胜利油田致密砂岩油藏微观孔隙结构特征

胜利油田致密砂岩油藏微观孔隙结构特征
殷艳玲;孙志刚;王军;房会春;张玉利;刘桂阳
【摘要】以胜利油田渗透率小于5 mD的致密砂岩油藏为研究对象,从“空气渗透率相近的致密储集层,注水开发难易程度存在差异”现象出发,以毛细管压力曲线分析为基础,通过孔隙结构的对比分析,研究并量化了致密砂岩油藏孔隙结构特征.研究表明,认识致密砂岩孔隙结构的关键是表征喉道的大小及分布,在喉道的认识上必须有“有效性”的概念,随渗透率的降低,大于1.0 μm喉道所占比例急剧降低,小于或等于0.4 μm喉道所占比例急剧增加,与大庆油田和长庆油田相比,胜利油田致密储集层的喉道细小且分布呈尖峰状,不利于油藏开发.
【期刊名称】《新疆石油地质》
【年(卷),期】2015(036)006
【总页数】3页(P693-695)
【关键词】胜利油田;致密砂岩油藏;微观孔隙结构;空气渗透率;液体渗透率;主流孔喉
【作者】殷艳玲;孙志刚;王军;房会春;张玉利;刘桂阳
【作者单位】中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营257015;中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营257015;中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营257015;中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营257015;中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营257015;中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营257015
【正文语种】中文
【中图分类】TE112.23
胜利油田致密油藏探明石油地质储量为5.59× 108t，是胜利油田未来主要的接替
资源。

长井段多级压裂水平井技术的应用，使致密油藏的开发取得了一定突破，但其储量动用难度依然较大，动用率仍较低［1］。

从大庆油田和长庆油田致密砂岩油藏的开发经验来看，分析影响储集层渗流能力的微观因素，才能揭示储集层动用难度大、动用率低的根本原因［2-3］。

本文以压汞实验为基础，对胜利油田渗透率小于5 mD的致密砂岩储集层的孔隙结构进行了研究，对其微观孔隙结构有了
一定的认识，较好地揭示了其空气渗透率相近而注水开发难易程度存在差异的原因。

胜利油田致密砂岩油藏的开发生产中，相同空气渗透率的储集层，其开发效果相差较大，如樊154区块和樊162-30区块均为浊积岩，油藏埋深和平均油层厚度都
较为接近，压力系数均为1.3，空气渗透率都在1 mD左右，即2个区块的地质条件较为接近，但其注水开发效果却有明显差异，樊162-30区块注水见效明显，而樊154区块却注不进水。

在室内实验中也发现相同的现象，相近空气渗透率的岩心，在相同驱替条件下用相同液体测得的液体渗透率存在明显差异。

统计发现，这种空气渗透率相近，而液体渗透率有差异的现象在致密砂岩中普遍存在。

2.1 影响致密砂岩渗流的孔隙和喉道因素
压汞试验是目前分析孔隙结构常用的试验方法，恒速压汞仪则是目前定量分析喉道和孔隙大小及其分布规律的常用仪器［4-7］。

利用ASPE—730恒速压汞仪，对
胜利油田渗透率小于5 mD的致密砂岩岩心进行了孔隙结构分析。

从图1和图2
可以明显看出，不同渗透率岩心的孔隙半径，无论从分布宽度还是从孔隙的分布频率来看，其差异均较小；相比而言，喉道的分布则有明显的区别，有的岩心喉道分布呈尖峰状，有的则呈扁平状。

从孔隙和喉道分布的对比来看，研究致密砂岩微观
孔隙结构的关键是表征喉道的大小及分布。

2.2 致密砂岩喉道的有效性
对于常规低渗油藏，常用平均喉道半径、最大喉道半径等来表征其喉道大小［8-9］。

为确定这些参数是否适用于致密砂岩油藏，对其喉道数据进行了统计分析，发现岩心中近60%的喉道对渗透率的贡献率高达98%，而另外接近40%的喉道对渗透率的贡献率却只有2%.据喉道对渗透率的贡献率，可以把致密砂岩的喉道分为有效喉道和无效喉道，其中对渗透率的累计贡献率达到98%时的所有喉道定义为
有效喉道，有效喉道的加权平均值为主流喉道半径。

