利用毛管压力曲线分析姬塬油田长6油层微观孔隙结构特征

2013-07-12李永胜章志锋刘学刚

石油化工应用 2013年2期

关键词：孔喉毛管连通性

李永胜，章志锋，刘学刚，王荣

（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710021；2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710021；3.中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

姬塬油田位于陕西省定边县、吴起县和宁夏盐池县境内。工区总面积9 792.64 km2。区域构造位置横跨陕北斜坡与天环坳陷中部，构造平缓。区内长6油层组属于三角洲沉积体系，发育大面积储集砂体。

孔隙结构是影响并决定储层微观孔喉内流体流动和油气运移的重要地质条件，加强储层微观特征的研究，对油气田的开发相当重要。本文通过物性和毛管压力资料对姬塬油田长6油层组微观孔隙结构特征进行分析研究，并对储层进行划分。

1 长6油层物性特征

通过对姬塬油田长6油层205块岩石样品的孔渗测试结果进行分析汇总，得出该区长6油层的孔隙度最大为17.20%，平均为12.04%，主要分布在10%～16%之间，占所测样品的85%（见图1a）；渗透率最大值5.62 mD，平均为0.61 mD，主要分布在0.1～1.0 mD，占所测样品的75%（见图1b）。上述物性数据表明，该区长6油层整体属于中孔、特低渗储层。孔隙度和渗透率具有较好的正相关性（见图1c）。

图1 物性参数统计分布直方图及相关关系图

2 孔隙结构特征

2.1 孔喉分布特征

本文采用最大连通孔喉半径、中值半径、均值、分选系数、歪度等参数评价储层孔喉分布特征。

2.1.1 最大连通孔喉半径在分析的样品中最大连通孔喉半径分布范围为 0.03～5.18 μm，平均为 0.89 μm，集中分布在0.1～1.0 μm，且占所测样品的69%（见图2a），这说明姬塬地区长6油层砂岩孔喉相对较细，总体物性较差。最大孔喉半径与渗透率具有良好的相关性，与孔隙度的相关性较差（见图2b）。

2.1.2 中值半径中值半径分布范围为0.018～0.982 μm，平均为 0.161 μm，主要分布在 0.05～0.25 μm，所占比例超过了 85%（见图 3a），这说明多数样品的中值半径小于0.25 μm，因而从总体上看，姬塬地区长6油层组储层砂岩较为致密、产油能力较低。该油区的中值半径与孔隙度和渗透率基本不具备相关性（见图 3b）。

2.1.3 均值孔喉均值越小，岩石孔喉越粗；孔喉均值越大，岩石孔喉则越细。姬塬地区长6油层砂岩中孔喉均值分布范围为10.19～14.10，平均为12.27，从频率分布图中可以看出样品的孔喉均值分布相对分散、且偏大（见图4a），反映出长6油层砂岩的平均孔喉半径小。均值与渗透率具有良好的负相关性，与孔隙度的相关性较差（见图4b）。

2.1.4 分选系数孔喉分选系数越小，岩石孔喉大小分选越好；孔喉分选系数越大，岩石孔喉大小分选越差。姬塬地区长6油层砂岩孔喉分选系数分布范围为0.28～2.83，平均为1.69。从频率分布图中可以看出分选系数分布比较分散（见图5a），这直接反映了长6油层组储层砂岩的孔喉半径粗细分选一般，总体均质性较差。分选系数与物性参数有较好的相关性。

图2 最大连通孔喉半径统计分布直方图及与物性的相关关系

图3 中值半径统计分布直方图及与物性的相关关系

图4 均值统计分布直方图及与物性的相关关系

图5 分选系数统计分布直方图及与物性的相关关系

图6 歪度统计分布直方图及与物性的相关关系

2.1.5 歪度孔喉歪度越小，岩石孔喉大小分布则越偏于小孔，孔喉歪度越大，岩石孔喉大小分布则越偏于大孔。姬塬地区长6油层砂岩中孔喉歪度分布范围为-5.58～1.10，平均为-0.12，70%集中分布在-0.35～0.35，因而多数样品的孔喉分布相对于平均值属细歪度，偏小孔。歪度与物性参数不具备相关性（见图6）。

