低滲儲層微觀孔喉半徑劃分流動單元方法

薛永超，李 惠，余 鐘，張懷彪

(1.中國石油大學(北京)，北京 102249；2.中國石油長慶油田分公司，甘肅 慶陽 745100)

0 引 言

針對低滲透油藏，微觀孔隙結構影響注入水波及效率及啟動壓力梯度，是造成水驅油效率產生差異的根本原因。微觀孔喉半徑是孔喉結構的主要影響因素之一，與儲層的物理特征和儲集性能密切相關，對低滲透油藏的評價和開發具有重大意義[1-4]。目前，中國學者在低滲透儲層微觀孔喉特征方面取得了大量的研究成果。何順利等[5]對恒速壓汞與常規壓汞進行了對比分析，結果表明恒速壓汞具有較高的精度；喻建等[6]利用壓汞-恒速壓汞法對致密砂巖進行孔喉定量表征，但該方法受到溫度和壓力變化的影響，從而導致結果出現偏差。李海燕等[7]以鑄體薄片、掃描電鏡等手段為基礎，選取孔喉半徑及其他孔喉參數對低滲透儲層進行了總結和分類評價；龐振宇等[8]利用恒速壓汞曲線，依托鑄體薄片、掃描電鏡等對特低滲儲層孔隙結構、喉道特征、孔喉配置關系進行了分類表征；萬琳等[9]依托恒速壓汞測試等多種技術手段，定量分析微觀孔喉分布與滲透率的關系，實現特低滲儲層全面準確評價。上述方法主要是利用高精度的實驗儀器來對孔喉結構進行觀測分析，過程復雜且缺乏經濟效益。因此，以毛管導電通道模型為基礎，推導出利用測井資料計算孔喉半徑的方法，并利用該方法實現西峰油田董志區長8特低滲油藏定量化儲層評價。

1 微觀孔喉半徑計算方法

1.1 假設條件

儲層基本由巖石基質、油、氣、水等組成，由于巖石基質和油的電阻大于106Ω，電阻率測井時，在純砂巖中電子的導電通道主要由地層水所貢獻。

假設地層水能形成若干條連續、粗細不一、長度不等的導電通道，如圖1所示，這些導電通道的電阻率采用并聯電路模型，其總電阻率為：

(1)

式中：ri為第i條導電通道的電阻，Ω；n為導電通道的總數；rt為總電阻，Ω。

圖1 毛管導電通道模型示意圖

(2)

(3)

式中：Rt為巖心電阻率，Ω·m；Rw為導電通路電阻率，Ω·m；L為巖心長度，m；A為巖心橫截面積，m2；rcwi為第i條導電通道的半徑，m；Li為第i條導電通道的長度，m。

每一條導電通道都可以假設是由Ni條半徑為rcw的導電通道組成，則有：

(4)

式中：Ni為長度為Li的導電通道的數量；rcw為平均導電通道半徑，m。

1.2 計算方法

在以上假設條件的基礎上，由式(4)可得：

(5)

(6)

(7)

式中：An為視導電通道平均截面，m2。

式(6)可更改為：

(8)

(9)

式中：fi為長度為Li的導電通道數量占全部導電通道數量的比值。

利用加權調和平均數計算導電通道的平均長度L*，即：

(10)

(11)

式中：L*為導電通道的平均長度，m；τ*為加權調和平均數下的導電通道迂曲度。

假設巖心內的水都可以形成連續導電通道，則有：

(12)

(13)

式中：Vpw為孔隙中地層水的總體積，m3；φ為巖心孔隙度；Sw為巖心含水飽和度。

利用加權平均計算平均長度L**，即：

L**=f1L1+f2L2+…+fnLn

(14)

(15)

(16)

(17)

式中：τ**為加權平均數下的導電通道迂曲度。

由于幾何平均數介于調和平均和算術平均數之間，則迂曲度取值為：

(18)

式中：τ為幾何平均數下的導電通道迂曲度。

根據柯靜-卡爾曼[10]提出的修正毛管束模型可得：

(19)

式中：K為巖心有效滲透率，mD。

大量研究表明，巖心微觀孔喉半徑與平均導電通道半徑之間存在一定關系[11-13]。

(20)

式中：rc為巖心微觀孔喉半徑，m。

式(20)中Rt、Sw、K可以通過測井資料直接讀取，利用圖版法可以得到Rw，進而可以計算出給定區塊的儲層孔喉半徑，同時也避免了實驗室巖心因溫度、壓力等變化對實驗數據的不利影響。

2 實例驗證

西峰油田董志區長8段為特低滲油藏，油層埋深為2 000～2 200 m，平均孔隙度為8.5%，平均滲透率為1.02 mD 。選取目標區巖心，利用文中方法得到的孔喉半徑與壓汞實驗得到的孔喉半徑吻合率為0.7，從地質統計角度分析具有比較高的相關性，表明計算公式可靠(表1、圖2)。

表1 巖心分析喉道半徑與計算喉道半徑對比

圖2 不同方法孔喉半徑相關性

3 應用微觀孔隙半徑研究儲層流動單元

流動單元實質上是以滲流特征為主導精細描述的儲層非均質單元，是對儲層結構模型的進一步劃分和定量表征。在生產階段對流動單元進行精細描述，對預測生產后期剩余油空間分布及開發措施調整具有重要的意義[12-14]。

