储层渗流空间主要分析方法有哪些

Ⅰ 煤储层的研究方法及实验技术

煤储层研究方法和实验技术的不断改进是煤储层研究取得重要进展的标志之一。在煤的孔裂隙系统和渗透性的表征研究中，传统的研究方法主要有露头、煤壁的野外观察法（王生维等，2005），煤岩显微裂隙观察法（姚艳斌等，2006a），压汞毛管压力法（姚艳斌等，2006b），氮气或二氧化碳吸附法和扫描电镜分析法（SEM）等；其他新型研究方法有，透射电镜分析法（Lee et al.，2006），小角度中子散射法（SANS）（Radlinski et al.，2004）和小角度X射线散射法（SAXS）（Diszko et al.，2000）等。

近年来，大量的非常规技术，特别是无损检测手段开始应用于煤储层的表征，其中包括医学中应用较广的核磁共振（NMR）技术和CT扫描技术，以及近来在常规低渗油气储层中取得重要应用进展的恒速压汞分析技术、X射线衍射（XRD）技术等。Karacan等（2001）采用X射线CT扫描（X-CT）方法研究了煤层气在煤的微观结构中的吸附和传输特征。Pitman等（2003）和Soto-Acosta等（2008）通过对煤中矿物的碳、氧同位素的X射线衍射（XRD）研究，分别分析了美国黑勇士盆地和印第安那宾夕法尼亚煤中割理发育及其成因特征。Mazumder等（2006）应用X射线计算机层析技术分析了割理和节理的发育特征。Karl-Heinze等（2008）首次采用CT扫描成像分析技术研究了煤中割理的发育特征，结果证明这种方法与实际割理的发育方位和密度具有高度一致性。国内的研究者，胡志明等（2006）和杨正明等（2006）首次将低场核磁共振技术和恒速压汞技术应用于低渗透率油田储层的研究，证明这种方法在研究煤的孔隙结构和吼道分布上具有较大优势。辽宁工程技术大学唐巨鹏等（2005）采用核磁成像（MRI）技术研究了煤层气解吸渗流特性，得出了新的煤层气解吸特性、渗流特性与有效应力间关系的实验结论。迄今为止，国内外还没有或少有应用核磁共振（NMR）技术和CT扫描技术来定量分析煤储层孔裂隙系统和渗透率等的相关报道。

另外，随着多学科交叉研究的发展，测井和地震等常规油气的方法逐渐应用于煤层气领域。如胡朝元等（2005）通过波阻抗、纵横波速和振幅、反射强度、瞬时相位等地震参数与煤储层物性关系理论的推导，建立了采用地震响应来预测煤储层裂隙发育程度的数学模型。杜翔（2007）提出了根据测井原理，利用煤层气测井参数来评价煤层气储层特征的方法。该方法为测井技术应用于分析煤储层的深度、厚度、煤质、含气量、渗透率、岩石力学性质、储层温度等研究提供了初步的研究思路。

总的来看，关于煤储层的研究方法与实验分析技术的研究已成为目前煤储层研究领域最活跃、进展最快的研究分支之一。然而，将低场核磁共振技术、恒速压汞技术和CT成像技术等用于煤储层的研究，在国内外还未见报道，因此进一步确定这些研究手段在煤储层研究中的具体应用将是今后的趋势。同时，地震和测井等手段有望进一步推动煤储层研究领域的发展。本书第4章和第5章内容将对低场核磁共振技术（low-field NMR）、恒速压汞技术和微焦点X射线断层扫描（μ-CT）技术在储层研究中的新应用进行重点阐述。

Ⅱ 储层评价常规分析项目

储层评价的常规分析项目包括薄片鉴定，孔、渗、饱测定，粒度分析和重矿分析等。它们是储层评价中必不可少的基本测试项目。相对应的石油天然气行业标准为:SY/T5913—2004“岩石制片方法”、SY/T5368—2000“岩石薄片鉴定”、SY/T5336—2000“岩心常规分析方法”、SY/T5434—1999“砂岩粒度分析方法”，以及SY/T6336—1997“沉积岩重矿物分离与鉴定方法”。

72.9.1.1 薄片鉴定

方法提要

试样经切片、胶固，和粗、细、精磨平面以后，粘在载物片上，然后再进行粗、细、精磨片。盖好盖片，置于岩石偏光显微镜下，观察鉴定，进行分类和命名。

仪器和设备

切片机、自动磨片机、磨片机、抛光机。

偏光显微镜:配备机械台、主数器、照相系统。

电炉、低温(45～100℃)电烘箱、热水器。

Ф25mm聚乙烯模具。

试剂和材料

黏合剂“501”、不发光的“502”、固体冷杉胶、环氧树脂。

染色剂茜素红、铁氰化钾、氢氟酸、亚硝酸钴钠，氯化钡、玫棕酸钾盐。

岩石薄片制片

每块试样至少切取25mm×25mm×5mm或Ф25mm×5mm的岩样两块，一块磨制薄片，另一块做手工标本。岩屑试样必须选取3个以上岩样。将需要胶固的岩样用电炉在温度50～60℃加热，除掉轻质油及水分。将胶固好的岩样在磨片机上用100号碳化硅金刚砂与水混合粗磨，然后进行第二次胶固。第二次固前的岩样，放在磨片机上用W28号碳化硅金刚砂与水混合细磨，磨至平面光滑。然后将细磨好平面的岩样用W7号白色刚玉金刚砂与水混合在玻璃板上精磨，磨至平面光亮为止。将固体冷杉胶涂在载物片的中尖部位和岩样平面上，使岩样与载物片胶合。将粘好在载物片上的岩样，在磨片机或调好厚度的自动磨片机上粗磨，至厚度为0.28～0.40mm，岩片不脱胶，将粗磨好的岩片，在磨片机上磨至0.12～0.18mm，岩片保持完整。将细磨好的岩片，在玻璃板上用W20号白色刚玉金刚砂与水混合精磨，至0.04～0.05mm。偏光显微镜下，石英干涉色为一级黄色，无掉砂现象。然后用W7号白色刚玉金刚砂与水混合在玻璃板上磨至0.03mm。偏光显微镜下，石英干涉色为一级灰白色。如为碳酸盐岩，则磨至0.04mm，偏光显微镜下，结构清晰，干涉色为高级白。

镜下观察和鉴定内容

在手标本肉眼观察鉴定的基础上，制好的岩薄片都要置于偏光显微镜下观察，系统描述鉴定岩石薄片鉴定内容，视不同岩性而有差异。

1)砂岩。

a.矿物成分及含量。碎屑颗粒，杂质和胶结物的成分及含量。

b.结构。是指各组分的形态特征，包括碎屑颗粒本身的特点、胶结物的特点，以及碎屑与胶结物之间的关系。

c.显微构造。描述镜下可见的构造，如颗粒排列方式、结核构造、显微粒序层理、微细纹理、微冲刷面、同生变形及生物扰动构造等。

d.储集空间类型。按大小形态分为孔、洞、缝3大类，并按成因分类13个亚类，见表72.23。

表72.23 孔隙类型表

e.岩石定名。采用颜色+构造+粒度+成分方式进行岩石定名，如灰白色块状中粒石英砂岩。一般砂岩类型可分为纯石英砂岩、石英砂岩、次岩屑长石砂岩或次长石岩屑砂岩、长石岩屑砂岩或岩屑长石砂岩、长石砂岩、岩屑砂岩等，见表72.24。

表72.24 砂岩分类表(SY/T5368—2000)

2)碳酸盐岩。

a.矿物成分及含量。

碳酸盐矿物主要是方解石、白云石，其次是铁白云石、铁方解石、菱铁矿和菱镁矿等。还有自生的非碳酸盐矿物，如石膏; 以及陆源碎屑混合物，如黏土矿物等。

矿物含量镜下面积百分比统计。凡属交代矿物，都应计入矿物百分比中，但裂缝或空洞内的任何填充物，均不计入。

b.结构组分和结构类型。

碳酸盐岩的结构在一定程度上反映了岩石的成因，它是岩石的重要鉴定标志，也是岩石分类命名的依据。

① 具颗粒结构的碳酸盐岩。颗粒类型包括内碎屑、鲕粒、生物颗粒、球粒、藻粒等;填隙物由化学沉淀物 (亮晶胶结物) 、泥晶基质及少量陆原杂基及渗流粉砂组成; 注意它们的胶结类型。② 具晶粒结构的碳酸盐岩。注意晶粒的大小，自形程度。③ 具生物格架的碳酸盐岩。描述造礁生物种类、骨架的显微结构、矿物成分，大小分布等特点。

c.沉积构造。包括显微层理、微型冲刷、充填构造、结核构造、缝合线及成岩收缩缝等，乌眼及示底构造、生物钻孔、潜穴生物扰动等。

d.成岩作用。主要有溶解作用、矿物的转化作用和重结晶作用、胶结作用、交代作用、压实作用和压溶作用。注意观察这些成岩阶段 (同生期、早成岩期、晚成岩期、表生期) 、不同成岩环境 (海底成岩环境和大气淡水成岩环境，浅—中埋藏成岩环境、深埋藏成岩环境、表生成岩环境) 中的特点和识别标志。

e.孔隙和裂缝。用铸体薄片观察原生及次生孔隙，以次生孔隙发育为特征的储层还包括构造裂缝描述与观察。从孔隙结构类型来讲，主要有粒内、粒间、晶间、生物格架、遮蔽、鸟眼、铸模等孔隙，还有溶孔、溶缝、溶沟、溶洞等。

f.岩石综合定名 (表72.25) 。附加岩石名称 (颜色 + 成岩作用类型 + 特殊矿物 + 特殊结构) + 岩石基本名称 (结构命名 + 矿物成分) 命名，主要岩石类型有: 泥晶灰岩或白云岩、粒屑泥晶灰岩或白云岩、泥晶粒屑灰岩或白云岩、亮晶粒屑灰岩或白云岩。表72.25 碳酸盐岩组构分类命名

