低滲透油田高含水期儲層物性特征及主控因素—以安塞油田延長組長61儲層為例

閔 亮，金立堂，蔡 慶，孫海洋，王 嵐

（中國石油長慶油田分公司第七采油廠，陜西西安 710299）

油氣地質

低滲透油田高含水期儲層物性特征及主控因素—以安塞油田延長組長61儲層為例

閔 亮，金立堂，蔡 慶，孫海洋，王 嵐

（中國石油長慶油田分公司第七采油廠，陜西西安 710299）

為了找出低滲透油田高含水原因，解決低滲透油田高含水期高效開發(fā)的問題，針對安塞油田延長組長61開發(fā)儲層，應用巖石薄片、鑄體、掃描電鏡和恒速壓汞等方法，開展水驅儲層物性特征和主控因素分析。研究結果表明，安塞油田延長組長61儲層高含水原因與油水井之間的物性特征具有較高的正相關關系，物性特征越好，注水開發(fā)受效越早，見水時間越早，含水上升越快，相似連通性，見水時機與微觀孔隙結構的好壞成正相關關系；水驅儲層物性明顯受沉積環(huán)境、埋藏深度和成巖作用控制，水下分流河道、河口壩、河道側翼和前緣席狀砂油井含水依次下降，受效依次減弱。關鍵詞：低滲透油田；高含水期；物性特征；主控因素；微觀孔隙結構

安塞油田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的中東部，構造背景為一平緩的西傾單斜，其上分布有因差異壓實作用形成的低緩鼻狀隆起，平均地層坡降8 m/km～10 m/km，是以內陸湖泊三角洲為主的沉積體系，儲集砂體為三角洲前緣相帶的各種砂壩和分流河道沉積。上三疊統(tǒng)長6油層組是安塞油田重要的含油層系。長6油層埋藏深度為1 000 m～1 300 m，平均孔隙度13.30%，平均滲透率為 2.27×10-3μm2，油層平均厚度約12 m，長61儲層沉積厚度28 m～34 m，屬低孔低滲低產油藏。安塞油田已進入注水開發(fā)中后期階段，主力油層綜合含水已超過80%，進入高含水期，常規(guī)改造措施效果較差，嚴重制約了該區(qū)油氣開發(fā)的成效[1]。

前人對安塞油田的研究主要集中油氣成藏和滲流機理上，在儲層物性特征研究方面只是在未注水開發(fā)或注水開發(fā)早期的研究，對于高含水期的原因與物性特征的相關性研究較少且不系統(tǒng)，這嚴重影響對儲層的進一步識別和注水開發(fā)的調控，從而影響最終的產量。因此，本文綜合利用安塞油田長61儲層巖心分析化驗（巖石薄片、鑄體、掃描電鏡、恒速壓汞）資料，重點研究了安塞地區(qū)碎屑巖儲層特征，明確高含水與儲層物性的相關性，為該地區(qū)油氣開發(fā)和評價工作提供依據(jù)[2]。

1 儲層巖石學特征

按Folk的砂巖分類方法[3]，安塞油田延長組長61儲層的巖石類型主要為長石砂巖、巖屑長石砂巖（見圖1、圖2）。

圖1 安塞油田延長組長6儲層巖石成分分類圖Fig.1 Q-F-R triangle diagram of the sandstone classification of Chang 6 formation in Ansai area

圖2 砂巖顯微照片F(xiàn)ig.2 Optical photo micrographs of sandstones

圖3 研究樣品鑄體薄片及掃描電鏡照片特征Fig.3 Study sample cast thin section and SEM photos feature

巖石薄片鑒定結果顯示（見圖3）：碎屑巖成分相對比較復雜，有石英、長石和暗色巖屑等，成分成熟度相對較低，結構成熟度低-中等[4]。巖石礦物中陸源碎屑平均含量為87.65%，其中13.8%～36.5%為石英含量，平均占23.11%；36.7%～63.0%為長石含量，平均占50.29%；6.0%～29.6%為巖屑含量，平均占14.25%。巖屑成分比較復雜，主要有變質巖巖屑，火成巖巖屑，沉積巖巖屑，平均含量分別為6.18%、2.54%，沉積巖屑含量較少，其他類占5.49%，包括5.20%的云母類，以及較少量的原生綠泥石和重礦物。顆粒之間以線、點-線接觸為主，局部可見點接觸和凹凸接觸，多為顆粒支撐。膠結類型主要有薄膜-孔隙式膠結、薄膜式膠結、孔隙式膠結、加大式膠結等[5，6]。

