储层地质学

第六章储层非均质性

第一节储层非均质性的概念及分类

一、储层非均质性的概念

油气储集层由于在形成过程中受沉积环境、成岩作用及构造作用的影响，在空间分布及内部各种属性上都存在不均匀的变化，这种变化就称为储层非均质性。储层非均质性是影响地下油、气、水运动及油气采收率的主要因素。

储层的均质性是相对的，而非均质性是绝对的。在一个测量单元内(如岩心塞规模)，由于只能把握储层的平均特性(如测定岩心孔隙度)，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，储层性质就发生了变化，如两个岩心塞之间的孔隙度差异，这就是储层非均质的表现。测量单元具有规模和层次性，储层非均质性也具有规模和层次性。一个层次的非均质规模包含若干低一级层次的测量单元(如小层单元包括若干个岩心测量单元)。

另一方面，储层性质本身可以是各向同性的，也可以是各向异性的。有的储层参数是标量(如孔隙度、含油饱和度)，其数值测量不存在方向性问题，即在同一测量单元内，沿三维空间任一方向测量，其数值大小相等，换句话说，对于呈标量性质的储层参数，非均质性仅是由参数数值空间分布的差异程度表现出来的，而与测量方向无关。有的储层参数为矢量(如渗透率)，其数值测量涉及方向问题，即在同一测量单元内，沿三维空间任一方向测量，其数值大小不等，如垂直渗透率与水平渗透率的差别。因此，具有矢量性质的储层参数，其非均质性的表现不仅与参数值的空间分布有关，而且与测量方向有关。由此可见，矢量参数的非均质性表现得更为复杂。

二、储层非均质性的分类

1.Pettijohn (1973)的分类

Pettijohn (1973)对河流沉积储层按非均质性规模的大小提出了一个由大到小的非均质性分类谱图，划分了五种规模的储层非均质性(图6—1)，即层系规模(100m级)、砂体规模(10m级)、层理规模(1～10m级)、纹层规模(10～100mm级)、孔隙规模(10～100μm级)。

2.Weber (1986)的分类

Weber(1986)根据Pettijohn 的思路，也提出了一种储层非均质性的分类体系(图6－2)。但在他的分类中，不仅考虑储层非均质性的规模，同时考虑了非均质性对流体渗流的影响。他将储层非均质性分为七类：

(1)封闭、半封闭、未封闭断层

这是一种大规模的储层非均质性。断裂的封闭程度对油田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，就隔绝了断层两盘之间的流体渗流，实际上为渗流隔板；如果断层没有封闭，那么断层就成为－大型的渗流通道。

(2)成因单元边界

成因单元边界实质上是沉积相边界，亦是岩性变化边界，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。

图6—1 Pettijohn (1973)的储层非均质性分类(以河流沉积储层为例)

(3)成因单元内渗透层

在成因单元内部，具不同渗透性的岩层，它们在垂向上呈带状分布，从而导致了储层在垂向上的非均质性。

(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的影响，它主要影响流体的垂向渗流，也影响流体的水平渗流。

(5)纹层和交错层理

由于层理构造内部纹层方向具有较大的差异，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残余油的分布。

(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，那么，裂缝及其封闭和开启的性质亦可导致储层非均质性。

从上可以看出，Weber 的分类方案在考虑非均质规模的同时，特别注重储层非均质性对流体渗流的影响。

3.Haldorsen (1983)的分类

Haldorsen(1983)根据储层地质建模的需要，按照与孔隙平均值有关的体积分布将储层非均质性划分为四种类型(图6-3)，即：

(1)微观非均质性(Microscopic Heterogeneities )，即孔隙和砂颗粒规模。

(2)宏观非均质性(Macroscopic Heterogeneities)，即岩心规模。

(3)大型非均质性(Megascopic Heterogeneities)，即模拟模型中的大型网块。

(4)巨型非均质性(Gigascopic Heterogeneities)，即整个岩层或区域规模。

图6—2 Weber(1986)的储层非均质性分类

4.裘亦楠(1992)的分类

裘亦楠(1992)将碎屑岩的储层非均质性由大到小分为四类，这也是我国油田生产部门通常使用的储层非均质性分类。

(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、层组和小层的划分。

图6—3 Haldorsen(1983)的储层非均质性分类

(2)平面非均质性，包括砂体成因单元连通程度、平面孔隙度、渗透率的变化及非均质程度以及渗透率方向性。

(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段位置、层内不连续薄泥质夹层的分布频率和大小、全层规模的水平／垂直渗透率比值等。

