朝阳沟油田杨大城子油层微观孔隙结构特征研究

殷代印，张旭东

朝阳沟油田杨大城子油层微观孔隙结构特征研究

殷代印，张旭东

（东北石油大学 石油工程学院，黑龙江 大庆 163318）

多年水驱开发，与扶余油层相比相同渗透率级别杨大城子油层表现出含水率上升快、注水压力高、开发效果差等问题。为了找出问题的原因，对杨大城子油层微观孔隙结构特征进行研究。首先分别应用CT扫描和恒速压汞技术测量不同渗透率级别杨大城子油层和扶余油层共18块天然岩心的微观孔隙结构，研究喉道半径、孔隙半径、孔喉比、配位数等微观孔隙结构分布频率及变化规律，然后进行多参数线性回归分析，明确影响储层渗透率大小的主控微观孔隙结构参数，最后与相同渗透率级别的扶余油层岩心相对比。结果表明，对于储层渗透率相同的杨大城子油层与扶余油层，平均孔隙半径相差不到1%，而喉道半径、孔喉比、配位数等微观孔隙结构特征具有明显差异，分别相差17.4%、8.9%、5.2%，是决定储层渗流能力大小的关键因素。

杨大城子油层； 微观孔隙结构； 恒速压汞； 主控因素； 扶余油层

1986年扶余油层开始投入开发，由于当时杨大城子储层厚度小于0.5 m，所以开发扶余油层时并未发现杨大城子油层。1987年在实施扶余油层开发方案加深钻井时发现新层系——杨大城子油层[1⁃2]。已有很多学者对杨大城子油层的开发效果进行了研究，但对在渗透率相近时为什么杨大城子油层比扶余油层开发效果差的原因却很少有研究。本文利用CT扫描和恒速压汞技术对喉道半径、孔隙半径、配位数、孔喉比等微观孔隙结构参数进行研究，建立了各孔隙单一参数与渗透率的线性回归方程，得到了杨大城子油层开发效果比扶余油层差的主要原因是储层微观孔隙结构特征存在着一定的差别。

1 CT扫描实验及恒速压汞实验

目前常用的表征储层微观孔隙结构的参数主要有喉道半径、孔隙半径、配位数、孔喉比、迂曲度及形状因子6个参数[3]。除重要性较小的迂曲度和形状因子外，本文研究了前4个主要参数，这些微观孔隙结构参数直接影响杨大城子油层能否有效开发动用。

本文研究所用的室内实验岩心取自朝阳沟油田朝103⁃62检查取心井具有代表性的密闭岩心样品，分别进行含油饱和度化验分析、CT扫描、恒速压汞等实验。

1.1 CT扫描实验

实验采用高频率CT机SkyScan1172（美国布鲁克海文仪器公司），检测能力达到0.1 μm，最大放大倍数下的像素小于0.9 μm。对样品进行全角度、全方位多次成像，选取30～50层进行三维重结，选取合适的灰度值范围，重结岩样的骨架，反向选取灰度范围，重结岩样的孔隙。

对杨大城子油层9块不同渗透率的岩心样品进行CT扫描，实验结果分析可知岩心孔隙半径分布频率与喉道半径分布频率符合正态分布而且曲线的峰值都向左移。其原因是随着渗透率的减小，流体在储层的流动能力越差，可动流体空间就越小。两者不同的是喉道半径分布频率峰值左移且明显增高，孔隙半径峰值略左移但差距不大。孔喉比是孔隙半径与喉道直径的比值，随着岩心渗透率的降低孔隙半径无明显变化，而喉道半径变小导致孔喉比峰值右移。孔喉比分布频率曲线基本呈正态分布，分布在0～350，主要集中在50～200。配位数分布频率曲线基本符合正态分布，且随着岩心渗透率的降低，配位数峰值略微左移，分布在1～6，主要集中在2～3，大于3的孔喉很少（见图1）。

1.2 恒速压汞实验

实验采用美国Coretest公司的ASPE730恒速压汞仪。压力0～7 MPa，注射最低速度0.000 05 mL/min，岩心样品外观体积约为1.5 cm3，界面张力为0.485 N/m。恒速压汞技术测试储层孔隙结构原理示意如图2所示。

