油水两相共渗区面积作为特低渗透油藏储层评价参数的论证

屈雪峰，雷启鸿，周雯鸽 赵国玺，刘丽丽，刘 毅（低渗透油气田勘探开发国家工程实验室 特低渗透油气田勘探开发先导性试验基地，陕西 西安710018）

油水两相共渗区面积作为特低渗透油藏储层评价参数的论证

屈雪峰，雷启鸿，周雯鸽 赵国玺，刘丽丽，刘 毅（低渗透油气田勘探开发国家工程实验室 特低渗透油气田勘探开发先导性试验基地，陕西 西安710018）

特低渗透油藏砂体变化大、特征复杂，实现不同地区、不同层系储层的定量分类评价，筛选相对有利富集区是确保油藏有效开发的基础。在利用地质条件约束下的岩性、物性、含油性、孔隙结构、存储系数、单井产能等储层静态参数的基础上，深化已开发特低渗透油藏相对渗透率曲线特征研究，为特低渗透油藏储层评价提供新的依据。

特低渗透油藏；相渗曲线；油水两相共渗区面积；储层评价

根据长庆油田已经高效开发的靖安长6和姬塬长4＋5、长6、长8及西峰长8等渗透率小于1×10－3μm2的特低渗透油藏的相对渗透率曲线，深入研究其曲线特征点值及影响因素［1］；依据储层静态、动态参数对产能的贡献进行权重分析；首次引入 “油水两相共渗区面积”的概念，利用启动压力梯度［2］与共渗区面积的关系，确立了判识初期单井产能的定量标准；结合储层静态参数引入相渗动态参数，修正完善了储层多因素定量分类评价技术体系［3］，在G油田M储层初步应用取得了较好的效果。

1 相对渗透率曲线特征

相对渗透率是岩石与流体相互作用的动态特性参数。特低渗透油藏孔隙度、渗透率、相对渗透率曲线 （简称 “相渗曲线”）特征点值服从正态分布，根据累积频率25%与75%所对应的特征点值将相渗曲线分为A、B、C类型。A型孔隙类型相对B型、C型属于高孔、高渗储层，孔隙度大于12.5%，渗透率大于0.6×10－3μm2，随着含水饱和度的增加，油相相对渗透率缓慢下降、水相相对渗透率上升较快，束缚水饱和度（Swi）、残余油饱和度（Sor）相对较小，油水两相共渗区范围（Swr－Swi）、等渗点时相对渗透率（Krx）及残余油时水相相对渗透率（Krw）相对较高（图1、表1）。

图1 不同类型相对渗透率曲线特征

表1 不同类型相对渗透率曲线特征值

2 影响相渗特征点值的因素

2.1 岩石学特征

已高效开发的靖安长6和姬塬长4＋5、长6、长8及西峰长8等渗透率小于1×10－3μm2的特低渗透油藏，不同相渗类型储层碎屑成分相同，均以石英、长石、岩屑为主，石英含量平均23.7%～28.0%，长石含量41.8%～48.68%，岩屑含量12.02%～12.91%，碎屑含量没有明显的差别，表现为矿物成熟度均等。

2.2 孔隙类型及面孔率

图2 3种不同相渗类型典型毛管压力曲线

203块样品分析显示，符合A型、B型、C型的相渗曲线对应的储层孔隙类型主要包括粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔、浊沸石溶孔、晶间孔、微裂隙等多种类型，尤以粒间孔、长石溶孔、浊沸石溶孔为主要储集空间。A型平均面孔率高 （5.33%），粒间孔（3.7%）、溶孔含量高 （1.54%）；B型平均面孔率相对A型低 （4.38%），粒间孔 （2.93%）、溶孔含量较低 （1.45%）；C型平均面孔率低 （3.58%），粒间孔 （2.34%）、溶孔含量低 （1.24%）。储层面孔率是影响相渗曲线的主要因素。

