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[摘 要]采用孔渗分布统计、孔隙结构特征研究和油水渗流特征研究，对胜坨油田胜二区储层物性进行深入分析，为后续增产、提高采收率等方案的制定提供了基础资料。
[关键词]胜坨油田；胜二区；储层物性；实验研究
中图分类号：TU521.1 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）11-0003-01
1、油藏概况
胜二区是多层砂岩油藏，东三段为河流相沉积，主力砂组为4、5砂组。沙二段为从三角洲-平原相-河流相的正向旋回，划分为15个砂层组。沙二段共分：S21-2、S23、S24-6、S271-3、S274-81、S283-85、S29-10、S211-15共8套开发层系，储量1.17亿吨。1998年11月-目前，胜二区已经进入特高含水开发阶段，主要开展细分韵律挖潜，目前含水95.9%，采出程度39.6%，采油速度0.44%。
作为胜坨油田开发早期的区块之一，胜二区面临着产量呈下降趋势，含水不断上升，单井日油不断降低，开发形势严峻；老区整體调整规模减小，难度加大；特高含水期剩余油分布更加复杂等问题，迫切需要新的工艺来提高采收率。 认识储层是其它一切工作的基础，只有对储层物性有了清楚的认识，才能对油田的后续采出程度有比较准确的预测， 才能有针对性的采取储层改造措施，保证油田有序稳产。
2、储层特征分析
2.1 储层的孔渗分布统计
对胜二区油井瓦52-0-斜检313井702块岩心进行孔隙度参数测试统计分析和687块岩心进行渗透率参数统计分析，分类整理岩心的孔、渗物性测试结果，依据深度关系，将表征渗流能力的渗透率与表征存储能力的孔隙度进行统计。散点图上可以清晰直观地反映三口井的储层物性与对应的深度关系。 从深度与渗透率散点图上可以看出，渗透率值较高。1600米和1900米渗透率非常接近，集中在1000-10000×10-3μm2；但是2000米以下，渗透率明显降低，渗透率集中在100-1000×10-3μm2。说明层间有明显降低。从深度与孔隙度散点图上可以看出，孔隙度都大于25%。随着井深的增加，最大孔隙度呈漏斗状减小。呈现出明显的韵律变化。通过对东营组和沙二段储层进行了岩心取样和室内分析化验，得到了孔隙度、渗透率、泥质含量、粒度、分选系数等一系列分析化验资料。并对分析化验资料进行统计，得到了胜坨油田2-0-斜检313井储层物性统计表。ED3～ES2-3特高孔高渗储层，ES2 74-10高孔中高渗储层，ES2 9局部为低渗、从上往下，粒度变细，分选变好，泥质含量增大，孔、渗减小。
2.2 孔隙结构特征研究
实验采用进口孔隙结构分析仪，进汞压力 0～10000 psi（约 7 MPa） 。岩心长度2.5～3.8cm，直径1’和1.5’’。实验岩样分别取自东营组和沙二段，能够反映各个层系储层的孔隙结构特征。绘制10块岩心毛管压力曲线。从毛管压力曲线的形态反应进汞门限压力低，退汞效率大，反映孔隙隙喉道发育较好。
从表1数据可以看到各层系储层的岩心其孔隙半径差别很大，孔喉半径基本上集中分布于3.68～10.93μm 之间，各层系孔吼结构特征差别较大，东营组的孔喉明显大于沙二段（如表1）。
2.3 油水渗流特征研究
为研究地层条件下，油水的渗流规律，完成26条地层条件相渗曲线测试。束缚水饱和度18.3-26.5%，自上而下增大；残余油饱和度29.3-21.6%，自上而下减小（如表2）。
