油气田地下地质学——第五章

第五章地下储层研究(Chapter5 reservoir description)第一节储层沉积相研究（本章重点）一、概述1 沉积相⑴概念地貌单元：沉积环境：沉积相：指沉积环境及在该环境下形成的沉积岩（物）特征的综合。

相模式：相模式是指对某一类或某一沉积相组合的全面概括。

目前较为典型的相模式有冲积扇、辫状河、曲流河、三角洲、扇三角洲、滨岸沉积、风暴沉积、近岸水下扇、湖底扇等。

⑵原理两个基本原理，Walther相序、沉积过程与沉积响应原理Walther相序：只有哪些没有间断的、现在能看到的相互相邻的相和相区，才能在垂向上叠加在一起。

2 沉积相研究的意义砂体分布储层物性储层非均质性3 地下沉积相研究的特点资料种类：区域地质资料、地震资料、录井资料、测井资料、露头资料、其它资料工作特点：（1）区域地质资料类型：研究报告、背景图件解决问题：构造背景、物源、大致相带、相类型（2）地震资料类型：地震剖面、地震数据体、地震地层解释结果解决问题：地层格架、沉积体系、储层分析、非均质性表征（3）录井资料类型：岩心、岩屑、岩心录井综合柱状图、岩屑录井综合图解决问题：沉积体系、沉积微相（4）测井资料类型：测井组合图、数字化测井数据文件解决问题：相类型、相分布（5）露头（现代沉积）（6）其它资料（分析化验）古生物、地球化学、水介质、粒度、分选二、沉积相研究的资料基础1 直接资料：岩心、岩屑录井、井壁录井、分析化验资料2 间接资料：测井资料、地震资料、动态资料三、沉积相研究的流程及关键技术（本节重点）1 研究流程2 关键技术⑴岩心观察及单井相分析技术①岩心观察观察内容：岩相、岩序、观察方法：岩性标志、古生物标志、地球化学标志观察流程：岩性标志、古生物标志、地球化学标志②单井相分析：岩心观察与描述、照相垂向相序列（沉积层序）分析适应的相模式对比其它资料验证单井相剖面相模式总结编制单井综合柱状图⑵测井相分析技术测井相：是指具有一定特征的曲线段或曲线组合，包括测井曲线的形态、顶底接触关系、包络线形态、齿化程度及组合特征等，反映特定的岩石组合、岩石序列和沉积环境。

地质特征响应分析：岩性标志、沉积构造、古水流与搬运方向测井沉积相分析：砂岩测井相分析、梯形图或星形图、碳酸盐岩相分析分析流程：选井、定相、曲线特征、岩电响应关系、测井相模式选井选线常用的测井资料：自然电位；电阻率；地层倾角；体积密度；中子孔隙度；声波时差等。

岩电关系研究搜集岩屑资料→总结测井资料划分岩性规律→定性判断岩性。

选择一组测井曲线（如自然电位、电阻率、自然伽马、声波、密度、中子等）然后在放射状或平行状坐标上，标上任一层的各种测井参数数据；将这些值顶点连接起来，就构成了星形图或梯形图将具有相同或很相近的图形归为同一测井相,用岩心资料对这些测井相进行标定，确定相应的岩相。

确定响应特点建立岩电图版由于碳酸盐岩没有明显的层理，而且往往呈块状连续沉积，因而其沉积相不能根据地层倾角测井研究古水流的砂岩沉积相模式来研究，它主要是根据岩性、岩相等岩石矿物组成及物理性质差别来判断，所以它的测井沉积相模式多采用数理统计方法来建立。

⑶平面相分析技术⑷地震相分析技术①地震相概念：可以作图的三维地震单元，由参数上不同于相邻地震相单元的反射波组所构成，代表了沉积物的岩性组合、地层结构等沉积特征，主要参数包括单元内部反射结构、外部几何形态、反射振幅、频率、边续性和层速度等。