（1）微观均质系数：不同级别喉道大小分布是否均匀与该系数值有关，该系数值越大则测试岩心的喉道半径越均匀，也就越接近最大喉道半径[4⁃5]。

（2）平均喉道半径：取喉道半径分布的方均根，则[5⁃6]：

（3）主流喉道半径。

（4）单个喉道对渗透率的贡献率[7⁃8]：

（5）相对分选系数：喉道大小分布是否集中于平均值，取决于相对分选系数的大小，相对分选系数越小则储层微观孔隙结构越均匀[9⁃10]。

图2　恒速压汞技术测试储层孔隙结构原理示意

在储层岩石中，喉道较小且尺寸仅为孔隙的1/5～1/10，喉道半径成为控制和制约岩石渗流能力的重要参数。喉道控制储层渗流能力,进而决定开发难度和开发效果。通过对9块样品恒速压汞实验结果的分析可知，随着渗透率的降低，孔隙半径分布规律没有明显的变化趋势，结果如图3所示。

上述实验结果表明，压汞实验获得的微观孔隙结构参数与CT扫描实验是一致的。与CT扫描实验相比，恒速压汞实验除了测量本文4个主要微观孔隙结构参数外，还能测量出主流喉道半径参数、相对分选系数及均质系数，结果如表1、图4所示。

从表1、图4中可看出，随着渗透率增大，最大喉道半径、平均喉道半径以及主流喉道半径都相应增大，而且都与渗透率有较好的线性关系，说明喉道分布是影响储层渗流性质的重要因素，进而影响开发效果[11⁃12]。

如果储层渗透率主要由较大的喉道所贡献，则流体的渗流通道大，渗流阻力小，渗流能力强，储层的开发潜力大。反之，如果储层渗透率主要由细小的喉道所贡献，则流体的渗流阻力大，渗流能力弱，储层的开发难度加大[13⁃14]。渗透率在5～10 mD的岩心，对渗透率作主要贡献的喉道主要分布在2.0～3.0 μm，开发潜力大；渗透率在2～5 mD的岩心，对渗透率作主要贡献的喉道主要分布在2.0 μm左右，具有一定的开发潜力，但开发难度加大；渗透率在1～2 mD的岩心，对渗透率作主要贡献的喉道主要分布在1.0～1.5 μm，这类储层主流喉道半径小，启动压力梯度大，开发动用十分困难。

图3　岩心孔隙半径、喉道半径分布

表1　压汞岩心孔喉参数实验结果

图4　喉道大小对渗透率贡献率和累积贡献率分布曲线

2 不同参数与渗透率之间的关系

通过CT扫描、恒速压汞等实验手段，对取自朝阳沟油田朝103⁃62检查取心井的岩心开展室内实验，获得4个主要微观孔隙参数之间的差别，进一步深刻认识油层特点、明确储层渗流特征、进行储层合理分类。不同渗透率级别岩心微观孔隙结构分布特征差异统计如表2所示。

本文进行单一孔隙参数与渗透率相关性分析是为了进一步分析各参数的影响，结果如图5所示。从图5中得出，渗透率与孔隙半径相关性很小；与喉道半径、孔喉比呈指数关系；与配位数成线性关系。根据上述回归关系，总结微观孔隙参数对渗透率的影响特征为：

（1）喉道半径对渗透率的影响体现在两个方面：一是对渗透率有贡献的喉道比例，二是喉道半径的大小。当平均喉道半径小于1 μm时（对应渗透率小于2 mD），对渗透率有贡献的喉道比例是主要影响因素，随着平均喉道半径的增大有贡献的喉道数量增幅不大，导致渗透率增加平缓；当平均喉道半径介于1～2 μm时（对应渗透率2～5 mD），两者都同时起到作用，渗透率增幅随着平均喉道半径的增大而变大；当平均喉道半径大于2 μm后，对渗透率有贡献的喉道比例趋于稳定，起主要影响因素的是喉道半径，随着该值的增加，渗透率急剧增大。

（2）孔喉比的影响特征与喉道半径正好相反，三段的分界点分别出现在130和110。

（3）配位数对渗透率的影响呈线性关系，随着孔隙流动通道个数的增加，渗透率直线上升。

基于岩心实验数据，在渗透率与单一孔隙参数相关性分析基础上，通过多参数线性回归分析，得到渗透率与孔隙结构参数关系式。其中平均喉道半径、孔喉比、配位数对渗透率影响程度大，孔隙半径影响程度最小。