统计结果表明，对于渗透率0.1～1.0 mD的储集层，其有效喉道占总喉道的比例
平均为21.4%，而渗透率1.0～5.0 mD的储集层，其有效喉道占总喉道的比例平
均为55.7%.胜利油田致密砂岩的有效喉道占总喉道的比例通常小于60.0%，即40.0%以上的喉道对渗透率没有贡献。

因此，表征致密砂岩喉道大小及分布必须要有“有效性”的概念。

从“有效性”概念出发，要表征致密砂岩的喉道半径，不能再采用平均喉道半径，应采用主流喉道半径。

胜利油田沙河街组三段2块岩心均为粉砂岩，其空气渗透
率分别为1.170 mD和1.080 mD，平均喉道半径分别为0.558 μm和0.404 μm，二者较为接近；在1.0 cm3/min流量下用8%氯化钾溶液驱替，其液体渗透率分
别为0.905 mD和0.339 mD，明显有差异。

分析认为，由于岩性和驱替条件均相同，那么液体渗透率的差异主要是由于孔隙结构的差异所造成。

从其喉道分布（图3）和喉道对渗透率的贡献（图4）来看，空气渗透率为1.170 mD的岩心，其喉
道分布范围宽，有一定数量半径大于1.500 μm的喉道，且大于1.500 μm的喉道对渗透率起主要作用，主流喉道半径为0.900 μm；而气体渗透率为1.080 mD的岩心，其喉道分布相对较窄，岩心中没有大于1.500 μm的喉道，对渗透率起主要作用的是0.750 μm左右的细喉道，主流喉道半径为0.634 μm.因此，在岩性和驱
替条件均相近的情况下，孔隙结构中主要渗流通道的差异，是造成空气渗透率接近而液体渗透率有差异的根本原因。

2.3 致密砂岩喉道大小的变化规律
通过对胜利油田商13-斜387井10块渗透率为0.3～5.0 mD的岩样喉道数据的统计分析发现，当岩心渗透率小于2.0 mD时，岩心中大于1.0 μm的喉道所占比例急剧降低，小于等于0.4 μm喉道所占比例逐渐增加，并慢慢占据主导地位。

伴随主流喉道半径的急剧降低，致密砂岩的渗流能力也急剧下降，开发难度增大。

2.4 与大庆油田和长庆油田致密砂岩的对比
对比了大庆、长庆和胜利3个油田渗透率相近的3个不同级别砂岩岩心的喉道分布（图5）。

对于空气渗透率为0.30 mD左右和1.50 mD左右的岩心，3个油田砂岩岩心喉道分布差异较大，胜利油田砂岩喉道分布明显是最不利的，不仅分布范围窄，而且呈尖峰状；对于空气渗透率为3.00 mD左右的岩心，无论从喉道分布宽度还是分布频率来看，3个油田岩心喉道分布差异不大。

从3个油田不同渗透率级别砂岩喉道分布的对比来看，胜利油田砂岩喉道更为细小且分布集中，因而胜利油田致密油藏开发的难度更大。

（1）从致密砂岩孔隙和喉道分布的对比来看，研究微观孔隙结构的关键是表征喉道的大小及分布，并且必须要有“有效性”的概念，平均主流喉道半径更适于来表征致密砂岩的喉道大小。

