特低渗储层不同成岩相孔隙结构对渗流特征的影响——以姬塬油田长2层为例

高 洁，孙 卫，黄 娟

(1.陕西交通职业技术学院 公路工程系，陕西 西安 710018；2.西北大学 地质系，陕西 西安 710069)

特低渗储层不同成岩相孔隙结构对渗流特征的影响
——以姬塬油田长2层为例

高 洁1，孙 卫2，黄 娟1

(1.陕西交通职业技术学院 公路工程系，陕西 西安 710018；2.西北大学 地质系，陕西 西安 710069)

利用压汞实验、铸体薄片、扫描电镜和油水相渗试验获得的各类特征参数，分析不同成岩相储层油水两相的相互干扰特征，探讨对比两相流体共渗时储集空间、孔喉网络类型以及产量递减等方面的差异，实现流体在特低渗层内渗流规律的定量表征，并结合产油能力，着重探讨孔隙结构对渗流特征的影响。结果表明：储层岩石孔隙中的油能否被驱出主要取决于喉道参数，物性越好的储层，喉道半径越大，残余油饱和度越高。油驱水过程中，油相开始流动时连续相临界饱和度的大小与该驱替压力下油相可以进入的孔隙和喉道体积有关，尤其是喉道体积。孔、喉间差异越小，分选、分布越均匀，非均质越弱，岩石渗流能力越强，水驱效率越高。

渗流特征；孔隙结构；成岩相；特低渗透储层

特低渗储层微观地质特征复杂，尤其是受各类细小孔喉的存在以及孔隙结构非均质的影响，流体在此类储层中渗流时并不达西线性渗流规律，除启动压力梯度极高外，渗流特征也是多种多样、复杂多变的[1-4]。加之油层非均质的影响，单从宏观方面研究特低渗储层渗流规律的工作越来越困难，学者们逐渐注意到孔隙结构对流体渗流影响这一研究、分析工作的重要性。众多微观地质实验相结合，研究流体在特低渗储层内的渗流机制，探讨流体渗流受孔喉网络系统的影响程度，分析残余油赋存程度、挖潜潜力等，可指导油田的进一步部署[5-7]。

前人已对姬塬油田长2层沉积特征及成岩作用对储层改造的影响做了细致研究，结果表明目的层为三角洲前缘沉积，属于典型的低孔特低渗砂岩储层。但对控制优质储层展布的成岩相分布以及微观渗流特性认识不清，尤其是孔隙结构对岩石渗流能力的控制作用研究较为薄弱。本文即是在考虑沉积环境的背景下，利用薄片鉴定、扫描电镜及油水相渗实验，结合压汞实验分析结果，系统研究长2储层不同类型成岩相的孔隙结构和渗流特征，着重探讨孔隙结构对渗流特征的影响，科学指导勘探开发决策及措施方案的制定与实施。

1 成岩相类型及其特征

进行成岩相组合的相关研究，不仅能反映现今地层的基础沉积框架、孔隙结构面貌和矿物组合特征，还能反映成岩过程中微观孔隙结构及储层演化的大致方向[8-12]。本文通过提取镜下实验分析得到的反映储集空间特征的各类参数，如矿物组分特征、面孔率、孔隙组合类型、比表面积等，确定影响储层物性的重要事件后，结合储层物性、含油性等特征划分出各类成岩相(见表1)。

表1 研究区不同成岩相参数特征统计表

附注： (最小值一最大值)/平均值

1.1 绿泥石胶结-残余粒间孔相(C-R相)