上述结果表明，油层渗透率相同，但储层的主要微观孔隙结构参数，如喉道半径、孔喉比、配位数等可能不同，而这些微观孔隙参数对开发效果又有很大影响，不能用渗透率单一指标评价储层性质。因此，在储层中引入微观孔隙参数十分必要。

表2　不同渗透率级别岩心微观孔隙特征

图5　渗透率与孔隙结构参数的关系

3 杨大城子油层与扶余油层孔隙结构对比

朝阳沟油田开发实践表明，渗透率相近的杨大城子油层和扶余油层开发效果存在较大的差别，其主要原因是储层微观孔隙结构特征存在一定的差别。选取扶余油层与杨大城子油层渗透率相近的实验岩心进行对比，研究分析4个主要微观参数之间的差别，实验结果对比如图6所示，对比统计结果如表3所示。图6结果表明，相同渗透率级别杨大城子油层与扶余油层相比，孔隙半径相差不到1%，几乎没有差别；喉道半径、孔喉比、配位数差别较大，杨大城子油层偏低至少5%，并且随着渗透率的降低，这种差别逐渐加大，特别是对渗流能力影响最大的喉道半径，杨大城子油层明显偏低，最大达到25%以上，表明杨大城子油层地下流体渗流阻力大，储层开发效果比扶余油层差。

4 结 论

（1）杨大城子油层的显著特征是喉道半径小且分布范围集中，主要集中分布在0.2～2.0 μm，大于2.0 μm的喉道很少。

（2）对各参数进行标准化处理后建立孔隙结构参数与渗透率的线性回归方程。结构表明，渗透率受平均喉道半径、平均孔喉比、平均配位数因素的综合影响，其中平均喉道半径影响最大，系数达到0.370；平均孔隙半径的系数只有0.003，可以认为对渗透率没有影响。

（3）相同渗透率级别杨大城子油层与扶余油层相比，平均孔隙半径相差不到1%，而喉道半径、孔喉比、配位数等微观孔隙结构特征具有明显差异，分别相差17.4%、8.9%、5.2%，是决定储层渗流能力大小的关键因素。

图6　渗透率与孔隙结构参数的对比

表3　杨大城子油层与扶余油层微观孔隙结构分布特征差异统计

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Study on Micro Pore Structure Characteristics of Yangdachengzi Oil Layer in Chaoyanggou Oilfield

Yin Daiyin， Zhang Xudong

（School of Petroleum Engineering，Northeast Petroleum University，Daqing Heilongjiang 163318，China）

Years of waterflooding researches show that Yangdachengzi reservoir possessing the same permeability level with Fuyu reservoir, has some severely problems, such as more rapid increasing of water cut, higher water injection pressure and poorer development effect. In order to study the influence factors for these problems, micro pore structure of Yangdachengzi reservoir was investigated. Firstly, the micro pore structure of 18 natural cores in Yangdachengzi and Fuyu reservoirs with different permeability levels, including throat radius, pore radius, pore throat ratio and coordination number were compared using CT scanning and constant velocity mercury injection technology respectively, in order to find out the distribution frequency and variation rules of micro pore structure. Then, the most controlling micro pore structure parameter affecting reservoir permeability was investigated using multi parameter linear regression analysis method. Finally, the pore structure parameters were compared with those of Fuyu oil layer with the same permeability level to explain the reasons for poor physical properties and difficult development of Yangdachengzi oil layer. The results show that the average pore radius difference is less than 1% between the Yangdachengzi and Fuyu reservoir with the same reservoir permeability, while the throat radius, pore throat ratio, coordination number and other microscopic pore structure parameters exhibit significant differences of 17.4%, 8.9% and 5.2% respectively, which are the key factors determining the reservoir seepage capacity.

Yangdachengzi reservoir； Micro pore structure； Constant rate mercury injection； Main control factor； Fuyu reservoir

TE122

A

10.3969/j.issn.1006⁃396X.2021.04.007

1006⁃396X（2021）04⁃0039⁃07

http://journal.lnpu.edu.cn

2021⁃03⁃15

2021⁃05⁃07

国家科技重大专项“致密油藏压敏效应及基质裂缝间窜流规律研究”（20172X05072⁃005⁃005）。

殷代印（1966⁃），男，博士，教授，博士生导师，从事油藏数值模拟和油田开发动态分析方面研究；E⁃mail:yindaiyin@163.com。

张旭东（1997⁃），女，硕士研究生，从事油藏数值模拟方面研究；E⁃mail：1912473277@qq.com。

（编辑 王戬丽）