2 儲集空間類型

安塞油田156塊砂巖樣品的顯微鏡下分析表明（見表1、圖4），延長組長61儲層所含單一的原生孔隙較少，主要為原生與次生的混合孔隙。原生孔隙主要為機械壓實顆粒間剩余的原生粒間孔、雜基類粒間微孔及膠結物充填剩余的原生粒間孔；次生孔隙相對發(fā)育，主要包括經(jīng)由溶蝕和次生礦物膠結改造后的長石溶孔類、巖屑粒內溶孔類、雜基溶孔類、膠結物溶孔類、膠結物晶間孔類等；其次發(fā)育極少量由沉積作用、成巖作用及構造應力改造形成的微裂縫。

2.1 粒間孔

殘余粒間孔指沉積時的初始粒間孔隙經(jīng)壓實縮小并被膠結物充填后的剩余部分，依據(jù)顆粒之間的孔隙被雜基和膠結物充填的程度、溶蝕程度、甚至由應力作用引起的壓實程度，進一步細分為壓實型完整粒間孔隙、填隙物型粒間孔（雜基型與膠結物型）、溶蝕粒間孔等[4]，其孔隙形態(tài)呈現(xiàn)為多邊形、三角形及不規(guī)則形（見圖5a、5b）。研究樣品主要為壓實后的膠結物型和溶蝕型粒間孔。粒間孔參數(shù)特征表現(xiàn)為：粒間孔面孔率在0.2%～14.0%，平均值為5.76%，占所有孔隙的80.67%；孔隙半徑差異較大，孔隙半徑主要在5.0 μm～210 μm，平均值為50.27 μm。粒間孔是主要的油氣儲運空間，對儲層孔隙度貢獻很大。

表1 孔隙類型統(tǒng)計表Tab.1 Statistical of pore types

圖4 研究樣品孔隙類型及特征Fig.4 Study sample pore types and characteristics

圖5 研究樣品主要儲集空間類型Fig.5 The main reservoir of reservoir space types

2.2 溶蝕孔

通過鑄體薄片和掃描電鏡觀察，研究樣品主要發(fā)育長石溶孔、巖屑溶孔。長石溶孔是最主要的溶蝕孔隙，沿著長石顆粒易溶部分及解理發(fā)生選擇性的粒緣及粒內溶蝕，呈現(xiàn)出多樣的孔隙形態(tài)。巖屑溶孔是巖屑中可溶性組分形成部分溶蝕或全部被溶蝕的孔隙，局部具有肉眼可見的溶孔[5]（見圖5c、5d）。長石的溶孔和粒間孔相連，形成超大孔隙，孔徑大小相差懸殊，一般在 15 μm～200 μm，小者屬微孔。巖屑溶孔與周圍粒間孔一起構成明顯超過鄰近顆粒尺寸的“超粒大孔”，溶孔孔徑一般在 10 μm～100 μm，孔徑一般較小，對孔隙度的貢獻較小。溶蝕孔面孔率在0.1%～2.0%，平均值為0.50%，占所有孔隙的14.145%。長石溶孔面孔率在0.1%～2.0%，平均值為0.69%，占所有孔隙的9.66%。

2.3 晶間微孔

晶間微孔是微觀儲集空間的重要組成部分，主要分為原生與次生膠結物晶間微孔[6]，掃描電鏡下可見此類孔隙半徑一般小于5 μm（見圖5e、5f）。研究樣品中原生晶間微孔主要為云母的解理晶間微孔；膠結物晶間微孔主要有自生綠泥石、伊利石、伊蒙間層、濁沸石、次生石英加、長石次生加礦物晶體之間的微孔隙，以及云母的解理微孔。這種孔隙成簇狀發(fā)育，孔隙微小，且連通性差，一般實際意義不大。晶間微孔面孔率在0.01%～0.6%，平均值為0.12%，占所有孔隙的1.12%。

