储层非均质性

nullnullnull岩石的非均质性主要是原始沉积过程中形成的，也可能是后来成岩作用，构造变动造成的。可以说沉积环境主要控制着储层岩石非均质性，而岩石的非均质性又进而控制着储层孔隙空间中流体的分布和流动。 非均质性直接影响驱油效率的高低；层内、层间非均质性直接影响厚度波及系数的大小；平面非均质性直接影响面积波及系数的大小。 在搞清储层各种非均质性的前提下，采取各种合理的开发措施，是提高采收率的关键。null1 以渗透率参数变化为主线的非均质参数：有效渗透率变异系数、突进系数和级差等；目前常用的非均质参数主要有以下几种：2 表征砂体厚度及分布的非均质参数有平均砂层厚度、分层系数和砂岩密度等；3 表征储层中油层分布变化的非均质参数有夹层频数、夹层密度和有效砂层系数等。此外还有连通系数、分布系数、孔隙度和孔喉半径等储层参数也常用于表征储层非均质性。null第八章 储层非均质性null 储层非均质性是指储层的基本性质，包括岩性、物性、电性、含油气性以及微观孔隙结构等特征在三维空间上分布的不均一性（戴启德等，1995）这种不均一性成为储层非均值性。研究储层非均质性，实际上就是要研究储层的各向异性，定性定量地描述储层特征及其空间变化规律，为油藏模拟研究提供精确的地质模型。提高油田采收率有重要的意义。 第一节 概念与主要影响因素第一节 概念与主要影响因素一、储层非均质性 指油气储层由于在形成过程中受沉积环境、 成岩作用和构造作用的影响， 在空间分布及内部各种属性上都存在的不均匀的变化 这种不均匀变化具体地表现在储层岩性、 物性、 含油性及微观孔隙结构等内部属性特征和储层空间分布等方面的不均一性 储层的均质性是相对的， 而其非均质性则是绝对的二、主要影响因素二、主要影响因素（一）构造因素 （二）沉积因素 如流水的强度和方向、 沉积区的古地形陡缓、盆地中水的深浅与进退、 碎屑物供给量的大小） 造成了沉积物颗粒的大小、 排列方向、 层理构造和砂体空间几何形态的不同 （三）成岩因素 压实、 压溶、 溶解、 胶结以及重结晶等作用改变了原始砂体的孔隙度和渗透率的大小， 加上盆地中不同层位地层通常具有不同的地温、 流体、 压力和岩性， 因而其成岩作用各异， 次生孔隙的形成与分布状态在空间上的极不均匀，增加了储层的非均质程度null 储层非均质性，根据其规模、对流体的影响及成因进行分类。韦伯的分类加拿大彭比纳油田储层 非均质性的分类裘亦南的分类第二节 储层非均质性分类null①封闭、未封闭、半封闭断层引起的非均质性。 ②成因单元边界引起的非均质性。 ③成因单元内部渗透带的变化引起的非均质性。 ④成因单元内部隔层的存在引起的非均质性 ⑤层理的变化引起的非均质性。 ⑥孔隙类型和孔隙间相互关系引起的微观非均质性。 ⑦封闭、开启裂缝造成的非均市。 ⑧原油的粘度变化和沥青垫引起的非均质性null　　裘亦楠根据我国陆相储层特征及生产实践，把碎屑岩储层的非均质由小到大分成四级即： （1）微观孔隙非均质性：包括孔隙分布、孔隙类型、粘土基质等。 （2）基本岩性、物性：粒度及分布、矿物组成、胶结物；孔隙度、渗透率、饱和度、渗流特征、敏感性。三、裘亦南的分类null（3）层内非均质性：包括粒度韵律性，层理构造变序列，渗透率差异程度及高渗段位置，层内不连续泥质灰层分布频率和大小，以及其它不渗透隔层特征，全层规模的水平垂直渗透率比值等。 （4）平面非均质性：包括砂体成因单元连通程度，平面孔隙度和渗透率的变化及非均质程度，渗透率的方向性； （5）层间非均性：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，层组和小层划分等。nullPettijohn（1973年）等提出的五种储层非均质性分类类型nullHaldorsen的储层非均质性分类(与孔隙平均值有关的体积分布) 1、微观非均质性(孔隙和砂颗粒规模） 2、宏观非均质性 (肉眼可见的，即传统的岩芯规模） 3、大型非均质性 (模拟模型中的大型网块) 4、巨型非均质性（整个岩层或区域规模）。 null韩大匡（1995年）五级法油田规模 油层规模 砂体规模 岩心规模 孔隙规模信全麟等（1992年）四级法戴居德储层非均质性层内非均质性层间非均质性平面非均质性和 三维非均质性等null第三节 层内非均质性　　层内非均质性是指一个单砂层规模，单一砂层内岩性、物性、含油性在垂向上的变化。它是直接影响和控制单砂层内水淹厚度、波及系数的关键地质因素。 两方面的： 层内最高渗透段所处位置及层内各段间渗透率的差异程度 单一砂层宏观垂直渗透率与水平渗透率的比值。null1.储层垂向上的粒序性 2.生物潜穴 3.不同类型层理对非均质性的影响 4.韵律层理对储层非均质性的影响 5.与储层非均质性有关的沉积构造的岩性、产状、组合关系及其分布规律一、沉积构造①含基质的粒序砂岩 ②含基质少的粒序砂岩nullnull1.垂向粒度分布的韵律性： 正韵律 反韵律 复合韵律：即正、反韵律以上下组合，由正韵律组合称复合正韵律，由反韵律组合者为复合反韵律； 均质韵律：颗粒粗细上下变化不大，接近均匀分布； 无韵律：颗粒粒度在纵向上变化无规律可循；null复合韵律型最为发育，表现为单砂体在垂向上高、低渗透率段或正韵律与反韵律层交替分布。 本区最常见的是反-正韵律型，砂体下部渗透率向上逐渐增大，为反韵律型，一般多为河口砂坝沉积成因；而上部则表现为渗透率向上减小，属分流河道沉积。另一类复合韵律由次级韵律无序复合而成，是多期垂向叠加的水下分流河道砂体重要的韵律形式 复合韵律砂体发育，是由于长6油层组为一套三角洲前缘分流河道和河口坝沉积，因而在纵向上常表现为两种成因砂体相互叠置 长6储层渗透率韵律分布剖面图 null　　碎屑岩储层中常发育有水平层理、斜层理、交错层理、层理的存在会引起渗透率的各向异性，从而影响注水及三次采油开发动态。 　　水平层理发育时，会影响流体的垂向流动（渗流），注入水易顺层理面推进，也很可能因注水压力高使层理面启开，导致注入水沿层理而严重水窜，使驱油效果不好。对于斜层理而言，渗透率的各向异性也很明显。在顺层理、逆层理方向渗透率的差异，严重影响不同方向注水时的采收率大小，大庆油田对斜层理砂岩储层进行不同方向注水驱油模拟实验其结果。3. 不同层理类型对储层非均质性的影响null不同注水方向驱油效果对比　　垂直于层理方向渗透率较低，采收率最高；而顺层理方向的渗透率高，水淹快，无水采收率低，易形成较多的残余油，故驱油效率低，最终采收率也低。 　 交错层理的渗透率各向异性最强，且交错纹层组合愈复杂，各向异性程度愈高。Weber（1983）通过研究指出，对于交错层来说，垂直于前积纹层（平行于古河道轴）方向的驱替特性比主流动平行于前积纹层更有利。事实上，渗透率的方向性控制着驱替特征的各向异性。null1. 不连续薄夹层的类型（泥岩、粉砂质泥、泥质粉砂岩薄层或薄韵律纹层、炭屑纹层、平行层理黄铁矿细脉、方解石胶结的砂岩薄层或透镜体、氧化硅胶结的砂岩薄夹层） 2. 各类型夹层的大小、分布范围和产状（夹层的厚度、产状、横向连续性） 3. 