致密砂岩储层微观渗流特征与储量评价研究
刘桂玲，王 显
【摘 要】摘要：针对目前特低渗、超低渗透致密砂岩储层物性差、有效动用难度大等问题，综合使用恒速压汞、核磁共振、离心实验及油水驱替等实验技术对储层微观孔隙结构、可动流体百分数、非达西渗流特征等进行了系统研究。研究结果表明特低渗、超低渗致密砂岩储层微孔隙的喉道半径、可动流体百分数、启动压力梯度是判断该类储层渗流能力大小的关键指标。以这3个参数作为评价指标，利用模糊数学评判对目前江苏油田已发现未动用的特低渗、超低渗透储量进行综合评价。评价结果显示这部分储量有开发动用的潜力。 【期刊名称】复杂油气藏 【年(卷),期】2014(000)002 【总页数】5
【关键词】致密储层 喉道半径 可动流体 启动压力梯度 储量
随着世界油气工业的发展，那些储量规模大、品位好的油气资源越来越少。而一些储量品位低、开发效益相对差、对技术要求高的油气资源将逐步成为油气勘探开发的热点。从近几年全国新增探明储量构成来看，也主要以低渗、特低渗致密油藏为主。近几年70%以上的新增探明储量属于低渗、特低渗致密储层。截止2012年江苏油田已发现未开发的致密砂岩储量基数较大，从油藏类型来看，主要有层状构造油藏、复杂断块油藏和岩性油藏。从平面分布情况来看，各地区均有分布。从现场生产情况来看，相近物性、相近流体性质的油藏，开发效果有一定的差异性。从其它油田开发的实践来看也存在此现象，反应了宏观物性参数如孔隙度、渗透率等相近的储层，其开发难度和水驱效率却可能会
有较大差异[1-3]。分析原因主要是大多数致密砂岩储层孔、渗很低，即使黏度较低，流体也不轻易流动，致使致密砂岩储层渗流能力低。另外，致密砂岩储层中还广泛分布大量的小孔隙，与连接孔隙的喉道一起形成复杂的系统，也使渗流能力降低。不同区块的致密砂岩储层虽然有大致相同的孔隙度、渗透率，但其微观孔隙结构特征却可能有很大的差异[4]。因此，研究致密砂岩储层微观渗流特征具有重要的意义。从目前技术研究状况来看，恒速压汞、核磁共振、非达西渗流测定等技术能很好的刻画这类储层的渗流特征。
1 储层微观孔隙结构特征研究
1.1 物性参数特征
岩石的储层物性与岩性密切相关。孔隙度的大小由碎屑颗粒的形状、排列、填隙物的含量以及碎屑的分选性等决定。而渗透率不仅与碎屑的粒度、分选、排列以及填隙物的含量相关，还与胶结类型与胶结成分相关。对致密砂岩储层360多块岩心分析资料统计显示，已发现未动用致密储层的平均渗透率在(0.01～13.2)×10-3 μm2，平均孔隙度在2.4%～15%，是典型的低孔、低渗-特低渗致密储层。 1.2 微观孔喉特征
油气藏储层微观孔隙结构特征是决定其宏观物性参数及渗流能力的主要因素，储层中较大孔隙越发育，则油水渗流阻力越小，油气开发难度越小。孔喉大小发育越均匀则水驱效率越高。致密储层物性差、储层岩石比表面较大，束缚水饱和度较高且毛管力作用明显，从孔隙微观结构来看，致密砂岩储层中孔隙和喉道的几何形状、大小、分布、连通关系极其复杂，微观孔隙结构直接影响着储层的储集和渗流能力，并最终决定产能的大小[1]。为此，为了进一步从微观
上了解孔喉分布情况，选取11个油田31个样品进行恒速压汞实验。
实验结果表明，不同渗透率储层孔隙半径差别不大，渗透率相差2个数量级的岩心的主体孔道半径均为100～150 μm，且其孔道半径分布曲线均近似呈正态分布(图1)，反映出储层微观孔道发育特征对渗透率的影响较小。但不同渗透率储层喉道半径分布相差较大，主要分布在1～4 μm之间(图2)，说明岩样的渗流能力主要受喉道半径所控制[5]。
不同渗透率级别喉道半径对比表明，随着渗透率的增加，喉道半径逐步增大，渗透率小于0.3×10-3 μm2储层的喉道半径在0.3～0.7 μm之间，基本处于微喉道-微细喉道；当渗透率增大到(7～10)×10-3 μm2左右时，喉道半径增大到2.1～3.3 μm之间，属于中喉道[6]。
相同渗透率级别的样品实验结果分析表明，平均喉道半径也是有差异的(图3)。如渗透率在0.2×10-3 μm2左右的X31井和Q32-1井岩心，其喉道分布有一定的差异，说明物性相同的储层渗流能力是有差异的。
2 可动流体分布特征研究
将核磁共振技术与常规实验技术相结合，不仅可以快速、无损地定量获得渗流过程中流体饱和度的变化，而且可以观察到原始束缚水和水驱后的残余油微观分布状态[7]。
2.1 核磁共振可动流体T2截止值标定
核磁共振可动流体T2截止值(T2cutoff)是核磁共振T2谱上可动流体与束缚流体的分界线，T2弛豫时间大于T2cutoff的流体为可动流体[8]，其与岩心总孔隙流体的比值即为可动流体百分数，表征了油气藏储层潜在的开发能力和原始含油(气)饱和度的上限值，其更适合于评价低、特低渗透致密油气藏储层的开
致密砂岩储层微观渗流特征与储量评价研究
