低渗透油田研究进展概述

贺永梅 贺永洁

（陕西延长石油〈集团〉有限责任公司，陕西延安716000）

1 低渗透油田储层特征

1.1 岩石学特征

陆相低渗透储层砂岩具有沉积物矿物成熟度低及结构成熟度低的特点。主要表现在碎屑成份中长石和岩屑含量普遍较高，多为长石砂岩与岩屑砂岩。与海相储层中富含石英的特征完全不同。砂岩颗粒混杂，分选差，颗粒形态复杂，磨圆度差，岩石粒度分布范围广；颗粒之间以线状—凹凸状接触为主，而且深度愈大，接触愈紧密。

低渗透储层砂岩胶结物含量较高，一般在10%以上，部分样品可达40%以上。主要以为粘土矿物胶结，碳酸盐胶结为主，沸石胶结及硅质胶结次之。

1.2 物性特征

1）孔隙度

低渗透储层首先是孔隙度比较低。李道品等据全国32个低渗透油田层组12120块样品的统计，孔隙度平均值为18.55%，绝大部分集中在10%—20%之间，占80%。小于10%的占7%，大于20%的占13%。对鄂尔多斯盆地张家山地区延长组长8层段7121个物性数据进行分析，从孔隙度直方图（图1）中可以看出，张家山-耿湾地区长8储层孔隙度主要分布在6%～10%，占样品总数的48.55%，平均7.74%。

图1 -1鄂尔多斯盆地张家山地区长8层段孔隙度直方图

2）渗透率

低渗透储层主要特征就是渗透率值低，一般小于小于50×10-3μm2，但实际岩样分析结果中也有少数渗透率很高的样品。如鄂尔多斯盆地合水地区延长组长8层段的渗透率峰值在0.5-1.0×10-3μm2之间，但是样品渗透率最高最低相差几千倍，说明低渗透储层非均质性严重。

3）饱和度

储层流体饱和度与渗透率关系比较密切，随着渗透率的降低，束缚水饱和度不断增高，含油饱和度不断降低，如图2。

图2 大庆喇嘛甸油田原始含水饱和度与渗透率及含油高度关系曲线（据李淑贞，1986年）

A—井深900m以上，油柱高大于350m；

B—井深900-1000m，油柱高250-350m；

C-井深1000-1100m，油柱高150-350m；

D—井深1100-1150m，油柱高100-150m；

E—井深1150-1200m，油柱高50-100m.

1.3 孔隙结构特征

1）孔隙空间形态特征

孔隙空间形态结构特征主要包括孔隙类型和大小、喉道粗细和形态以及孔喉配位数等内容，它是通过铸体薄片观察得出的半定量参数。

由表1明显看出，中高渗透层以粒间孔为主，占60%以上，喉道粗，孔喉配位数多，4—5个；而低渗透层以次生的溶蚀孔和微孔为主，占70%以上，喉道细、孔喉配位数少，只有2—3个。

2）微观孔隙结构特征

毛管力曲线：

如图3，特低渗透的第4、5条曲线，远离横坐标轴，平坦段不明显，主要占据坐标轴的右上方。表明低渗透储层喉道细，排驱压力高，进汞饱和度低。这些特点对驱油效果都非常不利。

低渗透储层小孔隙体积多，比表面积大，主流喉道半径小，中值压力高，这都增加了注水驱油的难度。

表1 低渗透储层铸体孔隙空间特征参数表（李道品，1999年）

图3 低渗透典型毛管压力曲线图

2 低渗透油田储层分类

2.1 按渗透率大小分类

目前,在我国石油行业中，一般将低渗透砂岩储层分为三种类型:I类储层渗透率10-50×10-3μm2,Ⅱ类储层渗透率1-l0×10-3μm2,Ⅲ类储层渗透率0.1-1.0×10-3μm2。我国陆相储层的物性普遍较差，相当一批低渗透油田储层渗透率在l0×10-3μm2以下。