夹层出现的频率和密度（夹层数、夹层累计厚度与地层总厚度之比。） 4.微裂缝 5.层内渗透率非均质程度（渗透率变异系数（0.5,0.7）渗透率级差（0-∝）渗透率非均质系数（0-1）二、层内不连续薄夹层对储层非均质性的影响null①理论研究和数值模拟实验以及闭密取心油层水淹规律，均表明在其它条件一定时：单砂层中最高渗透率段越靠近顶、上部，水淹厚度波及系数越大，越接近底部，水淹厚度波及系数越小，且油层厚度越大，重力作用越明显，底部突进现象越严重。这正是正韵律厚油层在注水开发中面临的最大问—严重的层内矛盾。 ②全层规模的垂直渗透率与水平渗透率的比值，反映了流体在垂直和水平方向流动能力的相对大小，它决定于砂粒，片状矿物的排列，层内夹层的存在，各种层理构造中的泥质纹层等因素，两者的比值越大，越有利于提高水淹厚度波及系数。 ③单层渗透率的垂向分布模式特征，也可分为正韵律、反韵律、复合韵律（包括各种组合）等，不同渗透率模式，即对注水开发效果有很大的影响。相对应的为开发效果差水淹厚度小，含水上升快和开发效果好的水淹厚度大（反韵律），介于中间的为复合韵律等。null1.层内不连续薄夹层的类型 　　层内夹层指位于单砂层内部的相对低渗透率层或非渗透性岩层。在注水开采过程中，夹层对地下流体具有隔绝能力或遮挡作用 　　层内夹层常见的有泥（页）岩，粉细质泥岩、钙质泥岩、含砂泥岩等，此外还包括成岩过程中形成的硅质、钙质条带等。常见是泥（页）岩夹层，一般厚度较薄，仅有数厘米至数十厘米，延伸的长度一般也不大。但在不同相带砂体的延伸范围明显不同，如在三角洲前缘相中的延伸范围大于在分流河道砂体中，而分流河道中的处伸又大于在点坝砂体中，总的来说其侧向连续较差。有人分析认为，这种泥（页）岩夹层代表了在弱紊流地区非均匀地形中沉积的物质的细粒部分。因此，夹层的厚度仅与沉积过程中的局部地形有关，似乎与夹层的延伸长度无关，这样就导致井与井之间夹层的不可对比性。null典型泥质夹层图页岩夹层长度概率泥质和钙质夹层图null靖安油田盘古梁长6油层组夹层曲线特征 （夹层的识别）null层内非均质特征 渗透率非均质性参数特征 层内渗透率韵律变化 层内夹层特征 各小层渗透率非分均质性中等偏弱，变异系数平均为0.59，突进系数平均为3.9,级差平均为123, 夹层频率平均为0.33，总体来看，61下、62下、63上砂岩组各小层渗透率非均质性相对较强，特别是 61下1、62下2小层，对比各小层渗透率非均质性，从下到上，即63至61压层有变强的趋势 单砂体内部渗透率有正韵律型、反韵律型、均质韵律型以及由正、反韵律叠加组成的复合韵律长6油层渗透率非均质模式null层内非均质特征 复合韵律型最为发育，表现为单砂体在垂向上高、低渗透率段或正韵律与反韵律层交替分布。 本区最常见的是反-正韵律型，砂体下部渗透率向上逐渐增大，为反韵律型，一般多为河口砂坝沉积成因；而上部则表现为渗透率向上减小，属分流河道沉积。另一类复合韵律由次级韵律无序复合而成，是多期垂向叠加的水下分流河道砂体重要的韵律形式 复合韵律砂体发育，是由于长6油层组为一套三角洲前缘分流河道和河口坝沉积，因而在纵向上常表现为两种成因砂体相互叠置 长6储层渗透率韵律分布剖面图 null层内非均质特征 夹层分为低阻夹层及高阻夹层两大类型 ，低阻类夹层，为泥质岩类夹层 ，高阻夹层，为胶结致密或碳酸盐岩胶结物含量较高、物性较差的砂岩层及粉（或细）砂岩层 层内夹层主要以泥质夹层为主，主要发育Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类不稳定夹层 夹层分布不均匀，连续性差，单夹层厚度平均为1.48米，横向上各夹层分布稳定程度不等。