【5A版】低渗、特低渗油藏特征及开发潜力评价研究

低渗、特低渗油藏特征及开发潜力评价研究
一、引言
随着石油天然气勘探的深入，许多低渗透油藏逐渐被探明，其分布范围越来越广，储量越来越大。

探明低渗储量近50亿吨，已中目前已经开发近20亿吨，动用率40%左右，未动用储量近30亿吨。

从近年勘探情况看，新发现储量中低品位储量，占新增探明储量的68%以上。

从开发特征上看，不同油田低渗透油藏开发效果差异很大，典型的是大庆和长庆低渗透油藏在渗透率相近、油藏流体粘度接近的情况下，开发效果，注水难易程度相差非常大[1～2]。

那么导致差异如此大的原因是什么呢？从我们的研究看来，主要是对低渗透油藏的特征认识不足。

低渗透油藏有其特殊的微观孔隙结构，孔隙细小，喉道细微，岩石孔隙比表面大，岩石孔隙表面与流体作用力强，油藏中流体有其特殊的渗流规律。

低渗透油藏特征参数不仅决定开发效果与开发难易程度，而且是低渗透油藏的开发潜力评价非常关键的参数。

在中高渗透油藏评价体系中，主要的特征参数有以下八个[3]：渗透率、孔隙度、有效厚度、油藏面积（延伸长度）、油藏非均质性、粘土含量及分布、中值半径等，其中体现油藏渗流能力的参数有渗透率、中值半径两个参数。

分析油藏评价特征参数可知厚度、面积、孔隙度三个参数的乘积等于油藏孔隙体积，中高渗透油藏的原始含油饱和度一般在65～75％之间，变化不大，因此以上三个参数实际上代表油藏储量的概念。

油藏非均质性实际上对应于油藏的采出程度，越均匀的油藏，采出程度越高。

所以这四个参数合在一起表示油藏的可采储量。

对于低渗透油藏而言，虽然反映油藏可采储量的参数也很重要，但是根据油田开发看来，低渗透油藏的渗流能力严重制约着油藏的开发效果。

即使储量再大，采不出来，导致大量的储量搁置，也没有经济效益。

如果仍然采用评价中高渗透油藏的办法评价低渗透油藏就不能正确认识低渗透油藏，不能科学、客观的进行评价、
分类和产能建设规划。

只有在认识低渗透油藏特征的基础上，引入新的评价特征参数，才能深入认识低渗透油藏特征，低渗透油藏开发潜力分类和产能建设及投资计划决策起到科学的支撑作用。

因此低渗透油藏特征参数研究具有非常重要的意义。

二、低渗透油藏微观孔隙结构研究
1、恒速压汞原理[4]
常规压汞方法是在恒定压力下向岩心中注入Hg，测试压力与进汞量的关系，随着技术的进步，出现了恒速压汞测量技术。

恒速压汞是采用恒定的速度注入Hg，测试压力波动与体积变化的关系。

恒速压汞所测试的岩石孔隙结构数据信息比常规压汞多，而且实验了喉道和孔隙信息分开测量，获得的喉道信息不仅有喉道尺寸，还有喉道数量，相对常规压汞的体积信息有很大的进步[5,6]。

恒速压汞的实验原理简述如下：恒速压汞以非常低的速度进汞，其进汞速度为0.000001mL/s，如此低的进汞速度保证了准静态进汞过程的发生。

在此过程中，界面张力与接触角保持不变；进汞前缘所经历的每一个孔隙形状的变化，都会引起弯月面形状的改变，从而引起系统毛管压力的改变。

其过程如下图所示，图1-1为孔隙群落以及汞前缘突破每个结构的示意图，图1-2为相应的压力变化。

当进汞前缘进入到主孔喉1时，压力逐渐上升，突破后，压力突然下降，如右图第一个压力降落O(1)，之后汞将逐渐将这第一个孔室填满并进入下一个次级孔喉，产生第二个次级压力降落O(2)，以下渐次将主孔喉所控制的所有次级孔室填满。

直至压力上升到主孔喉处的压力值，为一个完整的孔隙单元。

主孔喉半径由突破点的压力确定，孔隙的大小由进汞体积确定。

这样孔喉的大小以及数量在进汞压力曲线上得到明确的反映。

图1-1 孔隙群落以及汞前缘突破每个结构示意图图1-2 进汞过程压力涨落曲线
；
95%时所有喉道半径加权平均值。

2、大庆巴彦查干地区及长庆某低渗透油藏孔隙结构
选取了大庆巴彦查干地区及长庆某低渗透油藏岩心开展微观孔隙结构测试，目的是对比研究不同油区低渗透油藏孔隙结构是否存在差异，以阐明不同地区低渗透开发效果存在很大差别的内在原因。

2.1 低渗透油藏孔道和喉道分布特征－孔隙半径接近、喉道半径差别大
图2是大庆巴彦查干低渗透岩心
喉道分布曲线，峰值半径含量在25％
以上的曲线是渗透率小于12310m μ-⨯岩心喉道分布曲线，曲线的形状表明喉道属于正态分布。