实验采用白油，模拟油粘度36.49mpa；实验温度为50℃。从18号样品油水相渗曲线上可以看出，油水共渗区较宽。驱替初期，油相渗透率下降速率慢。见水以后，油相相对渗透率迅速下降，水相迅速升高。驱替末期，水相端点值较高达到0.42，残余油饱和度较低。油水相对渗透率曲线交叉点处的含水饱和度接近50%，表现为中性润湿。润湿性的表现和润湿性测试实验非常吻合。润湿性实验测得岩心水湿指数为0.13，油湿指数为0.11，润湿类型为中性。
3 结论与认识
根据对胜二区储层的孔渗分布统计、 孔隙结构特征研究和油水渗流特征研究，在对实验研究结果进行认真分析、总结的基础上，对于胜坨油田油藏的储层特征及渗流能力以及开发潜力和开发效果提出了以下一些认识。
（1）胜坨油田胜二区油藏储层属于高孔高渗储层。储层物性好，ED3～ES2-3特高孔高渗储层，ES2-7～ES2-10高孔中高渗储层，ES2-9局部为低渗、从上往下，粒度变细，分选变好，泥质含量增大，孔、渗减小。渗透率主要集中分布在1000-10000×10-3μm2和100-1000×10-3μm2。孔隙度与对应的渗透率相比明显偏低，这可能降低油藏原始的地质储量。就我们研究的主力储层而言，层间非均质性，层系间较强，层系内的小层间较弱；层内非均质性东营组较强，沙二段较弱。
（2）各层系孔隙隙喉道发育较好。各层系孔吼结构特征差别较大，东营组的孔喉明显大于沙二段。
（3）油水共渗区较宽。驱替初期，油相渗透率下降速率慢。水相端点值较高，残余油饱和度较低。润湿性表现为中性润湿。润湿性的表现和润湿性测试实验非常吻合。
参考文献
[1] 田生民.瓦村采油区储层物性实验研究[J].辽宁化工，2011，40（7）：476～479.
[2] 曲春霞，杨秋莲等.长庆油田延长组特低渗透储层物性影响因素分析[J].岩性油气藏，2008，20（2）：43～47.
[3] 魏新辉.化学蒸汽驱提高驱油效率机理研究[J].油气地质与采收率，2012，19（3）：84～86.
[4] 杨胜来，魏俊之.油层物理学[M].北京：石油工业出版社，2007.
[关键词]胜坨油田；胜二区；储层物性；实验研究
中图分类号：TU521.1 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）11-0003-01
1、油藏概况
胜二区是多层砂岩油藏，东三段为河流相沉积，主力砂组为4、5砂组。沙二段为从三角洲-平原相-河流相的正向旋回，划分为15个砂层组。沙二段共分：S21-2、S23、S24-6、S271-3、S274-81、S283-85、S29-10、S211-15共8套开发层系，储量1.17亿吨。1998年11月-目前，胜二区已经进入特高含水开发阶段，主要开展细分韵律挖潜，目前含水95.9%，采出程度39.6%，采油速度0.44%。
作为胜坨油田开发早期的区块之一，胜二区面临着产量呈下降趋势，含水不断上升，单井日油不断降低，开发形势严峻；老区整體调整规模减小，难度加大；特高含水期剩余油分布更加复杂等问题，迫切需要新的工艺来提高采收率。 认识储层是其它一切工作的基础，只有对储层物性有了清楚的认识，才能对油田的后续采出程度有比较准确的预测， 才能有针对性的采取储层改造措施，保证油田有序稳产。
2、储层特征分析
2.1 储层的孔渗分布统计