2.3 岩石孔喉结构

储层微观孔隙结构也是影响岩石渗流性质的重要因素。岩石的几何形态以及组合特征直接影响相渗特征点值的大小。104块样品分析，A型压汞曲线与B型、C型相比，具有较长的平台段，表明储层分选较好，排驱压力最小 （0.5MPa）、中值半径最大（0.2μm）；C型排驱压力最大 （1.3MPa）、中值半径最小 （0.13μm）。从A型、B型到C型孔喉相对逐渐变细小，进汞饱和度、退汞效率依次减小 （图2）。

3 初期单井产能的判识

从上面的研究可知不同类型相渗曲线特征点值受岩石孔隙大小、孔喉结构的影响，通过分析，相渗特征点值与单井初期产能存在一定的正相关性，因此首次提出 “油水两相共渗区面积”的概念，结合与启动压力梯度的关系来判识单井初期产能。

3.1 油水两相共渗区面积定义

3.2 油水两相共渗区面积、启动压力梯度与产能之间的关系

根据文献 ［2］的研究结果，渗透率小于1.0×10－3μm2时，启动压力梯度随渗透率的降低而上升，当渗透率小于0.25×10－3μm2时，启动压力梯度快速上升。

从图3可见，随着启动压力梯度增加，油水两相共渗区面积呈幂指数减小。当启动压力梯度小于0.025MPa/cm2、油水两相共渗区的面积＞1.2%时，单井初期产能＞2.5t/d；当启动压力梯度介于0.025～0.08MPa/cm2之间、油水两相共渗区的面积＜1.8%时，单井初期产能分布在1.0～2.5t/d范围内；当启动压力梯度＞0.08MPa/cm2、油水两相共渗区的面积＜1.8%时，单井初期产能＜1.0t/d。

图3 油水两相共渗区面积与启动压力梯度关系

4 储层静态参数与动态参数对产能的权重分析

地质条件约束下的岩性、物性、含油性、孔隙结构、地层系数、存储系数等储层静态参数对储层评价都有一定的影响，模糊数学评价方法中，综合考虑它们对储层贡献的大小，对储层进行定量评价［3］。从前面的分析可以看出，油水两相共渗区的面积与产能也存在一定的正相关性，说明相渗动态参数对储层评价也是有影响的。用因子分析法提取出特低渗透油藏中最能影响储层的4个主控因子，利用回归分析法得到它们与初期单井产能Q的关系式：

式中，kh是地层系数，与储层渗透率与有效厚度有关；S是油水两相共渗区的面积；Krw是残余油时水相相对渗透率；Smv是可动流体饱和度。式（1）相关系数达到了0.8730。为了了解各因子在储层评价中对储层贡献的大小，将其数值归一化后拟合出关系式（2），式中系数的大小能相对反映各参数对产能的权重。

从式（2）可以看出，地层系数、油水两相共渗区面积和可动流体饱和度对单井初期产能起着决定性的作用。油水两相共渗区面积对产能的权重仅次于地层系数，因此，它在特低渗透油藏储层评价中的作用不可忽视，这一属性需要考虑且至关重要。

5 应用效果分析

G油田M储层发育了三角洲前缘、半深湖－深湖相。其中，三角洲前缘亚相沉积微相为水下分流河道，半深湖－深湖相沉积微相为重力流沉积的浊积水道，三角洲前缘亚相水下分流河道微相是M储层成藏的有利相带 （图4）；来自北东物源交汇沉积的大规模砂体是M储层成藏的有利部位；绿泥石膜长石溶蚀相是M油层有利的成岩相，储层物性好，成岩相是控制储层物性的主要因素 （图5）。

G油田M储层平均渗透率＜0.2×10－3μm2，相对渗透率曲线属于C型，由于实际生产中，取心井是少数，但是口口井都要测井，所以测井就成为取得储层信息的主要手段。在参数的计算中利用各参数之间的相关关系式对所有井点储层的相渗参数进行计算，其中，声波孔隙度用关系式＝0.2231Δt－41.025计算，渗透率用log（K）＝0.0257Δt－6.6754计算，残余油时水相相对渗透率用 Krw＝0.1388ln（K）＋0.5096计算，油水两相共渗区面积用S＝0.3504ln（K）＋1.9074计算，这样就可以在平面上实现储层的有效评价（图6～9）。