主要发育在分流河道相互叠置的厚层砂体中，岩性以灰绿色细砂岩为主，单砂体厚度介于3～10 m。岩石类型以中～细粒长石砂岩为主，颗粒分选好，点-线接触，胶结物含量平均值为8.9%，其中绿泥石占全部胶结物的40%～87.5%。因绿泥石较为富铁，成岩早期形成的绿泥石膜能有效抑制硅质胶结、碳酸盐胶结，因此硅质加大偏低(平均含量1.0%)，并增强储层抗压实能力，且为后期酸性流体改造储层提供了可能，原生粒间孔丧失程度降低；但后期随着绿泥石薄膜厚度和胶结物含量的增加，孔隙式充填使有效孔隙和喉道的连通程度变差(见图1a)，剩余粒间孔大量丧失，且碎屑颗粒与孔隙水间由于绿泥石膜的存在而难以接触，后期酸性溶蚀能力弱。粒间孔是储集流体的主要空间，平均含量为6.9%，其次为溶蚀孔隙，岩屑溶孔及其他孔隙含量较少。储层物性相对最好，孔隙度介于14%～20%之间，渗透率大于7×10-3μm2之间，砂地比大于0.5，砂体连片发育程度高，是最有利的成岩相带之一。但受强压实的影响，该类成岩相在研究区分布面积不大。

1.2 高岭石胶结-长石溶蚀+残余粒间孔相(K-F+R相)

主要沉积于连通性较好的分流河道中。相较于C-R相储层，该成岩相储层溶蚀作用增强，机械压实程度减弱，岩性以中～细粒长石砂岩为主。受酸性地层流体的影响，长石、岩屑明显被溶蚀，但常被高岭石胶结物充填(见图1b)，高岭石平均含量为4%，占全部胶结物总量的46.7%；铁方解石是常见的碳酸盐类填隙物，平均为2.3%。粒间孔和溶蚀孔作为流体储集空间，二者含量差别不大，面孔率平均值为6.4%。与C-R相储层相似，该相岩石孔、喉间差异小，砂岩孔隙度介于12%～16%之间，渗透率介于(5～8.7)×10-3μm2，储层物性中等。

1.3 高岭石+绿泥石胶结-残余粒间孔相(K+C相)

研究区机械压实依然强烈，岩性为中粒、细～中粒长石砂岩。较K-F+R相储层而言，填隙物含量偏高且波动范围大，主要发育绿泥石(平均含量3.2%)和高岭石(平均含量3.9%)，二者所占比例相差不大。受较强压实作用影响，该成岩相储层硅质含量偏高，平均含量1.6%，与高岭石、绿泥石等一起充填孔隙，致使有效孔、喉间的连通程度变差(见图1c)；碳酸盐含量偏低。较前两种成岩相而言，其面孔率降低，平均为4.5%，粒间孔为主要的储集空间，平均含量为3.6%，次生溶孔仅有0.6%。

图1 研究区不同成岩相特征图

1.4 高岭石胶结-长石溶蚀相(K-F相)

岩性为细粒长石砂岩，颗粒间压实紧密，分选中等，长石含量较高。该区紧邻烃源岩生烃中心，受酸性地层水的影响，储集空间多为长石、岩屑等溶蚀产生的次生孔隙。粘土矿物在孔隙开扩处也具一定程度的溶蚀，且长石高岭石化明显(见图1d、e)。高岭石在粒间孔间的充填，缩减了孔喉体积，降低了储层物性；长石颗粒受酸性水溶蚀后，不仅在其内部形成大量的溶蚀孔，还会形成粒间溶蚀孔，扩大残余粒间孔喉体积(图1f)，可增大储层储集和渗流空间，提高储层物性，油气易于连续充注和富集，为扩容性成岩相。面孔率平均值为2.6%，其中粒间孔所占比例为22.7%，长石溶孔+岩屑溶孔所占比例为75.7%。

1.5 碳酸盐胶结相(CC相)

分布于分流河道间湾，方解石、铁方解石、铁白云石等碳酸盐岩胶结物极为发育，平均含量为28.1%，占该成岩相全部胶结物的95%以上。绿泥石膜极少发育，平均含量<0.2%，碳酸盐充填后的残余粒间孔阻碍了烃类流体的交换。亦可发生交代碎屑作用(见图1g、h)，有效连通孔隙减少，储层孔隙空间大大降低，面孔率为0.45%，杂基微孔是储存流体的主要空间。由于碳酸盐胶结物充填孔喉严重，致使孔隙损失率最高可达50%(见图1i)，加之其不易被溶蚀，因此储层物性极差，孔隙度<8%，渗透率<0.4×10-3μm2。砂厚一般小于5m，砂体较薄且连续性差，砂地比<0.3，基本属于无效储层。