岩石矿物分析第四分册资源与环境调查分析技术

3) 岩浆岩。

a.结构。① 岩浆岩结构按晶粒大小可分粗粒大于 5mm、中粒 1～ 5mm、细粒 0.1～1mm。② 按结晶程度可分全晶质、隐晶质。③ 按矿物关系可分花岗结构、交织结构、辉绿结构等。

b.构造。有流纹构造、气孔构造、杏仁构造及珍珠构造等。

c.岩浆岩岩石类型。见表72.26。

表72.26 岩浆岩岩石类型及特征

d.命名原则。岩浆岩的名称包括基本名和附加名称两部分，基本名称在后，附加名称在前。基本名称根据主要造岩矿物确定，附加名称要反映岩石的特殊性，可以是次生变化、结构或构造等。

4) 变质岩。

a.矿物成分。

主要矿物，石英、方解石、钾长石、角闪石、辉石、磷灰石等。次要矿物，绿泥石、白云母、钠长石、刚玉等。特征矿物，红柱石、矽线石、董青石、蓝晶石、符山石等。

b.岩石类型。变质岩所分类型见表72.27。

表72.27 变质岩岩石类型及特征

① 区域变质岩，板岩、千枚岩、片岩、片麻岩、长英质粒岩类、角闪质岩类、麻粒岩类、榴辉岩类和大理岩类。② 混合岩类，注入混合岩、混合片麻岩、混合花岗岩。③ 接触变质岩。④ 动力变质岩，包括构造角砾岩、压碎岩、糜棱岩、构造片状岩类等。

c.命名原则。特征矿物加主要的片状或柱状矿物 (长石种类) 加片麻岩。

5) 火山碎屑岩。火山碎屑岩是火山作用产生的各种碎屑物，沉积后，经熔结、压结、水化学胶结等作用形成的岩石。

成分、主要类型特征。火山碎屑岩主要由火山碎屑物和火山填隙物两部分物质组成。根据成因、组分含量、成岩方式及碎屑粒度可将火山碎屑岩分为 3 大类 5 个亚类，见表72.28。

表72.28 火山碎屑岩分类

72.9.1.2 流体饱和度、孔隙率和渗透率测定

流体饱和度、孔隙率和渗透率是储层孔隙特征的 3 个最基本的参数，它对储层的认识与评价、油气层产能的预测、油水在油层中的运动、水驱油效率以及提高采收率均具有实际意义。我国目前采用的测定方法是 SY/T 5336—2000 “常规岩心分析方法”。

(1) 常规岩心分析试样的取样与保存

选择时，要根据储层岩性变化、非均质特性及其代表的深度，选取有代表性的岩样，并及时快速包装，使岩样中的流体尽可能保持原状。

井场取样与保存

井场取样主要是取分析油水饱和度的岩样或有特殊性要求的岩样。凡为其他分析项目所用的岩样，可在岩心送到实验室后再取。

进场取样顺序是: 岩心出筒，清除岩心表面钻井液，立即按顺序排列好，进行岩心描述，标明井号、深度、筒次和块号。

井场取样每米最少应取 3 块样，取样长度 10cm 左右。井场取得的试样，根据测试项目要求，储存时间长短及岩性的不同，选用不同包装和保存方式。分析油水饱和度的岩样，采用避免液体蒸发及防止流体在岩样内移动的保存方式，常用容器密封法; 对于疏松或胶结差的岩样，采用内径与岩样外径相近的容器或铝箔加适当支撑措施的保存方法。

实验室取样

将从岩心中心部位取来的岩样分作 2 份，一份供取孔隙率、渗透率试样; 另一份取40 左右，打成碎块，放入已称重的烧杯中，再将烧杯及岩样一起称重，供测定岩样中水量样。作渗透率测定的试样，是用金刚石取心钻头及锯片把岩心钻切成圆柱形。对疏松岩心，冷冻的可用钻床取样，未冷冻的则用手工或专用工具取样。小圆柱岩样的外径为1.9～ 3.8cm，最小长度与直径比为 1。作孔隙度测定试样的取样方式与作渗透率试样的取样方式相同，也可与测渗透率试样共用 1 块岩样。

(2) 常规岩心流体饱和度测定

方法提要

将称重的岩样放油水饱和度测定仪的岩心室中。利用沸点高于水的溶剂蒸馏出岩样中的水分，并将岩样清洗干净，供干瓶称重。用抽提前后岩样的质量差减去水量，即得到含油量。

仪器设备

油水饱和度测定仪见图72.16。

测定步骤

在抽提岩样前，先将所用溶剂预蒸一遍，至少连续蒸 8h，保证其中无水分。把称量后的岩样放入抽提器的岩心杯中，加热抽提到水量不再增加为止。规定每小时读取 1 次水量，连续3 次，读数变化不超过 0.1mL 即可。疏松砂岩需抽提 2～3h; 胶结好的需6～8h; 致密而又含高黏度原油的岩样，需更长时间。抽提及烘样完毕后称量岩样。用岩样抽提前后的质量之差减去水量 (设水的密度为1g/cm³) ，可得到油的质量，再除以油密度，得到油体积。

计算公式

岩石矿物分析第四分册资源与环境调查分析技术

式中:S_o为油饱和度，%;S_w为水饱和度，%;V_o为油体积，cm³;V_w为水体积，蒸出水量的读数，mL;m₁为岩心杯重+岩样重，g;m₂为岩心杯重+干岩样重，g;m₃为岩心杯重，g;ρ_o为油密度，g/cm³;ρ_w为水密度，g/cm³;ρ_a为岩样视密度，g/cm³;!_o为岩样的有效孔隙度。

(3)常规岩心孔隙度测定(液体饱和法)

方法提要

将用液体(已知密度)饱和了的岩样，悬挂于饱和用的液体中称量。再将岩样表面上的液体擦掉，在空气中称量。岩样在空气中与液体中两次称量之差，除以液体的密度就得到岩样的总体积。孔隙体积与总体积之比即为岩样的孔隙度。

仪器设备

液体饱和仪装置。

图72.16 油水饱和度测定仪

测定步骤

将抽提烘干的已知质量的岩样放入真空干燥器中，抽空 2～8h，真空度低于 133.3Pa(1mmHg) 。对渗透率很低的岩样，抽真空时间需要 18～ 24h。将事先经过滤和抽空处理饱和用的液体引入真空干燥器中，继续抽空 1h。随后在常压下浸泡 4h 以上。岩样饱和后，将岩样悬挂在盛有饱和液体的烧杯中，使岩样全部浸入液体中称量。迅速擦去岩样表面的液体并称量。岩样在空气中与液体中两次称量之差，除以液体的密度就得到岩样的总体积。岩样中油、气、水体积可由流体饱和度测定法测得。岩样中油、气、水体积之和即为孔隙体积。由此可计算得到岩样的孔隙度。计算中的颗粒体积可用氦孔隙计法测得。

孔隙度计算公式:

岩石矿物分析第四分册资源与环境调查分析技术

式中:!为孔隙度;V_p为孔隙体积，cm³;V_G为颗粒体积，cm³;V_t为总体积，cm³。

(4)常规岩心气体渗透率测定

渗透率是衡量流体在压力差下通过多孔隙岩石能力的一种度量，单位常用10^-3μm²。

方法提要

待测试样用游标卡尺和其他方法相结合，测得其平均横截面积。将此干净岩样置于气体渗透率测定仪的岩心夹持器中。开通干燥气体使之通过岩样，测量气体的流速，通过调节气体的流速来调节岩样两端的压差，记录进出口压力及气体流速。根据气体一维稳定渗滤达西定律计算渗透率。

仪器设备

气体渗透率测定仪。

测定流程

测定流程有2个，分别如图72.17和图72.18所示。

图72.17 测定气体渗透率流程之一

图72.18 测定气体渗透率流程之二

测定步骤

对形状规则的岩样，可用游标卡尺测量其尺寸;如岩样需用其他材料包封的，则应在包封前测定岩样尺寸，包封后再次测量。对两端平行而形状不规则的岩样，用游标尺测其长度，用其他方法测其总体积，用总体积除以长度就可得到岩样的平均横截面积。将所测干净的岩样置于合适的岩心夹持器中，调整好气体渗透率测定仪。干燥气体通过岩样时，测量气体的流速，通过调节气体的流速来调节岩样两端的压差。记录进出口压力及气体流速。计算岩样的气体渗透率。

渗透率计算

气体在岩样中流动时，由气体一维稳定渗滤达西定律可得到下列计算渗透率的公式:

流程之一:

岩石矿物分析第四分册资源与环境调查分析技术

或流程之二:

岩石矿物分析第四分册资源与环境调查分析技术

式中:k为渗透率，10^-3μm²;Q₀为绝对大气压时气体流量，cm³/s;p_a为大气压力，MPa;μ为气体黏度，mPa·s;L为岩样长度，cm;A为岩样截面积，cm²;p₁为进口压力，MPa;p₂为出口压力，MPa;C为仪器上直读出的换算系数 ;Q为节流器的流量值，cm³/s;h_w为节流器水柱高度，mm。

72.9.1.3 砂岩粒度分析

测定碎屑沉积物中不同粗细颗粒含量的方法称粒度分析。粒度是碎屑沉积物的重要结构特征，是其分类命名(如砾、砂、粉砂、黏土等)的基础，是用来研究其储油性能的重要参数(如粒度中值、分选系数等)，有时也可用粒度资料作为地层对比的辅助手段。粒度分析更广泛地应用于沉积学的研究，近几年来已成为沉积环境研究的重要标志。

方法提要

粒度分析一般有3种分析方法，即筛析法、沉降法和薄片粒度分析法。

a.筛析法。有机械筛析及音波振动式全自动筛分粒度仪自动筛析，用1/3～1/4#间距的不同孔径的筛网将碎屑颗粒从粗至细逐级过筛分开，求得各粒级的质量分数(%)。

b.沉降法。利用颗粒在水中沉降速度来划分粒级。

c.薄片粒度分析。对于固结紧密，难于松散的砂岩或粉砂岩只能用薄片进行粒度分析。测得的是一定粒度的颗粒百分数，要把这数值换算成各粒级的质量分数，与其他方法所得数据一致，以便对比与绘图应用。目前已发展成图像法及颗粒计数法来取代人工薄片颗粒计数法。