2.4 微裂縫

微裂縫的發(fā)育主要是指由于受沉積、成巖或構造作用巖石或顆粒破裂形成的裂縫，主要發(fā)育在構造應力集中處、沉積構造漸變處、巖性漸變處、構造層理發(fā)育的巖層段，而巖性較純的塊狀巖層段主要發(fā)育為溶蝕縫及極少量的顆粒應力縫[7]。研究區(qū)沉積成巖作用較強，成巖縫發(fā)育。成巖縫由于上覆地層的壓力使顆粒破碎形成裂縫或者溶蝕作用形成溶蝕縫（見圖5g、5h），此種成巖縫是研究樣品中的主要微裂縫，對孔隙的連通性起到了極其重要的作用。成巖縫微孔面孔率在0.0%～0.8%，平均值為0.05%，占所有孔隙的0.7%。

3 儲層微觀孔隙結構

孔隙喉道是影響儲層滲流能力的主要因素，其大小及形態(tài)則受控于巖石顆粒間的接觸關系、膠結類型以及顆粒本身形狀及大小。安塞油田延長組長61儲層主要發(fā)育點狀和片狀喉道，表明該區(qū)壓實作用及膠結作用較強。

鑄體圖像統(tǒng)計結果顯示（見圖6），研究區(qū)目的層砂巖面孔率為0.4%～9.93%，平均2.04%，反映樣品的孔隙度低，多為差和低級別的儲層。喉道寬度最大值為13.76μm～45.84 μm，最小值為 4.25 μm，單個樣品喉道寬度平均值為11.99 μm～21.76 μm。喉道分布直方圖反映樣品喉道寬度峰值多集中于15 μm～20 μm，位于圖解中值段，反映喉道中等[2]。

3.1 孔隙半徑特征

研究區(qū)樣品恒速壓汞實驗顯示：孔隙半徑整體呈正態(tài)分布。孔隙半徑分布在80 μm～400 μm，平均孔隙半徑為141.53 μm；孔隙型平均孔隙半徑為141.92 μm，喉道型孔隙半徑為134.849 μm，孔喉接近型孔隙半徑為 145.038 μm；主峰分布在 110 μm～150 μm，主峰分布頻率在12.72%～20.89%，孔隙半徑頻率≤1.0%的尾部區(qū)間累積頻率在1.48%～5.76%，大孔隙所占比例在77.6%～98.2%。

圖6 研究區(qū)樣品主要喉道類型Fig.6 The study area were mainly the throat type

3.2 喉道半徑特征

依據(jù)實驗結果將研究區(qū)樣品分為5個亞類：Ia型14號樣品滲透率為2.8×10-3μm2，有效喉道半徑分布在0.118 μm～4.5 μm，喉道分布主峰半徑為 0.6 μm、頻率為5.62%，主流喉道半徑為2.663 μm；Ib型7號樣品滲透率為 1.25×10-3μm2，有效喉道半徑分布在 0.118 μm～2.2 μm，喉道分布主峰半徑為1.1 μm、頻率為9.02%，主流喉道半徑為1.163 μm；Ic型11號樣品滲透率為6.96×10-3μm2，有效喉道半徑分布在 0.118 μm～13.0 μm，喉道分布主峰半徑為1.0 μm、頻率為12.89%，主流喉道半徑為 5.163 μm；Id 型 2 號樣品滲透率為 1.01×10-3μm2，有效喉道半徑分布在0.118 μm～2.93 μm，喉道分布主峰半徑為0.6 μm、頻率為9.68%，主流喉道半徑為1.564 μm；Ie 型 2 號樣品滲透率為 0.38×10-3μm2，有效喉道半徑分布在 0.118 μm～7.0 μm，喉道分布主峰半徑為0.4 μm、頻率為10.88%，主流喉道半徑為0.322 μm；Ⅱa型20號樣品滲透率為0.43×10-3μm2，有效喉道半徑分布在0.118 μm～0.46 μm，喉道分布主峰半徑為0.4 μm、頻率為 43.57%，主流喉道半徑為 0.306 μm；Ⅲa型13號樣品滲透率為1.1×10-3μm2，有效喉道半徑分布在0.118 μm～3.0 μm，喉道分布主峰半徑為0.4 μm、頻率為9.64%，主流喉道半徑為1.951 μm。18號與20號樣品喉道分布在亞微米區(qū)間內，喉道主要為微-微細型，喉道半徑分布較為集中，其滲透性比較差；11號、17號、22號樣品喉道半徑分布明顯具有較寬的大喉道尾巴，且大喉道所占比重明顯增加，滲透率均較高，滲透率貢獻能力明顯由分布相對集中的大喉道提供。這說明喉道半徑是控制砂巖儲層滲透性的主要因素。

