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[摘 要]本文根据研究区测井资料，借助数理统计方法，引用渗透率综合系数对目的层非均质性进行了定量—半定量研究，认为北三西东南块二类油层单砂层垂向上渗透率变化以正韵律为主，局部发育其它模式，夹层较为发育，其中SⅢ8单元夹层最多、水淹程度高、渗透率综合系数最大，层内非均质性最严重，其次是SⅢ10、SⅡ10+11a、SⅢ2、SⅢ1、SⅡ15+16a等；层间非均质性表现为SⅢ组油层非均质性明显高于SⅡ组油层，在SⅢ7和8间出现跃变，非均质性最强，其它单元呈现一定的连续性变化特征，非均质性相对要弱；平面上各沉积单元微相钻遇率差异较大，砂体连通关系复杂，整体表现为极强的非均质性。通过对非均质性的综合评价，为区块开发调整提供了指导依据。
[关键词]非均质性 韵律 夹层 隔层 综合系数
中图分类号：O343.7 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）48-0046-02
1、地质概况
北三西东南块二类油层位于萨北纯油区西部，北面以北3-360排为界，南面以北2-332排为界，各排以E58号井为起点，E78号井为终点。含油面积4.59km2，地质储量584×104t，孔隙体积1110×104m3。采用125×125m五点法面积井网，共布油水井290口，平均射开砂岩厚度16.3m，有效厚度10.8m，有效渗透率409×10-3μm2，于2009年11月投产，目前处于空白水驱阶段，截止到2010年9月，累积产油11.04×104t，综合含水95.93%。
含油地层为下白垩纪嫩江组萨尔图油层的萨Ⅱ10+11到萨Ⅲ10共18个沉积单元，属于河流三角洲沉积。
2、储层非均质评价
储层非均质性是指储层的基本性质在三维空间分布上的不均一性，它是储层形成过程中受沉积、成岩和构造作用的影响，在空间分布和内部属性上的不均匀变化而形成。本文重点是在宏观上从层内、层间和平面等三方面描述储层的非均质性，为开发调整提供指导依据。
2.1 层内非均质评价
层内非均质性是指在单砂层内部，垂向上控制和影响储层内流动和分布的地质因素综合作用的非均质，直接关系到单砂层内垂向注入液波及体积。
2.1.1单砂层的韵律特征
渗透率在三维空间上分布的韵律性有简单正韵律、复杂正韵律、均质韵律、反韵律和复合韵律等。
研究区韵律特征明显，油水井厚层都以正韵律为主，多韵律主要发育两段韵律，且以两段正韵律居多。采出井发育韵律层349个，砂岩和有效厚度分别占全区的58.5%和70.8%，注入井发育韵律层336个，砂岩和有效厚度分别占全区的62.1%和70.2%，其中65口井75个层段发育极好，平均砂岩厚度6.4m，有效厚度5.2m，渗透率607×10-3μm2，高水淹厚度比例高达63.11%，对于这样的厚层可结合层段连通性、压力情况作为调剖优选层段。
从各单元厚层发育上看，SⅡ组厚层发育较为分散，萨Ⅲ组厚层集中发育在几个沉积单元上，仅萨Ⅲ8单元发育厚层109个，占区块厚层总数的15.9%，平均砂岩厚度4.7m，有效厚度3.6m，渗透率478×10-3μm2，高水淹比例为58.7%，中水淹比例为31.3%，层内非均质性最强。
由于渗透率在空间上分布差异性，层内水淹差异性很大，不同单元内部分级水淹比例不同（图2），萨Ⅱ组油层水淹程度明显高于萨Ⅲ组油层。从韵律上看，小层内纵向上波及厚度及注水开发效果不是很理想，但同时也给三次采油留下了更大的潜力。
2.1.2层内夹层发育特征
