低渗透油藏特征及开发潜力评价研究

1 低渗、特低渗油藏特征及开发潜力评价研究 熊伟 单文文 刘先贵 苗 盛 胡志明 （中石油勘探院廊坊分院渗流所） 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 2

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 根据恒速压汞数据计算平均喉道半径和主流喉道半径方法如下： 平均喉道半径： ；

主流喉道半径：对渗透率累积贡献达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。

niiicrR12

)( 3

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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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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

图2 巴彦查干岩心喉道分布曲线 0510152025300246810喉道半径(微米)

分布百分数（％）K=18.8

K=0.39K=5.58

05101520250246810喉道半径（微米）

分布百分数(%)K=6.44

K=.57K=8.08

图3 长庆低渗透岩心喉道分布曲线 040801201602000510152025渗透率（md）孔道半径（微米）长庆大庆图4 长庆、大庆低渗透岩心孔道分布曲线 4

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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；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，导致其渗流能力也完全不同。因此，恒速压汞孔隙结构参数是反映低渗透油藏特征的主要参数。

图5-1 大庆、长庆低渗透岩心平均喉道对比曲线 图6-2 主流喉道对比曲线 012345

0102030渗透率（md）平均喉道半径（微米）长庆大庆0123450102030渗透率（md）

主流喉道半径(微米)大庆长庆 5

012345670246810喉道半径微米分布百分数（％）长庆 k=1.72大庆 K=1.5 图6 不同地区相近渗透率岩心孔隙结构对比 三、可动流体饱和度研究 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时，其可动流体饱和度随渗透率增大而增大，渗透率小于102310m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。

四、启动压力梯度研究 启动压力梯度是低渗透油藏渗流必须克服的附加阻力。启动压力产生机制主要是孔隙表面和流体的相互作用所致。启动压力梯度测试方法采用稳态渗流方法，实验流体为标准盐水，流量和压力曲线拟合至压力轴的交点值为启动压力[11,12]。图9是大庆和长庆低渗透岩心启动压力梯度与渗透率关系曲线，曲线表明随渗透率减小，启动压力梯度增大。在相同渗透率条件下，大庆低渗透岩心的启动压力梯度大于长庆岩心相应值。