表2 油水相渗实验结果数据表

2 不同成岩相的渗流特征

对特低渗储层的渗流特征进行评价时要综合考虑样品物性、束缚水饱和度和油相渗透率、等渗点含水饱和度和油水相对渗透率、两相共渗区范围、残余油饱和度和水相渗透率、驱替效率以及油、水相渗透率与含水饱和度的关系等因素[5,13]，参考相渗曲线形态的变化特征，最终将研究区储层的渗流特性分为4类(见图2)，流体在不同类型成岩相储层内具有不同的渗流特性。鉴于低渗透储层生产上具有单井产量低、含水上升快、注采井间由于高渗带的存在使得注水受效不均衡等特点，深入分析特低渗储层与中高渗储层油水渗流规律的差异及其影响因素，搞清油水分布及油藏进入中高含水期后的开发规律，可有效指导油田的后期开发。

图2 典型油水相渗曲线图

Ⅰ类：油水相渗曲线呈双曲线下凹形，储层物性相对是最好的，油水干扰程度较低，呈相对均匀的渗流。油相渗透率在渗流初期时降低速率较慢，但见水时间较早，后期油相渗透率的降低速率随含水饱和度的增加而减缓，水相渗透率缓慢增大，共渗范围宽。含水饱和度平均值41.3%，且大孔喉发育，注入水线在水驱时沿着这些大孔高渗带突进较快，因此水相渗透率增加速度较高，见水时间较早；油水两相共渗处的相对渗透率介于0.122～0.239，平均值为0.169，渗流能力较强，最终驱油效率高。C-R相、少部分K-F+R相主要表现为此相渗特征，是渗流能力最好的优势储层之一，反映到油田注水开发上主要表现为初期日产油量高(见图3)，但由于水线在水驱时沿着相对大孔高渗带突进较快，因此油井见水时间早，后期含水率很高。

图3 不同类型油水相渗岩样生产动态图

Ⅱ类：储层物性相对较好，油水相渗曲线呈水线斜直上升型，油水干扰程度有所增强，水线均匀递增上升，油线相对缓慢下降，油相渗透率在渗流初期时降低速率较快，后期油相渗透率的降低速率随含水饱和度的增加而减缓，水相渗透率增大速度较快，两相共渗区面积较大。该类型储层含水饱和度明显升高，平均44.2%，束缚水处油有效渗透率及共渗点处相对渗透率均有所降低，渗流能力相对减弱，但由于孔喉分选性中等～好，油水分布相对较为均匀，流体在储层内流动时所受的渗流阻力及粘滞阻力小，注入水也有可能将微喉道内的油驱替出来，因此无水期及最终驱油效率高，油水同采期(含水95%、含水98%时)对驱油效率贡献率最大，可达53%，该层油水同产周期长，因此该类储层注水开发时要注意控制高含水。生产上看来，单井产能初期较高，注入水线在水驱时沿比例较高的细孔喉及比例较低的中孔喉均匀推进，驱替范围宽广，面积较大，较长的稳产周期内油井低含水，但油井见水后在降低采油指数的同时，含水率的上升速度也极快，是研究区最常见的储层类型。K-F+R相及K+C相相渗特征常表现为此，油水相互，油水同产，开采难度较Ⅰ类储层而言有所增加。

图4 喉道半径与油水相渗特征参数相关性图

Ⅲ类：油水相渗曲线呈水线斜直上升与油线下凹型，且曲线形态差别较大，水相渗透率曲线在相对渗透率近似为0或是共渗点处时出现一拐点，然后快速抬升，大大增加了油水相的干扰程度，初期油线下降呈陡直式，水相相对渗透率也较为迅速上升。受细小孔喉的影响，水驱动力和毛细管力均随含水饱和度的增加而急剧增大，油易在喉道处卡断，油相渗透率曲线呈近似直线形态下降，两相共渗区面积缩小，储层整体渗流效率变差。含水饱和度平均值分别为45.9%，共渗处的相对渗透率介于0.054～0.07，平均值分别为0.062。油水干扰相对较弱，渗流能力依然相对较强，该层的K+C相、K-F相储层的渗流规律遵循此特征。生产上看来，注入水线在水驱时均匀、缓慢推进，但受小孔喉(毛管阻力很大)发育程度极高的影响，注入水很难驱替出来其中的原油，驱油效果差；油井产水量高，采出程度低。但若提高注水压力，微喉道内的残余油滴会在孔隙中再次聚合，贾敏效应逐渐降低，直至突破渗流阻力后沿着孔隙继续前进并被注入水驱替出来，最终提高驱油效率。