夹层平均钻遇率为23％。各小层夹层密度平均为0.15,主力小层较高，都在0.17以上，从63至61向上夹层密度有变大趋势。 长6油层层内夹层特征（丛64－7井） null 层内夹层的分布状态除可在单井岩心剖面上观察和露头调查外，也可用自然伽码—中子测井曲线来识别。通过统计油井剖面中的夹层频率（单位厚度岩层中夹层的层数，单位：层/米）和夹层密度（夹层总厚度占所统计的砂岩剖面总厚度的百分数）来表示，也可绘制成夹层等密度图来直观反映。 　　泥（页）岩夹层的产状决定了砂与泥之间的配置方式，进而对油水运动的空间轨迹，速度和采出状况有密切影响。平行于砂层面分布的夹层对垂向渗透率有很大影响，而由于上下夹层合并可与层面方向斜交分布，或由于不的粘土层和相互交织，也会阻碍流体的水平流动，并使流体运动更加复杂化。null 夹层对注水开发的影响：层内夹层在有些情况下对注水开发有一定的利用价值。如右图所示，一正韵律厚油层中上部在油井和注水井端都存在泥质层，但井间不连续，开有“天窗”。如果不利用夹层开采，注入水会沿底部突进，油井提早水淹，无水采收率很低。当我们利用夹层，并控制下部高渗透层段射孔高度时，水淹状况可明显改善。null 渗透率变异系数KV≥0。其值愈小反应储层愈均质。5. 层内渗透率非均质性 描述层内渗透率的分布特征，确定层内最高渗透率所处的位置，确定单砂层规模的垂直和水平渗透率的比值，确定层内渗透率的分布模式的差异程度。null　　研究表明，层内平均渗透率分别与突进系数及变异系数成反比关系。说明平均渗透率越低，变异系数越大，突进系数也就越高。 　　渗透率级差及突进系数与变异系数呈抛物线，即指数关系，表明渗透率倍数越大，突进系数越大，则变异系数也越大，渗透率级差和突进系数大到一定数值后，变异系数相对变化减小，实践表明，变异系数能较好地反映储层的非均质性。null变异系数和 突进系数、级差的关系突进系数变异系数null突进系数与渗透率级差的关系图null引起层内非均质性的根本原因 从识别不同沉积环境可能出现的沉积方式入手，研究每一沉积方式下所产生的层内非均质性特征。 　 裘亦楠等按侧积、垂积、前积、填积、选积、浊积、漫积和筛积八种沉积方式，详细研究了每种沉积特点及其对应形成的层内非均质特征。 侧积和填积形成正韵律的渗透率分布，最高渗透率段在底部，且前者级差大于后者；前积和选积形成反韵律的渗透率分布，最高渗透率段在顶部；浊积则形成最高渗透率段在中下部的砂体；垂积形成不规则的渗透率剖面分布等等。 　　研究表明，砂体的沉积方式是引起层内非均质性的根本原因，控制着层内非均质的基本面貌。此外不可忽视成岩作用的影响。null第三节 平面非均质性 平面非均质性属于砂体规模的研究范围，重要研究储集体几何形态、规模、连续性，以及砂体内孔、渗的空间变化所引起的非均质性。砂岩体几何形态及各向连续性砂岩体的连通性孔渗平面非均质性null1、砂体几何形态 砂体几何形态是砂体各向大小的相对反映。砂体几何形态的地质描述一般以砂体的长宽比分类： 席状砂体： 长宽比近于1，平面上呈等轴状； 宽厚比＞1000； 带状砂体： <3长宽比＜20 ； 土豆状砂体：形状似“土豆”，长宽比＜3:1， 宽厚比＞100； 鞋带砂体：若长宽比＞30 不规则状砂体：形态不规则，一般有一个主要延伸方向，但在其它方向也有延伸。