低渗透油藏微观孔隙结构特征研究

曹宝格 李源流 肖玲 杨成 巨恳 麦韬

摘    要：低渗透油藏孔隙和喉道尺寸差异大，流体在其中的渗流阻力差异大，开发效果较差。为合理开发低渗透油藏，以白狼城油区长2油藏为例，采用恒速压汞法重新认识储层的微观孔隙结构特征。研究结果表明，长2储层孔隙为中孔隙，喉道为微-细喉道，平均孔喉比大;喉道大小是储层渗透性的主要控制因素，且喉道控制有效体积大，占总孔隙体积的40.2%～66.7%;油田开发早期主要采出孔隙中的原油，剩余油主要集中在喉道体积中，进一步开采难度较大。结合油田开发实际及储层特征，采用酸化或加大压裂规模的方法可改善孔喉配置关系，提高油井产量。研究结果为提高低渗透油藏储量动用程度、缓解我国石油供需矛盾和石油工业的可持续发展具重要现实意义。

关键词：孔隙;喉道;恒速压汞;低渗透油藏

储层的微观孔隙结构直接控制着储层的储集和渗流能力，并决定油气藏的产能大小及分布[1]，对储层微观孔隙结构特征的研究是开发好低渗透油藏的关键[2-3]。低渗透储层孔喉大小主要为微纳米级，喉道特征是低渗储层渗流性质的决定性因素[4-5]。传统孔隙结构研究方法——高压压汞法，只能求取孔喉分布的模糊信息，而同一毛管压力曲线具多解性，其研究精度达不到低渗储层孔喉表征需求[6]。近年来出现的恒速压汞技术是一种精度较高的储层微观孔隙结构测试技术，该方法以非常低的进汞速度维持准静态的进汞过程，依据进汞压力的涨跌来获取孔喉信息，可同时定量测定孔隙和喉道的动态参数[7-9]，更适用于描述低渗透油藏的微观孔喉结构特征研究[10-11]。本文以白狼城油区长2油藏为例，主要采用恒速压汞方法重新认识低渗透储层的微观孔隙结构，以此提出下一步开发思路[12]。

1  储层概况

白狼城油区长2油藏为典型低渗透油藏，储层平均孔隙度16.4%，平均渗透率15.1×10-3 μm2。储层岩石以长石砂岩为主，次为岩屑长石砂岩，岩石中长石含量40%～50%;石英含量20%～35%;岩屑含量15%左右。岩石粒度分选中等，磨圆以次棱-次圆为主，压实作用较强，颗粒间一般为线接触。储层中胶结类型为粘土胶结，含量8%左右。孔隙填隙物包括自生方解石、绿泥石及少量伊利石。长2油藏从1993年6月发现工业油流至今经历了弹性能量开采、局部注水开发和全面注水开发。全面注水后油田产量持续上升，于2012年产量达到最高，经4年稳产后产量开始或出现明显递减。

2  微观孔隙结构特征研究

2.1  孔隙分布特征

据研究区长2油藏6块岩样的恒速压汞实验结果（图1，表1），不同样品孔隙半径基本符合正态分布特征，储层孔隙半径主要在50～150 μm。随岩心渗透率变化，孔隙半径宽窄发生变化，岩心渗透率越高，孔隙分布范围越宽，岩心渗透率越低，孔隙分布范围越窄。6块样品孔隙半径峰值在60～107.5 μm。据表2中孔隙分级标准，长2储层孔隙属中-大孔隙，以中孔隙为主，且平均孔隙半径越大，孔隙度和渗透率越大，平孔隙半径与渗透率之间的相关性更强。

2.2  喉道分布特征

据恒速压汞实验结果（图2），6块样品喉道半径基本符合正态分布特征，储层岩心渗透率越低，喉道半径分布范围越窄，其峰值对应的喉道半径越小，喉道分选越好，岩心渗透率越高，喉道半径分布范围越宽，喉道分选变差。实验岩心的喉道半径峰值在0.08～0.77 μm。据表2中喉道分级标准，研究区长2储层喉道属微-细喉道，平均喉道半径越大，孔隙度和渗透率越大，但平均喉道半径与渗透率之间的相关性更好。相比孔隙半径，喉道半径与渗透率之间的相关性更强，且随平均喉道半径增大，渗透率以指数函数式增大。因此，喉道大小是储层渗透性的主要控制因素。

