W区长9油层组储层孔隙结构与可动流体饱和度研究

王艳　(延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西 西安 710075)

李伟峰　(延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西 延安 716001)

石彬，陈芳萍　(延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西 西安 710075)



W区长9油层组储层孔隙结构与可动流体饱和度研究

王艳(延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西 西安 710075)

李伟峰(延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西 延安 716001)

石彬，陈芳萍(延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西 西安 710075)

[摘要]W区位于鄂尔多斯盆地最为宽广的伊陕斜坡中段，整体表现为西倾单斜，坡度仅1°左右。延长组长9油层组为典型低孔、低渗储层。利用恒速压汞测试获得不同渗透率岩样的孔道半径、喉道半径分布曲线，其孔道半径分布差异不大，而喉道半径差异较大。运用核磁共振技术结合离心法确定W区横向弛豫时间τ2的截止值(τ(2，cutoff))；渗透率低于0.1mD的岩心核磁图谱主要为单峰结构，平均可动流体饱和度为23.68%，流体主要受到纳米级和亚微米级喉道所控制；渗透率高于0.1mD的岩心核磁图谱主要为双峰结构，平均可动流体饱和度为55.56%，可动流体主要赋存在亚微米和微米孔隙中。

[关键词]孔隙结构；可动流体；恒速压汞；核磁共振

W区位于鄂尔多斯盆地最为宽广的伊陕斜坡中段，整体表现为坡度仅1°左右的西倾单斜构造。随着油田新增油藏品质的不断下降，低渗、特低渗透储量所占比例越来越大。该类油藏埋藏深、物性差、岩性多变、含油丰度低，利用常规的孔隙度、渗透率难以评价该类油藏的开发潜力。为此，笔者选取W区延长组长9油层组三角洲前缘相沉积的低渗透储层岩心(东部3口取心井位于砂体厚度大、分选好的水下分流河道主体，西部2口取心井位于砂体较薄、分选差的水下分流河道侧翼)，利用恒速压汞技术在准静态进汞过程毛细管压力变化仅受到储层喉道与孔道控制的原理，获得有关孔道数量、孔喉比、孔道大小等孔隙结构信息；利用核磁共振岩心分析求取可动流体饱和度。

1孔隙度、渗透率数据分析

选取W区长9油层组6口井共40块岩心测试孔隙度、渗透率数据，岩心深度在2000～2300m之间，岩性主要为浅灰色细粉砂岩。孔隙度主要分布在5%～15%，平均9.5%(图1(a))；渗透率主要分布在0.01～1.00mD之间，平均0.1mD(图1(b))，孔隙度和渗透率都有随岩心深度增加而减小的趋势。

图1　研究区孔隙度(a)及渗透率直方图(b)

图2　油迹、荧光显示岩心孔、渗关系图

W区岩心主要为荧光显示和油迹显示，荧光显示的岩心渗透率分布为0.001～0.015mD，孔隙度分布为2.0%～8.0%；油迹显示的岩心渗透率分布为0.032～3.997mD，孔隙度分布为5.3%～15.5%，油迹显示岩心孔、渗物性优于荧光显示岩心(图2)。从图2还可以看出：荧光显示的岩心孔、渗关系相关性小；油迹显示的岩心孔隙度随着渗透率的增加而增加，呈线性关系；当岩心中出现裂缝时，表现为渗透率较高而孔隙度较小。

2储层微观孔隙结构特征

对W区内4口取心井7块岩样进行恒速压汞法测试[1，2]，测试结果见表1。平均喉道半径、最大喉道半径、平均孔喉比以及分选系数与渗透率均呈良好的对数关系(图3)。渗透率越小，储层平均喉道半径和最大喉道半径越小；而平均孔喉比越大，特别是当渗透率小于0.1mD时，喉道半径急剧减小，而孔喉比急剧增大，由此造成储层开发难度显著增大；而当渗透率大于0.1mD时，平均喉道半径均在1μm(细喉道级别)以上，而最大喉道半径均在2μm(中喉道级别)以上，开发难度适中。

