低渗储层微观孔喉半径划分流动单元方法

薛永超，李 惠，余 钟，张怀彪

(1.中国石油大学(北京)，北京 102249；2.中国石油长庆油田分公司，甘肃 庆阳 745100)

0 引 言

针对低渗透油藏，微观孔隙结构影响注入水波及效率及启动压力梯度，是造成水驱油效率产生差异的根本原因。微观孔喉半径是孔喉结构的主要影响因素之一，与储层的物理特征和储集性能密切相关，对低渗透油藏的评价和开发具有重大意义[1-4]。目前，中国学者在低渗透储层微观孔喉特征方面取得了大量的研究成果。何顺利等[5]对恒速压汞与常规压汞进行了对比分析，结果表明恒速压汞具有较高的精度；喻建等[6]利用压汞-恒速压汞法对致密砂岩进行孔喉定量表征，但该方法受到温度和压力变化的影响，从而导致结果出现偏差。李海燕等[7]以铸体薄片、扫描电镜等手段为基础，选取孔喉半径及其他孔喉参数对低渗透储层进行了总结和分类评价；庞振宇等[8]利用恒速压汞曲线，依托铸体薄片、扫描电镜等对特低渗储层孔隙结构、喉道特征、孔喉配置关系进行了分类表征；万琳等[9]依托恒速压汞测试等多种技术手段，定量分析微观孔喉分布与渗透率的关系，实现特低渗储层全面准确评价。上述方法主要是利用高精度的实验仪器来对孔喉结构进行观测分析，过程复杂且缺乏经济效益。因此，以毛管导电通道模型为基础，推导出利用测井资料计算孔喉半径的方法，并利用该方法实现西峰油田董志区长8特低渗油藏定量化储层评价。

1 微观孔喉半径计算方法

1.1 假设条件

储层基本由岩石基质、油、气、水等组成，由于岩石基质和油的电阻大于106Ω，电阻率测井时，在纯砂岩中电子的导电通道主要由地层水所贡献。

假设地层水能形成若干条连续、粗细不一、长度不等的导电通道，如图1所示，这些导电通道的电阻率采用并联电路模型，其总电阻率为：

(1)

式中：ri为第i条导电通道的电阻，Ω；n为导电通道的总数；rt为总电阻，Ω。

图1 毛管导电通道模型示意图

(2)

(3)

式中：Rt为岩心电阻率，Ω·m；Rw为导电通路电阻率，Ω·m；L为岩心长度，m；A为岩心横截面积，m2；rcwi为第i条导电通道的半径，m；Li为第i条导电通道的长度，m。

每一条导电通道都可以假设是由Ni条半径为rcw的导电通道组成，则有：

(4)

式中：Ni为长度为Li的导电通道的数量；rcw为平均导电通道半径，m。

1.2 计算方法

在以上假设条件的基础上，由式(4)可得：

(5)

(6)

(7)

式中：An为视导电通道平均截面，m2。

式(6)可更改为：

(8)

(9)

式中：fi为长度为Li的导电通道数量占全部导电通道数量的比值。

利用加权调和平均数计算导电通道的平均长度L*，即：

(10)

(11)

式中：L*为导电通道的平均长度，m；τ*为加权调和平均数下的导电通道迂曲度。

假设岩心内的水都可以形成连续导电通道，则有：

(12)

(13)

式中：Vpw为孔隙中地层水的总体积，m3；φ为岩心孔隙度；Sw为岩心含水饱和度。

利用加权平均计算平均长度L**，即：

L**=f1L1+f2L2+…+fnLn

(14)

(15)

(16)

(17)

式中：τ**为加权平均数下的导电通道迂曲度。

由于几何平均数介于调和平均和算术平均数之间，则迂曲度取值为：

(18)

式中：τ为几何平均数下的导电通道迂曲度。

根据柯静-卡尔曼[10]提出的修正毛管束模型可得：

(19)

式中：K为岩心有效渗透率，mD。

大量研究表明，岩心微观孔喉半径与平均导电通道半径之间存在一定关系[11-13]。

(20)

式中：rc为岩心微观孔喉半径，m。

式(20)中Rt、Sw、K可以通过测井资料直接读取，利用图版法可以得到Rw，进而可以计算出给定区块的储层孔喉半径，同时也避免了实验室岩心因温度、压力等变化对实验数据的不利影响。

2 实例验证

西峰油田董志区长8段为特低渗油藏，油层埋深为2 000～2 200 m，平均孔隙度为8.5%，平均渗透率为1.02 mD 。选取目标区岩心，利用文中方法得到的孔喉半径与压汞实验得到的孔喉半径吻合率为0.7，从地质统计角度分析具有比较高的相关性，表明计算公式可靠(表1、图2)。

表1 岩心分析喉道半径与计算喉道半径对比

图2 不同方法孔喉半径相关性

3 应用微观孔隙半径研究储层流动单元

流动单元实质上是以渗流特征为主导精细描述的储层非均质单元，是对储层结构模型的进一步划分和定量表征。在生产阶段对流动单元进行精细描述，对预测生产后期剩余油空间分布及开发措施调整具有重要的意义[12-14]。