(4)孔隙非均质性

孔隙非均质性指砂体孔隙、喉道大小及其均匀程度，孔隙喉道的配置关系和连通程度。这些性质直接影响油田开发过程中注入剂的驱替效率。

裘亦楠的分类方案与前述几种分类一样，也考虑储层非均质性的规模，但更注重油田开发生产的实用性。

除上述分类方案外，还有宏观非均质性、中观非均质性、微观非均质性的分类，另外还有人采用大型、中型和小型非均质性的分类方案。

5.本书采用的储层非均质分类方案

综合上述储层非均质性分类的优点，本书提出了一个储层非均质的综合分类体系(表6-1)。

表6-1 储层非均质性综合分类

分类原则主要考虑以下三个方面：

(1)油田开发生产的实用性；

(2)非均质性的规模；

(3)储层性0质(储层连续性、储层厚度、孔隙度、渗透率、孔隙、喉道等)。

为此，首先按照我国油田生产部门的实用分类(包括裘亦楠的分类)，将储层非均质性分为层间、平面、层内和微观非均质性，实际上，这是储层非均质性在不同侧面的表现形式。层间非均质性属于多层规模，平面和层内非

均质性属单层规模。所谓多层规模包括含油层系规模(测量单元为油组)、油组规模(测量单元为砂层组)、砂层组规模(测量单元为单砂体)等多个层次，重点突出层间的非均质性(多层次的空间非均质性)，包括分层性、层间渗透率差异程度、层间隔层及层间裂缝。单层规模相当于小层规模(由于相变的原因，一个油层在横向上可出现分叉合并)，重点突出砂体的平面非均质性和层内非均质性，两者是描述单砂体储层非均质性的两个方面。平面非均质性重点描述砂体及其属性参数在平面上的展布特征，包括砂体几何形态、各向连续性、裂缝和断层的平面分布、孔隙度和渗透率的平面变化及方向性、层间渗透率的差异程度；而层内非均质性着重描述储层性质的纵向变化及纵向非均质程度在平面上的展布特征，包括砂体粒度韵律、渗透率韵律、层理构造的渗透率各向异性、层内夹层、层内裂缝、垂直渗透率与水平渗透率比值以及层内渗透率非均质程度。值得注意的是，层间非均质性也涉及到平面问题，如层间渗透率非均质程度的平面变化。

微观非均质包括孔隙非均质性、颗粒非均质性及填隙物非均质性。测量单元为一个或几个孔隙大小，而研究规模在现阶段最大只能达到样品规模，即通过样品分析来研究储层的微观非均质性，如通过样品的铸体薄片分析研究孔隙的形状、大小的分布，或通过样品的压汞分析研究喉道的大小的分布。如何将微观非均质性的表征规模扩展到砂体规模，在目前是一个难点，也是今后的攻关研究方向。

第二节储层非均质性表征

一、层间非均质性

层间非均质性是指砂体之间的差异，包括层系的旋回性、砂层间的渗透率非均质程度、隔层分布及层间裂缝特征等。研究层间非均质性是划分开发层系、决定开采工艺的依据，同时，层间非均质性是注水开发过程中层间干扰和水驱差异的重要原因。层间非均质性主要受沉积相的控制。我国陆相湖盆中大多数沉积体系的流程短、相带窄、相变快，往往为多种成因类型的砂体叠加成一套储集层，因而层间非均质性一般都比较突出。

1.沉积旋回性

沉积旋回性是指各类沉积环境形成的不同性质砂体和隔层在纵向上的分布规律，是储层层间非均质性的成因，也是储层层组划分对比的依据。

根据我国各油田的实践，陆相盆地沉积旋回一般可以分为五级。一、二级旋回是反映盆地构造演化、盆地沉降和抬升背景上形成的沉积层，旋回之间有不整合和(或)沉积相的明显变化，这二级旋回的划分一般在区域储层评价中在盆地范围内解决。在油田开发中，储层层组的划分对比主要依据三、四、五级旋回。

三级旋回代表湖盆水域的扩展与收缩。不同三级旋回之间地层是连续的，常有湖侵层分隔。它是形成油组的基础。油组是在油田范围内有一定厚度的、分布稳定的隔层分隔的储层段，适用于开发层系的划分。油组间隔层在现有采油工艺技术条件下最好能达到5米以上，最小不能小于3米。