峰值半径小，峰值半径含量高，喉道的分布非常集中和均匀。

渗透率1～52310m μ-⨯岩心喉道仍然属于正态分布，但是岩心喉道尺寸的分布分范围增大，峰值含量低；渗透率约为202310m μ-⨯的岩心喉道分布曲没有明显的峰值，表明喉道分布范围广而且不同的喉道都有一定的含量。

该实验结果表明该地区不同渗透率是储层孔隙结构差异很大，渗透率越低，峰值含量大，喉道越集中，越均匀，随着渗透率增加峰值含量减小，喉道分布范围增大，喉道的分布越偏离正态分布。

图3是长庆某低渗透油藏岩心喉道半径分布曲线，总体特征是喉道分布特征偏离正态分布特征，峰值右侧
与左侧不对称，表明喉道半径展布范围宽。

随着渗透率增加峰值半径大小变化不明显，而峰值半径含量显著减小，表明该低渗透油藏小喉道非常集中。

图4是大庆和长庆低渗透油藏孔道分布曲线，测试结果表明所研究的两个低渗透油藏孔道半径差异不大。

图2、3、4说明了低渗透油藏的渗流能力不是决定于孔道的大小，而是由喉道大小及其分布特征所决定的。

2.2 渗透率是微观孔隙结构的宏观表现，渗透率相近，微观孔隙结构差异较大
图5是大庆巴彦查干和长庆某低渗透油藏孔隙结构对比曲线，图5-1是平均
喉道与渗透率关系曲线，曲线表明，渗透率相同的情况下，长庆低渗透岩心的平均喉道半径和主流喉道半径均大于大庆的相应值。

根据油层物理分析[7]，喉道的大小决定了渗流能力的高低，由此可见长庆的低渗透油藏在相近的渗透率条件下，渗流能力比大庆的低渗透油藏渗流能力强。

这一现象已经在实验室的岩心驱替实验和现场开发资料中有所体现。

图6展示了大庆和长庆渗透率约为1.52310m μ-⨯的岩心喉道分布曲线，从曲线可以看出曲线存在两个显著的特征，一是巴彦查干岩心的峰值喉道半径比长庆某油藏的峰值喉道半径大，含量也高；
图4 长庆、大庆低渗透岩心孔道分布曲线
其二是巴彦查干岩心喉道分布属于较为理想的正态分布，以峰值为中心对称；而长庆低渗透岩心喉道分布不对称，峰值半径右侧较大半径的分布较广，半径大于9微米的喉道都有一定的含量。

由此可见渗透率是一个宏观参数，是微观孔隙结构的宏观体现。

相同的渗透率其微观孔隙结构可以完全不同，导致其渗流能力也
众所周知，低渗透油藏孔道小，喉道非常细微，岩石孔隙比表面大[4,5]，对
分布其中的流体束缚作用强，导致部分流体由于固液之间的相互作用不能参与流动，这部分流体称之为束缚流体，其余部分称之为可动流体，其相对大小称为可动流体饱和度。

核磁共振通过测试低渗透油藏的T2谱来反演可动流体饱和度
[8,9,10]。

图7-1是大庆几个油田可动流体饱和度与渗透率关系分布图，图7-1说明：
第一、不同低渗透油田可动流体饱和度不同；第二、相同的扶杨油层处于不同油田，其可动流体饱和度不同。

图7-2是长庆油田安塞和西峰低渗透油藏可动流体饱和度与渗透率关系曲线。

图8-1是大庆低渗透油藏驱油效率和渗透率关系曲线，岩心渗透率大于102310m μ-⨯时，其可动流体饱和度随渗透率增大而增大，渗透率小于102310m μ-⨯时，可动流体饱和度与渗透率关系不明显，时高时低。

而驱油效率和可动流体饱和度基本上呈线性关系（图8-2），表明可动流体饱和度比渗透率更能刻画低渗透油藏的开发潜力。

五、低渗透油藏开发潜力分析
从低渗透油藏特征分析可知低渗透油藏具有复杂的孔隙结构和特殊的特征参数，可动流体饱和度和启动压力梯度是低渗透特有的参数，对中高渗透油藏而言没有任何意义。

低渗透油藏未动用储量丰富，开发难度大，要经济高效开发低渗透油藏，必须首先评价其开发潜力。

图9 大庆和长庆低渗透岩心启动压力梯度与渗透率关系曲线
1、孔隙结构与开发潜力关系
上面研究表明对低渗透油藏而
言，渗透率不能完全体现渗流能力，图4-1、4-2表明大庆和长庆渗透率相同的低渗透油藏，恒速压汞仪测试结果表现出明显的差异：平均喉道半径不同、喉道半径分布规律不同。

