低饱和度油层成因分析——以留62断块ES1下Ⅰ-3小层为例

＊门南方 洪秀娥 李楚楚 赵苗苗

（长江大学地球科学学院 湖北 430100）

低饱和度油藏是油层中含水饱和度大于束缚水饱和度的油藏[1]。国内外对其成因存在不同认识，但普遍认为油藏高度、流体性质、细孔喉的低渗储集层易形成低饱和度油藏。低饱和度油层的含水饱和度、油层电阻率变化范围大、油水分布规律复杂，有必要研究低饱和度油藏的成因机制。

1.研究区油藏概况

留62断块ES1下油藏位于冀中坳陷饶阳凹陷大王庄—留西断裂构造带，断块构造为西北倾、东南抬、走向北东的单斜构造，地层倾角下大上小。受北西、北东向断层切割，从而使该区构造复杂化。ES1下油藏埋藏深度3200～3700m，共划分两个砂组12个小层，其中ES1Ⅰ砂组划分5个小层。油藏原油密度0.85～0.89g/cm3，黏度10～80mPa·s（20℃），地层水矿化度23000～30000mg/L。自投入开发以来，先后进行了两轮次的油藏描述与注采调整工作。但随着油藏开发深入，油藏主控因素和油水关系复杂的问题逐渐暴露出来，构造低部位发育饱和度高的油层，高部位出现低饱和度油层、甚至水层。为了进一步提高开发水平，本文收集了ES1下26块压汞、试油、岩心渗透率实验等资料，从微观孔隙结构方面着手，宏观与微观结合，研究构造高部位低饱和度油层成因。

2.最小流动孔喉半径

孔隙度和渗透率是表征储层性能的参数[2]。渗透率随孔隙度增加而升高，但相同孔隙度的样品渗透率差别大，且渗透率受孔隙结构影响较大。在油气聚集过程中，孔喉结构影响原油进入储层的难易程度[3]。根据孔喉半径及其孔隙体积对渗透率的贡献率，可将孔喉半径划分为两类，一类是对渗透率贡献较大的粗孔喉，其孔喉半径下限值为最小流动孔喉半径，孔喉空间被原油和可动水占据；另一类是贡献较小的细孔喉，润湿相占据了该空间。

(1)渗透率贡献率下限值确定方法

实验室确定束缚水饱和度及最小流动孔喉半径的方法有半渗透隔板法、压汞法及核磁共振法等。半渗透隔板气驱实验充分模拟了油气运移过程中非湿润相驱替湿润相的过程，可确定束缚水饱和度，但测试时间长，难以大量测量[4]。核磁共振岩心分析技术能间接反映岩石孔隙结构，具有检测快速、无损岩心、可重复检测等待点。张冲等认为：离心力使毛管压力达到1.379MPa时，求取的最小流动孔喉半径与半渗透隔板法结果一致[5]。多数研究者用恒压压汞法，把渗透率贡献率达到99.99%时对应的孔喉半径作为最小流动孔喉半径，但其不是定值，而是随油田储集层、油气流体性质变化的值。相同压力条件下，原油能进入的毛细管半径是汞可进入的孔喉半径的1/14.145。因此，使用毛细管压力实验数据时，需转换为对应的油藏高度、运移动力、毛细管半径等数据。

本研究利用压汞实验资料确定储层的最小流动孔喉半径。由达西定律和泊稷叶毛管束模型可导出渗透率的理论表达式，具体如下：

式中，k为渗透率，mD；r为孔喉半径，μm；φ为孔隙度，小数；τ为孔隙迂曲度，无因次。

由上式看出，影响渗透率的因素为孔隙度、孔喉半径和孔隙迂曲度，渗透率与孔隙度成正比关系，与孔喉半径的平方成正比，与孔隙迂曲度的平方成反比。孔隙迂曲度是一项无法求取的参数，利用压汞实验资料计算渗透率贡献率时，采用的方法为：用区间渗透率贡献率△φ×r2除以渗透率累计贡献率∑△φi×ri2，计算出每个区间的渗透率贡献率，其和为100%。每一个压汞实验样品都可以得出渗透率贡献率为99.99%时的孔喉半径——即最小流动孔喉半径，根据实验获得的渗透率和最小孔喉流动半径，可建立如下关系式：

式中，r 为渗透率贡献率99.99%时的最小流动孔喉，μm；k为渗透率，md。但是，利用压汞样品计算出渗透率贡献率为99.99%时的最小流动孔喉半径并非定值，而是随渗透率增加而升高。

实践证明，渗透率是影响油层产能的重要因素，试油资料可确定有效产液层的渗透率下限值，利用公式（2）和渗透率下限值可得出油田的最小流动孔喉半径。

笔者研究发现，利用渗透率贡献率99.99%得到的孔喉半径小、孔喉区间所占比例低。若以渗透率增量贡献率小于1%作为下限，多数样品的渗透率贡献率为99%时，孔喉半径对应的孔喉区间分布频率高，能较好地反映主孔喉区间对渗透率的贡献，故本次以99%作为渗透率贡献率的界限值。

将渗透率贡献率调整为99%后，渗透率与最小孔喉流动孔喉半径关系：

渗透率随最小流动孔喉半径增加呈指数形式上升。

(2)影响最小流动孔喉半径计算精度的主要因素

①麻皮效应。排驱压力为压汞曲线初始拐点位置，拐点之前的进汞量并非真实进汞量，而是受麻皮效应影响，岩样表面凸凹引起的虚假进汞量[6]，这部分进汞量应剔除。

②低饱和度油层物性下限。储层物性下限用孔隙度和渗透率度量。储层渗透率是影响产能的重要因素[7]，统计试油和岩心物性资料得出有效储集层渗透率下限为3mD。

③毛细管内薄膜水厚度。压汞实验前对岩样进行烘干处理，附着在岩石表面的薄膜水蒸发，孔喉半径扩大。利用压汞资料确定最小孔喉流动半径时应对薄膜水厚度校正。高阳等利用水锁实验、核磁共振实验确定石英表面束缚水薄膜厚度为0.0166～0.0395μm，平均0.0281μm。本次借鉴其研究，水膜厚度取值0.0281μm。