2.3  有效孔喉体积变化特征

据恒速压汞实验结果（表2），单位岩样有效孔隙体积与孔隙度之间的相关性很强，单位岩样有效喉道体积与储层渗透率之间的相关性很高，说明储层岩石的有效孔隙体积决定了储集层储集流体的能力，有效喉道体积则决定了储层的渗流能力。研究区储层中喉道控制的有效体积占总孔隙体积的40.2%～66.7%，即一半左右流体储存在于喉道控制体积中，储集在喉道控制体积中的流体越多，流体在其中的渗流阻力越大，开采难度越大。

2.4  孔喉配置关系

儲层孔喉半径比反映了孔喉配置关系，其值越小，孔隙、喉道大小差异越小，孔喉配置关系越好，储层流体的微观渗流能力越强[5，13]。研究区长2储层的平均孔喉半径比与渗透率之间表现出很强的负相关性（图3），岩心渗透率越高，孔喉比分布范围越窄，平均孔喉半径比越低，孔隙分选性越好。储层的平均孔喉比主要在75～188，孔喉半径比明显偏大，单个孔隙被大量小喉道控制，原油通过微细喉道时需克服较大的毛细管阻力，油气难以流动，开采难度大[14-15]，采收率低。因此，要提高油田的开发效果，应改变孔喉配置关系。

2.5  渗透率贡献和累积渗透率贡献率与平均喉道半        径的关系

据喉道半径对渗透率的贡献率和累积渗透率贡献曲线（图4），岩心渗透率不同，喉道大小对渗透率的贡献率不同，累积渗透率贡献曲线上升规律不同。（1）渗透率小于1×10-3μm2的岩心，属微喉道，小喉道对渗透率的贡献率很大而大喉道对渗透率的贡献率很低，累积渗透率的贡献曲线初期增加缓慢，后期上升很快，说明在超低渗透油藏中，流体的渗流能力取决于微喉道中诸多的小喉道，而大喉道对渗流能力的贡献很低;（2）渗透率较大（>50.1×10-3μm2）的岩心，属细喉道，渗透率贡献率峰值左侧曲线比右侧曲线平缓，累积渗透率的贡献曲线初期快速增加，后期上升缓慢，说明常规油藏孔隙中的大喉道对渗流能力的贡献大于小喉道对渗流能力的贡献;（3）渗透率介于1.1×10-3～50.1×10-3 μm2的低渗、特低渗透岩心，属微-微细喉道，累积渗透率的贡献曲线两头上升慢，中间上升较快，但岩心渗透率越低，渗透率贡献曲线范围越窄，累积渗透率贡献曲线早期上升相对较慢而后期上升较快，说明在低渗、特低渗透性油藏中，储层物性越差，喉道半径分布越集中，小喉道对渗透率的贡献越大[12-13]。

2.6  恒速压汞毛管压力曲线特征

据恒速压汞实验的孔隙、喉道和总体毛细管压力曲线测定结果，进汞压力较小时，汞首先进入大孔隙所控制的孔隙体积，喉道影响不明显，总体毛细管压力曲线与孔隙毛细管压力曲线形态基本一致。随进汞压力增加，汞开始进入喉道所控制的孔隙，孔隙毛细管压力曲线开始上翘，喉道开始起主要控制作用。待喉道连通的所有孔隙被汞充满之后，继续增加进汞压力，汞进入更为细小的喉道，此时的总体毛细管压力曲线完全取决于喉道毛细管压力曲线的变化[16]。据恒速压汞实验结果，将研究区储层的毛细管曲线形态分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ 3种类型（表3）。