表1　恒速压汞测试结果

图3　渗透率与平均喉道半径、主流喉道半径、最大喉道半径、分选系数关系图

对不同渗透率岩心对应的喉道半径、孔道半径(图4)分析发现，不同渗透率的岩心，孔道半径分布差异不大。而喉道半径差异较大。渗透率越低，喉道半径分布越集中于低值区且展布范围窄，曲线峰值高；随渗透率增大，展布范围向高值区扩展，但曲线峰值降低。由此可见，岩样的渗流能力主要受喉道半径的制约[3～8]。

图4　不同渗透率岩心对应喉道半径(a)及孔道半径(b)频率图

3可动流体饱和度研究

对特低、超低储层而言，只以孔隙度、渗透率来判断储层物性的好坏存在很大欠缺，而可动流体百分数[3]是一个优于孔隙度、渗透率表征特低渗透储层物性的参数。运用核磁共振技术结合离心法[4～7]研究储层可动流体饱和度及标定储层岩石弛豫时间τ2的截止值(τ2，cutoff)，准确计算可动流体饱和度，从而更为快速有效地评价特低、超低储层。

3.1可动流体τ2，cutoff标定

弛豫时间谱代表了岩石孔径的分布情况，当岩石孔径小到某一程度后，孔隙中流体因受毛细管力束缚无法流动。因此，当孔隙流体的弛豫时间大于某一弛豫时间时，流体为可动流体，反之为束缚流体，该弛豫时间界限即称为可动流体τ2，cutoff[8～12]。确定τ2，cutoff的方法：根据脱去可动水后的岩心τ2谱，计算累积τ2信号量，再在全饱和水岩心的τ2谱上找一点，使其左边的累积τ2信号量与脱去可动水后总累积τ2信号量相等，该点对应的τ2即为τ2，cutoff。

3.2可动流体饱和度分析

τ2图谱是核磁共振测试所得的最为直观的结果之一[13]，其对不同的孔隙结构类型具有不同的响应，反映在图谱上即为存在不同的峰数和峰值。从测试结果来看，W区的核磁图谱以单峰和双峰形态为主，表明研究区储层中存在2种或更多种的孔隙结构类型。从整体规律来看，随着岩心渗透率的降低，τ2谱的高峰值逐渐向左(低值区)移动，表明随着渗透率的降低，可动流体部分越来越少。

如图5、6所示，当渗透率小于0.1mD时，核磁图谱主要以单峰形式出现，流体主要以束缚流体为主，平均可动流体饱和度为23.68%，开发潜力较小；当渗透率增大时，图谱曲线在τ2较大的区间有所抬升，并有形成双峰曲线的趋势。当渗透率大于0.1mD时，核磁图谱主要以双峰形式出现，右锋逐渐升高；在渗透率达到一定程度后，右锋幅值高于左锋幅值，流体中可动流体部分随渗透率增加逐渐增多，平均可动流体饱和度为55.56%，具有较大开发潜力。

图5　渗透率低于0.1mD岩心核磁图谱　　　　　　　　　图6　渗透率高于0.1mD岩心核磁图谱

3.3可动流体在岩心中的赋存特征

流体在岩心中分为可动流体和束缚流体，可动部分和束缚部分主要依靠喉道半径所控制，结合离心标定技术，在某一离心力下能够被分离出来的流体称之为可动流体，留在岩心内部不能够被分离的称之为束缚流体。岩心流体在通过不同离心力分离后，能够得到分布在岩心各孔隙空间的流体与可动流体。岩心可动流体分布特征：渗透率较小时，可动流体主要分布在纳米孔隙空间，随着渗透率增加，亚微米级孔隙空间可动流体显著增加，渗透率进一步增加，微米级孔隙空间可动流体逐渐占主导地位。

不同喉道半径控制的流体比例如表2所示，可以看出，在渗透率小于0.1mD时，84.23%的流体分布在小于0.1μm喉道所控制的空间内，属于束缚流体，很难动用，该储层很难开发；渗透率区间为0.1～1.0mD的岩样，有47.06%的流体属于束缚流体，43.35%的流体赋存在0.1～1.0μm的喉道所控制的区间内，9.59%的流体赋存在大于1.0μm的喉道所控制的区间内，该类储层有一定的开发潜力；渗透率大于1.0mD的岩样，有42.67%的流体难以动用，33.02%的流体赋存在0.1～1.0μm的喉道所控制的区间内，24.31%的流体赋存在大于1.0μm的喉道所控制的区间内，该类储层较易动用，具有较大的开发潜力。