四级旋回是沉积条件变化所形成的沉积层，是划分砂岩组的基础。砂岩组是在油组内根据储层性质的差异和隔层的稳定程度进一步划分的次一级储层单元。它适应于开发区块范围内的分层开采工艺的实施。

五级旋回是同一沉积环境下形成的微相单元，如三角洲前缘的一次水下分流河道沉积或一次河口坝沉积，相当于开发地质研究中的单层。单层为一个相对独立的储油(气)砂层，上下有隔层分隔，砂层内部可构成一个独立的流体流动单元。然而，由于陆相沉积环境相变的复杂性，单层在横向上可能出现分叉、合并甚至尖灭。

由此可见，层间非均质具有不同的层次，即油组之间的非均质、砂层组之间的非均质和单层之间的非均质。

2.分层系数与砂岩密度 主要表征一套储层内砂体分布的复杂程度。

(1)分层系数

分层系数是指一套层系内砂层的层数。由于相变的原因，在平面上同一层系内的砂层层数会发生变化。可用平均单井钻遇砂层层数来表示(钻遇砂层总层数/统计井数)。分层系数愈大，层间非均质愈严重，油层开采效果一般越差。大庆油田的统计结果表明，开发层系内砂层层数越多，单层厚度越小，则油层的动用率越低。

(2)砂岩密度

砂岩密度指垂向剖面上的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(%)及国外文献中常用的净总比(NGR，即net/gross ratio)另外，可根据各井钻遇的分层系数及砂岩密度，进行平面成图，以反映层间差异的平面变化。

3.砂层间渗透率非均质程度

在一套储集层内，由于砂体沉积环境和成岩变化的差异，可能导致不同砂体渗透率的较大差异。这是划分开发层系和决定开采工艺的关键。在划分开发层系时，必须充分注意二点：一是开发层系之间必须有稳定的隔层(且无裂缝贯穿)，另一是开发层系内砂层间渗透率的差异不能太大，否则会严重影响开发效果。例如若对几个渗透性差异较大的油层采用合层注水开发的话，注入水会优先进入高渗透层驱油，而往往会在较低渗透层中形成剩余油区，因为高渗层水驱启动压力低，容易水驱，而较低渗透率层由于水驱压力相对较高，吸水能力相对较弱，水驱油效率相对较低，从而造成不同油层的水驱程度有较大的差异，形成剩余油区，影响总体开发效果。大庆油田用流管法进行了研究，将原油性质相同的两个油层同时开采，若渗透率相差一倍，采收率为52.29%；若渗透率相差4倍；采收率为49.27%，若渗透率相差8

倍，则采收率为46%，可见层间渗透率差异越大，油田采收率越低，开发效果越差。

层间渗透率非均质性可用以下统计方法或指标来表示：

(1)层间渗透率分布形式

主要描述各砂层的平均渗透率在剖面上的分布情况，表现各砂层平均渗透率的差异程度及最高渗透率层在剖面上的分布位置。如在图6-4中，层间

渗透率差异较大 ，最大渗透率为210×10-3μm 2(位于6小层)，最小渗透率

为30×10-3μm 2，位于8小层。

图6-4 胡状集油田沙三中段10砂组各小层渗透率分布型式图

(2)层间渗透率变异系数 K n K K

V n i i k ∑=-=

12/)( (3)层间渗透率突进系数 K K T k max =

(4)层间渗透率级差

min

max K K J k = 式中 K max ——最大单层平均渗透率；

K min ——最小单层平均渗透率；

K i ——第i 层平均渗透率；

?K ——各层渗透率平均值；

n ——n-总层数。

大庆油田统计结果表明，对于三角洲前缘亚相开发层系，渗透率级差小于3的层系，不出油的层占12%，渗透率级差大于3的层系，不出油的层占86.3%。对于河流相开发层系，渗透率级差小于5的层系，不出油的层占13.5%，渗透率级差大于5的层系，不出油的层占61.2%，可见，层间非均质性对储层注水开发效果的影响是如此之大。对于这种情况，要采用分层开采工艺技术，以克服层间非均质带来的矛盾。

4.层间隔层

隔层是指分隔不同砂体的非渗透层，如泥岩、粉砂质泥岩、膏岩等，其横向连续性好，能阻止砂体之间的垂向渗流。隔层的作用是将相邻的油层完全隔开，使油层之间不发生油、气、水窜流，形成两个独立的开发单元。同样，层间隔层具有层次性，即油组之间的隔层、砂岩组之间的隔层和单层之间的隔层。对于隔层，应对以下方面进行描述：