Ⅰ类  该类样品有效孔隙和有效喉道数量较多，排驱压力大，进汞量高，孔喉分选较好，是储集能力好、渗流能力强的储层，是研究区好的储层典型代表。

Ⅱ类  该类样品中有效孔隙和有效喉道数量较Ⅰ类少，排驱压力中等，进汞量较高，孔喉分选性较差，是储集能力中等、连通性一般的储层，是研究区中等储层的代表。

Ⅲ类  该类样品中有效孔隙和有效喉道数量很少，排驱压力高，孔喉分选差，进汞量低，是储集能力差、连通差的储层，是研究区差储层的代表。

综上，白狼城油区长2油藏孔隙半径远大于喉道半径，在开发早期，采出的原油来自易采出的孔隙控制的体积，油井产量高，随原油的逐渐开采，原油主要剩余在喉道控制的体积中。由于储层中喉道半径小、喉道数量大、喉道控制的有效体积很大，导致油井产量降低。因此，为提高油井产量，必须改变目前开发方法（小型压裂），采取改变储层孔喉配置关系的方法对储层实施有效改造。长2储层中绿泥石的含量较高，主要以2种形式存在于孔隙中[17-19]：一是充填于孔隙当中，造成剩余粒间孔隙减小，孔隙度降低;二是以绿泥石膜的形式附着在岩石颗粒表面，降低了储层的储集性能。因此，绿泥石的存在不仅使砂岩储层的孔隙体积变小，且使喉道变窄，降低了储层的渗流能力。结合储层孔隙半径远大于喉道半径的事实，绿泥石的存在对长2储层喉道的影响更大。绿泥石一般易溶于酸，是较强的酸敏矿物。因此，通过酸化方法可改善孔喉配置关系。另一方面，研究区油井虽基本进行了压裂，但压裂规模小，针对喉道中存在大量的剩余油的事实，可通过加大压裂规模的方法改善孔喉配置关系，提高油井产量。

3  结论

（1）长2储层以中孔隙为主，微-细喉道发育，孔喉比大，喉道大小是储层渗透性的主要控制因素。

（2）由于储层中孔隙半径远大于喉道半径，且喉道控制的有效体积占总孔隙体积的40.2%～66.7%，因此，在开发早期，采出的原油来自易采出的孔隙控制的体积，油井产量高，随原油的逐渐开采，原油主要剩余在喉道控制的体积中;原油通过微细喉道时需要克服较大的毛细管阻力，被采出的难度较大，需采取改变储层孔喉配置关系的方法对储层实施有效的改造。

（3）长2储层中绿泥石的含量较高，绿泥石的存在不仅使砂岩储层的孔隙体积变小，且使喉道变窄，降低了储层的渗流能力，绿泥石的存在对长2储层喉道的影响更大。通过酸化和加大压裂规模的方法可以改善孔喉配置关系，提高油井产量。

（4）常规油藏中流体的渗流能力取决于孔隙中的大喉道，超低渗透油藏中流体的渗流能力取决于微喉道中诸多的小喉道，而低渗、特低渗透性油藏中，流体的渗流能力介于二者之间，且储层物性越差，喉道半径分布越集中，小喉道对渗透率的贡献越大。

参考文献

[1]    郝乐伟，王琪，唐俊.储层岩石微观孔隙结构研究方法与理论综述[J].岩性油气藏，2013，25（5）：123-128.

[2]    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.

[3]    Soeder D J，Chowdiah， Prasan. Pore geometry in high and low permeability sandstones travis peak formation East Texas[C]. Gas technology， SPE 11729， 1990：45-51. 25（5）：123-128

[4]    高永利，張志国.恒速压汞技术定量评价低渗透砂岩孔喉结构差异性[J].地质科技情报，2011，30（4） ： 73 -76.

[5]    庞振宇，李艳，段伟，等.低渗、特低渗储集层微观孔隙结构分类表征——以延长油田延长组长2段和长6段储集层为例[J].新疆石油地质，2017，38（2）：193-197

[6]    栗亮，栗文，仇文博.低渗储层微观孔隙结构研究进展[J].当代化工，2017，46（8）：1622-1625

[7]    高辉，解伟，杨建鹏等.基于恒速压汞技术的特低-超低渗砂岩储层微观孔喉特征[J].石油实验地质，2011，33（2）：206-211.

[8]    李卫成，张艳梅，王芳，等.应用恒速压汞技术研究致密油储层微观孔喉特征——以鄂尔多斯盆地上三叠统延长组为例[J].岩性油气藏，2012，24（6）：60-65.

[9]    于俊波，郭殿军，王新强.基于恒速压汞技术的低渗透储层物性特征[J].东北石油大学学报，2006，30（2）：22-25.