3.3 孔喉半徑比特征

圖7 沉積環(huán)境-物性特征關系圖Fig.7 The relation between sedimentary environment and physical response characteristics

對于中-粗、細-中型喉道，滲透率較高巖樣的有效孔喉半徑比較低，有效孔喉半徑比分布范圍變小且頻率較高，即滲透率越大，孔喉半徑比分布范圍越窄，峰值頻率越大，平均孔喉半徑比越小。同時，對于孔喉比頻率分布近似呈現(xiàn)對稱的正態(tài)分布時（Ib型，7號），孔喉比可能略大一些，但其孔喉半徑分布較均勻、孔喉的連通性好，其滲流能力相對也較好。典型樣品11號、18號、7號、13號、20號分析，孔喉半徑比整體分布在30 μm～880 μm，平均孔隙半徑為254.70 μm。孔隙型平均孔喉半徑比分布在 109.59 μm～457.5 μm，為 239.22 μm；Ic型11號樣品平均孔隙半徑最小為109.593 μm；Ib型7號樣品平均孔隙半徑為457.5 μm；Ie型18號樣品平均孔隙半徑最大為457.5 μm；喉道型Ⅱa型20號樣品平均孔隙半徑為421.912 μm；孔喉接近型Ⅲa型13號樣品平均孔隙半徑為211.332 μm。

孔喉半徑比小，孔隙半徑與喉道半徑差異小，單個孔隙由多個大喉道連通，滲透性較好，孔隙內的油氣容易通過喉道被開采出。孔喉半徑比大，單個孔隙由少數(shù)小喉道連通，孔、喉連通性較差，富集于孔隙中的油氣難以通過小喉道，采收率低。

4 儲層控制因素-物性特征

4.1 沉積環(huán)境-物性特征

不同沉積相帶儲層物性不同是沉積環(huán)境對儲層物性影響的主要體現(xiàn)。對于埋深差別不大的儲集層來說，碎屑巖的沉積環(huán)境、碎屑顆粒物理性質是影響儲層物性的主要控制因素[9]。安塞油田延長組長61儲層主要發(fā)育一套內陸淡水湖盆曲流河三角洲前緣亞相沉積。主要沉積微相包括水下分流河道、分流間灣、河口壩、前緣席狀砂和河道側翼[5]。

圖8 成巖相-物性特征關系圖Fig.8 The relation between diagenesis and physical response characteristics

對研究區(qū)樣品的測試分析可以看出（見圖7），水下分流河道砂體的孔隙度和滲透率最好，平均孔隙度15.33%，滲透率 5.50×10-3μm2；河口壩砂體次之；河道側翼砂體更次之；前緣席狀砂最差，相關性河口壩最好，這是由于水下分流河道水動力最強，河口壩砂體是水流受湖浪阻隔的沉積產物，沉積物受湖浪改造，物性相對較好。因此，水下分流河道和河口壩沉積環(huán)境儲層物性響應特征較好，有利于儲層的改造。

4.2 埋藏深度-物性特征

安塞油田延長組長61儲層在不同的深度段上物性變化很大，一般是隨著深度的增加，其物性變差[12]。由此可見埋藏深度對本區(qū)的儲層有一定的控制作用。在不同的埋深階段，儲層所經(jīng)歷的成巖階段不一致，從而造成了在不同埋深情況下，儲層所經(jīng)歷的成巖作用也存在差別，這進一步影響著儲層的物性。由于本區(qū)儲層埋深變化較快，壓實作用導致儲層儲滲性能明顯降低；另一方面，部分埋深較大、經(jīng)歷過較強成巖作用的儲層段溶蝕溶解作用發(fā)育，也可以形成相對較好的儲集性能[2]。