夹层是伴随着水体摆动和河道迁移而形成的相对非渗透层，对油水能起到屏蔽的作用，影响油水运动规律、厚油层井间压力分布。
按界面位置一般分四类：Ⅰ类夹层即通常所定义的隔层；Ⅱ类夹层指层内有效段间的钙质或物性夹层，厚度一般≥0.4m；Ⅲ类夹层指有效厚度内部的物性夹层，厚度一般≤0.4m；Ⅳ类夹层是两期叠加形成的渗透率分级界面，无厚度。
区块目的层发育层内夹层2259个，夹层累积厚度564.2m，占射开砂岩厚度的12%，平均单井夹层厚度1.95m，频数0.48个/m。SⅡ组油层夹层频数较为接近（图3），SⅢ组油层夹层频数差距较大，其中仅SⅢ8单元发育夹层232个，占层内夹层总数的12.7%，层内非均质性最强。
2.1.3层内渗透率非均质性评价
引用综合系数（ZK=VK·SK·NK）作为判断储层非均质性的指标定量的描述北三西东南块二类油层储层内部的非均质性。
从对层内渗透率综合系数的统计（图4）得知，SⅡ组油层由于发育较好，不同粒度砂砾都有沉积，渗透率综合系数较大，非均质性较强；SⅢ油层组中SⅢ8单元非均质性最强，除SⅢ1-2、SⅢ8和SⅢ10外，层内非均质性较弱。
综上所述，不论从韵律、水淹、夹层还是渗透率综合系数排序结论来看，SⅢ8单元表现出最强的非均质性，其次是SⅢ10、SⅡ10+11a、SⅢ2、SⅢ1等。
2.2 层间非均质评价
层间非均质性是指砂体间在隔层展布、渗透率分布梯度等的差异性，主要受沉积相带展布规律控制，是对一套含油层系的总体研究。
2.2.1纵向上各沉积单元发育差异
从目的油层发育（图5）上看，层间非均质性较强，萨Ⅲ组油层发育明显差于萨Ⅱ组油层，其中萨Ⅲ8-10发育厚度相对最大，渗透率差异小，萨Ⅲ1-7厚度普遍较薄且渗透率呈现跳跃性变化。
此外油藏横纵剖面图上都可以反映出层间非均质性较强，东西向分支水流能量不同，井深无规律变化且幅度较小，南北向除个别井点微幅构造影响井深异常外，油层深度存在一定梯度，井深逐渐变浅，在一定程度上也加剧了层间矛盾，因此在开发调整过程中注采井所处构造位置也是我们要权衡的一个因素。
2.2.3油层组间隔层展布特征
隔层即砂岩段之间的钙质或泥质夹层，厚度一般较大。全区各单元间隔层发育差异较大，平均单井隔层累积厚度26.1m，除各a、b单元层间隔层厚度较小外各单元间隔层厚度的变化趋势基本与旋回次序保持一致。
从隔层厚度展布图（图6）可以看出，萨Ⅱ与萨Ⅲ油层组间隔层厚度最大，延展性最好。砂岩组间除了萨Ⅱ10-12～萨Ⅱ13-16间，隔层厚度1.0m以上钻遇率都在70%以上。结合层内及层间非均质性的统计结论认为：可以把萨Ⅱ10+11-萨Ⅲ10组合成萨Ⅱ10-16、萨Ⅲ1-7和萨Ⅲ8-10三段，利用其间较稳定的隔层条件，实施规模分注。
3、结论
1、层内非均质极强，层段以正韵律特征为主，韵律段占全区有效厚度的70.5%；夹层厚度比例达到12%；SⅢ8层内非均质性最强；剩余油富集在强非均质带内；
2、层间非均质性较强，砂岩组除了萨Ⅱ10-12～萨Ⅱ13-16间外，厚度大于1.0m的隔层钻遇率均在70%以上，适宜将油层分为萨Ⅱ10-16、萨Ⅲ1-7和萨Ⅲ8-10三段，实施规模分注；
3、平面连通关系复杂，各沉积单元间微相钻遇率差异较大，河道窄、废弃河道发育、表外和尖灭区钻遇率超过50%；各类砂体一类连通率不到35%，平面连通性极差；
4、渗透率综合系数克服了单个非均质参数指标确定权重的主观因素，能定量地描述储层的非均质性，可以作为今后我们分层选井的一项依据参数。
参考文献
[1] 单敬福.大庆油田葡萄花油层组储层非均质性[J].地质调查与研究，2006.
