低滲透油田研究進展概述

賀永梅 賀永潔

（陜西延長石油〈集團〉有限責任公司，陜西延安716000）

1 低滲透油田儲層特征

1.1 巖石學特征

陸相低滲透儲層砂巖具有沉積物礦物成熟度低及結構成熟度低的特點。主要表現在碎屑成份中長石和巖屑含量普遍較高，多為長石砂巖與巖屑砂巖。與海相儲層中富含石英的特征完全不同。砂巖顆粒混雜，分選差，顆粒形態復雜，磨圓度差，巖石粒度分布范圍廣；顆粒之間以線狀—凹凸狀接觸為主，而且深度愈大，接觸愈緊密。

低滲透儲層砂巖膠結物含量較高，一般在10%以上，部分樣品可達40%以上。主要以為粘土礦物膠結，碳酸鹽膠結為主，沸石膠結及硅質膠結次之。

1.2 物性特征

1）孔隙度

低滲透儲層首先是孔隙度比較低。李道品等據全國32個低滲透油田層組12120塊樣品的統計，孔隙度平均值為18.55%，絕大部分集中在10%—20%之間，占80%。小于10%的占7%，大于20%的占13%。對鄂爾多斯盆地張家山地區延長組長8層段7121個物性數據進行分析，從孔隙度直方圖（圖1）中可以看出，張家山-耿灣地區長8儲層孔隙度主要分布在6%～10%，占樣品總數的48.55%，平均7.74%。

圖1 -1鄂爾多斯盆地張家山地區長8層段孔隙度直方圖

2）滲透率

低滲透儲層主要特征就是滲透率值低，一般小于小于50×10-3μm2，但實際巖樣分析結果中也有少數滲透率很高的樣品。如鄂爾多斯盆地合水地區延長組長8層段的滲透率峰值在0.5-1.0×10-3μm2之間，但是樣品滲透率最高最低相差幾千倍，說明低滲透儲層非均質性嚴重。

3）飽和度

儲層流體飽和度與滲透率關系比較密切，隨著滲透率的降低，束縛水飽和度不斷增高，含油飽和度不斷降低，如圖2。

圖2 大慶喇嘛甸油田原始含水飽和度與滲透率及含油高度關系曲線（據李淑貞，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，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 孔隙結構特征

1）孔隙空間形態特征

孔隙空間形態結構特征主要包括孔隙類型和大小、喉道粗細和形態以及孔喉配位數等內容，它是通過鑄體薄片觀察得出的半定量參數。

由表1明顯看出，中高滲透層以粒間孔為主，占60%以上，喉道粗，孔喉配位數多，4—5個；而低滲透層以次生的溶蝕孔和微孔為主，占70%以上，喉道細、孔喉配位數少，只有2—3個。

2）微觀孔隙結構特征

毛管力曲線：

如圖3，特低滲透的第4、5條曲線，遠離橫坐標軸，平坦段不明顯，主要占據坐標軸的右上方。表明低滲透儲層喉道細，排驅壓力高，進汞飽和度低。這些特點對驅油效果都非常不利。

低滲透儲層小孔隙體積多，比表面積大，主流喉道半徑小，中值壓力高，這都增加了注水驅油的難度。

表1 低滲透儲層鑄體孔隙空間特征參數表（李道品，1999年）

圖3 低滲透典型毛管壓力曲線圖

2 低滲透油田儲層分類

2.1 按滲透率大小分類

目前,在我國石油行業中，一般將低滲透砂巖儲層分為三種類型:I類儲層滲透率10-50×10-3μm2,Ⅱ類儲層滲透率1-l0×10-3μm2,Ⅲ類儲層滲透率0.1-1.0×10-3μm2。我國陸相儲層的物性普遍較差，相當一批低滲透油田儲層滲透率在l0×10-3μm2以下。

I類儲層的特點接近于正常儲層。測井油水層解釋效果較好。這類儲層一般具工業性自然產能，但在鉆井和完井中極易造成污染，需采取相應的油層保護措施。開采方式及最終采收率與常規儲層相似，壓裂可進一步提高其產能。

Ⅱ類儲層是最典型的低滲透儲層。部分為低電阻油層，測井解釋難度較大。這類儲層自然產能一般達不到工業性標準，需壓裂投產。

Ⅲ類儲層屬于致密低滲透儲層。由于孔喉半徑很小，因而油氣很難進入，含水飽和度多大于50%。這類儲層已接近有效儲層的下限，幾乎沒有自然產能，需進行大型壓裂改造才能投產。在現有技術條件下，很難從經濟上獲得效益。

中石油近幾年探明石油儲量的60%～80%都是低滲透,低滲透已成為油氣田開發的主體。隨著以有效滲透率0.49×10-3μm2的安塞油田為代表的鄂爾多斯盆地低滲透油田得以大面積有效開發和中石油實施的重大開發試驗使吉林、三塘湖等低滲透油田得以有效開發并達到較好的效果，現在的低滲透標準已表現出一定的局限性。