4.3 成巖作用-物性特征

成巖作用對儲層起著改善性或者加重性的影響。加重性成巖作用主要是通過擠壓、壓縮、占據(jù)孔隙空間而達到破壞儲層的目的，常見的加重性成巖作用包括壓實作用與膠結作用等；改善性成巖作用為溶蝕作用和交代作用。其中，溶蝕作用是產生次生孔隙的重要成巖類型。通過分析研究樣品鑄體薄片、掃描電鏡等資料，研究區(qū)砂巖儲層主要發(fā)生了一系列成巖作用類型，成巖作用特征復雜，成巖現(xiàn)象豐富，對儲集層孔隙發(fā)育影響顯著，造成儲層孔隙類型多樣、微觀孔隙結構復雜[9]。

4.3.1 加重性成巖作用-物性特征 加重性成巖作用包括壓實和膠結作用（見表2），壓實作用對成巖作用起著重要的影響，其顯著特點是碎屑顆粒交錯排列巖石密度加大，碎屑軟組成分變形等，孔隙度降低、滲透性變差，通過孔隙演化定量計算公式[10]計算安塞油田延長組長6儲層原始孔隙度43.58%，壓實作用后損失孔隙度為27.16%，減孔率62.33%。

另一種加重性成巖作用是膠結作用。膠結作用主要有碳酸鹽膠結、自生黏土礦物膠結和硅質膠結。研究樣品碳酸鹽膠結物主要是鐵方解石、方解石，通過孔隙演化定量計算公式[9，10]計算碳酸鹽膠結作用損失孔隙度6.42%，減孔率14.73%；孔隙襯墊式分布的大部分伊蒙混層黏土礦物與包膜式分布的綠泥石，大大縮小了儲層喉道的寬度，通過孔隙演化定量計算公式計算膠結作用損失孔隙度5.80%，減孔率13.31%；石英的次生加大改變了儲層的孔隙結構，使儲層的喉道變細或變窄，降低了流體滲流能力，致使儲層的物性變差[5]。通過孔隙演化定量計算公式[9，10]計算膠結作用損失孔隙度1.54%，減孔率3.53%，加重性成巖作用后儲層殘余孔隙度2.66%。

4.3.2 改善性成巖作用-物性特征 改善性成巖作用主要是溶蝕作用和水力沖刷。研究樣品砂巖中的溶蝕作用主要表現(xiàn)為碎屑顆粒、火山物質、填隙物的溶蝕形成次生孔隙（見表3）。這種溶蝕作用的交替發(fā)生，使砂巖孔隙結構發(fā)生變化，形成次生孔隙，溶蝕作用增加孔隙約9.29%，增孔率20.17%，水力沖刷作用主要是由于注水開發(fā)，使得水流沖刷攜帶孔隙中的填隙物，增大孔隙度，水力沖刷增孔率為10.02%，加重性成巖和改善性成巖作用后，計算孔隙度11.95%，與實測孔隙度11.81%相近，計算結果可靠。

4.3.3 成巖相-物性特征 不同成巖相組合特征決定著不同儲層孔隙結構關系以及儲集層物性，因此，對成巖相進行劃分，將有助于儲層的區(qū)域評價和預測。文獻調研發(fā)現(xiàn)[11，12]，前人對鄂爾多斯盆地三疊系延長組成巖相研究，主要是根據(jù)不同礦物，包括沸石、黏土、碳酸鹽、自生石英等，將成巖相劃分為強壓實成巖相、弱壓實-殘余粒間孔+溶蝕孔隙相、假雜基相、中等壓實-黏土膜膠結殘余粒間孔發(fā)育相、濁沸石溶蝕相和中等壓實-碳酸鹽膠結相。

表2 加重性成巖作用-孔隙度演化定量化計算結果Tab.2 The calculation results of aggravated diagenesis porosity evolution of quantitative

表3 改善性成巖作用-孔隙度演化定量化計算結果Tab.3 To improve the calculation results of diagenesis and porosity evolution of quantitative