(1)隔层的岩石类型

碎屑岩储层中的隔层岩性一般以泥岩为主，亦有少量的蒸发岩和其它岩类。

(2)隔层在剖面上的分布位置

(3)隔层厚度在平面上的变化情况

5.构造裂缝

穿层裂缝易引起油层间的流体窜流，这对注水开发的影响极大，因此，要充分重视描述构造裂缝在不同岩性、不同厚度储层中的产状、性质，密度及其穿层程度。

二、平面非均质性

平面非均质性指单一油层砂体的几何形态、各向连续性、连通性以及砂体内渗透率和孔隙度的平面变化及方向性。平面非均质性对于井网布置、注入水的平面波及效率及剩余油的平面分布有很大的影响。

1.砂体几何形态及各向连续性

(1)砂体几何形态

砂体几何形态受控于沉积相。不同沉积环境形成的砂体，一般都具有其各自的几何形态。如冲积扇砂体呈扇状或锥状，分流河道砂体往往呈条带状，河口坝砂体常呈叶状体，如此等等。一般以砂体长宽比对其几何形态进行分

类和命名。据此将砂体几何形态分为六类：

①席状砂体：平面上呈等轴状，长宽比近于1∶1，大片分布，面积从几平方公里至几十平方公里。

②土豆状砂体：长宽比等于或小于3∶1，分布面积小，形似“土豆”零星分布，多为小透镜状砂体。

③条带状砂体：长宽比介于3∶1和20∶1之间，一些顺直型分流河道砂体即属此类。

④鞋带状砂体：长宽比很大，大于20∶1。

⑤树枝状砂体：属伸长状砂体，通常较为弯曲并有分枝。树枝状分流河道砂体即属此类。

⑥不规则状砂体：形态不规则，一般有一个主要延伸方向，但在其它方向也有一定的延伸，为多次水流改道形成的复杂成因的砂体。

(2)砂体的连续性

这是定量描述砂体规模的重要指标，与开发工程直接相关。砂体各向连续性的描述内容包括：

①砂体各向长度(m)，特别是砂体宽度和宽厚比。

②钻遇率，即钻遇砂体井数占总井数的百分率。

砂体连续性按其延伸长度可分为以下五级：

一级：砂体延伸大于2000米，连续性极好；

二级：砂体延伸1200-2000米，连续性好；

三级：砂体延伸600-1200米，连续性中等；

四级：砂体延伸300-600米，连续性差；

五级：砂体延伸小于300米，连续性极差。

我国中、新生代陆相盆地沉积砂体，连续性总体较差，特别是侧向连续性，因而普遍采用密井网开发，注水开发井距大多在300米以下，至今一些小型河流砂体储层在经济井距下无法注水开采。

砂体的连续性受到沉积相的控制。国内外许多学者一直在致力于研究砂体连续性与沉积相的定量关系，业已在河流沉积中取得一些进展。图6-5即为不同河道类型的宽度/河道深度，河道砂体厚度/河道深度以及河道宽度/厚度的统计关系。

2.砂体连通性

砂体的连通性对注采井网的布置及注水开发效果有很大的意义。砂体之间若连通，则进一步扩大了砂体的连续性，有利于开采工艺的实施，若砂体之间互不连通，则不能作为一个注采井组进行开采。

砂体之间的连通形式主要有二种：一是靠断层连通，二是砂体间的侧向接触连通(多边式)或垂向叠加连通(多层式)。未与其它砂体连通的砂体则称为孤立砂体。在注水开发区，孤立的小砂体往往是剩余油分布区(井网控制不够)。

图6-5 河流及其砂体的宽/深、密/厚关系图 (据Fielding 和Crane,1987) A-现代和古代河道的宽深关系；1A-深切的、顺直的、北迁移的河道宽/深关系； 1B-非深切、非迁移的河道宽/深关系；2A-所有河道类型宽/深关系的几何平均； 2B-曲流河的宽/深关系；3C-辩状河体系的宽/深关系；

B-河道深度与砂体厚度的关系；C-河道砂体宽/厚关系(为所

有统计河道的平均值)