（2）储集层气体渗透率相近但液体渗透率有差异的根本原因是孔隙结构不同，主流喉道半径有明显差异。

（3）胜利油田致密砂岩油藏，随渗透率的降低，大于1.0 μm的喉道所占比例急剧降低，小于等于0.4 μm的喉道所占比例急剧增加，占据主导地位。

伴随主流喉道半径的急剧降低，致密砂岩的渗流能力也急剧下降，油藏开发难度增大。

（4）与大庆油田和长庆油田相比，胜利油田致密砂岩的喉道更为细小，且分布呈
尖峰状，不利于致密油藏的开发。

【相关文献】
［1］王聪.胜利油区致密砂岩油藏水平井开采技术［J］.油气地质与采收率，2013，20（3）：86-88.
Wang Cong.Study on horizontal well for development of tight sand⁃stone reservoir in Shengli oilfield［J］.Petroleum Geology and Recov⁃ery Efficiency，2013，20（3）：86-88. ［2］熊伟，刘华勋，高树生，等.低渗透储集层特征研究［J］.西南石油大学学报：自然科学版，2009，31（5）：89-92.
Xiong Wei，Liu Huaxun，Gao Shusheng，et al.Low permeability for⁃mation characters ［J］.Journal of Southwest Petroleum University：Science&Technology Edition，2009，31（5）：89-92.
［3］胡志明，把智波，熊伟，等.低渗透油藏微观孔隙结构分析［J］.大庆石油学院学报，2006，30（3）：51-53.
Hu Zhiming，Ba Zhibo，Xiong Wei，et al.Analysis of pore structure in low permeability reservoirs［J］.Journal of Daqing Petroleum Insti⁃ tute，2006，30（3）：51-53.
［4］于俊波，郭殿军，王新强.基于恒速压汞技术的低渗透储集层物性特征［J］.大庆石油学院学报，2006，30（2）：22-25.
Yu Junbo，Guo Dianjun，Wang Xinqiang.Study of microscopic be⁃haviors of low permeable reservior through constant velocity mercu⁃ry injection technique［J］.Journal of Daqing Petroleum Institute，2006，30（2）：22-25.
［5］朱永贤，孙卫，于锋.应用常规压汞和恒速压汞实验方法研究储集层微观孔隙结构——以三塘湖油田牛圈湖区头屯河组为例［J］.天然气地球科学，2008，19（4）：553-556.
Zhu Yongxian，Sun Wei，Yu Feng.Application of high pressure Hg injection and
rate⁃controlled Hg penetration experimental technique to studying reservoir microscopic pore structure：taking Toutunhe formation in Niuquanhu area of Santanghu oilfield as an example［J］.Natural Gas Geoscience，2008，19（4）：553-556.
［6］Yuan H H，Swanson B F.Resolving pore⁃space characteristics by rate⁃controlled porosimetry［J］.SPE Formation Evaluation，1989，4（1）：17-24.
［7］高辉，解伟，杨建鹏，等.基于恒速压汞技术的特低－超低渗砂岩储集层微观孔喉特征［J］.石油实验地质，2011，33（2）：206-211.
Gao Hui，Xie Wei，Yang Jianpeng，et al.Pore throat characteristics of extra-ultralow permeability sandstone reservoir based on constant⁃rate mercury penetration technique ［J］.Petroleum Geology&Ex⁃periment，2011，33（2）：206-211.
［8］杨正明，张英芝，郝明强，等.低渗透油田储集层综合评价方法［J］.石油学报，2006，27
（2）：64-67.
Yang Zhengming，Zhang Yingzhi，Hao Mingqiang，et perhen⁃sive evaluation of reservoir in low⁃permeability oilfields［J］.Acta Petrolei Sinica，2006，27（2）：64-67. ［9］李海燕，徐樟有.新立油田低渗透储集层微观孔隙结构特征及分类评价［J］.油气地质与采收率，2009，16（1）：17-21.
Li Haiyan，Xu Zhangyou.Microscopic characteristics of pore struc⁃ture and classification evaluation of low permeability reservoir in Xinli oilfield［J］.Petroleum Geology and Recovery Efficiency，2009，16（1）：17-21.。