本文仅涉及前两种方法，相对应的行业标准为SY/T5434/T1999“砂岩粒度分析方法”。

仪器和装置

电烘箱。

电动振筛机。

分析天平感量10mg。

分析天平感量0.1mg。

远红外干燥箱。

标准套筛。

湿筛0.053mm或0.034mm。

研钵或研磨机。

烧杯1000mL。

量筒1000mL。

蒸发皿50mL。

试剂

盐酸。

硝酸。

乙醇。

六偏磷酸钠。

分析步骤

1)岩样处理。将岩样粉碎或小于5mm的小块，用溶剂抽提法和热解法除去岩样中的原油。不同类岩样采取下列处理方法。

方解石胶结物，先将岩样放入容器中，注入!=10%～15%的HCl，搅拌，至反应完全，倒出残酸，用水反复冲洗至中性为止;在酸洗过程中，防止倒掉极细的颗粒，将酸洗后的岩样置于烘箱内烘干。

白云石胶结物，用!=10%～15%的热HCl溶解。

赤铁矿、褐铁矿胶结物，用(1+4)HCl煮沸。

黄铁矿胶结物，用!=50%～10%的HNO₃煮沸。

黏土矿物胶结物，用水浸泡，置于水浴锅稍加热。

膏盐胶结物，用水浸泡并加热，如为硬石膏胶结，可用盐酸加热处理。

2)盐酸加热处理。处理好的岩样用四分法或均分器取样。称取10～50g(精确至0.1g)试样，放入烧杯内，加适量清水，再加20mL0.0833mol/L六偏磷酸钠溶液，浸泡12h，使岩石颗粒全部分散开，不破坏颗粒大小及形状，然后用小于0.063nm的筛网，置于1000mL量筒上的漏斗中，用细而急的蒸馏水反复冲洗，至细颗粒全部冲入量筒内。此悬浮液留作沉降分析，用水量不能超过95mL，留在湿筛上的试样，用水冲洗到原先盛样的烧杯里，放入干燥箱内烘干，作筛析分析用。

3)筛析分析。粒径大于0.0625mm的试样作筛析分析。用分析天平称样，按!0.25组成的套筛，依序套好，振筛10min，将筛后的砂粒分别倒入器皿内，逐个称量，底盘中的砂粒倒入该样的悬浮液中，作沉降分析。

4)沉降分析。将盛有悬浮液的量筒，加1000mL水，根据当天的水温及采样深度，列出各颗粒级的采样时间表，用搅拌器在量筒内均匀搅拌1min(60次)。在某粒级的采样时间到达前30s，平稳地将吸液管放下至预定深度处，准时吸取25mL，放入已编号并称量的蒸发皿内，吸液时间控制在20s左右。在烘箱中烘干悬浮液，再移入干燥箱，在105℃下恒温2h，取出放入干燥器中，冷却后称量。

5)计算。筛析结果计算:

岩石矿物分析第四分册资源与环境调查分析技术

式中:k₁为校正系数;m₁为筛前砂粒总质量，g;m₂为筛后各粒级总质量，g;m₃为各粒级砂质量，g;m₄为校正后各粒级砂质量，g;x₁为各粒级含量，%;m₅为称取试样质量，g。

沉降分析结果计算:

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式中:m₆为某粒级干砂质量，g;m₇为器皿质量，g;m₈为分散剂溶质质量，g;m₉为器皿与分散剂溶质及干砂的总质量，g;V为量筒内悬浮液总体积，mL;V₁为吸液体积，mL;x₂为占试样含量，%;x₃为大于某粒级含量，%;x″₃、x'₃为大于某粗、细粒级含量，%;x₄为各粒级含量，%;∑x为累积含量，%。

72.9.1.4 重矿物分析

重矿物是指砂岩中密度大于2.86g/cm³的矿物。

方法提要

试样置于相对密度大于2.86的重液中。利用重液和矿物相对密度差，使矿物沉浮而分离，在偏光显微镜下进行各种重矿物的鉴定和颗粒统计。计算各种重矿物的含量。

仪器和装置

偏光显微镜。

双目实体显微镜。

阿贝折射仪。

投射照明仪灯12V，50W。

岩石破碎机。

电热干燥箱。

分析天平感量1mg和10mg。

标准分析筛孔径0.25mm、0.063mm。

量杯1000mL。

烧杯1000mL。

蒸发皿50mL。

分液漏斗1000mL。

瓷研钵。

密度瓶。

棕色磨口瓶2500mL。

试剂和材料

三溴甲烷(ρ2.86～2.89g/mL)。

无水乙醇。

液体石蜡。

Α-溴代萘。

盐酸。

二碘甲烷。

鉴定步骤

1)试样的分离。经过粗碎的试样，放入1000mL烧杯中，加入500mL(5+95)HCl浸泡。每隔1h搅拌1次。若碳酸盐胶结物多时，需要再加酸。试样一般用盐酸浸泡8h。浸泡后的试样，用瓷研磨锤将试样磨成单独颗粒，倒入1000mL量杯中，放水冲泥，大于0.01mm的颗粒不要被冲走，每隔30min搅拌1次，直至量杯内溶液全部透明为止。烘干试样，用孔径0.063mm和0.25mm的筛子过筛，取0.063～0.25mm的颗粒作重矿物分离。

用三溴甲烷配置密度2.86～2.89g/cm³的重液进行重矿物分离。称取5g干燥的试样，倒入装有重液的分液漏斗，每隔15min用玻璃棒搅拌一次，共4次。最后一次搅拌后静置30min。分出重矿物，用无水乙醇洗净，放入烘箱中在105℃恒温1h，取出，放在干燥器中30min后，用感量0.1mg的分析天平称量，待用。

2)镜下鉴定。置样片于显微镜下，观察一遍，大致了解重矿物种类和分布情况。然后从载玻片一端开始，按顺序向另一端移动，选取有代表性的视域进行各种重矿物鉴定和颗粒统计，分别填入原始记录表中。透明重矿物在透光下鉴定统计。不透明重矿物在反射光下鉴定统计。统计矿物时，要求陆源矿物总数在400颗以上，不足者，将矿物全部数完。自生矿物大于70%时，应数出全部陆源矿物，自生矿物含量可数出一个或部分视域按统计陆源矿物的视域数加倍即可。矿物统计完后，将片子全面检查一遍，补充遗漏矿物并记录。

3)含量统计。将各视域的相同矿物颗粒相加，得出各矿物累计颗粒数，将各陆源矿物累计颗粒数相加，得出陆源矿区颗粒总数，将各自生矿物累计颗粒数相加，得出自生矿物颗粒总数。将陆源矿物颗粒总数和自生矿物颗粒总数相加，得出矿物颗粒总数。

岩石矿物分析第四分册资源与环境调查分析技术

Ⅲ 储层综合评价的方法

用于储层综合评价的方法很多，随着计算机技术及边缘学科的发展，储层评价方法也日趋多学科和综合性，常用的评价方法有 “权重” 评价法、聚类分析法等方法。

1. 权重评价法

此方法带有专家估测的成分，是一种定量的评价方法。

（1） 优选参数

根据不同勘探开发阶段，优选参与评价的参数。

（2） 单项参数评价分数的计算

参数选定后，就要计算各单项参数的评价分数。可采用最大值标准化法，即以本项参数在评价单元中的最大值为1，使其他单元本项参数评价值在0～1之间。如有效厚度、钻遇率、渗透率、孔隙度等值愈大，反映储层性质愈好，直接除以本项参数的最大值，即：

油气田开发地质学

对于参数值愈小，反映储层性质愈好的参数，可用下式计算：

油气田开发地质学

式中：E_i——第i单元的本项参数的评价得分值；x_i——第i单元的本项参数的实际值；x_max——所有单元中本项参数的最大值。

（3） 各项参数 “权” 系数的确定

在计算各评价单元各项参数的评价得分值后，根据评价目的对各项参数给以不同的“权” 系数，体现各参数的重要程度。

在评价阶段，各油层组占有的储量丰度是评价储层的首要指标，这时可给以有效厚度为第一权重；在方案设计阶段，划分开发层系和对不同层系采用不同井网成为主要内容时，渗透率和其他影响储层渗流特征的参数可给以第一权重；当所需井网密度处于经济边际条件时，反映储层连续性的参数，就应加大 “权” 系数。

在注水开发的油田，这3项参数一般都是储层综合评价的重要指标。

（4） 综合得分分类

把各项参数的得分以给定的 “权” 系数权衡后即得综合评价得分，以一定的分值分类，即得最后综合评价分类。

在曙光油田开发准备时期进行综合分类评价时. 首先选择参与储层综合评价的参数（有效厚度、有效厚度钻遇率、渗透率、孔隙度、泥质含量、碳酸盐含量） 列出分区、分油层组的数据；然后按极大值标准化法，计算单项参数的评价分数；在确定各类参数的权系数的基础上，计算分区分油层组综合权衡评价分数；最后确定油层组的类别。

根据各油层组综合评价分数之间的差别情况，确定分类标准。如曙光油田杜家台油层划分为3类，综合评价分数为1～0.7者分为Ⅰ类；0.7～0.35者分为Ⅱ类；小于0.35者分为Ⅲ类。划分结果：

Ⅰ类油层组：二区杜Ⅰ组、二区杜D组；

Ⅱ类油层组：三区杜Ⅰ组、三区杜Ⅱ组、三区杜Ⅲ组、四区杜Ⅱ组、四区杜Ⅲ组；

Ⅲ类油层组：二区杜Ⅲ组、四区杜Ⅰ组。

2. 聚类分析

聚类分析主要解决储层的分类评价问题，是一种逐级归类的方法。当解决样品的分类问题时称为Q型聚类，当解决变量的分类问题时称为R型聚类。聚类分析的主要思想是根据一定的相似性指标，按照研究对象的相似程度合理地进行归并和分类。例如Q型聚类分析中，根据样品的许多观测指标，具体计算样品之间的相似程度，把相似的样品归为一类，把不相似的样品归为另一类，把关系密切的归到一个小分类单位，把关系不密切的归到一个大的分类单位。聚类分析的结果是形成一个由大到小的分类谱系图。聚类图不仅可以直观地表示研究对象之间的相似关系和分类情况，还可以定量地指示出相似程度，从而为地质解释提供良好的依据。聚类分析可以在分类情况未知的情况下使用，还有别于判别分析需要一定数量分类情况已知的样品。这个特点使聚类分析在某些分类问题中具有无法取代的应用价值。

