特低渗透砂岩油藏微观孔喉特征及对渗流的响应

特低渗透砂岩油藏微观孔喉特征及对渗流的响应

目前，压力桂技术仍然是获取存储层微观孔和特征的重要途径。常规压汞只能获得喉道半径及对应喉道控制的孔喉体积分布,无法将孔隙与喉道分开。恒速压汞实现了对喉道的测量,克服了常规压汞对应同一毛管压力曲线有不同孔隙结构的缺陷。笔者应用恒速压汞测试技术,分析了鄂尔多斯盆地延长组特低渗透砂岩油藏储层微观孔、喉特征。1无效喉道检测以5.0×10-5mL/min的极低恒定速度向岩样内进汞,准静态的进汞过程中,汞液前缘的孔隙形状改变,引起弯液面的变化,从而引起毛管压力的变化。因孔、喉半径存在数量级的差别,通过检测进汞压力的涨落将孔隙与喉道分开,实现对喉道的测量。恒速压汞的最高进汞压力为6.2055MPa,与之对应的喉道半径约为0.12μm。将半径小于0.12μm的喉道及其所控制的孔隙称为无效喉道或无效孔隙。恒速压汞的最高进汞压力远低于常规压汞的最高进汞压力,故最小喉道半径较高,这也是恒速压汞技术的不足。2特低渗透储层由样品物性及测试结果,孔隙度分布范围为9.78%~13.58%,渗透率分布范围为(0.17~4.47)×10-3μm2,属于典型的特低渗透、超低渗透储层。其中,总进汞饱和度等于喉道进汞饱和度与孔隙进汞饱和度之和。将样品按渗透率大小划分为A(K>2.0×10-3μm2)、B(1.0×10-3μm2<K<2.0×10-3μm2)和C(K<1.0×10-3μm2)三组。3储层微观孔喉咙特征3.1储层渗透率特征Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ分别为A、B、C三组样品中3块具有代表性样品的恒速压汞孔、喉半径分布及毛管压力曲线。由图1可知,不同渗透率样品,孔隙半径分布形态变化不明显(基本为接近正态的分布特征),喉道半径分布形态差异较大。Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ样品渗透率分别为4.47×10-3μm2、1.61×10-3μm2和0.38×10-3μm2。样品渗透率越高,其喉道半径分布范围越宽且分布频率越低;渗透率越低,喉道半径越小且分布越集中。样品Ⅰ具有明显优于样品Ⅱ、Ⅲ的喉道分布特征。样品Ⅲ渗透率最小,其喉道基本分布在小于1μm的范围内。渗透率不同,其毛管压力曲线及孔喉特征参数差异较大。恒速压汞测试结果表明,特低渗透储层具有中等孔隙、小喉道发育以及孔喉性质差异大的特点。不同渗透率级别的岩心的孔隙大小及分布性质差异不大。差异主要体现在喉道大小及分布:渗透率较低时喉道半径峰值高,随着渗透率的增大,喉道半径峰值逐渐降低。喉道控制储层性质,正是喉道的差异导致物性差异,进而影响开发的效果。由有效孔、喉半径加权平均值与物性的相关关系可以看出(图2和图3),随着孔隙度和渗透率的增大,有效孔、喉半径加权平均值有增大的趋势,喉道半径加权平均值与物性的相关性好于孔隙半径加权平均值与物性的相关性。有效孔、喉半径加权平均值与渗透率的相关性好于其与孔隙度的相关性,其中有效喉道半径加权平均值与渗透率的相关性最好。A、B、C三组样品有效喉道半径加权平均值分布范围为1.98~2.40μm、1.22~1.89μm和0.31~0.92μm;有效孔隙半径加权平均值分布范围为126.86~129.08μm、119.38~127.17μm、103.70~120.22μm。渗透率不同,喉道半径变化与喉道半径之比远远大于孔隙半径变化与孔隙半径之比。