低孔低渗储层主控因素确定

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[摘 要]论文以W凹陷为研究对象，结合实验资料，分析了低孔低渗储层的影响因素，包括岩性变化大、泥质和碳酸盐含量的影响严重、物性变化大、孔隙结构复杂，在评价因素的基础上，确定影响低孔低渗储层的主控因素，为测井解释模型的建立提供基础。

[关键词]主控因素；储层因素；低孔低渗；碳酸盐含量

中图分类号：P578.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）03-0139-01

低孔低渗储层评价一直是国内外研究的重点与难点，随着油气田勘探开发工作的不断深入，各种复杂油气藏已经成为目前甚至将来的主要勘探目标。在复杂油气藏类型中，低孔低渗油气藏具有巨大的开发潜力，同时亦具有较大的开发难度，成为国内外油气田地质与开发专家们关注的焦点。国内各大油田都进行了大量的岩石物理实验及低孔低渗储层评价研究，但是，还没有形成一套行之有效的解决方法。因此，开展低孔低渗储层主控因素分析意义重大[1]。

1 实验资料分析

实验资料分析是储层分析的基础，通过岩石物理相关实验从而对储层特征进一步研究。根据研究内容及其需要，收集了23口取心井的的粒度、物性、岩电、压汞、相渗、薄片、碳酸盐含量共710块岩心实验资料，并对收集的岩心资料进行了岩心归位。

2 低孔低渗储层影响因素分析

2.1岩性变化大

通过对岩石薄片资料进行分析，该凹陷主要由砂砾岩、含砾砂岩、细砂岩、粉砂岩组成，还有少量的钙质砂岩。储层岩性变化大，导致测井响应特征变化多样，岩性识别难度较大。

2.2 储层物性变化大

利用常规物性实验资料对该区块物性进行了归纳、总结可知：渗透率与孔隙度变化范围大，渗透率相差4个数量级。孔隙度一般在3.5%-25%之间，渗透率一般在0.03mD-1000mD之间，较大部分集中在孔隙度10%-20%，渗透率0.1-10mD之间，属于低孔低渗层。

2.3 碳酸盐含量影响严重

根据试验资料可知：碳酸盐含量对物性影响较大，当碳酸盐含量>10%时，孔隙度、渗透率明显降低。

2.4 孔隙结构复杂

根据T43井27号岩心的压汞实验可知。该岩心孔隙度为13.3%，渗透率为0.95mD，中值压力为0.84Mpa，排驱压力为7.5Mpa，退出效率为19.99%，分选系数为0.03，喉道半径均值为0.1μm，孔隙结构系数为0.05。孔喉多以小孔径为主，孔喉半径分布范围0.1～0.4μm，微孔起主导作用，物性很差；单峰小孔径特征明显，从而说明该地区孔隙结构复杂，导致低孔低渗储层发育。

根据Ts1井5号岩心的的压汞实验可知。该岩心孔隙度为22.4%，渗透率为3.51mD，中值压力为2.22Mpa，排驱压力为0.41Mpa，分选系数为15.32，喉道半径均值为3.41μm。孔喉多以中-小孔径为主，孔喉半径分布在0.1～3μm之间，中小孔起主导作用，没有明显的单双峰特征。

综上所述，该凹陷的孔喉半径分布具有典型的两种类型：单峰和均匀分布形态。主要以明显的单峰为主，孔喉结构复杂，物性较差。孔隙结构系数能很好反映储层孔隙的大小及其曲折程度，孔隙结构系数越高，孔隙度越大，曲折程度越小。

2.5 测井响应复杂

由于岩性的影响，电阻率曲线变化范围大，岩性对电性的控制作用大于储层流体对电性的控制作用，从而掩盖了电性对含油性的直接反应，容易漏失油气层。因此，岩性对含油性评价的影响严重。

T79井2135-2163m井段中，岩性为砂砾岩，钻井取心见到油斑、油迹显示，井壁取心见荧光、油迹显示。从测井曲线上看，71号层微电极曲线为中幅正差异一无差异，自然电位曲线有小的负异常幅度，自然伽马曲线数值为110API左右，声波时差数值为219.1μs/m，该井段试油压裂后日产油13.16t、日产水5.16m3，试油结论为油层。

T81井1633-1653m井段中，岩性为粉砂岩、细砂岩和砂砾岩。钻井取心见到油浸、油斑显示，井壁取心见油浸显示。从测井曲线上看，微电极曲线为中幅正差异，自然电位曲线负异常幅度中等，自然伽马曲线数值为80API左右。声波时差数值为271.4-274.7μs/m。该井段试油：日产油39t，日产水6.4 m3，试油结论为油水同层。

通过对研究区块岩心资料和测井资料统计分析可知，砂砾岩油层电阻率大于或等于21Ω？m，钙质砂岩油层电阻率大于或等于23Ω？m，而细砂岩油层电阻率大于或等于16Ω？m，故不同岩性，油水层电性标准不同，从而说明，岩性的不同严重影响了电阻率定性识别油水层的标准，因此，只有在正确认识岩性的基础上，才能提高油水层识别精度。

3 主控因素的确定

3.1 岩性变化大

在地层中，随着岩性的变化，物性发生相应的变化。总体上，随岩性变粗，其孔隙度与渗透率逐渐变好。一般来说，孔隙度和渗透率呈正相关，渗透率随孔隙度的增大而增大[2]。

根据该凹陷岩性与物性关系，粉砂岩和钙质砂岩的孔隙度主要分布在15%以下，渗透率在1mD以下，物性较差，含砾砂岩与砂砾岩的孔渗值主要在低孔低渗特征范围内。

3.2 碳酸盐含量的影响

储层胶结物是除碎屑颗粒以外的化学沉淀物质，一般以结晶或非结晶自生矿物形式存在，其含量增加使得岩石储油能力和渗透能力变差[3]。地层的碳酸盐含量越低，岩石的孔隙度和渗透率越大；相反，地层中碳酸盐含量越高，渗透性越差，孔隙度相对较小。

4 结束语

通过对研究区块储层主控因素的研究，得出如下结论：

（1）通过研究储层岩性、物性、孔隙结构、碳酸盐含量对储层的影响，确定了储层的影响因素。

（2）根据影响储层的各个因素，进一步确定了研究区块低孔低渗储层的主控因素，包括岩性变化大、碳酸盐含量影响严重。

参考文献

[1] 王元杰，钱铮，桂训庭，等.二连盆地乌里雅斯太凹陷南洼槽岩性油藏层序地层特征与勘探[J].中国石油勘探，2004，9（3）：40-45.

[2] 王夕宾，钟建华.濮城油田南区沙二上4-7砂层组低渗储层特征及成因分析[J].中国石油大学学报：自然科学版.2006.19-23.

[3] 刘小洪，罗静兰，刘新菊，等.西峰油田长8和长6储层物性影响因素分析[J].西北大学学报（自然科学版），2009，39（1）：102～108.