进行定量分类，首先必须确定一些划分类型的定量指标，它们是一些能够反映样品（或变量） 相似 （或相关） 程度的度量。

（1） 距离系数

这是进行Q型聚类分析常用的分类统计量。如果把在m个变量上进行观测的N个样品看成m维空间的N个点，则任意两样品点x_j与x_k之间的相似程度可用m维空间两点间的距离来表示，距离系数定义为：

油气田开发地质学

除以m是为了得到一个与变量数无关的相对距离。

从上式可以看出，当各变量的单位和数量级不一样时，如果直接用原始数据计算，就会突出那些绝对值大的变量而压低绝对值小的变量的作用，因此在计算前要对原始数据作一些处理或变换。常用的变换有极差正规化：

油气田开发地质学

按距离系数定义对所有样品两两之间求距离系数可得到一对称方阵，即距离矩阵：

油气田开发地质学

该矩阵对角线上的元素为0，样品j与样品k越相似，d_jk越趋于0。

（2） 相似系数

相似系数是描述样品之间相似程度的度量。把每个样品看成m维空间的向量，两样品x_j与x_k的相似程度定义为两向量夹角的余弦：

油气田开发地质学

可类似于距离矩阵求得相似矩阵，该矩阵为对称阵，主对角线元素为1，样品j与样品k越相似，相似系数取值趋近于正，反之则趋近于零。

（3） 相关系数

相关系数主要用于R型聚类分析。任意两个变量x_i与变量x_j之间的相关系数为：

油气田开发地质学

根据m个变量两两之间的相关系数构成相关系数矩阵：

油气田开发地质学

R为对称方阵，主对角线上的元素为1，并且-1≤r_ij≤1。r_ij越接近于1，表明变量i与j正相关程度越高；越接近-1，负相关程度越高；rij越接近于0，变量i和j的相关程度越小。

为了对某地震旦系雾迷山组中的储集层进行分类评价优选了反映样品特征的5个变量，即孔喉半径均值、饱和度中值毛管压力、渗透率、孔隙度及分选系数，对46个样品进行Q型聚类分析，整个过程由计算机实现，得出了Q型聚类分析谱系图 （图3-73）。当取距离系数0.25为标准时，样品明显分为3类：

第一类包括了3，15，12等11个样品，属于溶蚀孔洞缝发育的好储层。

第二类包括了20，27，40等16个样品，属于以晶间隙为主的差储层。

第三类包括了5，25，33等17块样品，属于以基质微孔为主的非储层。

此外，1，14，8三个样品是属于特殊类型的储层，分析认为是由于储层的高度非均质性和取样不均衡造成相对独立的一类。

通过实例可看出：聚类分析克服了样品及参数繁多、参差不齐难于分类评价的困难. 因而具有更加科学化、定量化的优点。

图3-73 某地雾迷山组孔隙结构参数对储层分类谱系

Ⅳ 储层的孔隙结构

孔隙结构指的就是岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通关系^[1,102-110]。

储层的孔隙结构作为影响储层物性的一个重要参数，自20世纪40年代，国外就开始了油气层孔隙结构的研究。珀塞尔（Purcell）首先将压汞法引入石油地质研究中，他用此法测得毛细管压力曲线，建立于毛管束理论基础之上该方法获得了广大的应用。20世纪70年代以后，国外对孔隙结构研究在理论和方法上都获得了较大的发展，如摩根（Morgan）应用铸体薄片和压汞资料相结合研究不同孔隙结构与相对渗透率的关系。杜林（Dullien）利用压汞资料和岩石薄片资料建立了二元孔隙分布函数以及二维、三维孔隙结构数学模型等。从不同侧面，采用不同的方法对孔隙结构进行了定性与定量研究。

一般而言，研究孔隙结构的实验方法可归纳为两大类，一为间接测定法，即毛细管压力法，包括压汞法、半渗隔板法、离心机法和动力学法，目前常用的是压汞法；二为直接观测法，包括铸体薄片法、扫描电镜法和图像分析法。

（一）压汞法与孔隙结构参数的求取

压汞法又叫水银注入法，它是研究储层孔隙结构的经典方法。应用压汞法研究孔隙结构的基本原理是：

（1）对岩石而言，水银为非润湿相，要将水银注入岩石孔隙系统内，必须克服孔隙喉道所造成的毛细管阻力，当压入岩样内的水银体积与毛细管压力平衡时，便可得到毛细管力和岩样含汞饱和度之间的关系；

（2）由于毛细管压力P_c=2σcosθ/R，即P_c与孔喉半径R成反比，根据注入水银的毛细管压力就可以求出相应的与孔喉半径相关的参数。

利用压汞法可以获得与孔隙结构相关的如下参数：

1.排驱压力P_d和最大孔喉半径R_d

排驱压力表示水银开始进入岩石孔隙的启动压力，岩石的P_d越大，表明最大孔喉半径越小；反之，P_d越小，表明最大孔喉半径越大。

最大孔喉半径R_d：非润湿相（水银）驱替润湿相时所经过的最大喉道半径，很显然，最大孔喉半径R_d总是和排驱压力即启动压力对应的。

2.孔喉半径中值R₅₀和毛细管压力中值P₅₀

当进汞饱和度达到50%时，我们将此时对应的孔喉半径值和毛细管压力值称为孔喉半径中值R₅₀和毛细管压力中值P₅₀。R₅₀近似可以代表样品平均孔喉半径的大小，R₅₀越大，反映岩石的渗透性越好。

3.孔喉半径均值D_m分选系数S_p

孔喉半径均值是表示岩石全部孔隙平均孔喉大小的参数：

图6-9 强水洗岩样毛管压力曲线特征

Ⅳ 潜山型碳酸盐岩储集空间的描述方法

（一）储集性碳酸盐岩地质描述概论

储层描述的目的是搞清储集空间类型、结构、孔隙度、渗透率、含油饱和度及原油开采过程中的地下渗流特点，为提高油气采收率提供必要的地质参数。其中裂缝和溶洞是潜山型碳酸盐岩储层描述的核心内容，包括以下几个方面：

（1）对裂缝-溶洞系统的形成机理做出合理的解释，由此可以对裂缝-溶洞几何形态和分布进行可能的预测。

（2）确定基质和裂缝-溶洞系统的岩石物性参数，预测基质和裂缝-溶洞系统的空间分布或因环境参数（深度、孔隙压力的衰减、流动方向等）改变而引起的不同部位储集参数的变化。

（3）评价基质和裂缝-溶洞系统的相互关系，确定油气水渗流特征。

（4）在裂缝-溶洞系统研究的基础上，进行储层分类评价。

（二）潜山型碳酸盐岩储集空间一般地质研究方法

对潜山型碳酸盐岩储集空间的地球物理、试井等评价方法将作专门介绍，这里介绍野外、岩心、录井等裂缝-溶洞的识别和描述，并介绍它们的成因判别及其渗流特征等分析。

1.裂缝溶洞的识别和描述

碳酸盐岩裂缝-溶洞的识别和描述方法主要有：岩心观察、地质录井、实验测试、开发动态监测、野外地质调查等，需要综合各方面参数判断出裂缝-溶洞的发育特征。

（1）岩心观察：钻井取心是了解裂缝-溶洞特征的最直接方法。岩心描述内容：裂缝宽度、裂缝壁的结构、溶蚀程度、充填情况（充填物成分、结晶程度），需要统计裂缝、溶洞的密度、组合情况、切割情况以及测量裂缝的产状和含油性等。

但是钻井取心毕竟数量少，不能了解裂缝在空间上的延伸情况，特别是张性裂缝段的取心收获率低，会漏失许多资料。所以岩心观察只能作为验证其他裂缝识别及监测方法的证据。

（2）地质录井：地质录井包括岩屑录井、泥浆录井、钻时录井及钻具放空等，根据录井资料可以定性地判断裂缝-溶洞的发育程度。

裂缝-溶洞一般充填有方解石、白云石或其他矿物，根据这些矿物的多少和结晶程度，可以判断储集空间发育程度。透明自形晶方解石、环带状和葡萄状方解石为张性裂缝或开启溶洞充填物，而半透明或不透明他形晶方解石或白云石表明裂缝被全充填，无有效储集空间。

在钻井过程中钻具放空及泥浆漏失，井径异常扩大，均反映裂缝、溶洞的存在。裂缝-溶洞都是沿断裂分布，根据溶洞率及泥浆漏失情况，还可以判断断层、裂缝的发育情况。

裂缝-溶洞发育段岩石破碎，钻进速度快、钻时低。如果钻遇致密层，钻时增高。

（3）岩心分析测试：这是裂缝-溶洞的微观特征研究，包括微裂缝的宽度、充填情况及充填物的成分和结构等。分析项目有岩心揭片、岩矿薄片、铸体薄片、荧光薄片、扫描电镜、包裹体和压汞分析等。

（4）野外地质调查和类比研究：碳酸盐岩裂缝-溶洞分布极不均一，要了解整个基岩油藏储集空间的分布规律，只靠几口取心井是不够的，选择地质条件相似的露头或矿山坑道进行野外调查是非常必要的。通过模拟对比，可以了解各级裂缝-溶洞的分布特点，特别是大型裂缝-溶洞的空间分布。在任丘潜山发现初期，地质工作者就对冀中坳陷周边的燕山、太行山（特别是河北满城县西柏山）进行了野外地质调查，对基岩潜山的地层、岩性、构造和裂缝-溶洞的分布建立了概念模型。