[关键词]非均质性 韵律 夹层 隔层 综合系数
中图分类号：O343.7 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）48-0046-02
1、地质概况
北三西东南块二类油层位于萨北纯油区西部，北面以北3-360排为界，南面以北2-332排为界，各排以E58号井为起点，E78号井为终点。含油面积4.59km2，地质储量584×104t，孔隙体积1110×104m3。采用125×125m五点法面积井网，共布油水井290口，平均射开砂岩厚度16.3m，有效厚度10.8m，有效渗透率409×10-3μm2，于2009年11月投产，目前处于空白水驱阶段，截止到2010年9月，累积产油11.04×104t，综合含水95.93%。
含油地层为下白垩纪嫩江组萨尔图油层的萨Ⅱ10+11到萨Ⅲ10共18个沉积单元，属于河流三角洲沉积。
2、储层非均质评价
储层非均质性是指储层的基本性质在三维空间分布上的不均一性，它是储层形成过程中受沉积、成岩和构造作用的影响，在空间分布和内部属性上的不均匀变化而形成。本文重点是在宏观上从层内、层间和平面等三方面描述储层的非均质性，为开发调整提供指导依据。
2.1 层内非均质评价
层内非均质性是指在单砂层内部，垂向上控制和影响储层内流动和分布的地质因素综合作用的非均质，直接关系到单砂层内垂向注入液波及体积。
2.1.1单砂层的韵律特征
渗透率在三维空间上分布的韵律性有简单正韵律、复杂正韵律、均质韵律、反韵律和复合韵律等。
研究区韵律特征明显，油水井厚层都以正韵律为主，多韵律主要发育两段韵律，且以两段正韵律居多。采出井发育韵律层349个，砂岩和有效厚度分别占全区的58.5%和70.8%，注入井发育韵律层336个，砂岩和有效厚度分别占全区的62.1%和70.2%，其中65口井75个层段发育极好，平均砂岩厚度6.4m，有效厚度5.2m，渗透率607×10-3μm2，高水淹厚度比例高达63.11%，对于这样的厚层可结合层段连通性、压力情况作为调剖优选层段。
从各单元厚层发育上看，SⅡ组厚层发育较为分散，萨Ⅲ组厚层集中发育在几个沉积单元上，仅萨Ⅲ8单元发育厚层109个，占区块厚层总数的15.9%，平均砂岩厚度4.7m，有效厚度3.6m，渗透率478×10-3μm2，高水淹比例为58.7%，中水淹比例为31.3%，层内非均质性最强。
由于渗透率在空间上分布差异性，层内水淹差异性很大，不同单元内部分级水淹比例不同（图2），萨Ⅱ组油层水淹程度明显高于萨Ⅲ组油层。从韵律上看，小层内纵向上波及厚度及注水开发效果不是很理想，但同时也给三次采油留下了更大的潜力。
2.1.2层内夹层发育特征
夹层是伴随着水体摆动和河道迁移而形成的相对非渗透层，对油水能起到屏蔽的作用，影响油水运动规律、厚油层井间压力分布。
按界面位置一般分四类：Ⅰ类夹层即通常所定义的隔层；Ⅱ类夹层指层内有效段间的钙质或物性夹层，厚度一般≥0.4m；Ⅲ类夹层指有效厚度内部的物性夹层，厚度一般≤0.4m；Ⅳ类夹层是两期叠加形成的渗透率分级界面，无厚度。
