2017, Vol. 29
鄂尔多斯盆地主力产油层三叠系延长组为低渗、特低渗透岩性油藏，自上而下划分为长1—长10油层组，油水关系复杂，相对高渗区域储层特征差异显著，开发建产矛盾突出，易动用层段开发效果并不一定好于难动用储层段开发效果等，该类储层又是未动用和难以动用油气藏储集空间的主体，也是目前勘探开发的主要对象。以甘谷驿油田长6储层为典型代表的特低渗透油田普遍进入中、高含水阶段，含水率快速上升，采油速度大幅下降，油田稳产面临严峻挑战。剩余油控制因素和分布模式不清，宏观与微观相结合的认识不够，特别是微观剩余油分布的赋存状态及注水开发储层的主要渗流通道的大小，优势通道形成机理及其形成的难易程度，还没有一个定量化的表征手段，调剖堵水等措施的前期地质研究显得过于粗糙，成为制约油田提高采收率的瓶颈[1-6]。根据特低渗透油田注水开发特性，通过甘谷驿油田唐157井区153块典型样品的多种实验分析数据，从宏观和微观两方面对注水开发储层特征进行精细定量表征：标定不同孔隙组合类型的主要渗流通道的大小（为调剖堵水提供定量化指标）、主流喉道个数百分比（定量表征优势通道形成的难易程度）和可动流体饱和度的大小，明确不同孔隙组合类型的驱替类型及残余油的赋存状态，以期为下一步制定针对性的注水开发方案提供地质依据。
1 孔隙组合类型通过对甘谷驿油田唐157井区长6储层53块扫描电镜、铸体薄片等资料分析，研究区发育的孔隙类型主要有粒间孔、粒间溶孔（包括长石溶孔、岩屑溶孔、浊沸石溶孔、杂基溶孔），局部可见晶间孔、微裂隙，以残余粒间孔和长石溶孔为主。残余粒间孔面孔率为1.63%，占总面孔率的58.42%。由于强烈的压实及自生胶结作用，原始粒间孔大部分都已丧失殆尽，仅局部有少量残余粒间孔。长石溶孔（体积分数为18.7%）的发育使储层微观孔隙结构及其配置关系得到明显改善，显著提高其渗流能力；岩屑溶孔（体积分数为12.19%）是继粒间孔、长石溶孔发育的第三大类孔隙类型，晶间孔以绿泥石晶间孔为主，其次为伊利石晶间孔，偶尔可见方解石晶体之间微小孔隙，与气藏相比，对储集和渗流能力贡献不大，研究区无高岭石充填。
特低渗储层孔隙类型的发育程度主要受宏观和微观两方面控制，在宏观上主要受控于沉积微相的类型、沉积过程中的压实程度，在微观上受控于岩石颗粒的组成、填隙物的成分与含量、成岩作用类型及强度等[7-8]。研究区的孔隙类型并不是单一存在的，而更多的是以复合的孔隙组合类型形式发育于储层中，不同的孔隙类型具有不同的储集和渗流特征，因此对特低渗储层微观孔隙结构及其渗流特征的研究应更加注重对不同孔隙组合类型的研究。
研究表明：研究区长6储层孔隙组合类型主要有孔喉半径相对较大的溶孔-粒间孔型、粒间孔-溶孔型、粒间孔型；孔喉半径相对较小的粒间孔-微孔型、微孔型、溶孔-微孔型。长6储层平均面孔率为2.79%，溶孔-粒间孔型储层占39.31%[图 1，图 2（a）]、粒间孔型储层占9.58% [图 1，图 2（b）]、粒间孔-溶孔型储层占11.55% [图 1，图 2（c）]，微孔型储层占26.24%、粒间孔-微孔型储层占8.17%、溶孔-微孔型占5.15% [图 1，图 2（d）]。
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下载eps/tif图 图 1 唐157井区长6储层孔隙组合类型分布图 Fig. 1 Classification of pore assemblage types of Chang 6 reservoir in Tang 157 well area |
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下载eps/tif图 图 2 唐157井区长6储层孔隙组合类型 （a）溶孔-粒间孔型，T115井，356.20 m；（b）粒间孔型，T137井，534.50 m；（c）粒间孔-溶孔型，T138井，561.48 m；（d）溶孔-微孔型，T138井，567.10 m Fig. 2 Pore assemblage types of Chang 6 reservoir in Tang 157 area |
甘谷驿油田唐157井区长61储层属于三角洲平原亚相，发育的微相类型有分流河道、天然堤、分流间湾；长62、长63和长64储层属于三角洲前缘亚相，发育的微相类型有水下分流河道、河道侧翼、水下分流间湾。通过对研究区50多块样品的物性、铸体薄片等分析测试，结合沉积、成岩特征，综合分析结果表明了溶孔-粒间孔、粒间孔型、粒间孔-溶孔型、溶孔-微孔，微孔型孔隙组合类型的储层特征（表 1），其含油饱和度依次减低，分别为45.87%，45.87%和39.16%。