储层渗透率参数较为敏感的根源在于其喉道半径波动幅度较大。由图2(b)可知,渗透率小于1×10-3μm2时,曲线斜率较大。随着渗透率的等速递减,喉道半径呈加速递减,平均喉道半径在1.0μm以下且分布较集中。渗透率越低,喉道半径与渗透率的相关性越好,小喉道数量越多。随着渗透率的增加,小喉道数量相对减少,较大喉道数量逐渐增多。渗透率大于1×10-3μm2时,喉道半径分布有所展宽。由图2(b)和图3(b)可知,随着渗透率的增加,喉道半径递增的幅度明显高于孔隙半径递增的幅度。特低渗透储层特有的喉道特征是其在开发中容易造成各种敏感性伤害的主要原因,开发中的很多生产特征都源于其喉道发育的特殊性。3.2特低渗透储层的喉道特征由孔喉比与物性参数的相关关系可知(图4),孔喉比与渗透率的相关关系好于孔喉比与孔隙度的相关关系。孔喉比较小时,渗透率较高,孔隙中的油(气)容易通过喉道而被驱替出来。研究发现,孔喉比值高的样品,孔隙度参数未必高。这也说明特低渗透砂岩油藏储层评价时,孔隙度参数的权重不能太高,此参数并不十分可靠。当孔喉比较大时,大孔隙被小喉道包围,大孔隙内的油(气)难以通过小喉道,此时贾敏效应较强,珠、泡欲通过窄小喉道必须克服较大的阻力。与中、高渗透储层相比,特低渗透储层的孔喉比参数较大且分布范围较宽,孔隙和喉道连通性差,这也是特低渗透储层孔隙结构的显著特征。特低渗透储层喉道微细、孔喉比参数分布范围大,致使其开发生产中表现为油井无自然产能以及投产初期产能递减快的特点。AS油田油井生产测试表明,初产一般仅为0.30~0.50t/d,均须压裂改造才能获得工业油流。S6区块地层压力由9.10MPa降至6.30MPa时,采出程度仅为0.71%。采出1%的地质储量,地层压力下降3.94MPa。该油田先导性开发试验区未注水的22口采油井于1989年3月投产,到1989年底单井产油量由3.20t/d降为2.58t/d,年递减率达25.80%。到1990年底单井产油量降为1.75t/d,年递减率为32.20%。工业化开发试验区55口采油井,投产仅一年单井产油量由4.23t/d降为2.85t/d,年递减率达32.60%。XF油田整体采用超前注水技术开发,初期递减率有所减小。根据XF油田B区2002年和2003年产建井资料统计,产建井在第3年的综合递减率分别为8.50%和5.00%。3.3储层物性与渗透率的关系孔、喉体积是孔隙、喉道半径及孔隙、喉道数的函数。岩样的孔隙、喉道半径越大,孔隙、喉道数越多,孔隙、喉道体积越大。喉道发育程度越高,流体越容易渗流。由单位体积样品物性与有效孔、喉体积的相关关系可知(图5和图6),有效孔、喉体积与渗透率的相关性好于其与孔隙度的相关性。A、B、C三组样品单位体积岩心有效喉道体积分布范围分别为(0.028~0.033)cm3/cm3、(0.025~0.032)cm3/cm3、(0.022~0.028)cm3/cm3;有效孔隙体积分布范围分别为(0.062~0.071)cm3/cm3、(0.055~0.068)cm3/cm3、(0.021~0.063)cm3/cm3。储层物性尤其是渗透率较好岩样的有效喉道体积、有效孔隙体积参数值较高。另外,由恒速压汞测试的常规压汞结果可知,随着渗透率的增大,最大喉道半径、孔喉中值半径增大,排驱压力和中值压力降低,孔喉特征参数与渗透率的相关性好于其与孔隙度的相关性。这与特低渗透、超低渗透砂岩油藏储层常规压汞所取得的认识相吻合。4特低渗透储层物性参数分析(1)特低渗透砂岩油藏储层孔隙结构具有中等孔隙和小喉道发育、孔喉连通性差以及孔