I类储层的特点接近于正常储层。测井油水层解释效果较好。这类储层一般具工业性自然产能，但在钻井和完井中极易造成污染，需采取相应的油层保护措施。开采方式及最终采收率与常规储层相似，压裂可进一步提高其产能。

Ⅱ类储层是最典型的低渗透储层。部分为低电阻油层，测井解释难度较大。这类储层自然产能一般达不到工业性标准，需压裂投产。

Ⅲ类储层属于致密低渗透储层。由于孔喉半径很小，因而油气很难进入，含水饱和度多大于50%。这类储层已接近有效储层的下限，几乎没有自然产能，需进行大型压裂改造才能投产。在现有技术条件下，很难从经济上获得效益。

中石油近几年探明石油储量的60%～80%都是低渗透,低渗透已成为油气田开发的主体。随着以有效渗透率0.49×10-3μm2的安塞油田为代表的鄂尔多斯盆地低渗透油田得以大面积有效开发和中石油实施的重大开发试验使吉林、三塘湖等低渗透油田得以有效开发并达到较好的效果，现在的低渗透标准已表现出一定的局限性。

2.2 按成因分类

从储层的成因演化上看，低渗透储层的形成与沉积作用，成岩作用和构造作用密切相关。根据上述不同地质因素在低渗透储层形成过程中控制作用的大小，可将低渗透砂岩储层分为原生低渗透储层，次生低渗透储层和裂缝性低渗透储层三类。

1）原生低渗透储层(沉积型低渗透储层)

这类储层主要受沉积作用控制。形成低渗透储层的原因在于沉积物粒度细、泥质含量高，和(或)分选差。以沉积作用形成的原生孔为主，成岩作用产生的次生孔所占比例很少。储层一般埋藏较浅，大多未经受过强烈的成岩作用，岩石脆性较低，裂缝相对不发育。我国陆相沉积盆地原生低渗透储层多分布于冲积扇与三角洲前缘相。如老君庙油田M层低渗透砂岩储层为一套棕红色冲积扇块状砂体沉积，形成低渗透储层的原因为泥质含量高、分选差。这类储层研究的基本思路是从沉积相分析入手，建立岩石相、沉积微相与砂体分布，储层物性参数响应。

2）次生低渗透储层(成岩型低渗透储层)

次生低渗透储层主要受成岩作用控制。这类储层原认为是常规储层，但由于机械压实作用，自生矿物充填，胶结作用及石英次生加大降低了孔隙度和渗透率，原生孔隙残留很少，形成致密储层(有时为非储层)。后由于有机质去杂基作用产生的酸性水使碳酸盐、沸石、长石等矿物溶蚀，产生次生孔隙，使其增加孔隙度和渗透率，形成低渗透储层。次生低渗透储层几乎发育于我国所有含油气盆地之中，构成了低渗透砂岩储层的主体，其中最典型的为安塞油田延长组长b油层。次生低渗透储层的研究，应该从成岩作用事件和成岩作用史入手，以原生孔隙的消亡和次生孔隙的分布规律为重点，进行储层预测和评价。

3）裂缝性低渗透储层(构造型低渗透储层)

低渗透砂岩储层，尤其是次生低渗透储层，岩石致密程度相应增加，脆性更大，在构造运动产生的外力作用下，易发育裂缝，形成裂缝性低渗透储层。这类储层在我国也有大量发现，诸如扶余油田扶余油层，克拉玛依油田乌尔禾油层，及乾安油田，朝阳沟油田，新民油田，火烧山油田，丘陵油田等均属此类。裂缝性低渗透储层的研究，必须以裂缝研究为中心，从岩心裂缝观察和露头调查入手，以构造发育史及古应力场分析为基础，结合测井及动态资料，对储层中裂缝性质规模、产状、地下状态、裂缝渗透率及可能对油田开采带来的后果进行详细分析，由此建立符合实际的裂缝地质模型。

