文档介绍：大庆长垣西部低渗透储层微观孔隙结构研究
[摘要]针对大庆长垣西部待探明地区低渗透油藏,以常规压***和恒速压***实验数据为基础,对长垣西部目标区块的岩芯进行了较为系统的研究,确定储层微观孔隙结构特征参数。为低渗透油藏的油藏评价及有效开发技术政策提供关键依据。
[关键词]长垣西部;低渗透;微观孔隙结构
中图分类号: 文献标识码:A 文章编号:1009-914X(2014)33-0105-01
岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通的关系,即所谓孔隙结构[1],对流体渗流影响十分明显。目前,压***实验仍是获取微观孔隙结构定量资料的最重要途径[2]。
1 外围低渗透油藏常规压***资料分析
对长垣外围低渗透油藏资料比较完整的探评井、部分开发首钻井常规压***资料进行了分析,各油田统计结果表明,表征储层流动能力的储层渗透率与主要评价参数离散度较高,规律性不强,有必要通过进一步分类分析影响储层流动能力的主要影响因素。
2 外围低渗透油藏恒速压***资料分析
不同渗透率岩心微观孔隙结构分析
不同渗透率的岩心,其孔道半径分布差别不大,而喉道半径分布差异显著。渗透率越低,喉道半径分布越集中于低值区,且展布范围窄,曲线峰值高,随渗透率增大,展布范围向高值区扩展,但曲线峰值降低,由此可见,岩样的渗流能力主要受喉道半径的制约[3]。
从不同渗透率岩样的喉道半径对渗透率的贡献率分布图可以看出(图1),渗透率较小的岩心,由于喉道半径集中在低值区,且分布范围窄、峰值高,因而不同半径的喉道均对渗透率做出较大的贡献,在贡献率曲线上表现为形状对称;随着岩样渗透率的增大,贡献率曲线跨度越来越宽,同时贡献率曲线峰值开始向高值区移动,这说明对于渗透较大的岩心,渗透率主要由较大半径的喉道贡献,而较小半径的喉道虽然比例不低,但贡献较小[4]。
不同区块和油层微观孔隙结构分析
从喉道半径分布曲线来看(图2),长垣地区和龙西地区(扶杨油层)的喉道半径分布曲线光滑且形状规整,基本呈正态分布,由此可见这两个区块的储层孔隙结构相对简单;而古龙南地区、葡西油田、古龙油田的葡萄花油层以及齐家南地区的高台子油层喉道分布曲线。
具体比较来看,当渗透率小于1mD时,扶杨油层的喉道半径展布范围明显比高台子油层和葡萄花油层窄:,而高台子油层和葡萄花油层的喉道半径可达2μm甚大。
从图3所示的不同区块平均喉道半径与渗透率关系来看,相同渗透率的储层,古龙油田的平均喉道半径最大,其次为齐家南地区、葡西油田、古龙南地区和龙西地区,而长垣地区的平均喉道半径最小。
从图4所示的不同油层平均喉道半径与渗透率关系来看,相同渗透率的储层,高台子油层平均喉道半径最大,葡萄花油层次之,而扶杨油层平均喉道半径最小。
与长垣东部区块微观孔隙结构对比
对比发现:长垣地区和龙西地区扶杨油层与肇源油田扶杨油层比较接近,略好于肇源油田扶杨油层,其开发难度相对最大;古龙南地区、古龙油田和葡西油田的葡萄花油层和朝