由圖8可以看出，有利成巖相和不利成巖相分界明顯，中等壓實-碳酸鹽膠結相處于過渡帶，這主要取決于碳酸鹽膠結物的溶蝕作用，溶蝕作用好，有利于物性的改善，反之會導致儲層更加致密。

4.4 沉積-成巖耦合-物性特征

沉積環(huán)境是影響成巖作用和儲層性質的地質基礎，沉積環(huán)境不同，砂體的成巖作用和物性也不同。弱壓實-殘余粒間孔+溶蝕孔隙相主要分布于三角洲前緣水下分流河道和河口壩等有利微相發(fā)育期，薄片下可見正八面體的葉狀綠泥石，含鐵量高，富鐵環(huán)境在三角洲前緣的水下分流河道與河口壩部位是很容易實現(xiàn)的。溶蝕作用主要發(fā)生在長石溶解作用，而長石溶蝕多發(fā)育在深水砂巖中，深水砂巖分布在深湖暗色泥巖中，暗色泥巖有機質生烴、排烴和運移過程中帶來大量酸性物質，使得砂巖中的長石溶蝕，形成溶蝕孔隙。在三角洲前緣亞相中水下分流河道和河口壩發(fā)育殘余粒間孔和溶蝕孔隙，是最有利的成巖相帶。因此，研究沉積環(huán)境與成巖作用的耦合關系，來判斷有利儲層的分布是安塞油田長6儲層尋找“甜點”的有效方法之一[12]。

5 高含水-物性特征

5.1 高含水-滲流通道

據(jù)1 812口高含水井測試資料統(tǒng)計，所測油井含水在80%～100%，平均含水95.78%；依據(jù)通道類型分析，高含水樣品主要集中在裂縫型儲層中（見圖9），通道類與沉積相相關（見圖10）。

5.2 高含水-沉積微相

沉積微相對應不同的沉積環(huán)境，不同沉積環(huán)境對應不同的水動力，造成儲層滲流通道存在不同的差異，對于水下分流河道和河口壩來說，物性相對較好，注入水首先沿著這兩個相帶滲流，水線推進速度較快，一旦形成竄流，含水將居高不下，高含水井主要分布在這兩個相帶（見圖11）。

5.3 高含水-微觀孔隙結構

對于單純孔隙型油藏來說，微觀孔隙結構的好壞直接決定注入水滲流速度的快慢，微觀孔隙結構越好，油層滲透性越好，水線推進速度越快，含水上升速率加快（見圖12）。因此，對于同一滲流通道和同一沉積微相的油藏類型，微觀孔隙結構的研究將有利于進一步認識儲層，為高含水的預防和控制提供依據(jù)。

圖9 高含水-滲流通道關系圖Fig.9 The relation between high water and permeable channel

圖10 含水上升速率-滲流通道關系圖Fig.10 The relation between water cut increase and permeable channel

圖11 高含水-沉積微相關系圖Fig.11 The relation between high water and sedimentary microfacies

圖12 含水-微觀孔隙結構關系圖Fig.12 The relation between water cut increase and micro-pore structure

6 結論

（1）安塞油田長6儲層以長石砂巖和巖屑長石砂巖為主，儲層孔隙結構具有喉道半徑差別大，分選差，孔隙連通性差等特征，屬于低孔-特低孔-特低滲-超低滲儲層。

（2）從沉積環(huán)境對物性的影響來看，本區(qū)儲層巖石成分成熟度中等偏低、結構成熟度中等、儲層物性明顯受沉積相帶控制，有利沉積環(huán)境為水下分流河道和河口壩，從成巖相對物性的影響來看，研究區(qū)成巖相發(fā)育較多且組合復雜，有利成巖相為弱壓實-殘余粒間孔+溶蝕孔隙相、中等壓實-黏土膜膠結殘余粒間孔發(fā)育相和濁沸石溶蝕相；中等壓實-碳酸鹽膠結相對儲層的影響取決去膠結物的溶蝕作用。

