特低滲儲(chǔ)層不同成巖相孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)滲流特征的影響
——以姬塬油田長(zhǎng)2層為例

高 潔，孫 衛(wèi)，黃 娟

(1.陜西交通職業(yè)技術(shù)學(xué)院 公路工程系，陜西 西安 710018；2.西北大學(xué) 地質(zhì)系，陜西 西安 710069)

特低滲儲(chǔ)層不同成巖相孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)滲流特征的影響
——以姬塬油田長(zhǎng)2層為例

高 潔1，孫 衛(wèi)2，黃 娟1

(1.陜西交通職業(yè)技術(shù)學(xué)院 公路工程系，陜西 西安 710018；2.西北大學(xué) 地質(zhì)系，陜西 西安 710069)

利用壓汞實(shí)驗(yàn)、鑄體薄片、掃描電鏡和油水相滲試驗(yàn)獲得的各類特征參數(shù)，分析不同成巖相儲(chǔ)層油水兩相的相互干擾特征，探討對(duì)比兩相流體共滲時(shí)儲(chǔ)集空間、孔喉網(wǎng)絡(luò)類型以及產(chǎn)量遞減等方面的差異，實(shí)現(xiàn)流體在特低滲層內(nèi)滲流規(guī)律的定量表征，并結(jié)合產(chǎn)油能力，著重探討孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)滲流特征的影響。結(jié)果表明：儲(chǔ)層巖石孔隙中的油能否被驅(qū)出主要取決于喉道參數(shù)，物性越好的儲(chǔ)層，喉道半徑越大，殘余油飽和度越高。油驅(qū)水過(guò)程中，油相開(kāi)始流動(dòng)時(shí)連續(xù)相臨界飽和度的大小與該驅(qū)替壓力下油相可以進(jìn)入的孔隙和喉道體積有關(guān)，尤其是喉道體積?？住⒑黹g差異越小，分選、分布越均勻，非均質(zhì)越弱，巖石滲流能力越強(qiáng)，水驅(qū)效率越高。

滲流特征；孔隙結(jié)構(gòu)；成巖相；特低滲透儲(chǔ)層

特低滲儲(chǔ)層微觀地質(zhì)特征復(fù)雜，尤其是受各類細(xì)小孔喉的存在以及孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)的影響，流體在此類儲(chǔ)層中滲流時(shí)并不達(dá)西線性滲流規(guī)律，除啟動(dòng)壓力梯度極高外，滲流特征也是多種多樣、復(fù)雜多變的[1-4]。加之油層非均質(zhì)的影響，單從宏觀方面研究特低滲儲(chǔ)層滲流規(guī)律的工作越來(lái)越困難，學(xué)者們逐漸注意到孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)流體滲流影響這一研究、分析工作的重要性。眾多微觀地質(zhì)實(shí)驗(yàn)相結(jié)合，研究流體在特低滲儲(chǔ)層內(nèi)的滲流機(jī)制，探討流體滲流受孔喉網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)的影響程度，分析殘余油賦存程度、挖潛潛力等，可指導(dǎo)油田的進(jìn)一步部署[5-7]。

前人已對(duì)姬塬油田長(zhǎng)2層沉積特征及成巖作用對(duì)儲(chǔ)層改造的影響做了細(xì)致研究，結(jié)果表明目的層為三角洲前緣沉積，屬于典型的低孔特低滲砂巖儲(chǔ)層。但對(duì)控制優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層展布的成巖相分布以及微觀滲流特性認(rèn)識(shí)不清，尤其是孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)巖石滲流能力的控制作用研究較為薄弱。本文即是在考慮沉積環(huán)境的背景下，利用薄片鑒定、掃描電鏡及油水相滲實(shí)驗(yàn)，結(jié)合壓汞實(shí)驗(yàn)分析結(jié)果，系統(tǒng)研究長(zhǎng)2儲(chǔ)層不同類型成巖相的孔隙結(jié)構(gòu)和滲流特征，著重探討孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)滲流特征的影響，科學(xué)指導(dǎo)勘探開(kāi)發(fā)決策及措施方案的制定與實(shí)施。