Ⅳ类：相渗曲线呈水线斜直上升与油线陡直下降型，含水饱和度最高为46.9%，以致原始含油饱和度低，因此油水干扰程度不强；相渗曲线中水线上升较慢，但经过拐点后迅速上升，油线下降样式多样，一旦见水，水淹较快，共渗区范围小，平均值为21.3%，等渗点处相对渗透率、残余油处残余油饱和度也最低。随着岩石孔道中水相的增多，水相渗透率逐渐增大，含油饱和度减小，当减小至一定程度后，复杂的孔喉网络使得岩石出现“液阻效应”，阻断油相的连续流动。在油田注水开发过程中，该相储层单井产能最低，且产能降低速度较快，一旦见水，快速水淹，几乎没有稳产时间。

3 孔隙结构对渗流特征的影响

特低渗储层微观地质特征的复杂性，尤其是受各类细小孔喉的存在以及孔喉结构非均质的影响，流体渗流时的启动压力梯度极高，渗流特征也是复杂多变的。相同或不同渗透率级别的岩石微观均质程度不同，水驱效率及开发难易也存在较大的差异[6-7,14]。本文即是在成岩相及孔喉结构认识的基础上，从孔喉发育程度(大小、体积和分布)、孔喉半径比与分选性方面开展油水相渗微观因素分析。

图5 油相临界饱和度与孔隙进汞量、喉道进汞量相关性图

恒速压汞实验表明各岩样间孔隙半径大致相同，而喉道差异程度较大，喉道越发育，岩样的渗流能力越强，即水驱效率与喉道半径呈良好的正相关(见图4)，孔喉半径大的成岩相储层，无论是无水期、高含水期和最终期的驱油效率均要好于孔喉半径相对较小的成岩相储层，且微细喉道对驱油效率的贡献率高于细喉道的贡献率。这是因为较粗喉道尽管沟通大孔隙使得尤其极易进入储层内流动，单个样品的驱油效率高，但相对大喉道所占比例低，分布窄，而细小喉道则占据较大的比例。随着好储层喉道半径的增加(从CC相→K-F相→K+C相→K-F+R相→C-R相)，尤其是喉道半径大于1 μm以后，大级别喉道所连通的孔隙增多，相对较粗喉道内的驱油作用极易克服毛管阻力使得流体渗流能力减弱，因此含水饱和度降低，无水期驱油效率增加速率较快；同时大喉道中的残余油也会阻止水的流动而增强油相的连续流动，最终引起水相渗透率的降低和油相渗透率的升高，残余油量少，共渗范围宽广(见表2、图4)。且物性相对较好的储层，喉道半径越大，残余油饱和度越高，即剩余油仍分布在好储层内。

图6 孔喉半径比与残余油饱和度、驱油效率相关性图

同时，饱和水的岩样被油相驱替过程中，孔隙、喉道进汞体积与油相开始流动时的含油饱和度呈负相关(见图5)，孔、喉进汞量越大，油相开始流动时所需的含油饱和度越低。这表明在油驱水过程中，油相开始流动时连续相临街饱和度的大小与该驱替压力下油相可以进入的孔隙和喉道体积有关，尤其是喉道体积，这是因为低(特低)渗储层孔喉体积比常小于1，即孔隙体积多小于喉道体积，当储层物性较差时，小喉道内多为束缚流体，油相的连续流动会在小喉道处发生卡断，贾敏效应和渗流阻力增强，残余油量增多。