从宏观生产上反映，大庆和
长庆低渗透油藏开发难度差异大，开发效果有明显的差距。

实验室岩心实验也有明显的表现。

图10是大庆和长庆低渗透油藏典型水驱油相对渗透率曲线。

大庆低渗透油藏束缚水饱和度高，无水采收率高，一般大于45％，见水后含油饱和度迅速下降，几乎不含油，两相渗流区间窄；而长庆低渗透岩心水驱油表现出明显的不同，束缚水饱和度较低，一般在
35～45%之间，见水后有一定的两相共渗区，残余油时水相相对渗透率较高，表明注入能力较强。

这些水驱特征和图6所示的孔隙结构特征基本上符合。

因此可恒速压汞测试孔隙结构参数从孔隙结构方面分析油藏开发相对难度。

2、可动流体饱和度与开发潜力的关系
图10 大庆和长庆低渗透油藏相渗曲线
年所测试的大庆和长庆低渗透油藏可动流体饱和度和渗透率的半对数关系曲线，总体趋势是可动流体饱和度随渗透率增加而增大，不同油藏渗透率可动流体饱和度差异大。

据统计资料表明可动流体饱和度30％以上的低渗透油藏具有较好的开采效果。

该可动流体饱和度对应于长庆的渗透率下限0.52310m μ-⨯，而大庆是渗透率下限则较高，1～52310m μ-⨯。

根据砂岩分类指标，渗透率1～102310m μ-⨯为特低渗透油藏，0.1～12310m μ-⨯为超低渗透油藏。

那么长庆的超低渗透油藏开发效果可能比大庆特低渗透油藏开发效果好。

因此根据以前的分类方法评价低渗透油藏不能体现低渗透油藏特征和开发效果，而低渗透油藏的特征参数可动流体饱和度则能很好的体现开发潜力。

另外，对大庆头台油田11个生产层的35块岩心进行了核磁共振可动流体评价研究取得了很好的研究成果和现场应用效果:不同生产层可动流体饱和度不同，分布范围为13. 6%一48.1%，平均为28.6%;按可动流体百分数高低划分的储层质量好差排序与现场实际开发效果基木一致，而原先采用中、高渗透砂岩储层评价方法所得到的评价结果与该油田的实际开发效果不完全相符，如分布稳定性好、发育规模和有效厚度均较大的FT6油层，最初认为是较好的生产层，但该层的实际开发生产效果却很差，通过核磁共振可动流体评价研究，发现该层开发效果不好的原因是储层微裂缝不发育，可动流体百分数很低仅为13.6%;头台油田按照各生产油层可动流体百分数高低，结合储层有效厚度等其它因素，对油田储量进行了调整，重新确定出4个主力生产油层及二个接替生产油层，为进一步开发挖潜指明了方向[12]。

3、启动压力梯度与开发潜力的关系
启动压力梯度的大小体现了低渗透油藏开发过程中有效驱动压差的大小，启
动压力梯度越大，有效驱动压差就越小。

由于早期投入开发的低渗透油藏缺乏理论指导，井网部署时井距较大，由于启动压力梯度的影响，不能建立有效的驱替
系统，注水不见效，因此不断的采取加密措施，经过一次、两次、三次加密，逐渐摸索合理的井距。

有的油田甚至搞到了四次加密，才建立良好的驱替系统。

这样会产生极大的浪费，降低低渗透油藏的开发效果。

矿场的经验只能体现启动压力梯度的影响，但是不能得到启动压力梯度的影响程度及井距与启动压力梯度的关系。

通过实验及理论研究，形成了一套启动压力与井距的计算方法，同时在确定井距时，考虑人工裂缝的影响。

能克服启动压力的最大半径称为技术极限半径，裂缝的作用相对于扩大了井筒半径，技术极限半径加上井筒半径等于油井的极限生产半径。

油井极限半径和相应的水井极限注水半径之和即为极限井距。

如果极限井距大于经济极限井距，则该极限井距可视为合理极限井距；如果该极限井距小于经济极限井距，则需要通过提高工艺水平，增加压裂规模，来增大极限井距。

在现今的工艺水平下，不能达到经济极限井距的油藏则不能动用，否则没有经济价值。

由此可见启动压力梯度的大小可以评价开发时的合理井距以及开发经济效益，是低渗透油藏开发潜力评价的主要参数。

六、结论
1、中高渗透评价特征参数不能体现低渗透油藏特征，低渗透油藏有其独特的特征参数。

2、恒速压汞所测试的孔隙结构能清楚的反映了低渗透油藏微观孔隙结构的复杂性，微观孔隙结构参数比渗透率更能体现渗流难易程度。

3、可动流体饱和度是低渗孔隙介质和流体之间作用力大小的表征参数，是决定低渗透油田开发效果好差的关键物性参数之一，低渗透油田开发潜力评价应综合考虑可动流体饱和度因素。

4、启动压力梯度决定了低渗透油藏有效驱动压差大小，是开发井网设计的基础，是低渗透油藏经济有效开发评价的主要参数。

七、参考文献
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[3] 裘怿楠,薛淑浩编著. 《油气储层评价技术》石油工业出版社.1997
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