砂体连通性常用以下指标来描述：

(1)砂体配位数

指与一个砂体接触连通的砂体数

(2)连通程度

指砂体与砂体连通部分的面积

占砂体总面积的百分数。

(3)连通系数

指连通的砂体层数与砂体总层

数之比。

(4)连通体大小

各种成因单元砂体在垂向上和

平面上相互接触连通所形成的复合

砂体称为“连通体”。在开发储层评

价中，应研究一个连通体内包含的

成因单元砂体的个数、连通体的长

度、宽度、总面积及厚度等。

(5)砂体接触处渗透能力

在有的砂体间接触处，不一定

是流体流动的连通通道，如由于泥

质披覆层或钙质胶结层的存在，使

得砂体间的冲刷接触面可能形成不

渗透或低渗透界面。因此，应对砂

体接触处的渗透能力进行更为深入

的研究。

井间砂体连通性研究是随着油

田的开发进程为满足提高采收率的

需要所必须研究的内容，特别是对

于河道或分流河道砂体及薄层砂体

而言，井间砂体的连通性的研究更

为重要。

3.砂体渗透率的平面变化及方

向性

任何一个油层，其渗透率在平

面上都是变化的，对于非均质严重

的油层，平面渗透率的变化可达几

倍、十几倍甚至几十倍以上，而且，

渗透率在平面上往往具有方向性，

这是油田开发中产生平面矛盾的内

在原因。 渗透率平面非均质的原因主要有以下几类：

(1)沉积因素的影响

由于平面上沉积相、沉积条件及岩石结构的差异，导致渗透率的平面变化及方向性，包括：

①平面上不同砂体微相渗透率的差异

在平面上，砂体由不同微相的砂体复合而成，由于各微相砂体的渗透率不同，必然导致渗透率的平面变化。

②同一微相不同部位渗透率的差异

在同一微相内，主体带与边缘带、近源带与远源带的渗透率不同，这也造成渗透率的平面变化。

③砂体几何形态引起的渗透率方向性

对于呈带状分布的砂体，高渗带则呈条带状。沿砂体条带发育方向，砂体厚度和渗透率变化不大，而垂直砂体延伸方向的砂体厚度和渗透率变化较大，向两侧明显变小。其它伸长状砂体(如树枝状砂体)亦具此规律。

④古水流主流方向引起的渗透率方向性

砂体沉积的古水流方向对渗透率的方向性有很大影响。沿古水流主流线，水流强度较大，碎屑颗粒较粗，因而渗透率往往较大，在平面上则沿主流线方向形成高渗带。大庆油田通过大量的开发实践发现，注水开发时注入水优选沿古河道水流方向驱动，尤其沿古河道下切较深的凹槽向油井快速突进，形成一条注入水的“自然水路”。位于这一“自然水路”的油井，不管离注水井排多远，不管是早投产还是晚投产，它们总是比周围的油井先受效，先水淹。

另一方面，古水流方向造成了颗粒排列的方向性和交错层理纹层的方向性。沿古水流方向，一些长形颗粒定向排列，斜层理倾向下游，因而沿古水流方向的渗透率比逆古水流方向的渗透率要大。在注水开发时，沿古水流方向注水对水流的阻力最小。对于河道砂体来讲，注入水沿古河道下游方向的推进速度快，向上游方向推进速度慢，驱油效果亦有差别。大庆油田对某注水开发区的实例研究可很好地说明这一问题。该开发区内河道砂体主水流方向为自北而南的方向。在开发初期，主要是横切割式的行列注水。在注水后不久，发现注水井排南面的油井水淹严重，而在同一注水井排北面的油井吸水量太少，油井产量和压力稳不住，需要增加注水量，矛盾十分突出，形成所谓的“南涝北旱”现象。这种“南涝北旱”现象与砂体沉积时的古水流方向有密切关系(图6-6)。

(2)裂缝的影响

当储层存在裂缝时，将导致渗透率的明显变化和方向性。闭合的裂缝形成渗流屏障，开启的裂缝则形成渗流通道，从而影响油田开发效果。

不同类型的裂缝对提高采收率的影响不同。对于微裂缝而言，一般增大

储层渗透率，但对渗透率在平面上的宏观变化和方向性没有大的影响；对于局部发育的、延伸长度不大于井距的裂缝，对渗透率的平面变化和方向性有一定影响，但影响范围有限，在全油田范围内影响较小；而对于延伸长度超过井距的裂缝，特别是这类裂缝构成网状裂缝系统时，将会导致严重的渗透率方向性，对油田注水开发有很大的影响。