1 成巖相類型及其特征

進(jìn)行成巖相組合的相關(guān)研究，不僅能反映現(xiàn)今地層的基礎(chǔ)沉積框架、孔隙結(jié)構(gòu)面貌和礦物組合特征，還能反映成巖過(guò)程中微觀孔隙結(jié)構(gòu)及儲(chǔ)層演化的大致方向[8-12]。本文通過(guò)提取鏡下實(shí)驗(yàn)分析得到的反映儲(chǔ)集空間特征的各類參數(shù)，如礦物組分特征、面孔率、孔隙組合類型、比表面積等，確定影響儲(chǔ)層物性的重要事件后，結(jié)合儲(chǔ)層物性、含油性等特征劃分出各類成巖相(見(jiàn)表1)。

表1 研究區(qū)不同成巖相參數(shù)特征統(tǒng)計(jì)表

附注： (最小值一最大值)/平均值

1.1 綠泥石膠結(jié)-殘余粒間孔相(C-R相)

主要發(fā)育在分流河道相互疊置的厚層砂體中，巖性以灰綠色細(xì)砂巖為主，單砂體厚度介于3～10 m。巖石類型以中～細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖為主，顆粒分選好，點(diǎn)-線接觸，膠結(jié)物含量平均值為8.9%，其中綠泥石占全部膠結(jié)物的40%～87.5%。因綠泥石較為富鐵，成巖早期形成的綠泥石膜能有效抑制硅質(zhì)膠結(jié)、碳酸鹽膠結(jié)，因此硅質(zhì)加大偏低(平均含量1.0%)，并增強(qiáng)儲(chǔ)層抗壓實(shí)能力，且為后期酸性流體改造儲(chǔ)層提供了可能，原生粒間孔喪失程度降低；但后期隨著綠泥石薄膜厚度和膠結(jié)物含量的增加，孔隙式充填使有效孔隙和喉道的連通程度變差(見(jiàn)圖1a)，剩余粒間孔大量喪失，且碎屑顆粒與孔隙水間由于綠泥石膜的存在而難以接觸，后期酸性溶蝕能力弱。粒間孔是儲(chǔ)集流體的主要空間，平均含量為6.9%，其次為溶蝕孔隙，巖屑溶孔及其他孔隙含量較少。儲(chǔ)層物性相對(duì)最好，孔隙度介于14%～20%之間，滲透率大于7×10-3μm2之間，砂地比大于0.5，砂體連片發(fā)育程度高，是最有利的成巖相帶之一。但受強(qiáng)壓實(shí)的影響，該類成巖相在研究區(qū)分布面積不大。

1.2 高嶺石膠結(jié)-長(zhǎng)石溶蝕+殘余粒間孔相(K-F+R相)

主要沉積于連通性較好的分流河道中。相較于C-R相儲(chǔ)層，該成巖相儲(chǔ)層溶蝕作用增強(qiáng)，機(jī)械壓實(shí)程度減弱，巖性以中～細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖為主。受酸性地層流體的影響，長(zhǎng)石、巖屑明顯被溶蝕，但常被高嶺石膠結(jié)物充填(見(jiàn)圖1b)，高嶺石平均含量為4%，占全部膠結(jié)物總量的46.7%；鐵方解石是常見(jiàn)的碳酸鹽類填隙物，平均為2.3%。粒間孔和溶蝕孔作為流體儲(chǔ)集空間，二者含量差別不大，面孔率平均值為6.4%。與C-R相儲(chǔ)層相似，該相巖石孔、喉間差異小，砂巖孔隙度介于12%～16%之間，滲透率介于(5～8.7)×10-3μm2，儲(chǔ)層物性中等。

1.3 高嶺石+綠泥石膠結(jié)-殘余粒間孔相(K+C相)