3 低渗透储层形成机理

低渗透储层的形成主要受沉积和成岩作用的影响[曾大乾等，1994] 。其中，沉积作用是形成低渗透储层的最基本因素，它决定了后期成岩作用的类型和强度；成岩作用是形成低孔隙度、低渗透率储层的关键，特别是成岩早期强烈的压实和胶结作用对形成低孔隙度、低渗透率储层起了决定性作用。

3.1 沉积环境的影响

低孔隙度、低渗透率储层一般发育在冲积扇、水下扇、扇三角洲平原亚相、三角洲前缘末端等相带中，这些相带中沉积物分选性差，泥质含量较高，压实作用强烈，在成岩早期就变为低孔隙度、低渗透率储层。另外，在煤系或者与煤系地层相邻的储层一般为低孔隙度、低渗透率储层。由于煤系地层沉积时古地形平缓，沉积颗粒分选磨圆差，且煤系地层沉积环境富含水生和陆生植物，在沉积过程中或成岩早期，植物很快腐烂分解产生腐殖酸并形成酸性环境，使得碳酸盐、硫酸盐、硅酸盐等碱性条件下沉淀的胶结物不易形成?因而在成岩早期缺乏方解石、石膏、浊沸石矿物的胶结充填作用，颗粒间缺少胶结物支撑，沉积物易受压实[郑浚茂，1997年] 。因此，在煤系地层中一般孔隙度小于10%，渗透率小于1.0×10-3μu2，主要形成低渗透率储层[马文杰等，1997年] 。

3.2 成岩作用的影响

一般成岩环境可以分为3种：酸性成岩环境、碱性成岩环境和弱酸—弱碱成岩环境。不同的成岩环境形成低孔隙度、低渗透率储层的机理不同。

（1）酸性成岩环境

主要发育在潮湿环境煤系地层或与煤系地层相邻的储层中，在早成岩早期，植物遗体在喜氧菌的作用下遭受氧化分解，形成大量腐殖酸，使地层水介质很快变为酸性?颗粒间缺乏胶结物的支撑，压实作用强烈，泥质或软岩屑呈假杂基状充填在原生孔隙中，孔隙度一般小于10%。在中成岩早期，烃源岩中形成的有机酸性水只能有限地进入，改善部分储层的储集性能。因此酸性成岩环境中压实作用是形成低孔隙度、低渗透率储层的主要原因。

（2）碱性成岩环境

指干旱环境中沉积的盐系地层[碎屑岩和盐岩互层] ，这种成岩环境与煤系酸性成岩环境正好相反，它们在埋藏成岩早期地层水为碱性条件。因此，原生孔隙被大量方解石或石膏等强烈充填胶结，储层物性变差。不仅如此，盐系地层常常缺乏烃源岩，形成的有机酸性水就很有限?酸性水的溶蚀作用弱?因此碱性成岩环境中胶结作用是形成低孔隙度、低渗透率储层的主要原因。

（3）弱酸—弱碱成岩环境

主要发育在淡水、半咸水湖泊的三角洲沉积中，它们在埋藏成岩早期为弱碱性成岩环境，方解石、石膏、浊沸石等在早成岩阶段胶结充填在原生粒间孔隙中，抑制了压实作用的进行。在中成岩早期?湖相泥岩中生成的有机酸性水沿着层序界面、断层面以及三角洲叠置砂体?从烃源岩向砂岩的运移过程中溶蚀其中的胶结物及长石和岩屑颗粒?形成次生溶蚀孔隙[蒋凌志，2004] 。这些次生孔隙发育带常常是优质储层的发育带。

4 低渗透储层研究方法

对于低渗透储层的研究主要包括：储层微观孔隙特征研究、成岩作用特征研究、储层渗流特征研究、储层非均质性研究及裂缝研究，通过这些研究来分析不同孔隙结构及渗流特征储层的分布和控制因素等。