一、砂体几何形态与及各向连续性nullnull2.砂体的各向连续性 砂体连续性指砂体在各向上的规模大小，重点是研究它的长度和宽度，反映砂体的侧向连续性。 　　表达砂体连续性，通常用砂体实际延伸的长度和宽度，砂体的宽厚比，砂体宽度与井距之比，钻遇率（钻遇砂层的井数与总井数之比）来表示。 砂体各向长度 一定井网下的控制程度 钻遇率 砂岩体的宽度 砂岩体实际宽度与既定井距之比null　　确定砂体的几何形态和侧向连续性，对布井方式和井网密度有实际的指导意义。 大面积稳定分布的油层，一般适用于切割排状注水，较稀井网就可对油层有较好控制。 小面积分散不规则分布的不稳定油层，则往往需要采取面积注水和较密井网来开发。 　　研究表明：大面积稳定规则分布的油层，注入水波及系数大，剩余油量少；反之，注水效果要差。砂体连续性按延伸的长度可分为五级null河道砂体对比表 用沉积概念模式来判断砂体形态与连续性 　　在储层沉积学理论中，建立了较完整的沉积模式，并指出了相同成因的砂体有大致相近或相同几何形态与连续性。如三角洲前缘砂岩体，海滩砂岩体通常为席状；河道砂岩体往往是条带状；事实上，砂体的形态也可作为划相的标志之一。null用井眼资料确定 油田现场主要是利用井眼资料作出单砂层厚度等值线图，勾画出砂体平面变化趋势，然后着重进行砂体几何形态和连续性研究。 用地震资料来确定：属性分析法，VSP技术等。null砂体建筑结构类型 孤立水道型叠加水道型不稳定互层型稳定互层型孤立薄层型nullnullnull　 连通性一般是指各成因单元有砂体在垂向上和侧向上相互接触连通的方式和程度。描述砂体之间相互连通的程度大小，砂体间相互连通部分的面积占砂岩体面积的百分数。二、砂体的连通性连通体的形态 砂岩体配位数 连通程度 连通体大小多边式 多层式（叠加式） 孤立式 null多边式多层式孤立式1、连通体的形态 各种成因单元的砂体在垂向上和平面上相互接触连通形成不同形式的“连通体” 多边式砂：体间在侧面上连通为主； 多层式砂：体间在垂向上相互连通为主； 孤立式：砂体彼此之相互连通 。null2. 砂体配位数 与某一个砂体连通接触的砂体数。 3. 连通程度 砂体连通面积占砂体总面积的百分数。 4. 连通体大小 连通体内包括的成因单元砂体数。 连通系数 连通砂体的层数占砂体层数的百分数。 厚度连通系数 连通砂体的厚度占砂体总厚度的百分数。nullnull松辽盆地白垩系姚家组二、三段顶河道砂体几何形态null大庆将各井之间砂体连通分类 一级连通：同一砂体 二级连通：同一时期沉积的不同河道砂体相交或相切接触 三级连通：河道砂体与其它类型砂体连接时两者岩性、物性有很大的差异。null曲流河“半连通体”模式图 辫状河储层”泛连通体”模式图 null砂体连通性的研究方法 静态法：根据钻遇砂层实际数，统计砂体连通程度参数。用表格或绘制砂体连通图。储层连通关系null 　　用艾伦（A.Allen,1978）提出的“河道砂体密度临界值法”来推测砂体连通情况的统计对比法。 成因单元砂体之间的连通程度取决于沉积体的沉积速度，沉积体的冲裂转移频率和盆地沉降速率之间的相对大小关系。若沉降速度小于沉积速率，则砂层沉积数多，砂体连通程度高，反之就低。且当河道砂体间垂向密度大于50%时，一般砂体连通性好，小于50%则连通性差。 裘亦楠等人通过对我国河道砂体实际统计研究，认为当河道砂体密度在50%以上，砂体大面积连通，扩大后的砂体宽度可超过数千米，而密度小于30%时，多属孤立的河道砂体，砂体密度在30—50%之间时，要作具体分析，可能会有局部连通。