研究區(qū)機(jī)械壓實(shí)依然強(qiáng)烈，巖性為中粒、細(xì)～中粒長(zhǎng)石砂巖。較K-F+R相儲(chǔ)層而言，填隙物含量偏高且波動(dòng)范圍大，主要發(fā)育綠泥石(平均含量3.2%)和高嶺石(平均含量3.9%)，二者所占比例相差不大。受較強(qiáng)壓實(shí)作用影響，該成巖相儲(chǔ)層硅質(zhì)含量偏高，平均含量1.6%，與高嶺石、綠泥石等一起充填孔隙，致使有效孔、喉間的連通程度變差(見(jiàn)圖1c)；碳酸鹽含量偏低。較前兩種成巖相而言，其面孔率降低，平均為4.5%，粒間孔為主要的儲(chǔ)集空間，平均含量為3.6%，次生溶孔僅有0.6%。

圖1 研究區(qū)不同成巖相特征圖

1.4 高嶺石膠結(jié)-長(zhǎng)石溶蝕相(K-F相)

巖性為細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖，顆粒間壓實(shí)緊密，分選中等，長(zhǎng)石含量較高。該區(qū)緊鄰烴源巖生烴中心，受酸性地層水的影響，儲(chǔ)集空間多為長(zhǎng)石、巖屑等溶蝕產(chǎn)生的次生孔隙。粘土礦物在孔隙開(kāi)擴(kuò)處也具一定程度的溶蝕，且長(zhǎng)石高嶺石化明顯(見(jiàn)圖1d、e)。高嶺石在粒間孔間的充填，縮減了孔喉體積，降低了儲(chǔ)層物性；長(zhǎng)石顆粒受酸性水溶蝕后，不僅在其內(nèi)部形成大量的溶蝕孔，還會(huì)形成粒間溶蝕孔，擴(kuò)大殘余粒間孔喉體積(圖1f)，可增大儲(chǔ)層儲(chǔ)集和滲流空間，提高儲(chǔ)層物性，油氣易于連續(xù)充注和富集，為擴(kuò)容性成巖相。面孔率平均值為2.6%，其中粒間孔所占比例為22.7%，長(zhǎng)石溶孔+巖屑溶孔所占比例為75.7%。

1.5 碳酸鹽膠結(jié)相(CC相)

分布于分流河道間灣，方解石、鐵方解石、鐵白云石等碳酸鹽巖膠結(jié)物極為發(fā)育，平均含量為28.1%，占該成巖相全部膠結(jié)物的95%以上。綠泥石膜極少發(fā)育，平均含量<0.2%，碳酸鹽充填后的殘余粒間孔阻礙了烴類流體的交換。亦可發(fā)生交代碎屑作用(見(jiàn)圖1g、h)，有效連通孔隙減少，儲(chǔ)層孔隙空間大大降低，面孔率為0.45%，雜基微孔是儲(chǔ)存流體的主要空間。由于碳酸鹽膠結(jié)物充填孔喉嚴(yán)重，致使孔隙損失率最高可達(dá)50%(見(jiàn)圖1i)，加之其不易被溶蝕，因此儲(chǔ)層物性極差，孔隙度<8%，滲透率<0.4×10-3μm2。砂厚一般小于5m，砂體較薄且連續(xù)性差，砂地比<0.3，基本屬于無(wú)效儲(chǔ)層。

表2 油水相滲實(shí)驗(yàn)結(jié)果數(shù)據(jù)表

2 不同成巖相的滲流特征

對(duì)特低滲儲(chǔ)層的滲流特征進(jìn)行評(píng)價(jià)時(shí)要綜合考慮樣品物性、束縛水飽和度和油相滲透率、等滲點(diǎn)含水飽和度和油水相對(duì)滲透率、兩相共滲區(qū)范圍、殘余油飽和度和水相滲透率、驅(qū)替效率以及油、水相滲透率與含水飽和度的關(guān)系等因素[5,13]，參考相滲曲線形態(tài)的變化特征，最終將研究區(qū)儲(chǔ)層的滲流特性分為4類(見(jiàn)圖2)，流體在不同類型成巖相儲(chǔ)層內(nèi)具有不同的滲流特性。鑒于低滲透儲(chǔ)層生產(chǎn)上具有單井產(chǎn)量低、含水上升快、注采井間由于高滲帶的存在使得注水受效不均衡等特點(diǎn)，深入分析特低滲儲(chǔ)層與中高滲儲(chǔ)層油水滲流規(guī)律的差異及其影響因素，搞清油水分布及油藏進(jìn)入中高含水期后的開(kāi)發(fā)規(guī)律，可有效指導(dǎo)油田的后期開(kāi)發(fā)。