利用上述公式计算董志区22口取心井中60个流动单元的微观孔隙半径，根据孔隙半径值的大小，建立符合目标区块的流动单元分类标准(图3、表2)。

图3 流动单元分类依据

根据取心井流动单元分类结果，绘制D78-41、D78-42、D78-43、D78-44井流动单元连井剖面(图4)。D78-41井对应的射孔段为4个A类流动单元，根据表1，理论值应大于8.0 m3/d，而D78-41井初期实际日产液量为10.3 m3/d；D78-42井对应的射孔段为1个B类流动单元和2个C类流动单元，理论值应为3.5～5.0 m3/d，而D78-42井初

表2 流动单元分类标准

期实际日产液量为4.2 m3/d；D78-43井对应的射孔段为4个B类流动单元，理论值应为6.0～8.0 m3/d，而D78-42井初期实际日产液量为6.7 m3/d；D78-44井对应的射孔段为1个C类流动单元和2个D类流动单元，理论值应为小于3.5 m3/d，而D78-42井初期实际日产液量为2.4 m3/d。根据分析可知：

图4 取心井纵向流动单元剖面

随着rc的增大，流动单元性质逐渐变好，日产液量也随之增加；A类及B类流动单元主要为水下分流河道和河口坝沉积，储层性质较好，产液量较高，C类及D类流动单元主要为水下分流河道侧源以及席状砂带沉积，储层性质较差，产液量较低。

依据分类标准，将全区307口井共1568个单砂体进行流动单元分类[15-16]，从而绘制目标油藏平面流动单元分布(图5)。由图5可知，A类流动单元主要分布在研究区西南部及西北部井区的西部；B类流动单元主要分布在研究区中部及东南部；C类流动单元主要分布在研究区西南、西北以及东北角，油田边缘发育较多；D类流动单元集中分布在研究区中部。综上所述，研究区的剩余油主要分布在C、D类流动单元及其流动单元类型突变的位置。

4 开发技术调整对策

根据油藏实际情况、流动单元纵向及平面分布规律，进行典型井组划分，分类型对后期开发挖潜提供技术调整[17-31]。

Ⅰ类为高产井，无明显见水，井组中储层连通性较好，流动单元基本为A类。驱替效果相对较好，储层改造程度合适，表现出高产、稳产特征，各井平均日产液为5.98 m3/d，剩余油均匀分布在注水井与角井之间的未波及区域。由于A、B类流动单元的储层性质较好，所以在相同的注水条件下，更容易发生水淹现象。建议采取合适的注采比，控制生产压差不要过大，在保持高产的情况下防止其过早水淹。如D76-46井，有效注采比仍维持1∶1不变，控制生产压差在15 MPa以下，平均日产液可达5.31 m3/d，含水率保持在30%以下。

图5 目标油藏平面流动单元分布

Ⅱ类为低产井，无明显见水，井组中储层连通性一般，流动单元多为B类，少部分为C类。该井组普遍改造强度较弱，动用程度主要集中在近井地带，各井平均日产液为2.63 m3/d。建议加密配合老井转注，或加大改造力度形成足够导流能力的裂缝，增大开发效果。如D63-49井，根据研究成果，该井进行二次压裂改造，加砂至60 m3。二次压裂效果明显，平均日产液可达6.73 m3/d。

Ⅲ类为注水不受效井，井组中储层连通性较差，隔夹层居多，流动单元多为C类，少数为B、D类，各井平均日产液为1.57 m3/d。该类井组由于井排距与流动单元性质不匹配，井距过大，能量无法及时有效传递到生产井附近，无法形成有效驱替。建议在井网短轴方向进行加密，在长轴方向进行转注，充分利用裂缝进行侧向驱替，改变液流方向。如D79-55井，对井组进行开发技术政策调整，在该井组短轴方向新钻D79-56井，同时将长轴方向D76-42井进行转注，最终该井组平均日产液可达5.51 m3/d。

Ⅳ类为水淹井，分为2种情况。①类为单方向见水井，井组中储层连通性较好，具有A、B类流动单元，存在裂缝，沿着渗透率主应力方向的角井见水迅速，而边井和非渗透率主应力方向的角井驱替效果较差，含水率上升快，剩余油集中在未水淹区。建议通过井网加密和周期注水调整，补充地层能量，改变液流方向；②类为多方向见水井，井组中储层连通性较好，具有C、D类流动单元，存在大量裂缝，多方向发生水淹，剩余油集中在未水淹区。建议采用周期注水措施，控制合理的注入量和注入周期，降低油井含水率，进而提高采收率。如D62-38井和D67-32井，分别进行周期注水，周期为30d，含水率分别从90.5%、87.1%降至68.2%、52.3%。

5 结论和建议

(1) 利用毛管导电通道模型结合测井资料计算储层孔喉结构，避免了室内实验岩心受温度、压力的变化造成的影响。

(2) 利用新方法计算所得岩心的孔喉半径和通过压汞实验得到的孔喉半径吻合率为0.7，具有良好的相关性。

(3) 依据孔喉半径将流动单元分为4类。根据研究区流动单元与产能之间的关系，针对目标油藏实际情况，基于流动单元分类结果，划分4种开发方式，每种开发方式与流动单元类别相对应，分别提出典型井组改善开发效果的技术对策。