图4 某井区M储层沉积微相图

图5 某井区M储层成岩相平面分布图

图6 声波时差与分析孔隙度关系

图7 声波时差与分析渗透率关系

图8 分析渗透率与残余油时水相相对渗透率关系

图9 分析渗透率与油水两相共渗区面积关系

在储层分类评价中，采用模糊数学综合评价方法［3～5］，利用地质条件约束下的静态参数，以及岩石与流体相互作用的动态特性参数，采用主因子分析法，对储层进行定量分类评价，筛选有利建产目标区。评价Ⅰ类有利区5个，初步预测产能1.0～2.0t/d （图10）。2011年在Ⅰ类区L井区开发试验丛式井47口，其中，初期单井产能1.0～2.0t/d的井占了46.4%，与评价结果一致，并且有14.3%的井初期产能2.0～3.0t/d，12.5%的井初期产能大于3.0t/d，显示了岩性致密油藏具有较好的开发前景。

图10 某井区M储层分类评价图

6 结 论

1）首次引入 “油水两相共渗区面积”的概念，确定了利用启动压力梯度、油水两相共渗区的面积判识初期单井产能的定量标准。

2）在特低渗透油藏中，油水两相共渗区面积对单井初期产能权重仅次于地层系数，在储层评价中这一属性需要考虑且至关重要。

3）结合储层静态参数引入相渗动态参数，在沉积特征、储层特征、成岩作用研究的基础上，利用储层定量分类评价体系对岩性致密的G油田M储层进行定量分类评价，为产能建设提供现实目标区。初步应用取得了较好的效果。

［1］杨胜来，魏俊之.油层物理 ［M］.北京：石油工业出版社，2004.

［2］熊伟，雷群，刘先贵等.低渗透油藏拟启动压力梯度 ［J］.石油勘探与开发，2009，36（2）：232～236.

［3］魏漪，赵国玺，周雯鸽，等.模糊数学方法在长庆油田低渗透储层综合评价中的应用 ［J］.石油天然气学报，2011，33（1）：60～62.

［4］裘怿楠.油气储层评价技术 ［M］.北京：石油工业出版社，1997.

［5］杨正明，张英芝.低渗透油藏储层综合评价方法 ［J］.石油学报，2006，27（2）：64～67.

Demonstration of Oil－water Simultaneous Vadose Region Area as Evaluation Parameter of Extra－low Permeability Reservoir

QU Xue－feng，LEI Qi－hong，ZHOU Wen－ge，ZHAO Guo－xi，LIU Li－li，LIU Yi（First Author's Address：National Engineering Laboratory for Low－permeability Petroleum Exploration and Development；The Pilot Test Base for Extra－low Permeability Petroleum Exploration and Development，Xi'an710018，Shaanxi，China）

In extra－low permeability reservoirs，the sand bodies were varied greatly，their characteristics were complex.Quantitative classification and evaluation of different regions and different strata of the reservoirs，and selecting relative oil enriched zones were the foundations of effective reservoir development.By using the static parameters of geological conditions，such as lithology，physical property，oil－bearing property，pore structure，reservoir coefficient，single well productivity，the characteristics of relative permeability curves in the developed extra－low permeability reservoirs are deeply studied to provide a new basis for extra－low permeability reservoir evaluation.

extra－low permeability reservoir；relative permeability curves；oil－water simultaneous vadose region area；reservoir evaluation

TE32

A

1000－9752（2012）08－0134－05

2012－03－02

国家油气重大专项 （2008ZX0501304）。

屈雪峰 （1973－），女，1994年江汉石油学院毕业，硕士，高级工程师，现主要从事油田开发及致密油攻关技术研究。

［编辑］ 萧 雨