[10]  马瑶，李文厚，刘哲，等. 低渗透砂岩储层微观孔隙结构特征——以鄂尔多斯盆地志靖-安塞地区延长组长 9 油层组为例[J]. 地质通报，2016，35（2-3）：398-405.

[11]  何順利，焦春艳，王建国，等. 恒速压汞与常规压汞的异同[J]. 断块油气田，2011，18（2）：235-237.

[12]  崔连训. 恒速压汞及核磁共振在低渗透储层评价中的应用[J]. 成都理工大学学报（自然科学版），2012，39（4）：430-433.

[13]  朱永贤，孙卫，于峰，等.应用常规压汞和恒速压汞实验方法研究储层微观孔隙结构——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.

[14]  朱玉双，柳益群，赵继勇，等.不同流动单元微观渗流特征研究——以华池油田长3油藏华 152 块为例[J].石油实验地质，2008，30（1）：103-108.

[15]  孙卫，曲志浩，李劲峰.安塞特低渗透油田见水后的水驱油机理及开发效果分析[J].石油实验地质，1999，21（3）：256-259.

[16]  马维谦，孙龙，彭恒.应用恒速压汞研究低渗透储层微观孔隙结构——以华庆地区长 63为例[J].地下水，2016，38（6）：186-188.

[17]  姚经利，王琪，张瑞，等.鄂尔多斯盆地华庆地区延长组长6砂岩绿泥石膜的形成机理及其环境指示意义[J].沉积学报，2011，29（1）：72-79.

[18]  兰叶芳，黄思静，吕杰.储层砂岩中自生绿泥石对孔隙结构的影响——来自鄂尔多斯盆地上三叠统延长组的研究结果[J].地质通报，2011，30（1）：134-140.

[19]  兰叶芳，黄思静，梁瑞，张雪花.自生绿泥石对砂岩储层孔隙度-渗透率关系的影响——以鄂尔多斯盆地姬源-华庆地区三叠系长8油层组为例[J].成都理工大学学报（自然科学版），2011，38（3）：313-320.

Study on the Micropore Structure Characteristics in Low Permeability Reservoir，take Chang 2 Reservoir in Bailangcheng

Oil area as An Example

Cao Baoge1， Li Yuanliu2， Xiao Ling3， Yang Cheng4， Ju Ken5， Mai Tao6

（1. Shaanxi Key Laboratory of Advanced Stimulation Technology for Oil & Gas Reservoirs in Xi’an Shiyou University， Petroleum Engineering Institute， Xi’an Shiyou University， Xi’an， Shanxi 710065， China;2. School of Earth Sciences

and Engineering， Xi’an Shiyou University， Xi’an， Shanxi 710065， China;3. Xi'an School of Geosciences and engineering， University of petroleum， Xi'an 710065， Shaanxi Province;4. No.2 oil plant of qinghai oilfield CNPC，Qinghai Province，Mang`ai city;5. No.1 oil plant of qinghai oilfield CNPC，Qinghai Province，Mang`ai city;

6. No.4 oil plant of qinghai oilfield CNPC，Qinghai Province，Mang`ai city）

Abstract： The pore and throat size of low permeability reservoir are different， in which the filtrational resistance of fluid is different， and the development effect is poor. In order to develop low permeability reservoir reasonably， in this paper， the micropore structure characteristics of the reservoir are reviewed by constant rate mercury-injection taking Chang 2 reservoir in Bailongcheng oilarea as an example. The results show that the pores of Chang 2 reservoir are medium pores， throats are micro-thin throats， and the average pore throat ratio is big; the size of the throat is not only the main controlling factor of reservoir permeability， but also the effective volume controlled by throats is large， accounting for 40.2% ～ 66.7% of the total pore volume; in the early stage of oilfield development， crude oil was mainly extracted from the pores， and the remaining oil was mainly concentrated in the throat volume， which was more difficult to further exploit; combined with the actual oil field development and reservoir characteristics， acidizing or increasing the scale of fracturing can be used to improve the pore and throat configuration relationship and increase oil well production. The research results of this paper are of great practical significance for improving the utilization of low permeability reservoir reserves and alleviating the contradiction between oil supply and demand and the sustainable development of petroleum industry in China.

Key words：  Pore;Throat;Constant-rate mercury-injection; Low permeability reservoir