低渗透油田研究进展概述

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1、低渗透油田研究进展概述【摘要】油气资源的不断开发利用，以及勘探开发技术的不断发展改进使得低渗透油气田在油气资源中的比例不断增人，低渗透油藏将成为日后油气资源的主要来源。本文通过对前人研究成果的认识，对低渗透油田的储层特征、分类、形成机理及研究方法进行了总结。低孔低渗油气资源在我国油气资源总量中占很大比例，对陆相低孔低渗储层进行研究，寻找相对高渗储层分布区域就显得异常重要。目前国内低孔低渗油藏的勘探开发不是很成熟，对低渗砂岩储层微观特征及物性演化的系统认识相対还较欠缺，但经过鄂尔多斯盆地和松辽盆地多年的理论与实践，各方面都总结了许多有益的经验，主

2、要成果集中在地质规律研究和开发方案研究上，对低渗透油田地质特征及开发规律认识逐步深入。【关键词】低渗透油田；储层特征；沉积环境1低渗透油叩储层特征1.1岩石学特征陆相低渗透储层砂岩具有沉积物矿物成熟度低及结构成熟度低的特点。主要表现在碎屑成份屮长石和岩屑含量普遍较高，多为长石砂岩与岩屑砂岩。与海相储层中富含石英的特征完全不同。砂岩颗粒混杂，分选差,颗粒形态复杂，磨圆度差，岩石粒度分布范围广；颗粒Z间以线状一凹凸状接触为主，而口深度愈大，接触愈紧密。低渗透储层砂岩胶结物含量较高，一般在10%以上，部分样品可达40%以上。主要以为粘土矿物胶结，碳酸

3、盐胶结为主，沸石胶结及硅质胶结次之。1.2物性特征1）孔隙度低渗透储层首先是孔隙度比较低。李道品等据全国32个低渗透油川层组12120块样品的统计，孔隙度平均值为18.55%,绝大部分集中在10%-20%之间,占80%。小于10%的占7%,大于20%的占13%。对鄂尔多斯盆地张家山地区延长组长8层段7121个物性数据进行分析，从孔隙度直方图（图1）中可以看出，张家山-耿湾地区长8储层孔隙度主要分布在6%〜10%,占样品总数的48.55%，平均7.74%。图1-1鄂尔多斯盆地张家山地区长8层段孔隙度直方图2）渗透率低渗透储层主要特征就是渗透率值低

4、，一般小于小于50X10-3um2,但实际岩样分析结果中也有少数渗透率很高的样品。如鄂尔多斯盆地合水地区延长组长8层段的渗透率峰值在0.5-1.0X10-3um2Z间，但是样品渗透率最高最低相差几千倍，说明低渗透储层非均质性严重。3）饱和度储层流体饱和度与渗透率关系比较密切，随着渗透率的降低，束缚水饱和度不断增高，含油饱和度不断降低，如图2。图2大庆喇嘛甸油M原始含水饱和度与渗透率及含油高度关系曲线（据李淑贞，1986年）A—井深900m以上，油柱高大于350m；B—井深900-1000m,油柱高250-350m；C-井深1000-1100m,

5、油柱高150-350m；D_井深1100-1150m,油柱高100-150m；E—井深1150-1200m,油柱高50-100m.1.3孔隙结构特征1）孔隙空间形态特征孔隙空间形态结构特征主要包括孔隙类型和大小、喉道粗细和形态以及孔喉配位数等内容，它是通过铸体薄片观察得出的半定量参数。由表1明显看出，中高渗透层以粒间孔为主，占60%以上，喉道粗，孔喉配位数多，4—5个；而低渗透层以次生的溶蚀孔和微孔为主，占70%以上，喉道细、孔喉配位数少，只有2-3个。2）微观孔隙结构特征毛管力曲线：如图3,特低渗透的第4、5条曲线，远离横坐标轴，平坦段不明显

6、，主要占据坐标轴的右上方。表明低渗透储层喉道细，排驱压力高，进汞饱和度低。这些特点对驱油效果都非常不利。低渗透储层小孔隙体积多，比表面积大，主流喉道半径小，中值压力高，这都增加了注水驱油的难度。表1低渗透储层铸体孔隙空间特征参数表（李道品，1999年）图3低渗透典型毛管压力曲线图2低渗透油出储层分类1.1按渗透率大小分类目前，在我国石油行业中，一般将低渗透砂岩储层分为三种类型：I类储层渗透率10-50X10-3卩m2,II类储层渗透率1-10X10-3um2,III类储层渗透率0.1-1.0X10-3»m2。我国陆相储层的物性普遍较差，相当一批

7、低渗透油田储层渗透率在10X10-3Um2以下。I类储层的特点接近于正常储层。测井油水层解释效果较好。这类储层一般具工业性自然产能，但在钻井和完井中极易造成污染，需采取相应的油层保护措施。开采方式及最终采收率与常规储层相似，压裂可进一步提高其产能。11类储层是最典型的低渗透储层。部分为低电阻油层，测井解释难度较大。这类储层口然产能一般达不到工业性标准，需压裂投产。III类储层属于致密低渗透储层。由于孔喉半径很小，因而油气很难进入，含水饱和度多大于50%o这类储层匕接近有效储层的下限，几乎没有自然产能，需进行大型压裂改造才能投产。在现有技术条件下

8、，很难从经济上获得效益。中石油近几年探明石油储量的60%~80%都是低渗透，低渗透己成为油气出开发的主体。随着以有效渗透率0.49X10-3pm2的安