2.2 孔隙与喉道的连通性

选择最大进汞饱和度评价孔喉的连通性。最大汞饱和度越小，岩石中未被汞所饱和的孔喉体积越大，孔喉的连通性越差；最大汞饱和度越大，岩石中未被汞所饱和的孔喉体积越小，孔喉的连通性越好。姬塬地区长6油层砂岩最大汞饱和度分布范围为12.90%～96.17%，平均为75%，集中分布在70%～90%，所占比例超过77%（见图7a），这说明总有效孔隙中，有约75%的空间是被喉道所连通的。这一参数反映出该储层的孔喉连通性中等。

2.3 孔喉渗流特性

选用排驱压力、饱和度中值压力和最小湿相饱和度三个参数来评价孔喉的渗流能力。

2.3.1 排驱压力排驱压力越小，岩石孔隙度和渗透率越好；排驱压力越大，岩石孔隙度和渗透率则越差。姬塬地区长6油层砂岩排驱压力分布范围为0.142～23.920 MPa ，平均为 1.83 MPa，集中分布在 0.5～3.5 MPa，且所占比例为70%（见图8a），因而多数样品具有较高的排驱压力，这反映了长6油层砂岩渗透性较差。排驱压力与渗透率成负相关性（见图8b）。

2.3.2 中值压力中值压力越小，岩石的孔隙度和渗透率越好，产油能力越强；中值压力越大，岩石的孔隙度和渗透率越差，产油能力越弱。姬塬地区长6油层砂岩中值压力分布范围为1.13～40.44 MPa，平均为9.09 MPa，集中分布在1～11 MPa，所占比例超过了74%（见图9a），这说明多数样品具有较高的中值压力，渗透性较差。中值压力与物性相关性不明显（见图9b）。

图7 最大进汞饱和度统计分布直方图及与物性的相关关系

图8 排驱压力统计分布直方图及与物性的相关关系

图9 中值压力统计分布直方图及与物性的相关关系

图10 最小湿相饱和度统计分布直方图及与物性的相关关系

2.3.3 最小湿相饱和度最小湿相饱和度反映仪器设定最高压力所对应的孔隙喉道半径（包括比它更小）的孔隙体积占整个岩样孔隙体积的百分数。该参数值越大，就表示这种小孔喉所占的体积越多，则孔喉渗流能力越差。姬塬地区长6油层砂岩最小湿相饱和度分布范围为3.83%～87.10%，平均为24.71%，集中分布在15%～32%，所占比例超过了68%（见图10a），该数值较大，反映储层渗透性较差。最小湿相饱和度与物性相关性不明显（见图10b）。

2.4 毛管压力曲线形态

毛管压力曲线能够比较直观地反映储层的孔隙结构，不同形态的毛管压力曲线代表不同的孔隙结构类型。姬塬地区长6油层岩石样品的毛管压力曲线重叠图（见图11）总体表现出较高排驱压力，孔喉分选性和连通性一般的特点。

图11 毛管压力曲线重叠图

3 综合评价

本文选取孔隙度、渗透率、排驱压力、饱和度中值压力、中值半径、均值、最大进汞饱和度等11个微观孔隙结构特征参数对姬塬地区长6油层组砂岩样品进行聚类分析将这些储层按砂岩孔隙结构分为4种类型（见表1，图12），并绘制各类型储层的分布图。

图12 4类毛管压力曲线重叠图

Ⅰ类储层：毛管压力曲线为斜平台型,孔喉连通性较好,孔喉歪度正偏,排驱压力和中值压力均较低，孔喉半径较大，且分布不均匀，渗透率较高，孔喉类型为中孔隙度微细喉型，表明储层的孔隙结构和渗流能力好，是本地区最好的孔隙结构类型。Ⅱ类储层：毛管压力曲线为斜平台型,孔喉连通性较好，微观孔隙结构各项参数都没有I类好，喉道分布不均匀，孔喉类型为中孔隙度微喉型，表明储层的孔隙结构和渗流能力中等，是本地区主要的储层。Ⅲ类储层：毛管压力曲线没有明显的平台，孔喉连通性差，微观孔隙结构各项参数都没有前两类好，孔喉类型为小孔隙度微喉型，表明储层的孔隙结构和渗流能力差。Ⅳ类储层：毛管压力曲线形态上没有出现平台，为一陡斜坡状，较陡。储层的孔隙结构和渗流能力差，为非有效储层。