性
以该凹陷的M断块为例，图1、图2分别为该断块T组及A组的粒径分布直方图。由图可见T组分选系数主要分布在1.5-3之间，粒度中值主要分布在0.04-
0.25之间，A组分选系数主要分布在2-4之间，粒度中值主要分布在0.02-0.25之间。由此看出，两个层位颗粒的分选性都较差，不等粒严重，其粒度分布以正韵律沉积为主，复合韵律次之，这是造成该地区低孔低渗的主要原因之一。且整体来看，A组物性比T组更差。
从非均质性参数来看，由于渗透率（K）、变异系数（Vk）、突进系数（Sk）、级差（Nk）等在亚相的各个微相内参数值大小、变化不同。由表1可见，扇根的非均质性最强；扇缘次之；扇中的非均质性最弱。因此，对于该区块日后生产而言，储集层应主要分布在扇中带前缘，而扇根主沟道微相的厚度虽然最大、岩性最粗，但泥质杂基含量较高且分布极不均匀，造成其物性非均质性强，储集性能不如扇中好，是较有利的剩余油储集相带。扇缘浊积岩相单砂层厚度最薄，储层物性最差，不构成主要的储集层（表1）。反映了垂向上各小层之间的隔夹层分布渗透率变化的特征（图3、4）及砂体发育的旋回性。由以上分析可知，1号小层的非均质性最强， 且砂体厚度较小，剩余油一般富集在非均质性相对较强、物性相对较差的区块。2号小层的非均质性相对较强，砂层厚度不大，储层物性相对较好，剩余油零星分布在非均质性较强、物性相对较差的区块。3号小层的非均质性最弱，储层物性最好，预计采出程度最高。
四、结论
（1）储层层内非均质性对于剩余油分布有着显著的影响，剩余油主要分布于非均质性较强的区域。
（2）储层层间非均质性对剩余油的影响造成剩余油富集在储层渗透率级差大、物性较差的单砂层内。
参考文献
[l] 林承焰.剩余油形成与分布[M].东营：石油大学出版社，2000.
[关键词]储层非均质性；剩余油分布
中图分类号：F832.22文献标识码：A文章编号：1009-914X（2013）21-0022-02
一、沉积概况
该凹陷位于内蒙古自治区，是一个在海西期褶皱基底上发育起来的中新生代西断东超的箕状断陷，基岩最大埋深4500m，凹陷长约220km，宽16-20km，面积近3000km2，分为南、中、北三个次级洼槽，目前油气勘探主要集中在南洼槽A组和T组一段下部发育的一套厚層半深湖、深湖相成熟烃源岩。
该凹陷具有多物源、近物源、短水流、窄相带的沉积特点。主要目的层砂体沉积类型以扇三角洲前缘、扇三角洲平原和湖底扇为主。湖底扇主要发育于T组早期M斜坡一带，扇三角洲相发育于A组的全区及T组的C地区一带。A组——A早期IV砂组沉积期，湖盆主要分布于南洼槽中部一带，以滨浅湖环境为主。全区主要受控于C、M和S三大物源控制，其中M斜坡物源规模最大，自两个近乎平行的主物源口沿北西向向洼槽注入充填，形成两个较大型的扇三角洲。依据相关特征可以将研究区湖底扇划分为补给水道、扇根、扇中和扇缘4个亚相类型， 以及补给水道，扇根主沟道、沟堤， 扇中辫状沟道、沟道间和扇缘席状浊积砂等6个主要微相类型。
二、层内非均质性
以该凹陷的M断块为例，图1、图2分别为该断块T组及A组的粒径分布直方图。由图可见T组分选系数主要分布在1.5-3之间，粒度中值主要分布在0.04-
0.25之间，A组分选系数主要分布在2-4之间，粒度中值主要分布在0.02-0.25之间。由此看出，两个层位颗粒的分选性都较差，不等粒严重，其粒度分布以正韵律沉积为主，复合韵律次之，这是造成该地区低孔低渗的主要原因之一。且整体来看，A组物性比T组更差。
从非均质性参数来看，由于渗透率（K）、变异系数（Vk）、突进系数（Sk）、级差（Nk）等在亚相的各个微相内参数值大小、变化不同。由表1可见，扇根的非均质性最强；扇缘次之；扇中的非均质性最弱。因此，对于该区块日后生产而言，储集层应主要分布在扇中带前缘，而扇根主沟道微相的厚度虽然最大、岩性最粗，但泥质杂基含量较高且分布极不均匀，造成其物性非均质性强，储集性能不如扇中好，是较有利的剩余油储集相带。扇缘浊积岩相单砂层厚度最薄，储层物性最差，不构成主要的储集层（表1）。反映了垂向上各小层之间的隔夹层分布渗透率变化的特征（图3、4）及砂体发育的旋回性。由以上分析可知，1号小层的非均质性最强， 且砂体厚度较小，剩余油一般富集在非均质性相对较强、物性相对较差的区块。2号小层的非均质性相对较强，砂层厚度不大，储层物性相对较好，剩余油零星分布在非均质性较强、物性相对较差的区块。3号小层的非均质性最弱，储层物性最好，预计采出程度最高。
四、结论
（1）储层层内非均质性对于剩余油分布有着显著的影响，剩余油主要分布于非均质性较强的区域。
（2）储层层间非均质性对剩余油的影响造成剩余油富集在储层渗透率级差大、物性较差的单砂层内。
参考文献
[l] 林承焰.剩余油形成与分布[M].东营：石油大学出版社，2000.