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[摘 要]西区采油厂寨科区及旦巴北部区长6油层组地层主要以三角洲前缘沉积为主，属于低孔、低渗砂岩储层。利用储层的岩石物性分析资料和测井解释资料，对研究区内的层内、层间、平面非均质性进行了研究，并通过级差、非均质系数以及变异系数等参数值来评价储层非均质的程度，研究结果表明了该区较强的储层非均质性。
[关键词]储层非均质性；层内；层间；平面
中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）30-0037-01
储层的非均质性是指储层的基本性质（岩性、物性、电性以及含油气性）在三维空间上分布的不均一性[1]。储层非均质性的分类方法较多，其中裘亦楠将碎屑岩的储层非均质性划分为层间、层内、平面和孔隙非均质性四类，是目前我国各油田普遍使用的分类方案[2]。本文主要从宏观的角度，从层内非均质性、层间非均质性和平面非均质性来描述储层非均质性特征。
1 地质特征
研究区构造上位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的中部偏南处，该斜坡为微向西倾斜的单斜构造。研究区属于岩性圈闭，具有压力低、渗透率低、产能低、油层埋藏浅、岩性致密、物性差的特点。研究区储层物性差，孔隙度平均值为10.9%，渗透率平均值为0.13×10-3μm2，属于低孔低渗砂岩储层。研究区长6地层主要是三角洲沉积前缘为主，主要发育水下分流河道、分流间湾和前缘席状砂等微相类型，根据沉积环境和纵向上沉积韵律的变化，将研究区长6油层组自上而下划分为4个小层：长61、长62、长63和长64。储层主要为浅灰色、灰白色、灰褐色细砂岩，其次为粉—细粒长石砂岩。颗粒分选除一般为中等至较好，结构成熟度较高。
2 层内非均质性
层内非均质性是指在单砂体单元内纵向储层性质变化。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、层内不连续泥质夹层的分布频率和大小以及其它的渗透隔层，全层的水平、垂直渗透率的比值等。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和层内剩余油分布的关键因素，是影响油藏最终采收率的重要地质条件[3]。
层内非均质性在纵向上总体表现为物性的非均质程度，一般以变异系数、突进系数、级差这几个基本参数来表征。
可以看出，长61小层渗透率最大为21.7×10-3m2，最小为0.033×10-3m2，平均为0.625×10-3m2，非均质系数为0.029，变异系数为0.62，属于中等-严重非均质型。长62小层渗透率最大为12.7×10-3m2，最小为0.051×10-3m2，平均为0.333×10-3m2，非均质系数为0.026，变异系数为0.497，属于中等-严重非均质型。长63小层渗透率最大为11.2×10-3m2，最小为0.039×10-3m2，平均为0.304×10-3m2，非均质系数为0.027，变异系数为0.498，属于中等-严重非均质型。长64小层渗透率最大为9.4×10-3m2，最小为0.043×10-3m2，平均为0.3×10-3m2，非均质系数为0.032，变异系数为0.52，属于中等-严重非均质型。结合以上四个小层的数据资料，研究区小层中变异系数大于0.5、突进系数均大于3.0、极差大于6.0、非均质系数均小于0.33，层内非均质程度以严重非均质性为主。
3 层间非均质性
层间非均质性是指储层砂体在剖面上交互出现的规律性，以及作为隔层的泥质岩类的发育和分布特征，即砂体间的层间差异。层间非均质性是对一套砂泥岩交互的含油层系的储层物性变化的总体表征。对油藏开发效果的影响主要是砂层间渗透率的非均质性程度，即渗透率的层间非均质性。
3.1 砂地比
用砂地比（砂岩总厚度/地层厚度）描述不同沉积类型岩石的层间非均质性（表2），可以反映储层分布的差异和沉积微相的演变。本区各小层中，长61砂地比最大，为0.414；长64、长62砂地比次之，平均值分别为0.384和0.332，长63最小。单砂层平均厚度则也以长61最大，其值为17.3m，其次为长62平均厚度为9.4，长63砂层厚度最小，平均值为7.5m。
3.2 渗透率非均质系数的表征
反映层间渗透率非均质程度的参数同样可用级差（kmax/kmin）、非均质系数（kmax/k）、变异系数（kv=？k/k）等参数来表征。通过加权计算出每个小层上的平均渗透率、级差、变异系数。平均渗透率变化范围在0.333～0.642×10-3？m2，全油藏平均渗透率为0.525×10-3？m2，纵向上各小层渗透率的变化表明油藏纵向上非均质性比较强。