2.2 按成因分類

從儲層的成因演化上看，低滲透儲層的形成與沉積作用，成巖作用和構造作用密切相關。根據上述不同地質因素在低滲透儲層形成過程中控制作用的大小，可將低滲透砂巖儲層分為原生低滲透儲層，次生低滲透儲層和裂縫性低滲透儲層三類。

1）原生低滲透儲層(沉積型低滲透儲層)

這類儲層主要受沉積作用控制。形成低滲透儲層的原因在于沉積物粒度細、泥質含量高，和(或)分選差。以沉積作用形成的原生孔為主，成巖作用產生的次生孔所占比例很少。儲層一般埋藏較淺，大多未經受過強烈的成巖作用，巖石脆性較低，裂縫相對不發育。我國陸相沉積盆地原生低滲透儲層多分布于沖積扇與三角洲前緣相。如老君廟油田M層低滲透砂巖儲層為一套棕紅色沖積扇塊狀砂體沉積，形成低滲透儲層的原因為泥質含量高、分選差。這類儲層研究的基本思路是從沉積相分析入手，建立巖石相、沉積微相與砂體分布，儲層物性參數響應。

2）次生低滲透儲層(成巖型低滲透儲層)

次生低滲透儲層主要受成巖作用控制。這類儲層原認為是常規儲層，但由于機械壓實作用，自生礦物充填，膠結作用及石英次生加大降低了孔隙度和滲透率，原生孔隙殘留很少，形成致密儲層(有時為非儲層)。后由于有機質去雜基作用產生的酸性水使碳酸鹽、沸石、長石等礦物溶蝕，產生次生孔隙，使其增加孔隙度和滲透率，形成低滲透儲層。次生低滲透儲層幾乎發育于我國所有含油氣盆地之中，構成了低滲透砂巖儲層的主體，其中最典型的為安塞油田延長組長b油層。次生低滲透儲層的研究，應該從成巖作用事件和成巖作用史入手，以原生孔隙的消亡和次生孔隙的分布規律為重點，進行儲層預測和評價。

3）裂縫性低滲透儲層(構造型低滲透儲層)

低滲透砂巖儲層，尤其是次生低滲透儲層，巖石致密程度相應增加，脆性更大，在構造運動產生的外力作用下，易發育裂縫，形成裂縫性低滲透儲層。這類儲層在我國也有大量發現，諸如扶余油田扶余油層，克拉瑪依油田烏爾禾油層，及乾安油田，朝陽溝油田，新民油田，火燒山油田，丘陵油田等均屬此類。裂縫性低滲透儲層的研究，必須以裂縫研究為中心，從巖心裂縫觀察和露頭調查入手，以構造發育史及古應力場分析為基礎，結合測井及動態資料，對儲層中裂縫性質規模、產狀、地下狀態、裂縫滲透率及可能對油田開采帶來的后果進行詳細分析，由此建立符合實際的裂縫地質模型。

3 低滲透儲層形成機理

低滲透儲層的形成主要受沉積和成巖作用的影響[曾大乾等，1994] 。其中，沉積作用是形成低滲透儲層的最基本因素，它決定了后期成巖作用的類型和強度；成巖作用是形成低孔隙度、低滲透率儲層的關鍵，特別是成巖早期強烈的壓實和膠結作用對形成低孔隙度、低滲透率儲層起了決定性作用。

3.1 沉積環境的影響

低孔隙度、低滲透率儲層一般發育在沖積扇、水下扇、扇三角洲平原亞相、三角洲前緣末端等相帶中，這些相帶中沉積物分選性差，泥質含量較高，壓實作用強烈，在成巖早期就變為低孔隙度、低滲透率儲層。另外，在煤系或者與煤系地層相鄰的儲層一般為低孔隙度、低滲透率儲層。由于煤系地層沉積時古地形平緩，沉積顆粒分選磨圓差，且煤系地層沉積環境富含水生和陸生植物，在沉積過程中或成巖早期，植物很快腐爛分解產生腐殖酸并形成酸性環境，使得碳酸鹽、硫酸鹽、硅酸鹽等堿性條件下沉淀的膠結物不易形成?因而在成巖早期缺乏方解石、石膏、濁沸石礦物的膠結充填作用，顆粒間缺少膠結物支撐，沉積物易受壓實[鄭浚茂，1997年] 。因此，在煤系地層中一般孔隙度小于10%，滲透率小于1.0×10-3μu2，主要形成低滲透率儲層[馬文杰等，1997年] 。

3.2 成巖作用的影響

一般成巖環境可以分為3種：酸性成巖環境、堿性成巖環境和弱酸—弱堿成巖環境。不同的成巖環境形成低孔隙度、低滲透率儲層的機理不同。

（1）酸性成巖環境

主要發育在潮濕環境煤系地層或與煤系地層相鄰的儲層中，在早成巖早期，植物遺體在喜氧菌的作用下遭受氧化分解，形成大量腐殖酸，使地層水介質很快變為酸性?顆粒間缺乏膠結物的支撐，壓實作用強烈，泥質或軟巖屑呈假雜基狀充填在原生孔隙中，孔隙度一般小于10%。在中成巖早期，烴源巖中形成的有機酸性水只能有限地進入，改善部分儲層的儲集性能。因此酸性成巖環境中壓實作用是形成低孔隙度、低滲透率儲層的主要原因。