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下载CSV 表 1 唐157井区长6储层不同孔隙组合类型基础地质特征统计表 Table 1 Statistics on basic geological characteristics of pore assemblage types of Chang 6 reservoir in Tang 157 area |
排驱压力和进汞饱和度是控制恒速压汞实验中总孔喉、喉道和孔隙毛管压力曲线形态的主要因素。为了进一步分析、比较特低渗储层微观孔喉参数的变化特征，从微观上揭示影响储层品质的关键因素[11-13]，按照7块恒速压汞毛管曲线形态的综合特征，结合孔隙结构特征的11项参数，将甘谷驿油田唐157井区样品分为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类（表 2）。其中：①溶孔-粒间孔、粒间孔型储层属于Ⅰ类样品，总孔喉和孔隙毛细管压力曲线有一较长的平直区域，总体形态平缓，曲线末端近图幅的左方，说明此类储层有效孔隙和有效喉道数量较多，是储集能力好、渗流能力强的储层，代表研究区的好储层。②粒间孔-溶孔型储层属于Ⅱ类样品，总孔喉毛管压力曲线的平直区域较Ⅰ类短，孔隙毛细管压力曲线平直区域短，总体形态较平缓，说明此类储层有效孔隙和有效喉道数量较Ⅰ类少，是储集能力中等、连通性一般的储层，代表研究区的中等储层。③溶孔-微孔、微孔型储层属于Ⅲ类样品总孔喉和孔隙毛管压力平直区域很短或不明显，喉道毛细管压力直线无平直区域，总体形态较陡峭，说明此类样品有效孔隙和有效喉道数量很少，是储集能力差、连通差的储层，代表研究区的差储层（图 3）。
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下载CSV 表 2 唐157井区长6储层恒速压汞实验样品主要类别基本信息 Table 2 Statistics of basic geological characteristics of pore assemblage types of Chang 6 reservoir in Tang 157 well area |
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下载eps/tif图 图 3 唐157井区长6储层恒速压汞测试结果 Fig. 3 Analysis results of constant-rate mercury injection of Chang 6 reservoir in Tang 157 well area |
不同类别孔隙组合类型的孔隙大小及分布特征差异不大。渗透性的差异主要体现在喉道大小及分布：渗透率较低时，小喉道半径对渗透率贡献最大，随着渗透率的增大，小喉道对渗透率的贡献逐渐降低，大吼道半径对渗透率贡献明显增大。当孔喉比较大时，大孔隙被小喉道所控制，由于贾敏效应，大孔隙内的油气难以通过小喉道渗流。与中、高渗储层相比，特低渗储层孔喉比较大且分布范围较宽，开发中表现出较强的贾敏效应，这也是特低渗透储层孔隙结构的显著特征。
4 不同孔隙组合类型的微观渗流特征为了更好地研究特低渗储层的微观渗流特征，将核磁共振实验与油水相渗实验相结合，分别对研究不同孔隙组合类型的微观渗流机理展开定量表征，并应用真实砂岩微观水驱油实验标定不同孔隙组合类型的驱体类型、残余油类型及优势通道的大小[14-16]。
4.1 微观渗流特征依据可动流体饱和度的大小，相渗曲线的形态及相关的8项参数（表 3），开展不同孔隙组合类型的微观渗流特征研究（图 4）。
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下载CSV 表 3 唐157井区长6储层不同孔隙组合类型微观渗流特征统计表 Table 3 Statistics of microscopic seepage characteristics of pore assemblage types of Chang 6 reservoir in Tang 157 well area |
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下载eps/tif图 图 4 唐157井区长6储层微观渗流机理 Fig. 4 Microscopic percolation mechanism of Chang 6 reservoir in Tang 157 well area |
（1）溶孔-粒间孔、粒间孔型储层属于Ⅰ类样品：此类储层可动流体饱和度最大，等渗点处相对渗透率最大，两相共渗区范围最宽，渗流能力强，开采难度最低。