(3)最小流动孔喉半径确定方法

孔隙反映岩石储集能力，喉道大小及形状控制着孔隙的储集和渗透能力[8]。以渗透率3mD为条件，渗透率贡献率为99%对应的孔喉半径为最小流动孔喉半径，由式（3）得出孔喉半径为0.012μm，校正后最小流动孔喉半径为0.0401μm。

3.油藏高度与原油进入的孔喉半径

原油运移动力取决于油藏高度和原油密度，原油运移阻力取决于孔隙毛细管半径。原油运移动力表达式：

式中：F为油水产生的浮力，Pa；ρw为地层水密度，kg/m3；ρo为地层原油密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2；H为油藏高度，m。

毛细管力表达式：

式中：Pc为毛细管压力，Pa；δ为油水界面张力，mN/cm；r为孔喉半径，μm；θ为油水润湿角，°。

留62断块ES1下油藏原油密度为870kg/m3，重力加速度为9.8m/s2，油水润湿角为30°，油水界面张力为30mN/cm。Ⅰ-3小层为低饱和度油层，该小层油藏高度为120m，产生的运移动力为0.188MPa。由上述公式得出原油能进入的毛管半径为0.276μm。

4.低饱和度油藏成因分析

多数学者认为聚集位置远离烃源岩、低幅度构造、储层非均质性强、油气渗漏及运移阻力大是该类油藏形成的主控因素[9]。研究区储集层构造与沉积相变化和相控储层物性是油藏低饱和度的主要原因。

(1)孔隙结构分类与可动流体分析

若处于构造高部位的储集层的孔喉半径小于0.04μm，储层为干层；孔喉半径为0.04～0.276μm，储层储水；半径大于0.276μm，为饱和度较高的纯油层；孔喉半径在0.276μm左右时，易形成低饱和度油藏。油藏高度随构造位置而变化，处于构造中低部位的油层，油藏高度降低，原油运移动力降低，能进入的孔喉半径更大。

(2)沉积相与构造的关系有利于形成低饱和度油藏

研究区物源方向为西北部和东部。东部物源处于构造高部位，河道砂岩东南部受断层遮挡，东北部受岩性遮挡，西部被断层切割，形成孤立河道砂岩圈闭条件。西北部物源发育两条次级分流河道。北部分流河道砂岩在构造高部位发育席状砂岩，沉积末端的席状砂岩为干层，形成岩性遮挡，并在岩性遮挡层附近发育北东走向断层，为构造高部位形成遮挡提供条件。河道砂岩东北部方向，岩性和断层形成遮挡条件。西部物源南端的分流河道受断层和沉积的双重作用，形成多个面积较小的油藏。

根据研究区构造、不同微相渗透率分布、试油情况得出：研究区沉积时期处于三角洲前缘部位，分流河道已靠近席状砂岩，沉积微相以发育次级分流河道为主。次级分流河道砂岩厚度薄，碎屑颗粒以中细砂岩为主，渗透率为10～50mD，岩石孔喉半径大于0.276μm，多为纯油层，电阻率大于15Ω·m，试油结果为产油不产水。靠近分流河道的漫滩砂、席状砂岩，渗透率为3～10mD，岩石孔喉半径在0.276μm左右。孔喉半径大于0.276μm的孔隙内储集了原油，孔喉半径在0.0401～0.276μm的孔隙内储集了可动水；这类储集层多为油水共存的低饱和度油层或含油水层，含油层段的电阻率10～15Ω·m，含水层段电阻率7～10Ω·m。远离河道的漫滩砂、席状砂岩，岩性以粉砂岩为主，渗透率为0.1～3mD，渗透率较高的砂岩具有产水能力，渗透率较低的为干层（图1）。

图1 留62-20与留62-30井ES1下Ⅰ-3小层解释成果图

5.结论

（1）孔喉半径与孔喉分布频率是低饱和度油层形成的关键。当储层主要孔喉区间的孔喉半径约为原油进入岩石的孔喉半径界限时，会形成大孔喉孔隙区间充注原油、小孔喉孔隙充注地层水；孔喉半径介于最小流动孔喉半径与原油进入岩石的孔喉半径界限时，孔隙内存储可动水。（2）压汞样品的最小流动孔喉半径并非定值。最小流动孔喉半径与渗透率呈指数关系，且最小流动孔喉半径随渗透率增加而升高。（3）较合理的最小流动孔喉半径确定：利用试油资料确定有效储层渗透率下限，并由关系式（2）得出有效储层的最小流动孔喉半径，对薄膜水校正后得到最小流动孔喉半径。（4）油气流体性质和油藏高度是影响最小流动孔喉半径和低饱和度形成的重要因素。油藏高度低、原油密度较大，原油能进入的孔喉半径大，最小孔喉流动半径与原油可进入的孔喉半径之间的孔喉区间大，易形成低饱和度油藏。（5）沉积相带对低饱和度油层分布具有控制作用。分流河道砂岩孔喉半径大，易形成饱和油藏；孔喉半径小，分布范围大、孔隙结构复杂的天然堤、决口扇、席状砂、漫滩砂岩易形成低饱和度油藏。