因此，应充分研究裂缝的成因类型(构造缝、层理缝、收缩缝等)、裂缝产状尤其是走向、延伸长度及在三维空间的分布。

图6-6 注水速度与古水流方向的关系

(3)断层封闭性的影响

断层主要影响大范围的流体渗流。封闭的断层形成大规模的渗流屏障，而开启性断层则形成大规模的渗流通道。断层的封闭程度对流体渗流具有很大的影响。

断层封闭机理主要有三种：即断层面的粘土沾污(Clay smearing)、断层压碎作用(cataclasis)和成岩封闭作用。

①断层面的粘土沾污

主要发生在同沉积断层形成过程中的未固结砂/泥层序，如在三角洲发育过程中的同沉积断层，就很易发生粘土沾污。断层泥的封闭能力主要取决于断层错断层序中泥岩的比例，因此详细研究层序中砂泥比例对认识断层粘土沾污作用很有帮助。虽然在大多数情况下断层泥分布比较局限，且主要发生于中等压力差异条件下，但断层泥封闭对流体运动有很大的影响。

②断层压碎作用

主要在断层活动过程中对颗粒的压碎作用，这大大降低了断层带的渗透性。断层压碎作用主要取决于垂直于断层面的应力大小，因而主要发育于压扭断层和逆断层中。

③断层的成岩封闭 成岩作用使原始渗透的断层面发生封闭，这种过程较难预测。应用断层封闭机理及区域地质资料可大体预测断层的封闭程度。除此之外，还可用脉冲试井，干扰试井，示踪剂测试等手段了解断层的封闭程度及对流体渗流的遮挡作用。

4.井间渗透率非均质性程度 包括以下内容：

(1)井间渗透率变异系数

井间渗透率的变异系数反映了砂体渗透率在平面上的总体非均质程度。 K n

K K

V n i i k ∑=-=12/)(

式中 K i ——第i 个井点的砂体渗透率；

?K ——所有井点的平均渗透率；

n ——井点数。

(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，并编绘分布频率图，以了解渗透率在平面上的差异程度。

(3)注采井间渗透率的差异程度

在注采井网确定的条件下，描述注入井向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。

三、层内非均质性

层内非均质性是七十年代后期开始为人们所重视的储层非均质类型。它表现为砂层内部垂向上的渗透率韵律、最高渗透层所处位置、非均质程度、单砂层规模宏观的垂直渗透率与水平渗透率的比值以及层内夹层的分布。它直接控制和影响一个单砂层垂向上的注入剂波及厚度。从储层地质学角度来讲，层内非均质性研究应包括以下研究内容：

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，它受沉积环境和沉积方式的控制。粒度韵律对渗透率的垂向变化有很大的影响。在成岩变化小的储层中，剖面上粒度的韵律性直接控制着渗透率的韵律性。粒度韵律大体可分为正韵律、反韵律、复合韵律和均质韵律四类

正韵律：颗粒粒度自下而上变细者称为正韵律。正韵律往往导致岩石物性自下而上变差。曲流河点坝、浊积岩可形成典型的正韵律。

反韵律：颗粒粒度自下而上变粗者称为反韵律。反韵律往往导致岩石物性自下而上变好。三角洲前缘河口砂坝形成典型的反韵律。

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；上下细中间粗者为反正复合韵律；上下粗中间细者为正反复合韵律。

均质韵律：颗粒粒度在垂向上变化无韵律者则称为无规则序列或均质韵律。

2.渗透率韵律及最高渗透层所处位置

渗透率大小在纵向上的变化所构成的韵律性称为渗透率韵律。一般情况下，渗透率韵律与粒度韵律基本一致，但也不尽然，因其同时受到沉积组构和成岩作用的影响。渗透率韵律亦可分为正韵律、反韵律、复合韵律、均质韵律(图6-7)。

最高渗透层在正韵律中位于底部，在反韵律中位于顶部，在复合韵律中则视具体情况而定。

3.层理构造及渗透率各向异性

在碎屑岩储层中，大都具有不同类型的层理构造。常见的层理有平行层理、斜层理、交错层理、块状层理、波状层理、水平层理等。层理类型受沉积环境和水流条件的控制。层理的构成主要表现在粒度、成分、颗粒排列组合的差异，这种差异便导致了渗透率的各向异性。不同层理类型对渗透率方向性的影响不同，层理构造的垂向演变导致了渗透率的垂向变化，层理构造的侧向延伸和演变导致了渗透率在平面上的方向性。层理构造形成的非均质规模介于砂体规模与微观规模之间，目前仅限于岩心规模的研究(对于地下储层来说)。