null砂体密度大于50%砂体密度30%～50%砂体密度小于30% 河道砂体密度法判断河道砂体连通程度示意图河道砂体成因单元沉积速率和冲裂频率沉降速率null动态法： 　　研究一砂体与另一砂体接触连通后是否真正具有水动力联系，断层两侧储层是否同处一个压力系统，砂体中是否会有二个或二个以上的孔隙连通单元等问题，动态法要可靠的。 　　动态法主要包括：干扰试井法；测压分析法；示踪剂测试法；油水井生产动态分析法等。null1. 宏观渗透率的方向性 2. 微观渗透率的方向性 3. 裂缝引起的渗透率的方向性 4. 砂岩体总体上的平面非均质性①井点渗透率的变异系数 ②不同等级渗透率的面积的分布频率 ③井网之间连通渗透率的差异程度三、砂岩体内渗透率、孔隙度在平面上的非均质性null平面储层参数非均质性川口油田平面非均质性参数表null1.宏观渗透率的方向性 砂岩体内岩性变化引起的方向性，砂体不同部位（内部、边缘）渗透率的差异、沉积高能带与低能带的差异，以方位角表示。孔隙度平面分布图 渗透率平面分布图 51口井1002个样品数值统计结果:总体属于特低渗和超低渗. φ=7.744-10.48%，K=0.065-0.183×10-3μm2，油饱30.72-49.38%，水饱14.05-27.42%；R50=0.006- 0.2μm， SHg75=29.1- 67.15%；平均面孔率为3.7%,胶结类型为孔隙—薄膜型，磨圆度为次棱角状.相对高值区分布与砂体伸展方向一致，位于分流河道和河口坝砂体中心部位 。但庄20以及庄39、38等井区并非完全一致，说明沉积与成岩因素曾共同影响物性。 null　　岩性变化引起的渗透率方向性：沉积能量大小决定了沉积岩的岩性，而岩性对物性有直接的控制，一般的沉积规律是，高能带沉积体中的岩相粗、物性大，如在平面上随着沉积环境由高能向低能的转变，相应也会出现砂岩—细砂岩—粉砂岩—泥质砂岩—砂质泥岩—泥页岩这样的沉积序列，伴随着的也是渗透率逐渐降低的序列。分析沉积能量，有助于我们认识沉积物岩性带的分布，进而掌握渗透率等物性的平面分布。在河流三角洲沉积体系中，许多砂体的几何长轴方向，也是渗透率最大方向。沉积体的主体带的渗透率大于边缘带的渗透率。2. 微观渗透率的方向性null 砂体内沉积构造和结构因素引起的渗透率方向性　　除了层理等构造可引起砂体中具有方向性渗透率外，伸长砂粒、片状矿物的定向排列也会引起渗透率的方向性。砂粒沉积时的排列方式受沉积时水流方向影响很大。一般都是砂粒长轴平行于古流方向，且大头一端指向来水方向。顺古水流方向，由沉积颗粒所形成的孔道对于其垂直方向来说，孔道较直，弯曲较少，孔径变化也较小，故沿此方向渗透率一般都大于其垂直方向渗透率，且向下游方向渗透率高于向上游方向渗透率，所以注水驱油开发时，如果沿古水流方向注水驱油。注入流动阻力小，推进快，在此方向油井易早水，且易水淹，而在其它方向的油井受效差，使总的水驱效果不好。null3. 裂缝引起的渗透率的方向性 　　当储层中发育裂缝时，往往会导致储层渗透率的严重非均质性。沿裂缝的延伸走向。储层有很高的导流能力，所以，它很大程度地控制着注入水的运动轨迹。 　　对裂缝分布规律的认识，可通过定向全岩心分析，构造学分析，地层倾角测井，脉冲试井，注示踪剂分析和注水开发动态等方法来进行，确定出裂缝的主要走向方位。 　　一般认为对有天然裂缝的油层，注水井应沿裂缝延伸走向布置，使注水流线垂直裂缝走向，有利于驱替裂缝壁两侧孔隙介质中的石油，使注水控面积大，波及系数大，采收率高。