（3）成巖作用為該區(qū)儲層發(fā)育的主控因素。通過定量計算安塞油田原始孔隙度45.02%，加重性成巖作用中壓實作用減孔率為61.33%，減小孔隙空間及填充喉道，是物性變差的主要原因；溶蝕作用則通過形成次生溶孔對儲層起建設性作用，增孔率達到了20.17%，最終計算孔隙度11.97%，實測孔隙度11.81%，對安塞油田延長組長6物性影響較大的沉積-成巖因素為壓實、膠結和溶蝕作用；壓實和膠結作用越強、儲層物性越差，溶蝕作用越強，儲層物性越好。

（4）低滲透油田高含水原因主要與滲流通道類型相關，通道類型的形成主要與沉積微相相關，水下分流河道、河口壩微相交易形成水淹通道，高含水井數(shù)量較多，相似滲流通道類型含水高低和上升速率的快慢，取決于儲層的微觀孔隙結構。

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［8］時建超，孫衛(wèi)，張創(chuàng)，等.儲層沉積-成巖作用的物性響應特征［J］.陜西師范大學學報（自然科學版），2013，41（2）：88-93.

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［10］龐振宇，孫衛(wèi)，趙春龍，等.低滲透致密氣藏成巖作用及對儲層物性的影響-以蘇里格氣田蘇48區(qū)塊盒8段儲層為例［J］.蘭州大學學報（自然科學版），2012，48（5）：29-34.

［11］師調調，孫衛(wèi)，何生平，等.華慶地區(qū)延長組長6儲層不同類型成巖相微觀孔隙結構特征及生產動態(tài)分析［J］.蘭州大學學報（自然科學版），2012，48（3）：7-13.

［12］王嵐，鄒才能，林潼，等.鄂爾多斯盆地白豹-華池地區(qū)延長組長6油層組沉積環(huán)境及成巖相分析［J］.天然氣地球科學，2011，22（5）：796-806.

渤海鉆探綠色壓裂液助力“生態(tài)油田”

11月8日，渤海鉆探井下技術服務公司成功應用絨囊暫堵液生物膠壓裂液體系，對長慶油田蘇東29-44井實施儲層改造——將普通胍膠壓裂液更換為環(huán)保型壓裂液泵入地層，讓綠色環(huán)保施工延“深”至地層3 000米之下。

渤海鉆探井下技術服務公司積極應用低摩阻、易返排、可回收、無污染的EM50壓裂液體系。通過過濾、除雜、再配置，成功在長慶油田雙20-24C9井等18口井，實現(xiàn)了返排液再利用至下個層段或下口井，累計循環(huán)使用壓裂液近2萬立方米，有效解決了返排液的運輸處理難題，施工后的地層深處實現(xiàn)了同步“清潔”，為綠色壓裂提供了新的技術支撐。

（摘自中國石油報第6967期）

Physical characteristics and main controlling factors of high water cut stage in low permeability oilfield-Taking Chang 61of Yanchang formation in Ansai oilfield

MIN Liang，JIN Litang，CAI Qing，SUN Haiyang，WANG Lan
（Oil Production Plant 7 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710299，China）

In order to find out the reasons of high water cut in low permeability oilfield,solve the problem of high efficiency development of low permeability oilfield in high water cut stage.In view of the Chang 61reservoir of Yanchang formation in Ansai oilfield,through the rock thin section,casting,scanning electron microscope,constant-rate mercury injection,etc.Analysis of the physical characteristics and the main control factors of water-flooding reser-voir.Theresearch results show that Ansai oilfield to extend the physical characteristics of Chang 61reservoir in high water cut causes with oil and water wells between higher is correlation,better physical properties,water flooding development effect sooner,in the earlier water breakthrough,water cut rising faster similar connectivity,see water time and micro pore structure of the stand or fall of a positive correlation with.Water flooding reservoir layer was significantly affected by depositional environment and burial depth and diagenesis control.Underwater distributary channel,mouth bar,channel flank,and front sheet sand water content of the oil decreased response was decreased in turn.

low permeability oilfield；high water cut stage；physical characteristics；main controlling factors；micro-pore structure

TE122.23

A

1673-5285（2017）11-0098-09

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.11.024

2017-10-11

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”，項目編號：2011ZX05044。

閔亮，男（1976-），工程師，主要從事油田開發(fā)管理及安全工程工作，郵箱：ml3721@126.com。