圖2 典型油水相滲曲線圖

Ⅰ類：油水相滲曲線呈雙曲線下凹形，儲(chǔ)層物性相對(duì)是最好的，油水干擾程度較低，呈相對(duì)均勻的滲流。油相滲透率在滲流初期時(shí)降低速率較慢，但見(jiàn)水時(shí)間較早，后期油相滲透率的降低速率隨含水飽和度的增加而減緩，水相滲透率緩慢增大，共滲范圍寬。含水飽和度平均值41.3%，且大孔喉發(fā)育，注入水線在水驅(qū)時(shí)沿著這些大孔高滲帶突進(jìn)較快，因此水相滲透率增加速度較高，見(jiàn)水時(shí)間較早；油水兩相共滲處的相對(duì)滲透率介于0.122～0.239，平均值為0.169，滲流能力較強(qiáng)，最終驅(qū)油效率高。C-R相、少部分K-F+R相主要表現(xiàn)為此相滲特征，是滲流能力最好的優(yōu)勢(shì)儲(chǔ)層之一，反映到油田注水開(kāi)發(fā)上主要表現(xiàn)為初期日產(chǎn)油量高(見(jiàn)圖3)，但由于水線在水驅(qū)時(shí)沿著相對(duì)大孔高滲帶突進(jìn)較快，因此油井見(jiàn)水時(shí)間早，后期含水率很高。

圖3 不同類型油水相滲巖樣生產(chǎn)動(dòng)態(tài)圖

Ⅱ類：儲(chǔ)層物性相對(duì)較好，油水相滲曲線呈水線斜直上升型，油水干擾程度有所增強(qiáng)，水線均勻遞增上升，油線相對(duì)緩慢下降，油相滲透率在滲流初期時(shí)降低速率較快，后期油相滲透率的降低速率隨含水飽和度的增加而減緩，水相滲透率增大速度較快，兩相共滲區(qū)面積較大。該類型儲(chǔ)層含水飽和度明顯升高，平均44.2%，束縛水處油有效滲透率及共滲點(diǎn)處相對(duì)滲透率均有所降低，滲流能力相對(duì)減弱，但由于孔喉分選性中等～好，油水分布相對(duì)較為均勻，流體在儲(chǔ)層內(nèi)流動(dòng)時(shí)所受的滲流阻力及粘滯阻力小，注入水也有可能將微喉道內(nèi)的油驅(qū)替出來(lái)，因此無(wú)水期及最終驅(qū)油效率高，油水同采期(含水95%、含水98%時(shí))對(duì)驅(qū)油效率貢獻(xiàn)率最大，可達(dá)53%，該層油水同產(chǎn)周期長(zhǎng)，因此該類儲(chǔ)層注水開(kāi)發(fā)時(shí)要注意控制高含水。生產(chǎn)上看來(lái)，單井產(chǎn)能初期較高，注入水線在水驅(qū)時(shí)沿比例較高的細(xì)孔喉及比例較低的中孔喉均勻推進(jìn)，驅(qū)替范圍寬廣，面積較大，較長(zhǎng)的穩(wěn)產(chǎn)周期內(nèi)油井低含水，但油井見(jiàn)水后在降低采油指數(shù)的同時(shí)，含水率的上升速度也極快，是研究區(qū)最常見(jiàn)的儲(chǔ)層類型。K-F+R相及K+C相相滲特征常表現(xiàn)為此，油水相互，油水同產(chǎn)，開(kāi)采難度較Ⅰ類儲(chǔ)層而言有所增加。