2.裂缝-溶洞的描述内容

（1）单条裂缝特征：利用全直径岩心描述裂缝的产状、形态、充填情况和力学性质。如果有定向取心可直接描述裂缝的真产状，非定向取心可描述裂缝产状和地层产状的关系，再换算出裂缝的真实产状。裂缝的形态主要包括长度、宽度、开度及纵向连通情况。裂缝充填情况包括充填程度、充填物成分、结晶程度、晶体方向与裂缝壁的关系。裂缝力学性质是指根据裂缝产状、裂缝面结构、擦痕、矿物等，区分张性裂缝和剪切裂缝，其鉴别特征见表3-11。

表3-11 裂缝力学特征表

（2）裂缝组系描述：凡是产状一致、相互平行、力学性质一致的裂缝属于同一组裂缝，呈共轭剪切缝及共生张性裂缝为同一裂缝系统。

根据裂缝的交切关系判断不同组系的裂缝形成的序次，被切割位移的组系为早期缝。另外，根据裂缝充填物的世代和包裹体性质，判断裂缝形成时间的早晚。

（3）裂缝发育程度的定量描述：描述裂缝的定量参数有裂缝密度、裂缝间距、裂缝指数和岩块尺寸。裂缝密度包括面密度和线密度，面密度是指单位面积内裂缝总长度（m/m²），线密度为沿某个方向单位长度遇到的裂缝条数（条数/m）。裂缝间距为裂缝之间的平均距离。裂缝指数为岩层厚度和裂缝间距的比值，在某一构造部位为一常数，根据裂缝指数和岩层厚度可求出裂缝间距。岩块尺寸是指裂缝在三维空间切割的岩块的大小。

（4）裂缝的分类：根据裂缝的成因可分为构造缝和非构造缝。非构造缝包括由沉积作用形成的层理缝、层面缝、砾间缝等；由成岩作用形成的收缩缝、压溶缝、压裂缝及晶间缝等；以及人工诱发缝。

根据构造裂缝的力学性质分为剪切缝和拉张缝。

根据裂缝的产状可划分为高角度（>60°）缝，低角度（<30°）缝。

根据裂缝产状和地层产状的关系，可分为走向缝、倾向缝和顺层缝。

（5）裂缝分布规律研究：根据岩心统计和测井综合解释资料，分井、储层单元编制裂缝分布玫瑰图和裂缝密度分布图，描述裂缝密度、产状在纵向上和平面上的变化特征，确定油藏范围内裂缝发育程度和范围。

（三）裂缝-溶洞渗流特征分析

1.裂缝-溶洞储层孔隙度的确定

大部分裂缝-溶洞储层具双重介质特点，即储集空间由裂缝-溶洞系统和岩块孔隙系统组成。确定裂缝性储层孔隙度难度较大，需要多种方法相结合综合确定：①利用大直径岩心或小直径岩心直接测得孔隙度，小直径岩心基本代表岩块孔隙度，大直径岩心反映岩块孔隙度和部分裂缝孔隙度。②利用岩心切片或铸体薄片统计碳酸盐岩面孔率。③利用钻井放空、扩径判别大型缝洞的存在与否。④利用测井综合解释资料，确定地层总孔隙度和有效孔隙度。⑤利用压力恢复、生产动态等资料确定有效孔隙度和裂缝孔隙度。⑥利用CT、核磁共振技术确定裂缝-溶洞总孔隙度。⑦根据野外地质调查资料确定裂缝孔隙度。

2.裂缝-溶洞渗透率的确定

裂缝-溶洞的渗透率高于基质岩块渗透率十几倍到几十倍，但是前者渗透率的确定比较困难，目前常用的方法有以下几种：①利用全直径岩心测定基质及部分小裂缝渗透率，测定不同方向的渗透率。②利用测井资料定性解释渗透率。③利用压力恢复资料或试井资料确定有效渗透率，或裂缝渗透率。④利用裂缝统计资料，根据经验公式计算裂缝渗透率。

3.裂缝-溶洞渗流特征分析

（1）裂缝-溶洞系统的渗流特征和排驱机理：室内和油藏条件下的驱替试验结果表明，裂缝-溶洞系统的原始含油饱和度很高，流体在其中流动符合达西定律，毛细管力作用可以忽略，流体相对渗透率变化呈近似的对角线关系，水驱过程接近活塞式推进，水驱率可达95%以上，流体间的驱替过程主要依靠驱动压差。

（2）岩块系统驱替机理：实验表明，基质岩块渗流能力比裂缝-溶洞低得多，其中的排驱过程主要在微裂缝及小孔洞中进行，依靠毛细管力自吸排油和压差作用排油。自吸排油是基于储层的亲水性。根据润湿性分析，在毛细管力作用下，原油自动进入岩块中与喉道相连通的孔隙。自吸排油效率一般为16%～26%。但是，根据动态资料分析，裂缝-溶洞油藏实际自吸排油效率一般在10%左右。这种低值情况，除了储层孔隙结构和润湿性影响之外，采油速度过高可能是一个重要原因。

在油田开发中，裂缝-溶洞系统在水驱过程中所需要的压力梯度很小，而岩块系统则需较大的压力梯度。当两者共存、并且裂缝-溶洞占主导地位时，岩块系统水驱油过程是难以进行的。

（四）裂缝定量预测

20世纪80年代以来，曾采用弹性小挠度薄板弯曲理论，用主曲率法进行裂缝数值模拟研究。90年代以来进展很快，将原来仅用于褶皱派生的张扭性裂缝预测的差分法发展为多种构造条件、多层状、复杂边界的裂缝预测有限元方法。许多油田的裂缝数值模拟利用国外ALGOR有限元软件包，采用真三维地质模型，使数值模拟更接近实际、结果更可靠。

Ⅵ 储层预测技术

扶杨油层地震资料处理过程中主要存在三方面难点:一是地震资料分辨率较低，不能分辨扶杨油层内部砂体;二是扶杨油层顶界面为高波阻抗界面，对砂泥岩薄互层具有较强的屏蔽遮挡作用，不利于提高地震资料的分辨率;三是扶杨油层内部砂岩和泥岩速度差别小，加上砂体延伸短、宽度窄，空间变化快，增大了储层预测的难度。针对以上难点，在州201试验区进行了高分辨率、高保真的叠前目标处理，开展了多种储层预测方法研究，并在试验井设计、钻井过程中对储层进行滚动预测，提高薄互层河道砂体的预测精度，为开发试验奠定了基础。

(一)特低渗透薄互储层三维地震资料处理技术

州201试验区的三维地震资料是1998～1999年针对深层采集和处理的。本次研究的扶杨油层信噪比和分辨率相对较低，不能满足现场试验的需求。为此，选取了100km²的原始资料进行叠前时间偏移处理，改善构造和储层预测效果。处理采样率为2ms，处理长度为6s，原始面元为25m×50m，重新处理面元为25m×25m。

针对该区原始地震资料存在大量面波、50Hz和野值干扰、薄互层发育、断层多、扶杨油层构造较复杂等特点，除采用常规的几何扩散补偿、地表一致性振幅处理和补偿、地表一致性异常振幅(野值)压制、地表一致性反褶积、地表一致性自动剩余静校正、三维DMO叠加、零相位反褶积加地震记录逐次分离的串联使用等方法提高分辨率等保幅和提频处理技术外，还采取了叠前分频去噪和高频速度分析两种新处理方法，有效地提高了地震资料的信噪比和分辨率。

1.地震资料处理新方法

(1)叠前分频去噪处理，有效压制噪音，提高资料保真度

针对信号和噪音在不同频段内的分布规律和分布区域，采用分频技术进行压噪处理，有效保护高频弱信号和低频信息，压制异常振幅，提高去噪的保真度。本区线性干扰主要出现在16Hz以下的低频段;中深层的异常噪声主要分布在15～40Hz的近偏移距道上，呈窄条带状，与同频带的反射信号有较大的区别;40Hz以上的频带内异常噪声也有分布，但能量较弱。采用分频处理技术，在低频段识别线性干扰，准确地检测并压制干扰，保护高频信号不受影响;对于高频段的低速干扰，只在高频段压制，保护中、低频段的信号。具体做法:一是对线性干扰严重、分布范围较广的单炮记录，采用线性干扰分频检测与分频压制技术，保证了较高的地震资料保真度;二是对非规则的异常噪音，采用异常噪声分频检测与分频压制方法，在信号失真较小的条件下消除噪声，进一步提高资料处理质量;三是应用时间域单频干扰波压制技术，有效地去除了50Hz工业电干扰，保留了其他频率成分不被破坏，提高了信号保真度;四是对面波较发育的地震记录，采用自适应面波压制技术，该方法只压制面波，对有效信号的低频成分和其他信息保真，适应性强，效果稳定。

(2)高频速度分析，叠加弱能量的高频成分，拾取精度较高的速度估算值

在复杂区块或薄互层发育的区域，不同的反射层或反射层组对应不同的速度，高频数据可获得更准确的速度值。在低频段和优势信噪比频带的速度谱上，速度的精度和分辨率均不如高频段好。高频速度分析能把能量较弱的高频成分拾取并叠加好，得到精度较高、分辨率较高的速度值，对速度估算的精度高于常规处理方法。

本次处理共进行了4次速度分析，最终优选了DMO速度分析作为正式的叠加速度。

2.处理效果分析

在整个处理过程中，针对原始资料特点，设计了合理的处理流程，精细分析每步处理参数，使剖面质量大幅度提高。一是从剖面整体效果看，信噪比较高，分辨率比较适中;二是扶杨油层地震反射波特征突出，能连续追踪，断点、断面清晰可靠，反射构造形态较清晰可辨(图6-2);三是处理后的成果剖面和原成果剖面相比，频带展宽，主频大约提高15Hz，分辨率提高，目的层的层间信息丰富，很好地保留了有效波的低频成分，为后续的储层预测提供了保证。

图6-2 最终处理成果剖面

(二)特低渗透薄互储层地震预测方法

从目前地震储层预测研究现状来看，实现储层预测主要有两种技术途径:一是以地震属性分析为主的储层横向预测技术，实现储层平面展布预测;二是地震反演技术，实现储层三维空间预测。就大庆外围扶杨油层而言，各产油层的单层砂岩厚度基本在5m以下，一般为1～2m。以目前的地震资料分辨能力，要在地震剖面上直接解释单砂体还有很大困难，因此储层横向预测仍然是对各油层段砂岩累计厚度进行的。