利用上述公式計算董志區22口取心井中60個流動單元的微觀孔隙半徑，根據孔隙半徑值的大小，建立符合目標區塊的流動單元分類標準(圖3、表2)。

圖3 流動單元分類依據

根據取心井流動單元分類結果，繪制D78-41、D78-42、D78-43、D78-44井流動單元連井剖面(圖4)。D78-41井對應的射孔段為4個A類流動單元，根據表1，理論值應大于8.0 m3/d，而D78-41井初期實際日產液量為10.3 m3/d；D78-42井對應的射孔段為1個B類流動單元和2個C類流動單元，理論值應為3.5～5.0 m3/d，而D78-42井初

表2 流動單元分類標準

期實際日產液量為4.2 m3/d；D78-43井對應的射孔段為4個B類流動單元，理論值應為6.0～8.0 m3/d，而D78-42井初期實際日產液量為6.7 m3/d；D78-44井對應的射孔段為1個C類流動單元和2個D類流動單元，理論值應為小于3.5 m3/d，而D78-42井初期實際日產液量為2.4 m3/d。根據分析可知：

圖4 取心井縱向流動單元剖面

隨著rc的增大，流動單元性質逐漸變好，日產液量也隨之增加；A類及B類流動單元主要為水下分流河道和河口壩沉積，儲層性質較好，產液量較高，C類及D類流動單元主要為水下分流河道側源以及席狀砂帶沉積，儲層性質較差，產液量較低。

依據分類標準，將全區307口井共1568個單砂體進行流動單元分類[15-16]，從而繪制目標油藏平面流動單元分布(圖5)。由圖5可知，A類流動單元主要分布在研究區西南部及西北部井區的西部；B類流動單元主要分布在研究區中部及東南部；C類流動單元主要分布在研究區西南、西北以及東北角，油田邊緣發育較多；D類流動單元集中分布在研究區中部。綜上所述，研究區的剩余油主要分布在C、D類流動單元及其流動單元類型突變的位置。

4 開發技術調整對策

根據油藏實際情況、流動單元縱向及平面分布規律，進行典型井組劃分，分類型對后期開發挖潛提供技術調整[17-31]。

Ⅰ類為高產井，無明顯見水，井組中儲層連通性較好，流動單元基本為A類。驅替效果相對較好，儲層改造程度合適，表現出高產、穩產特征，各井平均日產液為5.98 m3/d，剩余油均勻分布在注水井與角井之間的未波及區域。由于A、B類流動單元的儲層性質較好，所以在相同的注水條件下，更容易發生水淹現象。建議采取合適的注采比，控制生產壓差不要過大，在保持高產的情況下防止其過早水淹。如D76-46井，有效注采比仍維持1∶1不變，控制生產壓差在15 MPa以下，平均日產液可達5.31 m3/d，含水率保持在30%以下。

圖5 目標油藏平面流動單元分布

Ⅱ類為低產井，無明顯見水，井組中儲層連通性一般，流動單元多為B類，少部分為C類。該井組普遍改造強度較弱，動用程度主要集中在近井地帶，各井平均日產液為2.63 m3/d。建議加密配合老井轉注，或加大改造力度形成足夠導流能力的裂縫，增大開發效果。如D63-49井，根據研究成果，該井進行二次壓裂改造，加砂至60 m3。二次壓裂效果明顯，平均日產液可達6.73 m3/d。

Ⅲ類為注水不受效井，井組中儲層連通性較差，隔夾層居多，流動單元多為C類，少數為B、D類，各井平均日產液為1.57 m3/d。該類井組由于井排距與流動單元性質不匹配，井距過大，能量無法及時有效傳遞到生產井附近，無法形成有效驅替。建議在井網短軸方向進行加密，在長軸方向進行轉注，充分利用裂縫進行側向驅替，改變液流方向。如D79-55井，對井組進行開發技術政策調整，在該井組短軸方向新鉆D79-56井，同時將長軸方向D76-42井進行轉注，最終該井組平均日產液可達5.51 m3/d。

Ⅳ類為水淹井，分為2種情況。①類為單方向見水井，井組中儲層連通性較好，具有A、B類流動單元，存在裂縫，沿著滲透率主應力方向的角井見水迅速，而邊井和非滲透率主應力方向的角井驅替效果較差，含水率上升快，剩余油集中在未水淹區。建議通過井網加密和周期注水調整，補充地層能量，改變液流方向；②類為多方向見水井，井組中儲層連通性較好，具有C、D類流動單元，存在大量裂縫，多方向發生水淹，剩余油集中在未水淹區。建議采用周期注水措施，控制合理的注入量和注入周期，降低油井含水率，進而提高采收率。如D62-38井和D67-32井，分別進行周期注水，周期為30d，含水率分別從90.5%、87.1%降至68.2%、52.3%。

5 結論和建議

(1) 利用毛管導電通道模型結合測井資料計算儲層孔喉結構，避免了室內實驗巖心受溫度、壓力的變化造成的影響。

(2) 利用新方法計算所得巖心的孔喉半徑和通過壓汞實驗得到的孔喉半徑吻合率為0.7，具有良好的相關性。

(3) 依據孔喉半徑將流動單元分為4類。根據研究區流動單元與產能之間的關系，針對目標油藏實際情況，基于流動單元分類結果，劃分4種開發方式，每種開發方式與流動單元類別相對應，分別提出典型井組改善開發效果的技術對策。