孔喉半径比小的岩石在油水两相渗流过程中，由于连通有效大孔隙的大喉道数量较多，因此流体的渗流通道增多，孔隙内部流体极易发生流动，束缚水饱和度偏低，非润湿相油被捕集的机会减少，油的流动性增强，油水相对渗透率增大，孔隙内的油被采出的几率高，残余油量少，驱油效率高(见图6)，并且各水驱时期驱油效率的增大速度随着孔喉比的减小而加快，显示出了喉道的大小在驱替后期对驱油效率的控制程度。

此外，驱油效率还受孔喉网络的非均质性(通常用均值系数表征)和分选性(用分选系数来表征)的影响，孔、喉间差异越小，分选、分布越均匀，孔隙表面的粗糙程度越低，岩石的驱油效率也越高(见图7)；反之，孔、喉间分选越差，非均匀分布程度越高，因受孔喉网络内高迂曲度的影响，流体渗流遭到屏蔽，孔喉网络内的流体仅沿着单一通道渗流，一旦见水，随着水相渗流在介质内的增速，岩石含水饱和度快速增加，水相渗透率相对渗透率上升。

图7 孔喉分选系数、均值系数与驱油效率相关性图

以上分析可知，微观孔喉网络的均质程度是影响低(特低)渗储层开发效果的关键因素，一般孔喉发育程度高且分选性好的储层开发效果较好，当储层较为致密，细小孔喉发育时，如果孔喉分选性好，那么其开发效果有可能好于中高渗储层。

4 结语

(1)姬塬油田长2储层成岩相可划分为5种类型：C-R相、K-F+R相、K+C相、K-F相、CC相，孔隙发育程度依次变差，储层渗流能力和最终驱油效率逐渐降低，油藏产能依次递减。

(2)储层岩石孔隙中的油能否被驱出主要取决于连通孔隙的喉道参数，物性越好的储层，喉道半径越大，残余油饱和度越高。

(3)油驱水过程中，油相开始流动时连续相临界饱和度的大小与该驱替压力下油相可以进入的孔隙和喉道体积，尤其是后者有关。孔、喉进汞量越大，油相开始流动时所需的含油饱和度越低。

(4)各水驱时期驱油效率的增大速度随孔喉比的减小而增加，喉道的大小在驱替后期对驱油效率有一定控制作用。孔、喉间差异越小，分选、分布越均匀，非均质越弱，岩石渗流能力越强，水驱效率越高。

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Effect of pore structure of different diagenetic facies on seepage characteristics in ultra-low permeability reservoir a case from Chang2 reservoir in Jiyuan Oilfield

GAO Jie1，SUN Wei2，HUANG Juan1

(1.Department of Highway Engineering , Shaanxi College of Communication Technology ,Xi’an 710018,China；2.Department of Geology ,Northwest University ,Xi’an 710069,China)

Based on all kinds of characteristic parameters obtained from scanning electron microscope, casting sheet and oil-water phase infiltration, mutual interference characteristics between oil and water of ultra-low permeability reservoir are studied. Meanwhile differences of volume of reservoir space, types of pore structure and production decline when oil and water flow together have been given the contrast analysis. Ultimately quantitative research of microscopic seepage characteristics comes true. As well effect of pore structure of different diagenetic facies on seepage characteristics is investigated combined oil production capacity. The study had revealed whether oil could be driven out depends on throat parameters of interconnected pores. As a whole with reservoir physical property becoming better number of inter granular pores and holes surface pore increase, pore throat sorting becomes uniform as well. Remaining movable fluid in a good reservoir is more, while remaining potential is greater too. Critical saturation of continuous phase when oil begins to flow is related to pore and throat volume especially the latter. Seepage capacity enhances with reducing difference between pore and throat, raising evenness of sorting and distribution. Accordingly Oil displacement efficiency is increased.

seepage characteristics；pore structure；diagenetic facies；ultra-low permeability reservoir

2016-08-14

陕西省教育厅科研计划项目资助(项目编号：15JK1063)

高洁(1984-)，女，陕西宝鸡人，讲师，主要从事地质教学与研究工作。

P618.130.2+1

A

1004-1184(2017)01-0124-06