1.利用地震属性分析方法进行储层横向预测

地震属性分析是储层横向预测的重要手段。地震属性分析的目的就是以地震属性为载体从地震资料中提取隐藏的信息，并把这些信息转换成与岩性、物性或与油藏参数相关的可以为地质解释或油藏工程直接服务的信息，能够定性地预测和分析平面上储层的分布特征和规律。它由两个部分的内容组成，即地震属性优化和预测。预测既可以是含油气性、岩性或岩相预测，也可以是油藏参数预测。通常储层横向预测使用的是整个目的层段的地震属性值，例如主频、最大振幅等。由于这种地震属性代表储层的整体性，而油田开发阶段，需要对纵向上的开发层系做精细描述，尤其是对砂泥岩薄互储层的描述，此类储层横向预测方法就平面具体点而言，其结果存在一定误差是必然的。为此，对储层横向预测结果的分析，应侧重分析一定平面范围内储层横向整体的规律性和趋势。

在目前资料和技术条件下(资料频带的有限性、信息不足和方法本身的缺陷)，对于地震信息的利用必须根据资料条件结合本区地质特点进行有效性分析，建立地震属性与储层特征间的统计关系，筛选出适合工区储层和油气预测的有效信息，才能获得较为可靠的预测效果。

州201试验区主产层为FⅠ、FⅡ组油层。利用Geoframe软件对FⅠ、FⅡ油层组分别提取28种平面地震属性参数。通过作地震属性与累计砂岩厚度交汇图，采用代表区域整体趋势的大多数与地震属性相关性好的井开展累计砂岩厚度预测。在开展储层预测时，剔除起干扰作用的井后，使FⅠ油层组的累计砂岩厚度与地震属性的相关性从21.1%提高到85.4%。研究认定FⅠ油层组平均正振幅值和3种带宽属性与砂岩厚度相关程度较高。采用平均正振幅值和3种带宽属性，运用多属性人工神经网络方法对FⅠ油层组砂岩累计厚度分布规律进行了预测。FⅡ油层组的地震属性与砂岩累计厚度不具有相关性，分析与FⅡ油层组砂岩整体不发育有关。

2.利用地震反演方法预测纵向上主力层砂体分布特征

地震资料难以对薄互储层形成较好的响应特征，需要通过井震联合反演来提高纵向上的分辨率，达到对小层精细描述的目的。为了更好地刻画州201井区砂体的展布特征，应用Jason软件进行了反演处理。Jason软件主要有3个叠后反演模块，即InverTrace、Inver-Mod和StatMod，对应3种目前流行反演方法:稀疏脉冲反演、测井约束反演和随机反演。从理论上讲，这3种反演方法得到的反演剖面的反演分辨率依次增高。

在反演之前，对参与反演的51口井进行了标准化处理。结合研究区已完钻井测井资料分析，该区储层表现为高波阻抗(低声波)、低伽马。应用声波测井曲线制作合成记录，进行层位综合标定是建立反演储层地质框架模型的基础。在小区试验的基础上，确定了稀疏脉冲反演、地震特征反演和随机反演3个模块的反演流程，实现了对主要目的层的精细描述。

(1)约束稀疏脉冲反演

约束稀疏脉冲反演是建立在一个快速趋势约束的脉冲反算法上的一种反演方法，该方法在井少或井多的地区都可以运用，但只能做波阻抗反演。在本区的储层反演中，从波阻抗剖面看，比较大的储层发育段有明显的波阻抗响应显示，但不能分辨薄储层。这是因为该反演方法是以地震资料为主，声波和密度测井曲线只是起到波阻抗趋势和波阻抗值范围的约束，因此波阻抗剖面的分辨率取决于地震资料的分辨率的高低。其结果主要用于确定储层的大致分布，在此结果基础上进一步加密解释层位，提高合成记录标定精度，为后续的地震特征反演、随机反演提供更精细的模型和合成地震记录。

(2)地震特征反演

地震特征反演技术是一种基于模型的、地震资料约束下的测井参数反演技术。其核心思想是:地震道上各类数据之间是彼此相关的，在同一模型层内任何一道的数据都可以通过其他道的数据加权得到。因此，利用地震资料解释结果与测井资料相结合，生成一个精细的初始地质模型，充分利用了地质、测井资料和地震资料的信息。对测井资料和地震资料进行主组分分析以及模型估算，利用井旁合成记录内插和外推产生一个合成记录数据体，并通过一定的约束条件来优化，使初始模型达到与地震数据的最佳匹配。当合成记录数据体与实际地震数据体之间的误差满足精度要求时，便得到了空间的权值分布，形成权系数体。将权系数应用到其他类型的测井曲线上，便得到了这种测井曲线的属性数据体，如波阻抗、层速度、电阻率、孔隙度等数据体。

该方法适用于勘探开发程度较高的地区，要求有一定数量的钻井才能确保反演成果的质量。本区利用这种方法分别得到了波阻抗、电阻率等一系列属性数据体。从剖面情况看，其分辨率要比稀疏脉冲反演得到的剖面分辨率高。

(3)随机模拟与随机反演

随机模拟与随机反演方法使用地质统计学的方法对非均质油藏进行随机模拟。该技术也是用于勘探开发程度较高、对储层的发育特征认识比较清楚的地区，进行储层物性参数(如孔隙度、渗透率等)随机模拟，也可进行岩性模拟。

随机反演技术中，首先在做好约束稀疏脉冲反演和地震特征反演的基础上，对储层的发育特点、纵横向上的展布规律做充分的地质分析之后，初步确定砂体展布的x、y、z方向的大致范围。利用井上的波阻抗和反演的波阻抗数据体，进行直方图分析和变异分析，然后结合地震数据体和子波进行模拟计算，模拟计算的结果即为反演的结果。

州201区块分别应用上述3种方法进行了反演处理，3种反演方法环环相扣，前一步得到的数据应用到下一步的反演中。从理论上讲，分辨率和预测精度应逐步提高，但从反演效果看，约束稀疏脉冲反演得到的分辨率较低，地震特征反演得到的结果更可靠。由于本区储层的复杂性以及对本区储层发育特征的认识程度较低，导致随机模拟和随机反演的效果也不理想。因此，优选地震特征反演得到的结果作为下一步储层综合解释的主要依据。

3.砂体综合解释

利用反演结果对砂体进行综合描述，在地震特征反演的波阻抗体和电阻率体上进行本区的砂岩厚度、有效厚度预测。砂体描述的关键在于确定其边界，在反演剖面上是以色标的大小来确定砂体的范围。准确确定砂体边界的主要方法:一是在整体上对研究区51口井的含油砂体进行了相互对照及仔细分析，最终确定了一个合适的色谱进行整个工区内的砂体描述;二是具体对单砂体和目的层段，在纵向上统计油层砂岩、泥岩及过渡岩性的波阻抗值，然后在横向上依照此关系，结合岩层的反射特征确定砂体边界。考虑到各井之间的不同砂体，甚至同一口井的不同层位的砂体在组分、速度特征上都存在一定的差异，在反演剖面上表现为各砂体所对应的色标出现细微的差别。因此，需要结合测井资料和实际地质情况，最终完成对砂体的具体描述和解释。

在反演剖面上，采取了以井点为中心、向四周延伸的描述方法。根据层位标定，在过井的南北向剖面和东西向剖面上进行砂体对比，确定砂体的大致范围。在此基础上，分析砂体平面展布与古地貌沉积匹配性，然后由井向四周展开追踪，进行更精细的人工解释工作，直到能清楚地确定砂体的展布范围为止，得到最终的砂岩平面分布。在砂体解释的基础上，利用电阻率属性体，在电阻率剖面上进行解释，确定州201井区的有效厚度和平面分布情况，并用已知井进行校正，得到最终的有效厚度预测结果，作为布井方案设计的依据。

(三)随钻跟踪预测方法

在钻井过程中，随时将新钻井结果补充到反演数据体中，进行反演跟踪预测，进一步加深对储层的认识，完善储层预测结果，优化井位运行。

2005年9月，将完钻的25口新井资料加载到反演数据体中，在高井网密度情况下，进行地震资料的滚动预测，逐步减少地震资料的多解性，逼近河道砂体的真实尺度，提高储层预测精度。通过对新完钻井油层发育情况分析，结合地震属性的认识和新一轮的地震反演跟踪预测，证实了州201井区东侧储层发育较差。结合储层跟踪预测研究成果，并考虑进一步完善注采井网，及时部署了州201井区的补充调整方案，共设计井位27口，其中水平井3口。

在州201井区钻井实施过程中，坚持以“实践、认识、再实践、再认识”理论为指导，通过迭代反演、跟踪预测、滚动钻井的科学做法，共完钻开发井51口，其中直井48口，水平井3口(图6-3)，试验区最终储层综合预测符合率85.4%，取得了较好的效果。

图6-3 三肇凹陷州201试验区完钻井位图

Ⅶ 储层非均质性的研究方法

在油田开发方面，随着油藏注水开发技术的发展，储层非均质性研究得到了重视，人们越来越认识到储层非均质性特征是影响注水波及效益和油气采收率的重要因素。20世纪80年代，人们依据层序地层学原理，应用地震、钻井、露头资料以及有关的沉积环境和岩相对等时地层格架内的有利储集相带及生储盖组合进行综合解释，各种储层横向预测技术也应运而生，从而大大提高了区域储层研究的精度。同时，随着各种新的测井技术的发展及其在地质学中的广泛应用，发展了测井地质学，人们充分应用测井和岩心信息，对井内储层岩相、储层物性及储层裂缝进行系统的解释。储层成岩作用及次生孔隙带预测研究也取得了进一步的发展，人们通过有机、无机相互作用研究次生孔隙的形成机理，从而逐步发展了储层地球化学。