表2　岩心中不同喉道半径控制的流体比例统计表

4结论

1)W区长9油层组储层岩心主要为浅灰色细粉砂岩，荧光显示岩心渗透率区间为0.001～0.015mD，孔隙度为2.0%～8.0%；油迹显示岩心渗透率区间为0.032～3.997mD，孔隙度为5.3%～15.5%。

2)不同渗透率的岩心，孔道半径分布差异不大，而喉道半径差异较大，渗透率越低，喉道半径分布越集中于低值区且展布范围窄，曲线峰值高，随渗透率增大，展布范围向高值区扩展，但曲线峰值降低。

3)渗透率低于0.1mD岩心核磁图谱主要为单峰结构，平均可动流体饱和度为23.68%，流体主要受到纳米级和亚微米级喉道所控制，开发难度极大；渗透率高于0.1mD岩心核磁图谱主要为双峰结构，平均可动流体饱和度为55.56%，可动流体主要赋存在亚微米和微米孔隙中，开发相对比较容易，有较好的开发潜力。

[参考文献]

[1]张仲宏，杨正明，刘先贵，等. 低渗透油藏储层分级评价方法及应用[J]. 石油学报，2012，33(3)：437～441.

[2]师调调，孙卫，何生平. 低渗透储层微观孔隙结构与可动流体饱和度关系研究[J]. 地质科技情报，2012，31(4)：81～85.

[3]高辉，孙卫. 特低渗透砂岩储层可动流体变化特征与差异性成因——以鄂尔多斯盆地延长组为例[J]. 地质学报，2010，84(8)：1223～1231.

[4]郑可，徐怀民，陈建文，等. 低渗储层可动流体核磁共振研究[J]. 现代地质，2013，27(3)：710～718.

[5]王瑞飞，陈明强. 特低渗透砂岩储层可动流体赋存特征及影响因素[J]. 石油学报，2008，29(4)：558～561，566.

[6]王为民，郭和坤，叶朝辉. 利用核磁共振可动流体评价低渗透油田开发潜力[J]. 石油学报，2001，22(6)：40～44.

[7]陈志海. 特低渗油藏储层微观孔喉分布特征与可动油评价——以十屋油田营城组油藏为例[J]. 石油实验地质，2011，33(6)：657～661，670.

[8]杨希濮，孙卫. 鄂尔多斯盆地低渗透油藏孔隙结构特征及影响因素分析[J]. 特种油气藏，2011，18(6)：44～47+125.

[9]全洪慧，朱玉双，张洪军，等. 储层孔隙结构与水驱油微观渗流特征——以安塞油田王窑区长6油层组为例[J]. 石油与天然气地质，2011，32(6)：952～960.

[10]杨正明，边晨旭，刘先贵，等. 典型低渗油区储层特征及水驱可动用性研究[J]. 西南石油大学学报(自然科学版)，2013，35(6)：83～89.

[11]蔡玥，李勇，葛善良，等. 超深低渗透碎屑岩储层微观孔隙结构特征研究——以塔中顺托果勒地区柯坪塔格组下段为例[J]. 石油天然气学报(江汉石油学院学报)，2014，36(8)：12～17.

[12]熊伟，刘华勋，高树生，等. 低渗透储层特征研究[J]. 西南石油大学学报(自然科学版)，2009，31(5)：89～92，200～201.

[13]陈杰，周改英，赵喜亮，等. 储层岩石孔隙结构特征研究方法综述[J]. 特种油气藏，2005，12(4)：11～14，103.

[编辑]龚丹

[文献标志码]A

[文章编号]1673-1409(2016)5-0031-05

[中图分类号]P631.84

[作者简介]王艳(1982-)，女，硕士，工程师，从事油气田开发与开采技术工作，272763681@qq.com。

[收稿日期]2015-05-26

[引著格式]王艳，李伟峰，石彬，等.W区长9油层组储层孔隙结构与可动流体饱和度研究[J].长江大学学报(自科版), 2016,13(5):31～35.