在不同的层理构造中，渗透率的各向异性有所差别。

平行层理的渗透率各向异性主要表现在水平渗透率(K h )的垂直渗透率(K v )的差异，一般K h 比K v 大得多，因此K v ／K h

比值很小。平行层理的方向为

图6-7 渗透率韵律模式

A —正韵律；

B —反韵律；

C —均质韵律层；

D —复合正韵律；

E —复合反韵律；

F —复合正反韵律；

G —复合反正韵律

古水流方向，长轴颗粒亦顺此方向排列，从而造成该方向的渗透率较大。

高流态水流作用形成的平行层理具有剥离线理，其纹层呈数毫米至数厘米级的薄板状，薄板间为空隙(即所谓沉积成因的层间缝)，很易剥离，在注水压力下则呈开启状态，形成“大孔道”，易发生水窜。水平渗透率很大，K v ／K h 比值极小。

斜层理的渗透率各向异性表现在顺层理倾向、逆层理倾向和平行纹层走向方向的渗透率的差异。顺层理倾向的渗透率最大，而逆层理倾向的渗透率最小，平行纹层走向的渗透率介于其间。

交错层理的渗透率各向异性最强，且交错纹层的组合愈复杂，各向异性程度愈高。Weber(1982)提出了一套计算槽状交错层理渗透率各向异性的方法(图6-8)，并认为在未固结层中，平行纹层方向的渗透率(K //L )与垂直纹层方向的渗透率(K ⊥L )之比可达3，而在固结的砂岩中，这一比值更大。Emmett et al.(1971)通过对怀阿明某储层的研究，认为在该储层中平行于交错纹层方向的渗透率是垂直于纹层方向的4倍。这一渗透率差异对流体的渗流有较大的影响，从而对二次采油(注水开发)后残余油的分布有较大的影响。

公式

L

L K K K ⊥+=ααα2//2sin cos 1

αK LK d K B x 11+= L

B y K WK d K //11+=

H y x A K K = 流向井筒的径向渗透率==y x R K K K

B

v K d K H K d H +-=+)90(α

图6-8 槽状交错层理中不同方向渗透率的计算公式(据Weber,1982)

4.层内夹层

夹层是指分散在单砂体内的相对低渗透层或非渗透层。其厚度较小，一般几厘米至几十厘米。它直接影响砂体宏观规模的垂直和水平渗透率的比值。夹层将油层细分为几个段，对油水运动规律和措施有效期保持时间的长短起很大的作用，有时也可能直接阻挡注入剂的驱替，从而影响驱油效果。

(1)夹层的岩性及产状 夹层类型按岩性可分为以下几类：

①泥质夹层：主要为泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩等，其形成和分布受沉积环境的控制。

从成因和产状来看，泥质夹层一般以下面三种形式存在：

A：砂体中的泥质薄层。这种夹层在砂体中多平行于砂层层面分布。大部分湖泊砂体都发育这类夹层，如三角洲前缘河口坝、席状砂。

B：砂体中的泥质侧积层。这种夹层与砂体斜交，在河流点坝砂体中最为常见。点坝砂体由多个呈叠瓦状排列的侧积体组成，在每个侧积体之上经常披覆一层间洪期的泥质侧积层(即夹层)。夹层为等时间单元，与砂体斜交(图6-9)。

图6-9 河流点坝砂体的泥质侧积层(据薛培华，1991)

C：层理构造中的泥质纹层或条带。特点为厚度小、数量多、分布不规则(图6-10)。

图6-10 层理构造中的不连续泥质条带

夹层产状在开发储层研究中十分重要。国内外许多人甚至认为，在油田开发中，控制流体宏观运动的是砂岩和泥岩的配置方式，而不是砂体中的渗透率变化，因为砂/泥几何配置方式首先对油水运动的空间轨迹、速度和产出状况有很大的影响。J.C.M.泰勒将此几何配置方式划分为二类：即：平行的渗透屏障和交织的渗流屏障。

他认为，渗流屏障越交织且越连续，采出油气就越难，采收率也就越低。

泥质薄层多属于平行的渗流屏障，而泥质侧积层、交错层理泥质层及部分胶结条带则属于交织的渗流屏障。

②成岩胶结条带

为胶结作用形成的非渗透条带，如钙质条带、硅质条带或粘土胶结条带。这类夹层的岩性往往相对较粗(一般为粗粉砂级以上)，但由于胶结作用而使得渗透率变得很低而成为夹层，这就是所谓的“物性夹层”。物性夹层属于成岩非均质的范畴。这类夹层的横向预测较难。