近年来，非均质性研究取得了很大的进展，在认识上也有了很大的飞跃。人们从不同角度研究不同规模的储层非均质特征及其对油田二次、三次采油的影响。为了进行准确的油藏数值模拟、优化开采方案及预测剩余油分布，储层地质学家的一项重要任务便是建立三维储层地质模型。此时，地质统计学特别是随机模拟技术在储层建模中得到了广泛应用，定量储层沉积学研究也开始发展起来。

1985年以来，Andrew D.Mill和Douglas W.Jordan等人分别提出了用沉积界面和结构要素分析法分层次研究露头和现代沉积中河流相砂体的成因类型、内部建筑结构和非均质等级的思想。第十三届国际沉积学大会明确指出研究砂体几何学、内部建筑结构、不渗透薄夹层的空间变化是储层非均质研究的主要内容，并且认为研究沉积界面体系是搞清砂体内部建筑结构的关键。我国已经投入开发的河流相储层是一个复杂的非均质体系，在纵向上具有多级次的旋回性，平面有复杂的微相组合，非均质特征也表现出明显的层次性。河流相非均质的研究必须采用分层次解剖的思想，应用露头和现代沉积研究的方法来描述地下河流相储层。

目前，国内外储层评价研究的显着特点是紧密围绕油气勘探开发的需要，发展多学科综合研究，即综合地震、测井、试井和沉积地质学、数学地质学、计算机等各种技术手段多专业协同合作。在勘探开发前期河流相储层的研究所要解决的问题：①开发早期砂体预测问题，在资料少的情况下定量地表征储层，建立三维储层地质模型，以便更精确地找到目的开发层；②井间砂体对比、砂体连续性与连通性等非均质性问题；③砂体非均质性与流体流动非均质性关系；④不同尺度间储层描述、建模协同性问题。

根据储层非均质性的研究层次及研究内容的侧重点，研究方法主要包括3类：

1）地质研究方法：该方法以高分辨率层序地层学原理为指导，在等时地层格架内的砂层划分对比基础上建立以过程沉积学为基础的沉积微相研究以及砂体展布研究。

2）储层微观研究：该方法基于现代测试分析成果，主要研究储层的微观孔隙、孔隙结构、成岩作用对非均质展布的控制。

3）参数展布的研究：主要研究参数包括：①物性参数变化为主线的非均质参数，如渗透率的变异系数、突进系数、级差、孔隙度和孔喉半径等；②表征砂体厚度及分布的非均质参数，如平均砂层厚度、分层系数和砂岩密度等；③表征储层中夹层分布变化的非均质参数，如夹层频率、夹层密度。

无论按哪种方法来刻画储层非均质程度，都是为了更好地了解储集单元中的流体分布及其渗流特征。本书采用综合研究方法，将上述3种方法融为一体，并贯穿于不同的研究尺度。

Ⅷ 储层评价方案

储层分类评价是储层研究的重要环节，它是对储层整体储集能力好与差的客观、概括性的表达。不同类别的储层，其储集条件和微观孔隙结构不同，导致其含油气性及其内部渗流机制存在差异，因而储层分类评价对油气勘探、开发起到重要的指导作用。

目前，储层分类评价方法总的趋势是实现“定性与定量”、“宏观与微观”、“一般与具体”三结合，综合分析多类参数：①储集物性参数——孔隙度、渗透率；②微观孔隙结构特征参数——压汞测试的孔隙结构特征参数（排驱压力、饱和度中值压力、最小非饱和度孔隙体积、中值喉道半径、孔隙喉道均值、分选系数、不同喉道控制的孔隙体积百分数等），铸体薄片鉴定测试的孔隙、喉道类型、孔喉组合类型、孔喉配位数及面孔率，以及成岩作用强度与次生孔隙发育程度等；③宏微观的储层沉积相带与岩石学定性-定量参数——沉积微相、储层岩石厚度、岩性及填隙物含量等。

根据上述三方面的参数，结合富县地区延长组储层的实际情况，根据王允诚（1999）、裘亦楠（1994）、石油天然气总公司碎屑岩储层性能评价标准以及全国低渗透油层综合分类评价表（表6-14），将富县地区延长组砂岩储层划分为 4 类（表 6-15，图 6-15，6-16），它们不同程度地发育于长2、长6和长8油层组中。

Ⅸ 地下储层结构分析方法

自从Miall在1985年和1988年发表了两篇经典性的论文以来，结构要素分析法得到了沉积学工作者普遍关注。Miall随后对这种方法做了进一步的完善，并逐渐从露头研究转移到地下储层非均质性的研究，为解剖地下储层非均质性提供了方法。

1. 储层细分单元

岩心上，交错层系和交错层系组分析提供了一级和二级界面限定的岩性体的信息。这些岩性体一般是不能在井间对比的。

根据Miall的西水谷段的研究经验，要恢复由四级界面限定的坝单元和三级界面限定的亚单元就需要3口/km²甚至更大的井网密度 （图8-9，底部）。Busch （2002） 用6.3口/km²井网密度编制一个直径为6km的点坝。在较大的河流体系，巨型底形相应地发育较大，因此较大的井距也许可以进行对比。

如果有合适的井距，就能用测井曲线井间对比确定五级和六级界面限定的制图和模拟单元。在许多成熟盆地，上述单元的井间对比是可行的。由于单元内部侵蚀和席状砂体的分叉和合并，井间对比仍难以解决问题。例如，Santos ＆Turner-Peterson （2004） 报道了在细分Morrison组时存在的困难。另外，Brown （1995） 已经描述了用三维地震编制五级或六级界面限定的砂岩体或砾岩体图，因此在描述高级别界面限定的单元时三维地震是有相当潜力的技术。

由于带状砂岩体的宽度通常小于井距，因此在编图时会出现特别困难的问题。裘怿楠指出：由于顺直和限制性河道砂体在侧向上的不连续，精细解剖它们需要特别密的井网（图8-9）。

制图单元的确定要根据研究区资料密度、分辨率及开发深度。在特别复杂的储层中，如果无法确定与开发要求相适应的储层单元，可以采用大一级别的储层单元进行制图，但是在单井上必须划分与开发要求相应的储层单元，而储层单元内的结构要素的井间展布只有通过地质知识、三维地震及井资料约束随机地生成。

图8-9 3种规模的沉积单元与地下制图方法

2. 地下储层结构要素划分

裘怿楠 （1993） 指出，就石油开采而言，开采井网的布置必须适应砂体的规模和几何形态。一套含油层系由多个被不渗透岩类 （泥质岩类为主） 所分隔的砂体组成。一个砂体内部不同的结构、构造形成了不同的渗透率单元，不管其地质成因如何，石油开采中各种流体总是以最高渗透率的单元作为优先渗流的通道。依据渗透率的大小和连通状况，自然构成了很多的不同渗透率的流体流动单元 （Fluid Flow Units）。同时砂体内还存在很多不连续的不渗透隔夹层，各种产状的不连续的薄层泥质夹层、泥质披覆层、泥质纹层、成岩条带以及某些界面现象等等，使得流动单元之间的连通状况大大复杂化。就沉积学而言，储层砂体内流动单元、各种隔夹层、界面的配置，实际上就是各级 “结构要素”（Architectural Elements） 相互叠置的结果。只有通过对砂体内部结构要素的详细解剖，才能建立起正确的流体流动单元的组成。搞清它们的几何形态和大小，是开发地质工作者的首要任务。

从上面论述可以看出，裘先生的结构要素概念为我们地下储层精细解剖拓展了思路，结构要素的划分更加具有了灵活性，适合于不同沉积体系储层的精细描述。

在油田开发后期，精细油藏描述中结构要素划分到那一级呢？这主要取决于资料的密度。Miall （1998） 认为要描述由四级界面限定的巨型底形砂坝单元及其内部由三级界面限定的亚单元需要3口/km²的井网密度。这就是说，根据目前老油田的资料，已经能描述微相以下级别的结构要素。

吴朝东 （2003） 在研究孤东和孤岛等油田新近系馆陶组河流沉积时，通过岩石相和测井相分析，结合平面图综合分析，确定孤岛和孤东油田馆陶组上段油层为河流沉积，主要发育河道、河漫及天然堤沉积，进一步划分了10种结构要素 （表8-5）。很显然，这些要素是微相单元的进一步细化，从而可以大大提高储层非均质性的研究精度。

表8-5 沾化坳陷馆陶组上段结构要素

3. 精细储层描述步骤

我国学者根据油田储层研究实践系统总结了河流-三角洲相储层精细描述法 （赵翰卿，2009）。他们认为，应根据油田密井网测井资料所反映的各种沉积特征和沉积界面，由大到小、由粗到细分层次逐级解剖砂体几何形态和内部结构，精细地建立储层地质模型，系统描述储层的非均质体系。具体步骤如下：

（1） 划分不同结构的岩相段——建立层段结构模型

依据各小层相带及砂、泥岩空间分布结构特征，在垂向上划分出若干个砂、泥岩空间分布结构不同的岩相段。所采用的油层细分对比方法：如果把油层划分为孤立水道型、叠加水道型、稳定互层型及不稳定互层型4种岩相段，那么前两种岩相段中可采用河流相对比方法，第三种类型采用湖相小层对比方法，而第四种则要同时采用上述两种对比方法。

（2） 岩相段内细分对比单砂层——建立单砂层对比模型

采用 “相控旋回等时对比方法” （即旋回对比、分级控制、不同相带区别对待） 进行区块闭合对比。在泛滥分流平原相岩相段内，依据河流旋回特征与隔夹层发育状况，把相互叠置的厚层河道砂岩细分对比到井间可追溯的单一河流沉积单元 （一般5～6m厚，主力油层7～8m）；在三角洲前缘相岩相段内，依据小层内次级旋回和薄隔夹层的发育程度，把储层细分对比到内部无明显连续夹层的单砂层 （砂岩厚度多数小于2m）。这一层次的描述相当于在纵向上把储层划分到区域性最小可对比的流动单元，相当于五级界面所限定的单元。这是储层精细描述的基础。