对胜二区油井瓦52-0-斜检313井702块岩心进行孔隙度参数测试统计分析和687块岩心进行渗透率参数统计分析，分类整理岩心的孔、渗物性测试结果，依据深度关系，将表征渗流能力的渗透率与表征存储能力的孔隙度进行统计。散点图上可以清晰直观地反映三口井的储层物性与对应的深度关系。 从深度与渗透率散点图上可以看出，渗透率值较高。1600米和1900米渗透率非常接近，集中在1000-10000×10-3μm2；但是2000米以下，渗透率明显降低，渗透率集中在100-1000×10-3μm2。说明层间有明显降低。从深度与孔隙度散点图上可以看出，孔隙度都大于25%。随着井深的增加，最大孔隙度呈漏斗状减小。呈现出明显的韵律变化。通过对东营组和沙二段储层进行了岩心取样和室内分析化验，得到了孔隙度、渗透率、泥质含量、粒度、分选系数等一系列分析化验资料。并对分析化验资料进行统计，得到了胜坨油田2-0-斜检313井储层物性统计表。ED3～ES2-3特高孔高渗储层，ES2 74-10高孔中高渗储层，ES2 9局部为低渗、从上往下，粒度变细，分选变好，泥质含量增大，孔、渗减小。
2.2 孔隙结构特征研究
实验采用进口孔隙结构分析仪，进汞压力 0～10000 psi（约 7 MPa） 。岩心长度2.5～3.8cm，直径1’和1.5’’。实验岩样分别取自东营组和沙二段，能够反映各个层系储层的孔隙结构特征。绘制10块岩心毛管压力曲线。从毛管压力曲线的形态反应进汞门限压力低，退汞效率大，反映孔隙隙喉道发育较好。
从表1数据可以看到各层系储层的岩心其孔隙半径差别很大，孔喉半径基本上集中分布于3.68～10.93μm 之间，各层系孔吼结构特征差别较大，东营组的孔喉明显大于沙二段（如表1）。
2.3 油水渗流特征研究
为研究地层条件下，油水的渗流规律，完成26条地层条件相渗曲线测试。束缚水饱和度18.3-26.5%，自上而下增大；残余油饱和度29.3-21.6%，自上而下减小（如表2）。
实验采用白油，模拟油粘度36.49mpa；实验温度为50℃。从18号样品油水相渗曲线上可以看出，油水共渗区较宽。驱替初期，油相渗透率下降速率慢。见水以后，油相相对渗透率迅速下降，水相迅速升高。驱替末期，水相端点值较高达到0.42，残余油饱和度较低。油水相对渗透率曲线交叉点处的含水饱和度接近50%，表现为中性润湿。润湿性的表现和润湿性测试实验非常吻合。润湿性实验测得岩心水湿指数为0.13，油湿指数为0.11，润湿类型为中性。
3 结论与认识
根据对胜二区储层的孔渗分布统计、 孔隙结构特征研究和油水渗流特征研究，在对实验研究结果进行认真分析、总结的基础上，对于胜坨油田油藏的储层特征及渗流能力以及开发潜力和开发效果提出了以下一些认识。
（1）胜坨油田胜二区油藏储层属于高孔高渗储层。储层物性好，ED3～ES2-3特高孔高渗储层，ES2-7～ES2-10高孔中高渗储层，ES2-9局部为低渗、从上往下，粒度变细，分选变好，泥质含量增大，孔、渗减小。渗透率主要集中分布在1000-10000×10-3μm2和100-1000×10-3μm2。孔隙度与对应的渗透率相比明显偏低，这可能降低油藏原始的地质储量。就我们研究的主力储层而言，层间非均质性，层系间较强，层系内的小层间较弱；层内非均质性东营组较强，沙二段较弱。
（2）各层系孔隙隙喉道发育较好。各层系孔吼结构特征差别较大，东营组的孔喉明显大于沙二段。
（3）油水共渗区较宽。驱替初期，油相渗透率下降速率慢。水相端点值较高，残余油饱和度较低。润湿性表现为中性润湿。润湿性的表现和润湿性测试实验非常吻合。
参考文献
[1] 田生民.瓦村采油区储层物性实验研究[J].辽宁化工，2011，40（7）：476～479.
[2] 曲春霞，杨秋莲等.长庆油田延长组特低渗透储层物性影响因素分析[J].岩性油气藏，2008，20（2）：43～47.
[3] 魏新辉.化学蒸汽驱提高驱油效率机理研究[J].油气地质与采收率，2012，19（3）：84～86.
[4] 杨胜来，魏俊之.油层物理学[M].北京：石油工业出版社，2007.