②地震沉积相分析方法③地震相类型平行地震相：平行与亚平行反射结构：反射层平行或微微起伏（波状），往往出现在席状、席状披盖及充填型中，反映均速低能沉积环境。

前积相：内部发育一组相互叠置的反S形反射同相轴：上端为近水平的顶积层，中部为倾斜的前积层，顺同相轴向下到了底部，同相轴逐渐变得平缓，形成底积层。

断陷盆地三角洲相。

相对较低的沉积物供应（保留顶积层）和相对快的盆地沉降速度。

相对陡倾、顶超、下超。

意味着相对高的沉积物供应速率和缓慢变动的相对海平面。

从而造成盆地被迅速地充填，后来的沉积水流冲刷上部的沉积表面，无顶积层存在。

代表一种高能三角洲环境，在它的前积段内发育大量前积砂体。

前积层和顶积层发育，缺失底积层。

其顶积层发育表明是在水平面相对上升时期形成的。

一般在浊积扇或扇三角洲上容易发育丘状相：大多数丘状相与沉积作用和火山作用有关。

丘状相作为一种高能沉积作用的产物，代表了一种沉积物搬运过程中快速卸载的过程，因此它主要发育在深海（或深湖）浊积扇环境。

另外，滑塌块体、三角洲朵叶体和礁体以及火山堆也都可以表现为丘状相。

透镜状相：透镜状相可以产生于多种沉积环境中，它的双向外凸可以是原生的，也可以是成岩过程中差异压实造成的。

大型透镜状相一般与河道下切和三角洲前积作用有关，一般，大型透镜体都是有利储集体勘探目标。

充填相：开阔充填指在一个盆地的某个负向单元如洼槽中充填的地层单元，一般为上超充填，为低能环境。

局部充填是指在河道下切后形成的较小的冲沟内形成的充填，代表较高能量的环境.局部充填相与储层关系密切，诸如侵蚀河道、海底峡谷等都是储集体发育的有利部位。

杂乱—空白相：杂乱相代表能量相对较高但不稳定环境下的地层。

杂乱相经常发育在冲积扇和近岸水下扇环境。

空白相实为杂乱相的反射能量变低后的产物，它代表能量稳定环境，可以是厚层细粒沉积，也可以是厚层粗粒沉积。

空白相成因与单元顶部的波阻抗差也有关系，当顶界面反射系数很大时，透射能量较低，变成空白相。

3 关键图件⑴岩心综合柱状图⑵测井相图版⑶剖面相⑷平面相⑸地震相图第二节储层非均质性（本章重点）一、储层非均质性的概念二、储层非均质性的分类简单介绍Petition分类、Weber分类、Ealdormen分类、裘亦楠分类（本教材）。

1、Pettijohn分类油藏规模：1→10km×100m，层规模：100m×10m，砂体规模:(1→10）m层理规模：(10→100）mm，孔隙规模：(10→100）um2、Weber分类：7个层次的分类，3、Ealdormen分类，分为微观、宏观、大型、巨型4、裘亦楠分类（本教材）（1）层间非均质性：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。

（2）平面非均质性：砂体成因单元的连通程度、平面孔隙度、渗透率的变化和非均质程度、以及渗透率的方向性。

（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透段位置、层内不连续薄泥质夹层的分布频率和大小、以及其它的渗透隔层、全层规模的水平、垂直渗透率比值。

（4）孔隙非均质性：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三、储层非均质性的表征（本节重点） 1、层内非均质性⑴粒度旋律（正韵律、反韵律、复合韵律、均质韵律）⑵沉积构造（平行层理、交错层理、波状层理、递变层理、块状层理、水平层理） ⑶渗透率韵律（正、反、复合韵律） ⑷垂直渗透率与水平渗透率的比值（Ke/KL) ⑸渗透率非均质程度表征参数①变异系数：KK KV ni nik ∑=-=12)(②突进系数：③级差：m in m ax K K J k =④均质系数：max K K K p =⑹夹层分布频率和分布密度 ①分布频率：Pk=N/H ②分布密度：Dk=Hsh/H ⑺微裂缝发育在很致密的储层中常分布大量的微裂缝。