（3） 单砂层平面上细分沉积微相和相对均质单元——建立微相分布模型

依据各井点单砂层内测井曲线形态类型 （如正渐变中厚层、反渐变中厚层、薄互层等基本类型） 详细描绘各类砂体的几何形态。在区域沉积背景 （相和亚相） 控制下，以现代沉积为指导，结合各类砂体的几何形态和相互配置关系，进一步确定砂体的微相类型，并对各种微相的分布面貌进行描述，如在泛滥分流平原相中细分出主河道砂、废弃河道砂、决口水道砂、天然堤、河漫滩及决口席状砂等沉积微相；在三角洲前缘相中识别出水下分流河道、前缘席状砂、河砂坝及滨外坝等微相，并在大面积分布的前缘席状砂中，又根据岩性、物性的相似性，在平面上进一步细分出主体席状砂、非主体席状砂及表外储层等相对均质单元。这一层次是储层平面描述的关键环节。

（4） 在复合砂体中识别和描述单砂体——建立单砂体分布模型

在侧向复合型河道砂体中识别和描述单一河道砂体。首先要依据复合砂体的成因类型和分布模式、河间及废弃河道沉积的分布状况，初步勾绘出单一河道砂体的分布轮廓。然后根据砂岩的层位、发育程度、曲线形态的变化以及每条河道砂体可能的宽度、厚度及河曲形态的演变趋势，结合复合砂体的宏观分布模式综合识别单一河道砂体的分布状况。并参照现代沉积的分布特征，描述单一河道砂体的井间边界位置、几何形态、分布规模、连续性和方向性，进而判断每条河道砂体的成因类型。在交错叠置的河间砂体和不连续分布的三角洲前缘亚相砂体中，可依据相互间的层位关系，及其与主河道或主体砂岩的平面配置关系、自身的几何形态等，进一步识别描绘出由一次性沉积事件形成的单一成因砂体，同时判别它们的成因类型及其与主体砂岩的连通关系 （图8-10）。单砂体的识别和描述，实质上是平面细分流动单元的工作，也是储层描述的难点所在。

图8-10 三角洲前缘亚相单砂体的识别

（5） 描述储层平面非均质特征——建立单砂体精细沉积模型和平面非均质模型

针对不同成因砂体特有的沉积规律和沉积模式，采用模式预测描述法和小间距等厚图（1m等值距） 的形式，预测性描述储层沉积模型 （图8-11）。并在沉积模型指导下，精细绘制砂体内不同层段渗透率平面分布图或流动单元分布图，建立储层物性非均质模型，描述砂体宏观非均质特征。这是储层定量表征的基础。

（6） 解剖单砂体内部结构——建立单砂体内部非均质模型

精细沉积模型可揭示各种河道砂体的内部结构和加积方式，结合各井点层内薄夹层与韵律段分布状况、露头与现代沉积知识及河流水工经验公式等，能够定量估算各类河流古地貌参数 （如河宽、河深、宽/厚比、曲率、曲流波长及河曲振幅），进一步展现各种单一增生体 （或翻译为加积体，如点坝侧积体） 及其间薄夹层的分布方式、几何形态、规模、倾向、倾角、分布密度，以及高渗透大孔道层段的分布状况等砂体内部非均质特征（图8-12）。

图8-11 曲流河砂体沉积模型

图8-12 单一河道砂体内部非均质模型

Ⅹ 储层流动单元的研究现状

储层流动单元（reservoir flow unit），也称为岩石物理流动单元（petrophysical flow unit），简称为流动单元，是20世纪80年代中后期在国内外石油界逐渐流行起来的一个新概念，主要用来定量描述和评价储层的岩石物理性质，在油气勘探与开发中起着重要的作用。

关于流动单元的概念，曾经出现过许多版本，并在逐渐探索和完善之中，截至目前，尚未能达成一致的看法。1984年，C.J.Hearn等在对美国怀俄明州Hartzog Draw油田进行储层性能评价描述时，首次提出了岩石物理流动单元的概念。他认为：储层流动单元是指影响流体流动的岩石物理性质相似的横向和垂向连续的储集层单元体。自Hearn提出储层流动单元的概念以后，很多学者应用这一概念开展了储层表征或储层评价研究，并对流动单元的概念和划分方法进行了进一步的补充和完善。W.J.Ebanks（1987，2001）认为：流动单元是根据影响流体在岩石中流动的地质和物性的变化进一步细分出来的岩体。S.R.Jackson等（1990，1991）认为：储层流动单元是指油气储层的三维连通体，它具有横向上和垂向上连续的、具相同或相似的影响流体流动的特征参数。D.C.Barr等（1992）认为：流动单元是给定岩石中水力特征相似的层段。Amaefule等（1993）认为：流动单元是一个储集岩体（a volume of reservoir rock），在这个流动单元内相同和可预测的值和岩石物理性质影响着流体的流动，而与其他储集岩体，即流动单元的地质和岩石物理性质不同。Ti Guangming等（1995）认为：流动单元是一个在侧向和垂向上连续的储集岩体，具有相似的岩石物理性质，并影响着流体的流动。J.M.Alden等（1997）提出：流动单元是R₃₅孔喉半径均匀分布、具有相似的岩石物理性质和使流体连续流动的储集层段（intervals）。

20世纪80～90年代，储层流动单元的概念及研究方法才被引进到国内。同时，国内的一些专家学者也提出了自己对流动单元概念的理解和研究方法，极大地推动了储层流动单元研究在我国的应用和发展。

刘孟慧（1990）认为：储层流动单元是储层中影响流体流动的岩石物理性质和岩层特征（空间分布、内部结构、非均质特征等）相近的连续储集体。焦养泉等（1995，1998）认为流动单元是沉积体系内部按水动力条件进一步划分的建筑块体。熊琦华等（1994）认为：流动单元是多种地质作用形成的成因单元，它是沉积作用、成岩作用和后期构造作用等相互作用的综合产物。裘亦楠等（1991，1996，1997）认为：流动单元是指由于储层的非均质性隔挡和窜流旁通条件，注入水沿着地质结构引起的一定途径驱油、自然形成的流体流动通道。穆龙新等（1996）认为：流动单元是一个油砂体及其内部因受边界限制，不连续薄隔挡层、各种沉积微界面、小断层及渗透率差异等因素造成的渗透特征相同、水淹特征一致的储层单元。吕晓光等（1993，1998）认为：储层流动单元是以渗流特征为主导所精细描述的储层非均质单元，是对储层结构模型（沉积模型）的进一步细划和定量表征。赵翰卿（2001）认为：流动单元为具有相似沉积特征、成岩特征、岩石物理性质和流体渗流特征并可作图的三维单元体，单元体边界是在各种沉积、成岩、构造等地质作用和其他因素作用下形成的各种渗流屏障。

总体上看，上述关于流动单元的概念本质大同小异，虽然角度不同，但大致分为两类：一类是从储层岩石物理性质和渗流特征角度去直观地认识；另一类是从地质因素（沉积、成岩、构造等）的角度（即成因）去间接地认识，把影响储层渗流特征的岩石物理性质和地质因素（沉积、成岩、构造等）结合起来，从地质角度去揭示流动单元的分布规律，将流动单元研究推向了新的深度。

在流动单元的研究过程中，不同学者根据自己对这一概念的理解并结合各自研究工区的地质特点，提出了不同的流动单元研究方法。归纳起来，可大体分为以下两种类型：

第一类是以数学手段为主的储层参数分析法，即广泛应用储层中的各种地质参数，通过单井中密集取样的聚类分析寻找划分流动单元的有效参数和定量界限，然后直接在整套储层中定量划分流动单元。这类方法仅仅需要做少量的地层对比和沉积学研究，隔、夹层的分布也可作为一种类型的流动单元定量划出，最终建立以流动单元为基础的三维定量地质模型。如：①根据岩相及宏观岩石物理参数进行流动单元研究（W.J.Ebanks，1987；S.R.Jackson等，1991；S.D.Mackey等，1995）；②应用孔隙几何学进行流动单元研究（W.M.Ahr，1991；J.O.Amaefule 等，1993；D.K.Davies 等，1992，1996，1999）；③应用传导系数、储存系数等参数进行流动单元研究（Ti Guangming等，1995）；④应用生产动态资料进行流动单元研究（J.A.Canas等，1994）。这些方法在流动单元研究中均具有一定的实用价值，并为后人研究流动单元提供了十分重要的参考价值。然而，上述方法强调成因单元（或沉积相带）内影响流体渗流的地质参数的差异性，并应用多种参数进行流动单元划分，但对成因单元本身的分布、单元间渗流屏障（沉积屏障、成岩胶结带和断层遮挡）及各种地质界面的研究不够。

第二类是近年来刚刚兴起的以地质研究为主的储层层次分析法，即应用高分辨率层序地层学研究储层流动单元。高分辨率层序地层学用于储层流动单元研究，是在不同级次基准面旋回划分对比的基础上，探讨基准面旋回层次性与储层流动单元间的关系，并采用层次界面和层次实体描述来分析储层流动单元的层次性。T.A.Cross（1994）认为：一个流动单元常反映一个特定的沉积环境和相对独立的流体流动特征，其中，地层层序特征及不同级次的基准面是控制流体流动的主要因素。由于基准面旋回的级次性及由此造成的储层非均质性的层次性，使得流动单元也具有层次性。尽管有些地层自然界面并不与岩石物理界面对应，但这种情况比起地层自然界面与岩石物理面相一致情况来要少得多，因而通过等时地层实体及边界的识别和对比，把储集层分割成一系列相对独立的且不与外界发生流体交换的成因储集单元——流动单元。张昌民（1992）认为：所谓层次界面是指分割不同层次实体流动单元的分界面，它可以是不同级次基准面旋回的分界面，也可以是基准面旋回内的次级界面（如层理面及成岩界面等）。层次实体是指由不同层次界面所分割、具有连续、相同（或相似）的影响流体流动特征参数的储层流动单元本体，它可以是一套储层段的总和，也可以是单一成因单元的储集体。可根据层次界面和层次实体的性质、规模、相互关系，及其与不同级别地层基准面旋回间的关系，从地层基准面旋回划分对比入手，将储层流动单元划分为大尺度、中尺度、小尺度和微尺度4种层次类型，尺度的把握则取决于研究的目标。