圖4 喉道半徑與油水相滲特征參數(shù)相關(guān)性圖

Ⅲ類：油水相滲曲線呈水線斜直上升與油線下凹型，且曲線形態(tài)差別較大，水相滲透率曲線在相對(duì)滲透率近似為0或是共滲點(diǎn)處時(shí)出現(xiàn)一拐點(diǎn)，然后快速抬升，大大增加了油水相的干擾程度，初期油線下降呈陡直式，水相相對(duì)滲透率也較為迅速上升。受細(xì)小孔喉的影響，水驅(qū)動(dòng)力和毛細(xì)管力均隨含水飽和度的增加而急劇增大，油易在喉道處卡斷，油相滲透率曲線呈近似直線形態(tài)下降，兩相共滲區(qū)面積縮小，儲(chǔ)層整體滲流效率變差。含水飽和度平均值分別為45.9%，共滲處的相對(duì)滲透率介于0.054～0.07，平均值分別為0.062。油水干擾相對(duì)較弱，滲流能力依然相對(duì)較強(qiáng)，該層的K+C相、K-F相儲(chǔ)層的滲流規(guī)律遵循此特征。生產(chǎn)上看來(lái)，注入水線在水驅(qū)時(shí)均勻、緩慢推進(jìn)，但受小孔喉(毛管阻力很大)發(fā)育程度極高的影響，注入水很難驅(qū)替出來(lái)其中的原油，驅(qū)油效果差；油井產(chǎn)水量高，采出程度低。但若提高注水壓力，微喉道內(nèi)的殘余油滴會(huì)在孔隙中再次聚合，賈敏效應(yīng)逐漸降低，直至突破滲流阻力后沿著孔隙繼續(xù)前進(jìn)并被注入水驅(qū)替出來(lái)，最終提高驅(qū)油效率。

Ⅳ類：相滲曲線呈水線斜直上升與油線陡直下降型，含水飽和度最高為46.9%，以致原始含油飽和度低，因此油水干擾程度不強(qiáng)；相滲曲線中水線上升較慢，但經(jīng)過(guò)拐點(diǎn)后迅速上升，油線下降樣式多樣，一旦見(jiàn)水，水淹較快，共滲區(qū)范圍小，平均值為21.3%，等滲點(diǎn)處相對(duì)滲透率、殘余油處殘余油飽和度也最低。隨著巖石孔道中水相的增多，水相滲透率逐漸增大，含油飽和度減小，當(dāng)減小至一定程度后，復(fù)雜的孔喉網(wǎng)絡(luò)使得巖石出現(xiàn)“液阻效應(yīng)”，阻斷油相的連續(xù)流動(dòng)。在油田注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中，該相儲(chǔ)層單井產(chǎn)能最低，且產(chǎn)能降低速度較快，一旦見(jiàn)水，快速水淹，幾乎沒(méi)有穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間。

3 孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)滲流特征的影響

特低滲儲(chǔ)層微觀地質(zhì)特征的復(fù)雜性，尤其是受各類細(xì)小孔喉的存在以及孔喉結(jié)構(gòu)非均質(zhì)的影響，流體滲流時(shí)的啟動(dòng)壓力梯度極高，滲流特征也是復(fù)雜多變的。相同或不同滲透率級(jí)別的巖石微觀均質(zhì)程度不同，水驅(qū)效率及開(kāi)發(fā)難易也存在較大的差異[6-7,14]。本文即是在成巖相及孔喉結(jié)構(gòu)認(rèn)識(shí)的基礎(chǔ)上，從孔喉發(fā)育程度(大小、體積和分布)、孔喉半徑比與分選性方面開(kāi)展油水相滲微觀因素分析。