微裂缝的存在，可以改变储层的渗透性，甚至可能形成串层。

⑻夹层①分布特征：夹层指储层中不连续的非渗透层或低渗出层，在流体渗流中起都局部的屏障作用，岩性有泥岩、粉砂岩及致密的砂岩，有沉积成因和成岩成因两种成因。

②夹层岩性-电性-物性：物性特征：夹层的识别是以油田夹层的物性标准为基础的，不同储层类型的油田，夹层物性标准有所不同；岩性特征：泥岩类、泥质粉砂岩类和胶结致密砂岩类，前两种为沉积成因，后一种为成岩作用形成；电性特征：具体通过交会图或相关分析可以建立定量识别标准 2层间非均质性层间非均质性是指砂层组内或油层组内各砂层之间的差异，为油田开发层系的划分和井网的选择提供地质依据。

主要包括：层系旋回性、分层系数和砂岩密度、砂层间渗透率非均质程度、层间隔层、层间断层、裂缝特征。

砂层间差异→划分开发层系、决定开采工艺的依据→注水开发中层间干扰和水驱差异⑴层系旋回性（沉积旋回性）陆相盆地沉积旋回一般可分为五级：一、二级旋回：标志层―古生物层；三级旋回：标准层―稳定泥岩隔层（10m±）；四级旋回：视标准层―较稳定泥岩隔层；五级旋回：隔层分布面积大于小层连通面积。

⑵分层系数与砂岩密度①分层系数：层系内砂层的层数。

表示方法：分层系数＝平均单井钻遇砂层层数＝钻遇砂层总层数/统计井数分层系数↑→层间非均质↑→油层动用率↓→油层开采效果↓②砂岩密度垂向剖面上，砂岩总厚度与地层总厚度之比，%。

⑶砂层间渗透率非均质程度①层间渗透率分布形式：主要描述不同单层砂体的渗透率差异②层间渗透率变异系数：③层间渗透率突进系数④层间渗透率级差⑷层间隔层隔层是指在注水开发过程中，对流体具有隔绝能力的不渗透岩层。

隔层的作用是将相邻两套层系的油层完全隔开，使层系之间不发生油、气、水窜流，形成两个独立的开发单元。

阻止层间垂向渗流→独立开发单元隔层具有层次性：油组间隔层、砂组间隔层、单层间隔层描述内容：隔层岩石类型：泥岩、蒸发岩、其它岩性隔层在剖面上的分布位置隔层厚度在平面上的变化情况⑸构造裂缝裂缝穿层→层间流体窜流→对注水开发影响极大描述内容：产状：裂缝走向、倾向和倾角性质：裂缝张开与闭合性、裂缝充填情况和裂缝壁特性等。

密度：线密度、面密度、体密度穿层程度：一级裂缝：切穿若干岩层；二级裂缝：单层内3、平面非均质性（1）砂体的几何形态：①席状砂：长/宽比=1，分布范围大；②“土豆状”砂体：分布范围小；③带状砂体：长/宽比>2；④不规则状砂体（2）按砂体的宽度可将砂体的展布分为四类：一类：砂体宽度>1600m；二类：砂体宽度1600～1100m；三类：砂体宽度1100～600m；四类；砂体宽度<600m4、微观非均质性直接影响注入剂的微观驱替效率，包括：孔隙非均质、颗粒非均质、填隙物非均质 [岩心规模]（1）孔隙非均质①孔隙、喉道大小：孔隙、喉道类型、大小、分布状态、分选程度，可用各种孔喉半径参数定量描述润湿相流体存在时：有效孔喉半径＝实际孔喉半径―液膜厚度②孔、喉大小分布孔间干扰：流体沿大孔道渗流，而小孔喉水驱不到可用：分选系数、相对分选系数、均质系数、孔隙结构系数、孔喉歪度、孔喉峰态等参数定量描述③孔隙连通性可用孔喉配位数、孔喉直径比、孔喉体积比表征，孔隙连通性越好，越有利于油气采出④孔隙形状复杂性5、储层非均质性的影响因素（1）沉积：流水的强度和方向、沉积区的古地形、水盆的深浅，碎屑物质供应的差异，造成了碎屑沉积物的颗粒大小、排列方向、层理构造和砂体几何形态的差异；（2）成岩：压实、压溶、胶结作用和重结晶作用等改变了原始孔隙度和渗透率的分布状态，增加了储层的非均质程度；（3）构造：构造裂缝改变储层的渗透性的方向，造成储层的渗透性在纵、横向上有很大的差异。