（2）粒间孔-溶孔型储层属于Ⅱ类样品：此类储层可动流体饱和度中等，等渗点处相对渗透率较高，两相共渗区范围较宽，渗流能力较强。
（3）溶孔-微孔、微孔型储层属于Ⅲ类样品：此类储层可动流体饱和度最低，等渗点处相对渗透率最低，两相共渗区范围最窄，渗流能力最差，稳产状况差，油田见水快，随含水上升，采液指数和采油指数急剧下降，开发效果差。
4.2 水驱特征应用真实砂岩微观水驱油实验研究不同孔隙组合类型的水驱特征[17-18]，在本次实验中，真实砂岩模型的饱和油启动压力为5.5~75.5 kPa，平均值为33.22 kPa，原始含油饱和度为22.41%~66.47%，平均值47.37%。3种孔隙组合类型水驱实验参数如表 4所示，水驱特征如下：
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下载CSV 表 4 唐157井区长6储层不同组合类型水驱特征统计表 Table 4 Statistics of water drive characteristics of pore assemblage types of Chang 6 reservoir in Tang 157 well area |
（1）溶孔-粒间孔、粒间孔型储层：饱和油启动压力最小，为9.05 MPa，1 PV时驱油效率为26.05%，2 PV时驱油效率为29.01%，3 PV时驱油效率为31.27%，1 PV时驱油效率较高，2 PV较1 PV时驱油效率的提高2.96%，到3 PV时驱油效率提升并不明显，只是改善了高渗通道的物性、加快了高渗通道中注入水的流速，未能实质性的增大波及面积，驱替类型，多为指状，残余油以油膜残余油、绕流残余油为主[图 5（a）~（c），（e）]。
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下载eps/tif图 图 5 唐157井区长6储层驱替类型及残余油赋存状态 （a）指状驱替，T151井，575.34 m；（b）均匀驱替，T135井，575.62 m；（c）油膜残余油，T135井，575.62 m；（d）角隅残余油，T138井，567.1 m；（e）绕流残余油，T151井，575.34 m Fig. 5 Water flooding types and occurrence state of residual oil of Chang 6 reservoir in Tang 157 well area |
（2）粒间孔-溶孔型储层：饱和油启动压力中等，为26.87 MPa，1 P V时驱油效率为19.96%，2 PV时驱油效率为23.84%，3 PV时驱油效率为25.73 %，1 PV时驱油效率不高，2 PV较1 PV时驱油效率的提高比较明显，提升4%，随着驱替倍数的增加，驱油效率显著上升，驱替类型多为网状、也可见指状。残余油以绕流残余油，角隅残余油为主[图 5（a）~（c），（e）]。
（3）溶孔-微孔、微孔型储层：饱和油启动压力最大，为54.87 MPa，1 PV时驱油效率为14.55%，2 PV时驱油效率为17.21%，3 PV时驱油效率为18.54%，1 PV时驱油效率最低，随着水驱倍数的增加，驱油效率的提高不多，主要是由于该类流动单元的细微喉道含量较多，驱替类型多为网状、均匀驱替，部分样品驱不动。残余油以斑状残余油为主[图 5（b）]。
综上所述，随着孔隙组合类型的逐渐变差，含油饱和度逐渐降低，喉道半径依次变小，小喉道所占比例依次增加，主流喉道个数百分比依次降低，可动流体饱和度依次减少，孔喉共控区渗透率贡献越来越大，油水分异程度逐渐变差，渗流能力依次变差，排驱压力逐渐增大，驱替类型，逐渐由指状、到指状-网状、网状、均匀驱替，直至驱不动。
5 结论（1）溶孔-粒间孔型、粒间孔型储层物性好，含油饱和度最高，多发育在有利沉积微相中，压实率、胶结率最低，胶结类型以孔隙式、孔隙再生式为主，接触方式多为点、线式接触。粒间孔-溶孔型和溶孔—微孔，微孔型储层基础特征逐渐变差。
（2）随着孔隙组合类型的逐渐变差，喉道半径依次变小，小喉道所占比例依次增加，可动流体饱和度依次减少，渗流能力依次变差，启动压力逐渐增大，驱替类型，逐渐由指状、到指状-网状、网状、均匀驱替，直至驱不动。
（3）溶孔-粒间孔、粒间孔型储层，1 PV时驱油效率最高，然而2 PV和3 PV较1 PV时驱油效率的提升并不明显，只是改善了高渗通道的物性、加快了高渗通道中注入水的流速，未能实质性的增大波及面积，容易形成相对优势通道，为主要剩余油富集区，残余油以油膜残余油、绕流残余油为主，在此类孔隙组合类型的开发过程中，应重点关注微观非均质带来的影响。
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