储层微观孔隙特征研究在国内外研究中已逐渐形成一门新兴的学科，既具有多学科相互渗透和多种测试方法技术相互配合的综合理论技术性研究特点，又具有直接参与油气勘探开发的全过程指导生产的应用性特点。国内外对于低渗透油藏微观孔隙特征研究主要是在盆地区域地质背景的前提下，研究盆地地质构造和沉积相对含油储集体形成的控制；在储层沉积学研究方面，分析储集层的岩石学特征、孔隙发育特征；在分析储层地球化学的基础上研究储层中酸性溶液的成因及其对矿物的溶解作用与次生孔隙的形成机制；在分析储层油水聚集空间的基础上，研究孔隙成因类型及分布、裂缝分布特征及其控制因素；在储层综合评价方面，研究储层的孔隙结构和非均质性，分析砂岩储层的敏感性，优化油田的开发效果。

成岩作用是对储层储集性能具重要控制作用的微观因素。通过成岩作用研究，可以划分出建设性成岩作用与破坏性成岩作用，划分成岩相，确定有利的成岩相带。成岩作用也是影响孔隙结构和储层非均质性的重要因素。目前成岩作用的主要进展是开展不同尺度的成岩作用研究，即开展大尺度（盆地级）、中尺度（沉积相）和小尺度（岩石及微观）的研究，并日以细化。

低渗储层是未来储量接替的主要储层，但对低渗透开发的很多技术问题都处于攻关阶段，如低渗层渗流特征问题，真实砂岩微观模型的出现，为低渗储层渗流特征研究提供了手段。过去人们进行水驱油渗流特征研究使用过玻璃珠模型、沙子模型、光刻模型及光刻复制模型，自从真实砂岩微观孔隙模型[1996年，西北大学地质系专利] 出现后，因其真实且保留胶结物及岩石表面的一些特性，一经出现就得到了广泛的应用，也使得储层渗流特征的研究有了真实的可操作的方法。

储层非均质性是评价储层优劣的重要方面，其对含油状况及油田动态起着重要影响。自1984年C.L.Hearn等首次提出流动单元的概念后，使人们对地质模型、特别是储层非均质性有了更深入的理解和认识，使人们在不同层次上对地质模型及其对流体流动的控制作用进行界定，也使剩余油的理论研究与现场操作更加紧密联系起来。在我国自裘亦楠[1985年] 对河流砂体储层非均质模式进行研究后，人们在地质建模中也很快引入了储层非均质的层次性观点[穆龙新，1997年] ，但流动单元在数值模拟中的应用还是个科学前缘问题。为了客观细致评价储层非均质性，提出了以注采井组为单元的平面非均质评价方法[朱玉双，2008年] 。

5 结论

通过以上分析认为：

1）低渗透油田具有矿物成熟度低及结构成熟度低以及低孔低渗的特征。

2）我国相当一批低渗透油田储层渗透率在l0×10-3μm2以下。

3）低渗透储层的形成主要受沉积和成岩作用的影响。

［1] 王多云,郑希民,李凤杰,等.低孔渗油气富集区优质储层形成条件及相关问题[J] .天然气地球化学,2004,14（2）.

［2] 严衡文,皮广农,吴震滨,等.我国陆相低渗透砂岩油层的粒度和孔隙系统特征[J] .低渗透油气田,1997,2（1）.

［3] 贾文瑞,李福垲,肖敬修.低渗透油田开发部署中几个问题研究[J] .石油勘探与开发,1995,22（4）.

［4] 杨俊杰.低渗透砂岩油气层的地质特征[C] //杨俊杰.低渗透油气藏勘探开发技术.北京:石油工业出版社,1993:1-8.

［5] 李道品.低渗透砂岩油田开发[M] .北京:石油工业出版社,1997.

［6] 樊婷婷.鄂尔多斯盆地南部上三叠统延长组储层成岩作用研究[D] .西安:西北大学,2008.

［7] 严衡文,皮广农,吴震滨,等.我国陆相低渗透砂岩油层的粒度和孔隙系统特征[J] .低渗透油气田,1997,2（1）.

［8] 赵澄林,朱筱敏.沉积岩石学[M] .北京:石油工业出版社,2001.