圖5 油相臨界飽和度與孔隙進(jìn)汞量、喉道進(jìn)汞量相關(guān)性圖

恒速壓汞實(shí)驗(yàn)表明各巖樣間孔隙半徑大致相同，而喉道差異程度較大，喉道越發(fā)育，巖樣的滲流能力越強(qiáng)，即水驅(qū)效率與喉道半徑呈良好的正相關(guān)(見(jiàn)圖4)，孔喉半徑大的成巖相儲(chǔ)層，無(wú)論是無(wú)水期、高含水期和最終期的驅(qū)油效率均要好于孔喉半徑相對(duì)較小的成巖相儲(chǔ)層，且微細(xì)喉道對(duì)驅(qū)油效率的貢獻(xiàn)率高于細(xì)喉道的貢獻(xiàn)率。這是因?yàn)檩^粗喉道盡管溝通大孔隙使得尤其極易進(jìn)入儲(chǔ)層內(nèi)流動(dòng)，單個(gè)樣品的驅(qū)油效率高，但相對(duì)大喉道所占比例低，分布窄，而細(xì)小喉道則占據(jù)較大的比例。隨著好儲(chǔ)層喉道半徑的增加(從CC相→K-F相→K+C相→K-F+R相→C-R相)，尤其是喉道半徑大于1 μm以后，大級(jí)別喉道所連通的孔隙增多，相對(duì)較粗喉道內(nèi)的驅(qū)油作用極易克服毛管阻力使得流體滲流能力減弱，因此含水飽和度降低，無(wú)水期驅(qū)油效率增加速率較快；同時(shí)大喉道中的殘余油也會(huì)阻止水的流動(dòng)而增強(qiáng)油相的連續(xù)流動(dòng)，最終引起水相滲透率的降低和油相滲透率的升高，殘余油量少，共滲范圍寬廣(見(jiàn)表2、圖4)。且物性相對(duì)較好的儲(chǔ)層，喉道半徑越大，殘余油飽和度越高，即剩余油仍分布在好儲(chǔ)層內(nèi)。

圖6 孔喉半徑比與殘余油飽和度、驅(qū)油效率相關(guān)性圖

同時(shí)，飽和水的巖樣被油相驅(qū)替過(guò)程中，孔隙、喉道進(jìn)汞體積與油相開(kāi)始流動(dòng)時(shí)的含油飽和度呈負(fù)相關(guān)(見(jiàn)圖5)，孔、喉進(jìn)汞量越大，油相開(kāi)始流動(dòng)時(shí)所需的含油飽和度越低。這表明在油驅(qū)水過(guò)程中，油相開(kāi)始流動(dòng)時(shí)連續(xù)相臨街飽和度的大小與該驅(qū)替壓力下油相可以進(jìn)入的孔隙和喉道體積有關(guān)，尤其是喉道體積，這是因?yàn)榈?特低)滲儲(chǔ)層孔喉體積比常小于1，即孔隙體積多小于喉道體積，當(dāng)儲(chǔ)層物性較差時(shí)，小喉道內(nèi)多為束縛流體，油相的連續(xù)流動(dòng)會(huì)在小喉道處發(fā)生卡斷，賈敏效應(yīng)和滲流阻力增強(qiáng)，殘余油量增多。

孔喉半徑比小的巖石在油水兩相滲流過(guò)程中，由于連通有效大孔隙的大喉道數(shù)量較多，因此流體的滲流通道增多，孔隙內(nèi)部流體極易發(fā)生流動(dòng)，束縛水飽和度偏低，非潤(rùn)濕相油被捕集的機(jī)會(huì)減少，油的流動(dòng)性增強(qiáng)，油水相對(duì)滲透率增大，孔隙內(nèi)的油被采出的幾率高，殘余油量少，驅(qū)油效率高(見(jiàn)圖6)，并且各水驅(qū)時(shí)期驅(qū)油效率的增大速度隨著孔喉比的減小而加快，顯示出了喉道的大小在驅(qū)替后期對(duì)驅(qū)油效率的控制程度。

此外，驅(qū)油效率還受孔喉網(wǎng)絡(luò)的非均質(zhì)性(通常用均值系數(shù)表征)和分選性(用分選系數(shù)來(lái)表征)的影響，孔、喉間差異越小，分選、分布越均勻，孔隙表面的粗糙程度越低，巖石的驅(qū)油效率也越高(見(jiàn)圖7)；反之，孔、喉間分選越差，非均勻分布程度越高，因受孔喉網(wǎng)絡(luò)內(nèi)高迂曲度的影響，流體滲流遭到屏蔽，孔喉網(wǎng)絡(luò)內(nèi)的流體僅沿著單一通道滲流，一旦見(jiàn)水，隨著水相滲流在介質(zhì)內(nèi)的增速，巖石含水飽和度快速增加，水相滲透率相對(duì)滲透率上升。