null水舌形成平面示意图裂缝null西峰油田庄61-23井 8号模型裂缝对微观水驱油的影响西峰油田庄58-22井 6号模型裂缝对微观水驱油的影响null西峰油田庄61-23井 8号模型 裂缝对微观水驱油的影响西峰油田庄58-22井 6号模型裂缝对微观水驱油的影响null4. 砂岩体总体上的平面非均质性 除裂缝外，砂体沉积时形成的渗透率方向性，是导致注入水平面舌进的主要原因。注入水总是优先沿渗流阻力最小，渗透率最大的方向和部位快速推进，而在低渗方向和部位推进较慢，造成水线前缘的严重非均匀分布，影响平面波及效率。如果能够预先认识到砂体在平面上的非均质性，就可有效地指导我们采用合理注采。达到最佳开发效果。null　　概念：描述地层中储层与非储层的叠置状况。 层间非均质性是指垂向上各种环境的砂体交互出现的规律性，以及成为为隔层的泥质岩类，在剖面上的发育和分布情况，属于层系规模的储层描述。 　　层间非均质性研究既是油田开发初期划分开发层系，确定开发方案的地质基础，也是在多油层合采时分析层间矛盾和研究剖面水淹规律及剩余油分布特征的地质依据。第四节 层间非均质性null 1.沉积层序特征 2.分层系数（An） 3.砂岩密度 4.各砂层间的非均质程度（渗透率分布型式、各砂层渗透率变异系数、渗透率级差、单层突进系数） 5.储渗条件较好层段的分布特征 6.层间隔层（隔层的岩石类型、隔层在平面上的分布、隔层厚度及其在平面上的变化） 7.构造裂缝（裂隙）null层间非均质重点研究内容有： 1. 沉积层序：分析沉积旋回性，认识砂体在剖面上的发育与分布，划分储层单元，了解特殊类型的分布等；统计分层系数、垂向砂岩密度等参数，研究砂体的发育与分布。 2. 分层系数：指一定层段内砂层的层数。常以平均单井钻遇砂层数表示，一般分层系数越大，则层间非均质性愈严重。 3. 砂岩密度：又称砂岩系数，指剖面上砂岩总厚度占地层总厚度的百分数。数值越大，砂体越发育，连续性好。null4. 各砂层间渗透率非均质程度：通过统计分析层间渗透率级差，突进系数，变异系数，来分析研究砂层之间的渗透率差异。其差异程度，在很大程度上决定着各层的产油吸水状况，是引起层间干扰的主要原因，所以它也是划分开发层系必须考虑的一个重要因素。 5.主力储油层在剖面中的位置，分布的集中程度和高吸水层的分布。必须考虑主力油层的具体分布以及非主力油层在剖面上的配置关系，最大限度的发挥主力油层的作用，同时应尽可能地减小层间干扰，使各类油层都能得到较好的动用，如对高渗层具体位置的确定，可采取适当的措施，避免造成过早形成注入水单层突进。null6.层间隔层： 层间隔层是指位于单砂层之间的特低渗与不渗透岩层。以泥(页)岩为主，也包括少量蒸发岩和其他岩类。研究层间的岩性、物性、分布状况。一般井间可对比追踪。分布广、厚度大的层间泥(页)岩隔层具有将相邻两砂层分隔成相互独立的储层的作用。做出隔层的平面等厚图是研究隔层的基本手段，取样测定隔层的孔渗性和利用动态资料来检验隔层的隔开能力也是必要的。 7. 构造裂缝（隙）： 构造裂缝会改变流体在储层中的渗流特征和隔层的隔挡能力，不同裂缝在岩层中的密度、产状会对井间非均质性产生影响。对裂缝(包括潜在裂缝)的特点和分布规律的认识，有助于分析、预测注水开发动态，如穿层裂缝引起的层间窜流、注入水的单层单向突进、潜在裂缝在注水过程中引起的注入水的不明渗漏等。