区块目的层发育层内夹层2259个，夹层累积厚度564.2m，占射开砂岩厚度的12%，平均单井夹层厚度1.95m，频数0.48个/m。SⅡ组油层夹层频数较为接近（图3），SⅢ组油层夹层频数差距较大，其中仅SⅢ8单元发育夹层232个，占层内夹层总数的12.7%，层内非均质性最强。
2.1.3层内渗透率非均质性评价
引用综合系数（ZK=VK·SK·NK）作为判断储层非均质性的指标定量的描述北三西东南块二类油层储层内部的非均质性。
从对层内渗透率综合系数的统计（图4）得知，SⅡ组油层由于发育较好，不同粒度砂砾都有沉积，渗透率综合系数较大，非均质性较强；SⅢ油层组中SⅢ8单元非均质性最强，除SⅢ1-2、SⅢ8和SⅢ10外，层内非均质性较弱。
综上所述，不论从韵律、水淹、夹层还是渗透率综合系数排序结论来看，SⅢ8单元表现出最强的非均质性，其次是SⅢ10、SⅡ10+11a、SⅢ2、SⅢ1等。
2.2 层间非均质评价
层间非均质性是指砂体间在隔层展布、渗透率分布梯度等的差异性，主要受沉积相带展布规律控制，是对一套含油层系的总体研究。
2.2.1纵向上各沉积单元发育差异
从目的油层发育（图5）上看，层间非均质性较强，萨Ⅲ组油层发育明显差于萨Ⅱ组油层，其中萨Ⅲ8-10发育厚度相对最大，渗透率差异小，萨Ⅲ1-7厚度普遍较薄且渗透率呈现跳跃性变化。
此外油藏横纵剖面图上都可以反映出层间非均质性较强，东西向分支水流能量不同，井深无规律变化且幅度较小，南北向除个别井点微幅构造影响井深异常外，油层深度存在一定梯度，井深逐渐变浅，在一定程度上也加剧了层间矛盾，因此在开发调整过程中注采井所处构造位置也是我们要权衡的一个因素。
2.2.3油层组间隔层展布特征
隔层即砂岩段之间的钙质或泥质夹层，厚度一般较大。全区各单元间隔层发育差异较大，平均单井隔层累积厚度26.1m，除各a、b单元层间隔层厚度较小外各单元间隔层厚度的变化趋势基本与旋回次序保持一致。
从隔层厚度展布图（图6）可以看出，萨Ⅱ与萨Ⅲ油层组间隔层厚度最大，延展性最好。砂岩组间除了萨Ⅱ10-12～萨Ⅱ13-16间，隔层厚度1.0m以上钻遇率都在70%以上。结合层内及层间非均质性的统计结论认为：可以把萨Ⅱ10+11-萨Ⅲ10组合成萨Ⅱ10-16、萨Ⅲ1-7和萨Ⅲ8-10三段，利用其间较稳定的隔层条件，实施规模分注。
3、结论
1、层内非均质极强，层段以正韵律特征为主，韵律段占全区有效厚度的70.5%；夹层厚度比例达到12%；SⅢ8层内非均质性最强；剩余油富集在强非均质带内；
2、层间非均质性较强，砂岩组除了萨Ⅱ10-12～萨Ⅱ13-16间外，厚度大于1.0m的隔层钻遇率均在70%以上，适宜将油层分为萨Ⅱ10-16、萨Ⅲ1-7和萨Ⅲ8-10三段，实施规模分注；
3、平面连通关系复杂，各沉积单元间微相钻遇率差异较大，河道窄、废弃河道发育、表外和尖灭区钻遇率超过50%；各类砂体一类连通率不到35%，平面连通性极差；
4、渗透率综合系数克服了单个非均质参数指标确定权重的主观因素，能定量地描述储层的非均质性，可以作为今后我们分层选井的一项依据参数。
参考文献
[1] 单敬福.大庆油田葡萄花油层组储层非均质性[J].地质调查与研究，2006.