圖7 孔喉分選系數(shù)、均值系數(shù)與驅(qū)油效率相關(guān)性圖

以上分析可知，微觀孔喉網(wǎng)絡(luò)的均質(zhì)程度是影響低(特低)滲儲(chǔ)層開(kāi)發(fā)效果的關(guān)鍵因素，一般孔喉發(fā)育程度高且分選性好的儲(chǔ)層開(kāi)發(fā)效果較好，當(dāng)儲(chǔ)層較為致密，細(xì)小孔喉發(fā)育時(shí)，如果孔喉分選性好，那么其開(kāi)發(fā)效果有可能好于中高滲儲(chǔ)層。

4 結(jié)語(yǔ)

(1)姬塬油田長(zhǎng)2儲(chǔ)層成巖相可劃分為5種類型：C-R相、K-F+R相、K+C相、K-F相、CC相，孔隙發(fā)育程度依次變差，儲(chǔ)層滲流能力和最終驅(qū)油效率逐漸降低，油藏產(chǎn)能依次遞減。

(2)儲(chǔ)層巖石孔隙中的油能否被驅(qū)出主要取決于連通孔隙的喉道參數(shù)，物性越好的儲(chǔ)層，喉道半徑越大，殘余油飽和度越高。

(3)油驅(qū)水過(guò)程中，油相開(kāi)始流動(dòng)時(shí)連續(xù)相臨界飽和度的大小與該驅(qū)替壓力下油相可以進(jìn)入的孔隙和喉道體積，尤其是后者有關(guān)?？?、喉進(jìn)汞量越大，油相開(kāi)始流動(dòng)時(shí)所需的含油飽和度越低。

(4)各水驅(qū)時(shí)期驅(qū)油效率的增大速度隨孔喉比的減小而增加，喉道的大小在驅(qū)替后期對(duì)驅(qū)油效率有一定控制作用。孔、喉間差異越小，分選、分布越均勻，非均質(zhì)越弱，巖石滲流能力越強(qiáng)，水驅(qū)效率越高。

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Effect of pore structure of different diagenetic facies on seepage characteristics in ultra-low permeability reservoir a case from Chang2 reservoir in Jiyuan Oilfield

GAO Jie1，SUN Wei2，HUANG Juan1

(1.Department of Highway Engineering , Shaanxi College of Communication Technology ,Xi’an 710018,China；2.Department of Geology ,Northwest University ,Xi’an 710069,China)

Based on all kinds of characteristic parameters obtained from scanning electron microscope, casting sheet and oil-water phase infiltration, mutual interference characteristics between oil and water of ultra-low permeability reservoir are studied. Meanwhile differences of volume of reservoir space, types of pore structure and production decline when oil and water flow together have been given the contrast analysis. Ultimately quantitative research of microscopic seepage characteristics comes true. As well effect of pore structure of different diagenetic facies on seepage characteristics is investigated combined oil production capacity. The study had revealed whether oil could be driven out depends on throat parameters of interconnected pores. As a whole with reservoir physical property becoming better number of inter granular pores and holes surface pore increase, pore throat sorting becomes uniform as well. Remaining movable fluid in a good reservoir is more, while remaining potential is greater too. Critical saturation of continuous phase when oil begins to flow is related to pore and throat volume especially the latter. Seepage capacity enhances with reducing difference between pore and throat, raising evenness of sorting and distribution. Accordingly Oil displacement efficiency is increased.

seepage characteristics；pore structure；diagenetic facies；ultra-low permeability reservoir

2016-08-14

陜西省教育廳科研計(jì)劃項(xiàng)目資助(項(xiàng)目編號(hào)：15JK1063)

高潔(1984-)，女，陜西寶雞人，講師，主要從事地質(zhì)教學(xué)與研究工作。

P618.130.2+1

A

1004-1184(2017)01-0124-06