null层间非均质特征 从宏观与微观两个层次、层间、层内、平面三个方面 应用非均质综合指数描述储层非均质性 从油组、亚组、砂岩组、小层四个层次，及其隔夹层分布分析长6油层层间非均质性特征 从油组规模来看，整个油藏孔隙度变异系数0.3435， 突进系数1.70，级差2.16，渗透率变异系数0.44 ,非均质系数 1.47 ，突进系数6.39,级差386,可见仅从样品测试数据分析，整个油田孔隙度分异程度较低，而渗透率差异较明显。此外，通过对长6储层微裂缝研究及其注水开发动态分析，局部砂层微裂隙发育，渗透率方向性明显，注入水沿东西向裂缝突进。从动态角度来看，显微裂缝的发育增加了渗透率的非均质性，因此综合评价认为，研究区长6油组为中等偏强非均质性 甘谷驿油田储层非均质性特征null层间非均质特征 长6油层隔层分布统计表分亚组统计分析，长61亚组非均质性相对较强，长62、长63次之。可见，随着三角洲前缘砂体的不断进积，储层非均质性逐渐变强，其与沉积演化相一致。 分砂岩组统计分析，长61下、长62下砂层组非均质性较强，长63上、长63中非均质性较弱，从下至上，砂岩组非均质性变强。 分小层统计分析,长61中1、长61中2、长61下1、长61下2、长62下1、长62下2等小层非均质性较强，其它小层非均质性中等至偏弱 但实际上影响油田注水开发的非均质性因素不仅是孔隙系统的渗透率非均质性，而微裂缝对实际渗流非均质性起重要作用，因此，从动态角度讲，长6储层非均质性较严重。 长6油组各亚组、各砂岩组及各小层之间均有较稳定的隔层分布，特别是亚组及砂岩组之间 榆林气田储层非均质性分析榆林气田储层非均质性分析平面非均质性---砂体的连通性平面非均质性---砂体的连通性平面非均质性---砂体的几何形体及各项连续性平面非均质性---砂体的几何形体及各项连续性层内非均质性----波夹层的类型层内非均质性----波夹层的类型层间非均质性评价结果层间非均质性评价结果层内非均质性评价结果---薄夹层频率、密度层内非均质性评价结果---薄夹层频率、密度层间非均质性-----构造裂缝的产状层间非均质性-----构造裂缝的产状层间非均质性-----分层系数、砂岩密度层间非均质性-----分层系数、砂岩密度层间（内）非均质性-----各砂层间的非均质程度层间（内）非均质性-----各砂层间的非均质程度尕斯库勒油田N21油藏南区块储层非均质性分析尕斯库勒油田N21油藏南区块储层非均质性分析层内非均质性---隔层的类型、频率、密度层内非均质性---隔层的类型、频率、密度层内非均质性---层内渗透率的非均质程度， 层间非均质性---各砂层间的非均质程度层内非均质性---层内渗透率的非均质程度， 层间非均质性---各砂层间的非均质程度平面非均质性---砂体的各向连续性， 砂体的连通性平面非均质性---砂体的各向连续性， 砂体的连通性平面非均质性---砂岩体渗透率、孔隙度在平面上的非均质性（砂体总体上的非均质性）平面非均质性---砂岩体渗透率、孔隙度在平面上的非均质性（砂体总体上的非均质性）塔巴庙下石盒子组盒2盒3段致密砂岩储层非均质性分析塔巴庙下石盒子组盒2盒3段致密砂岩储层非均质性分析层间非均质性-砂岩密度层间非均质性-砂岩密度平面非均质性-砂连通性（连通程度）平面非均质性-砂连通性（连通程度）层间非均质性-层间隔层（隔层的厚度及其在平面的变化）层间非均质性-层间隔层（隔层的厚度及其在平面的变化）层间非均质性-各砂层间的非均质程度（渗透率变异系数、级差、突进系数）层间非均质性-各砂层间的非均质程度（渗透率变异系数、级差、突进系数）