（2）堿性成巖環境

指干旱環境中沉積的鹽系地層[碎屑巖和鹽巖互層] ，這種成巖環境與煤系酸性成巖環境正好相反，它們在埋藏成巖早期地層水為堿性條件。因此，原生孔隙被大量方解石或石膏等強烈充填膠結，儲層物性變差。不僅如此，鹽系地層常常缺乏烴源巖，形成的有機酸性水就很有限?酸性水的溶蝕作用弱?因此堿性成巖環境中膠結作用是形成低孔隙度、低滲透率儲層的主要原因。

（3）弱酸—弱堿成巖環境

主要發育在淡水、半咸水湖泊的三角洲沉積中，它們在埋藏成巖早期為弱堿性成巖環境，方解石、石膏、濁沸石等在早成巖階段膠結充填在原生粒間孔隙中，抑制了壓實作用的進行。在中成巖早期?湖相泥巖中生成的有機酸性水沿著層序界面、斷層面以及三角洲疊置砂體?從烴源巖向砂巖的運移過程中溶蝕其中的膠結物及長石和巖屑顆粒?形成次生溶蝕孔隙[蔣凌志，2004] 。這些次生孔隙發育帶常常是優質儲層的發育帶。

4 低滲透儲層研究方法

對于低滲透儲層的研究主要包括：儲層微觀孔隙特征研究、成巖作用特征研究、儲層滲流特征研究、儲層非均質性研究及裂縫研究，通過這些研究來分析不同孔隙結構及滲流特征儲層的分布和控制因素等。

儲層微觀孔隙特征研究在國內外研究中已逐漸形成一門新興的學科，既具有多學科相互滲透和多種測試方法技術相互配合的綜合理論技術性研究特點，又具有直接參與油氣勘探開發的全過程指導生產的應用性特點。國內外對于低滲透油藏微觀孔隙特征研究主要是在盆地區域地質背景的前提下，研究盆地地質構造和沉積相對含油儲集體形成的控制；在儲層沉積學研究方面，分析儲集層的巖石學特征、孔隙發育特征；在分析儲層地球化學的基礎上研究儲層中酸性溶液的成因及其對礦物的溶解作用與次生孔隙的形成機制；在分析儲層油水聚集空間的基礎上，研究孔隙成因類型及分布、裂縫分布特征及其控制因素；在儲層綜合評價方面，研究儲層的孔隙結構和非均質性，分析砂巖儲層的敏感性，優化油田的開發效果。

成巖作用是對儲層儲集性能具重要控制作用的微觀因素。通過成巖作用研究，可以劃分出建設性成巖作用與破壞性成巖作用，劃分成巖相，確定有利的成巖相帶。成巖作用也是影響孔隙結構和儲層非均質性的重要因素。目前成巖作用的主要進展是開展不同尺度的成巖作用研究，即開展大尺度（盆地級）、中尺度（沉積相）和小尺度（巖石及微觀）的研究，并日以細化。

低滲儲層是未來儲量接替的主要儲層，但對低滲透開發的很多技術問題都處于攻關階段，如低滲層滲流特征問題，真實砂巖微觀模型的出現，為低滲儲層滲流特征研究提供了手段。過去人們進行水驅油滲流特征研究使用過玻璃珠模型、沙子模型、光刻模型及光刻復制模型，自從真實砂巖微觀孔隙模型[1996年，西北大學地質系專利] 出現后，因其真實且保留膠結物及巖石表面的一些特性，一經出現就得到了廣泛的應用，也使得儲層滲流特征的研究有了真實的可操作的方法。

儲層非均質性是評價儲層優劣的重要方面，其對含油狀況及油田動態起著重要影響。自1984年C.L.Hearn等首次提出流動單元的概念后，使人們對地質模型、特別是儲層非均質性有了更深入的理解和認識，使人們在不同層次上對地質模型及其對流體流動的控制作用進行界定，也使剩余油的理論研究與現場操作更加緊密聯系起來。在我國自裘亦楠[1985年] 對河流砂體儲層非均質模式進行研究后，人們在地質建模中也很快引入了儲層非均質的層次性觀點[穆龍新，1997年] ，但流動單元在數值模擬中的應用還是個科學前緣問題。為了客觀細致評價儲層非均質性，提出了以注采井組為單元的平面非均質評價方法[朱玉雙，2008年] 。

5 結論

通過以上分析認為：

1）低滲透油田具有礦物成熟度低及結構成熟度低以及低孔低滲的特征。

2）我國相當一批低滲透油田儲層滲透率在l0×10-3μm2以下。

3）低滲透儲層的形成主要受沉積和成巖作用的影響。

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