砂体内碳酸盐胶结物分布的类型主要有三种：

A.薄层砂体全胶结型：薄层砂体夹于泥岩中，来自于泥岩的Ca2+使薄层砂岩胶结成致密砂岩(图6-11—A)。

B.厚层砂体顶底胶结型：在厚层砂体底部和(或)顶部与泥岩接触的界面附近，被来自于泥岩的Ca2+胶结，形成砂体顶底被胶结的表层致密条带(图6-11—B)。

C.砂体内的的分散胶结型：在厚层砂体内部，形成分散状分布的胶结团块。(图6-11—C)。

图6-11 钙质胶结带的分布形式

上述胶结型式在我国陆相湖盆砂体中均有分布，如中原胡状集油田沙三段扇三角洲水下分流河道砂体的顶底常被碳酸盐胶结，尤其是底部砂砾岩往往胶结得很致密；另外，一些远砂坝薄层砂体和扇三角洲薄层砂体则被完全胶结。

③沥青条带

石油运移过程中所产生的沥青或重质油充填带。这类条带在油气开采过程中亦起着夹层的作用。

(2)夹层大小及延伸长度

夹层大小及延伸长度对油水运动规律影响较大。一般地，在厚油层中夹层延伸越长，开发效果越好。根据夹层延伸长度与注采井距之间的关系，将夹层分为三类：

A.相对稳定的夹层：夹层在油层内延伸距离达到一个注采井距以上，如图6-12的夹层1即属于此类。这类夹层的作用相当于隔层。

B.较稳定的夹层：夹层在油层内延伸距离可达到注采井井距一半以上，但不到一个井距，如图6-12的夹层2。

C.不稳定夹层：夹层在油层内的延伸距离均小于注采井距之半，呈透镜状分布，如图6-12。

(3)夹层出现的频率的和密度

夹层频率是指单位厚度岩层中夹层的层数，用(层/米)表示。

夹层密度是指砂体中夹层总厚度与统计的砂体(包括夹层)总厚度的比值，用百分数(%)表示。

通过编绘夹层频率和夹层密度的平面等值线图，可了解夹层在平面上的分布情况。

图6-12 砂体内夹层大小及延伸长度示意图

5.层内裂缝

层内裂缝的存在，会增加某一方向的渗透率，改变流体在层内的渗流特

征。因此，层内裂缝的存在及分布亦导致层内非均质性。为此，需在岩心和显微镜下描述裂缝的大小(长、宽度)、产状、组合方式、充填性质及发育程度。

6.垂直渗透率与水平渗透率的比值K v ／K h

这一比值对油层注水开发中的水洗效果有较大的影响。K v ／K h 低，说明流体垂向渗透能力相对较低，反之则较高。

岩心的(K v ／K h )可通过实验测定求取。就层理规模的K v ／K h ，可应用如前所述的Weber(1982)提出的一套计算交错层理渗透率各向异性的公式来求取。而对于层内夹层对砂体垂直渗透率的影响，Haldersen 等人(1984、1986)提出了一个计算公式：

])2

1(1[2av s ve L S F K

K +-= 式中 K ve ——有效垂直渗透率；

K ——均质砂体垂直渗透率；

F s ——夹层密度(以小数表示)；

S ——夹层频率(层数/m)；

L av ——几何常数。在二维剖面中计算时，C=2,在三维空间中计算时，C=3。

7.层内渗透率非均质程度

为层内渗透率(主要是水平渗透率)的垂向变化程度，这是定量描述层内非均质性的重要内容，可采用以下几个指标：

(1)渗透率变异系数

变异系数是一统计概念，指用于统计的若干数值相对于其平均值的分散程度或变化程度。渗透率变异系数是对层内渗透率非均质程度的一种度量。 K n

K K

V n i i k ∑=-=12/)(

式中 V k ——渗透率变异系数；

K i ——层内某样品的渗透率值；

?K ——层内所有样品渗透率平均值；

n ——层内样品的个数。

(上述“样品”可以是岩心分析样品，取样应比较均匀，而且样品密度最好大于5块/米；也可以是测井解释值，一般8点/米；另外，“样品”也可以看作为砂体内的相对均质段)。

一般地，当V k ＜0.5时，反映非均质程度弱；V k =0.5～0.7时，反映非均质程度中等；V k ＞0.7时，反映非均质程度强。当然，在实际工作中，需