根据表3可以看出：长61小层的平均渗透率最大，长64小层的平均渗透率最小。突进系数越小，说明渗透率变化小，注入介质波及体积越大，驱油效果越好，反之，说明渗透率变化大，注入介质容易沿高渗透层单层突进，驱油效果差。通过计算表明，渗透率突进系数在18.28～37.01之间，平均值为27.87，各小层突进系数值较大，说明储层层间非均质性很强。
3.3 单井纵向物性变化反映的非均质性
储层纵向非均质性越强，注水油层驱油效率和波及厚度越低，因此，描述非均质性参数的纵向分布在一定程度上就反映了驱油效率和波及厚度的大小，也同时反映了油水运移的分布趋势。这里以该区的三口井（寨83、正470井、正422井）为例来认识该区的纵向非均质性。
4 平面非均质性
平面非均质性是指储层砂体的几何形态、规模、连续性以及砂体内物性平面变化所引起的非均质性。对注水开发影响最大的平面非均质性是砂体的连通性和渗透率在平面上的不均一性。它们直接影响到注入水波及面积和波及效率，从而控制剩余油在平面上的分布。
1、钻遇率
钻遇率是指钻遇砂体的井数与总井数之比。在寨科区及旦八北部区中，根据收集和测井二次综合解释的砂体数据可得出，长61小层332口，长62小层283口，长63小层239口，长64小层233口，由以上可得各小层的钻遇率，其中长61小层钻遇率最高，说明长61小层平面非均质型最弱。
2、砂体孔隙度、渗透率的平面变化及方向性
长6沉积时期，盆地处于萎缩阶段，物源主要来东北部。在这些不同的沉积环境影响下，砂体的孔隙度、渗透率在平面上分布也是不均匀。
5 结论
1） 寨科区及旦巴北部区长6段储层的层内非均质程度以严重非均质性为主，表现出渗透率极差、突进系数、变异系数大以及夹层多的特点。
2） 长61砂地比最大，单砂层平均厚度则也以长61最大，长61小层的孔隙度和渗透率也是最大， 说明长61较其他三个小层的层间非均质性弱一些。
3） 结合钻遇率、孔隙度和渗透率的平面变化及储层的物性特征可知，长61小层钻遇率最高、孔隙度平均值最大、物性相对分布比较均匀，说明长61小层的平面非均质性比其它三个小层要弱一些。
参考文献
[1]刘克奇，田海芹，狄明信. 卫城81断块沙四段第二砂层组“权重”储层评价[J]. 西南石油学院学报，2004，03：5-8+85.
[2]裘亦楠，薛叔浩.油气储层评价技术（修订版）[M].北京：石油工业出版社， 2001：105～112
[3]赵鹤森，陈义才，唐波，林航杰，刘玉峰，张雁. 鄂尔多斯盆地定边地区长2储层非均质性研究[J]. 岩性油气藏，2011，04：70-74.
[关键词]储层非均质性；层内；层间；平面
中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）30-0037-01
储层的非均质性是指储层的基本性质（岩性、物性、电性以及含油气性）在三维空间上分布的不均一性[1]。储层非均质性的分类方法较多，其中裘亦楠将碎屑岩的储层非均质性划分为层间、层内、平面和孔隙非均质性四类，是目前我国各油田普遍使用的分类方案[2]。本文主要从宏观的角度，从层内非均质性、层间非均质性和平面非均质性来描述储层非均质性特征。
1 地质特征
研究区构造上位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的中部偏南处，该斜坡为微向西倾斜的单斜构造。研究区属于岩性圈闭，具有压力低、渗透率低、产能低、油层埋藏浅、岩性致密、物性差的特点。研究区储层物性差，孔隙度平均值为10.9%，渗透率平均值为0.13×10-3μm2，属于低孔低渗砂岩储层。研究区长6地层主要是三角洲沉积前缘为主，主要发育水下分流河道、分流间湾和前缘席状砂等微相类型，根据沉积环境和纵向上沉积韵律的变化，将研究区长6油层组自上而下划分为4个小层：长61、长62、长63和长64。储层主要为浅灰色、灰白色、灰褐色细砂岩，其次为粉—细粒长石砂岩。颗粒分选除一般为中等至较好，结构成熟度较高。
2 层内非均质性
层内非均质性是指在单砂体单元内纵向储层性质变化。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、层内不连续泥质夹层的分布频率和大小以及其它的渗透隔层，全层的水平、垂直渗透率的比值等。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和层内剩余油分布的关键因素，是影响油藏最终采收率的重要地质条件[3]。
层内非均质性在纵向上总体表现为物性的非均质程度，一般以变异系数、突进系数、级差这几个基本参数来表征。
可以看出，长61小层渗透率最大为21.7×10-3m2，最小为0.033×10-3m2，平均为0.625×10-3m2，非均质系数为0.029，变异系数为0.62，属于中等-严重非均质型。长62小层渗透率最大为12.7×10-3m2，最小为0.051×10-3m2，平均为0.333×10-3m2，非均质系数为0.026，变异系数为0.497，属于中等-严重非均质型。长63小层渗透率最大为11.2×10-3m2，最小为0.039×10-3m2，平均为0.304×10-3m2，非均质系数为0.027，变异系数为0.498，属于中等-严重非均质型。长64小层渗透率最大为9.4×10-3m2，最小为0.043×10-3m2，平均为0.3×10-3m2，非均质系数为0.032，变异系数为0.52，属于中等-严重非均质型。结合以上四个小层的数据资料，研究区小层中变异系数大于0.5、突进系数均大于3.0、极差大于6.0、非均质系数均小于0.33，层内非均质程度以严重非均质性为主。
3 层间非均质性
层间非均质性是指储层砂体在剖面上交互出现的规律性，以及作为隔层的泥质岩类的发育和分布特征，即砂体间的层间差异。层间非均质性是对一套砂泥岩交互的含油层系的储层物性变化的总体表征。对油藏开发效果的影响主要是砂层间渗透率的非均质性程度，即渗透率的层间非均质性。
3.1 砂地比
用砂地比（砂岩总厚度/地层厚度）描述不同沉积类型岩石的层间非均质性（表2），可以反映储层分布的差异和沉积微相的演变。本区各小层中，长61砂地比最大，为0.414；长64、长62砂地比次之，平均值分别为0.384和0.332，长63最小。单砂层平均厚度则也以长61最大，其值为17.3m，其次为长62平均厚度为9.4，长63砂层厚度最小，平均值为7.5m。
3.2 渗透率非均质系数的表征
反映层间渗透率非均质程度的参数同样可用级差（kmax/kmin）、非均质系数（kmax/k）、变异系数（kv=？k/k）等参数来表征。通过加权计算出每个小层上的平均渗透率、级差、变异系数。平均渗透率变化范围在0.333～0.642×10-3？m2，全油藏平均渗透率为0.525×10-3？m2，纵向上各小层渗透率的变化表明油藏纵向上非均质性比较强。
根据表3可以看出：长61小层的平均渗透率最大，长64小层的平均渗透率最小。突进系数越小，说明渗透率变化小，注入介质波及体积越大，驱油效果越好，反之，说明渗透率变化大，注入介质容易沿高渗透层单层突进，驱油效果差。通过计算表明，渗透率突进系数在18.28～37.01之间，平均值为27.87，各小层突进系数值较大，说明储层层间非均质性很强。
3.3 单井纵向物性变化反映的非均质性
储层纵向非均质性越强，注水油层驱油效率和波及厚度越低，因此，描述非均质性参数的纵向分布在一定程度上就反映了驱油效率和波及厚度的大小，也同时反映了油水运移的分布趋势。这里以该区的三口井（寨83、正470井、正422井）为例来认识该区的纵向非均质性。
4 平面非均质性
平面非均质性是指储层砂体的几何形态、规模、连续性以及砂体内物性平面变化所引起的非均质性。对注水开发影响最大的平面非均质性是砂体的连通性和渗透率在平面上的不均一性。它们直接影响到注入水波及面积和波及效率，从而控制剩余油在平面上的分布。
1、钻遇率
钻遇率是指钻遇砂体的井数与总井数之比。在寨科区及旦八北部区中，根据收集和测井二次综合解释的砂体数据可得出，长61小层332口，长62小层283口，长63小层239口，长64小层233口，由以上可得各小层的钻遇率，其中长61小层钻遇率最高，说明长61小层平面非均质型最弱。
2、砂体孔隙度、渗透率的平面变化及方向性
长6沉积时期，盆地处于萎缩阶段，物源主要来东北部。在这些不同的沉积环境影响下，砂体的孔隙度、渗透率在平面上分布也是不均匀。
5 结论
1） 寨科区及旦巴北部区长6段储层的层内非均质程度以严重非均质性为主，表现出渗透率极差、突进系数、变异系数大以及夹层多的特点。
2） 长61砂地比最大，单砂层平均厚度则也以长61最大，长61小层的孔隙度和渗透率也是最大， 说明长61较其他三个小层的层间非均质性弱一些。
3） 结合钻遇率、孔隙度和渗透率的平面变化及储层的物性特征可知，长61小层钻遇率最高、孔隙度平均值最大、物性相对分布比较均匀，说明长61小层的平面非均质性比其它三个小层要弱一些。
参考文献
[1]刘克奇，田海芹，狄明信. 卫城81断块沙四段第二砂层组“权重”储层评价[J]. 西南石油学院学报，2004，03：5-8+85.
[2]裘亦楠，薛叔浩.油气储层评价技术（修订版）[M].北京：石油工业出版社， 2001：105～112
[3]赵鹤森，陈义才，唐波，林航杰，刘玉峰，张雁. 鄂尔多斯盆地定边地区长2储层非均质性研究[J]. 岩性油气藏，2011，04：70-74.