论文部分内容阅读
【摘 要】本文就在油田企业中如何加强PTH油层孔隙结构的分析进行论述。
【关键词】某油田；PTH油层孔隙；分析
1.孔隙结构特征
本次选取了某油田PTH油层7口井24块样品进行了压汞实验，并对压汞数据进行了分析研究。
1.1孔隙度和渗透率的关系
渗透率反映了流体通过储层岩石的能力，而孔隙度反映了岩石存储流体的能力。对一般油层来讲，孔隙度大的样品，其渗透率相对也大。某油田PTH油层岩心渗透率范围在0.06×10-3～215×10-3μm2，孔隙度范围在6.6%～27.3%。可见，孔隙度较低，渗透率大小分布不均匀。对24块样品的孔隙度和渗透率的关系进行分析，结果表明，孔隙度和渗透率存在一定的正相关关系，相关系数为0.6368。
1.2管压力曲线形状及孔喉分布特征
PTH油层主要的毛管压力曲线形状及其对应的孔喉分布特征。研究表明，某PTH油层岩石渗透率愈高，大孔喉峰值越高，大孔喉对渗透率的贡献也越大。孔喉分布分散则反映了储层岩石孔喉分选性较差。
（1）毛管压力曲线中间较平缓，较接近坐标轴，倾向于粗歪度，孔喉分布图单峰、孔隙分布集中，渗透率贡献峰值在80～90%之间，对应A井、B井、C井。
（2）毛管压力曲线倾斜有较短的平台，离坐标轴较远，孔隙分布曲线单峰、孔隙分布较集中、分选较好，渗透率贡献峰值在60～80%之间，对应D井、E井。
（3）毛管压力曲线没有平台，离坐标轴远，孔隙分布曲线单峰、孔隙分布分散、分选差，渗透率贡献峰值在40～70%之间，对应F井、G井。
1.3孔隙特征参数
对24块岩心毛管压力曲线的孔隙特征参数进行了分析，给出了储层孔隙特征参数与岩石物性的关系。
（1）排驱压力分布在0.06～11.16MPa，平均值1.01MPa，而对应的最大孔隙半径分布在0.07～11.62μm，平均值5.435μm。与孔隙度和渗透率有较好的相关关系，尤其与渗透率相关性最好，相关系数大于80%，其关系为幂指数关系。
（2）分选系数分布在1.51～4.35，平均值3.37，表明该地区孔喉分布极不均匀。与孔隙度和渗透率呈一定的正相关关系。
（3）相对分选系数分布在0.76～77.71，平均值8.92，表明该地区孔喉大小分布极不均匀。与孔隙度和渗透率有较好的相关关系，尤其与渗透率相关性最好，相关系数大于80%，其关系为幂指数关系。
（4）均质系数分布在0.2～0.55，表明喉道分布不均匀。与渗透率呈一定的正相关关系，与孔隙度相关性差。
（5）结构系数分布在0.14～9.37，平均值3.95，说明孔隙的迂回程度较大。与孔隙度和渗透率存在一定的正相关关系。
（6）特征结构参数为0.02～0.4，平均值0.12，与孔隙度和渗透率有较好的相关关系，尤其与渗透率相关性最好，相关系数大于70%。
（7）峰态分布在0.43～0.97，平均值0.64，与孔隙度、渗透率相关性差。
（8）歪度分布在-1～0.81，平均值0.29，24塊样品中歪度小于0的仅占0.08%，表明PTH油层孔隙分布整体偏粗。与孔隙度、渗透率存在一定的相关关系。
（9）饱和度中值压力分布在0.14～29.14MPa，平均值4.06MPa，对应的孔隙半径中值分布在0.004～5.00μm，平均0.77μm。与渗透率有较好的相关关系，与孔隙度相关性差。即储层岩石孔隙度、渗透率越小，中值压力越大，而孔隙半径中值越小。
研究表明：（1）退汞效率和孔喉体积比存在较好的负相关性，可以看出孔喉体积比越大，退汞效率越低，而孔喉体积比越大反映孔隙越大越多，退汞效率越低，反映孔隙和喉道直径比越大，因此该关系表明了孔隙体积比越大，孔隙相应越大，孔隙直径与喉道直径的也越大；（2）相对分选系数与分选系数成较好的负相关关系；（3）相对分选系数与半均值呈负相关关系，表明储层岩石随均值的增加孔隙结构变差，而孔喉变的相对均匀；（4）相对分选系数与最大孔喉半径呈负相关关系，表明相对分选系数增大，孔隙结构变差。
2.储层分类评价
（1）Ⅰ类：好储层。岩性主要为细粒岩屑长石砂岩，碎屑颗粒中岩屑、长石含量较高，这有利于溶蚀孔隙的发育，孔隙类型以粒内溶孔和粒间溶孔为主，孔隙度最大27.3%，平均23.75%，细喉发育。孔隙结构相对较为均匀，渗流能力较强，渗透率平均98.84×10-3μm2。毛细管压力曲线具有“粗歪度、分选好、排驱压力较低”等特点，出现一个低斜率的平台，平均孔隙半径较大，平均为3.05μm；排驱压力小，为0.35MPa～0.06MPa，平均仅为0.12MPa，反映出该类储层孔隙喉道连通性好，渗流阻力小，为研究区的好储层。
（2）Ⅱ类：较好-中等储层。岩性主要细砂岩、粉砂岩为主，孔喉连通性好，渗流能力强，物性最好，孔隙度平均18.75%，渗透率26.37×10-3μm2，平均孔隙半径较大，平均为1.53μm。毛细管压力曲线中-偏粗歪度，分选中等，排驱压力为0.08MPa～0.35MPa，平均仅为0.195MPa，饱和度中值压力1.21MPa～29.14MPa，平均仅为4.125MPa，为研究区的较好-中等储层。
（3）Ⅲ类：差储集层。岩性主要以粉砂岩、含泥粉砂岩为主，粒内溶孔和晶间微孔发育，泥质含量较高，以小孔隙为主，喉道以细喉、微细喉为主。物性和渗流能力中等-差，孔隙度平均15.935%，渗透率平均为5.31×10-3μm2，平均孔隙半径较大，平均为0.79μm。毛细管压力曲线呈“细歪度、分选差”的特点。排驱压力较大，为0.11MPa～11.16MPa，平均仅为3.59MPa，饱和度中值压力0.22MPa～14.7MPa，平均仅为6.19MPa，为研究区的差储层。
根据上述划分标准，结合孔隙度、渗透率的平面分布以及微观孔隙结构特征，绘制了PTH油层储层综合评价图。其中以Ⅰ类储层物性、孔隙结构最好，Ⅱ类储层次之，Ⅲ类储层最差。
3.结束语
某油田PTH储层储集空间主要以原生粒间孔、粒间扩大孔两种类型最为常见。储层孔隙度较低，渗透率大小分布不均匀，孔隙度和渗透率存在一定的正相关关系，孔隙结构特征参数与渗透率具有较好的相关性，与孔隙度相关性差。油层岩石孔道分布不集中，分选性较差，储层的非均质性强，孔隙的迂回程度较大。 [科]
【关键词】某油田；PTH油层孔隙；分析
1.孔隙结构特征
本次选取了某油田PTH油层7口井24块样品进行了压汞实验，并对压汞数据进行了分析研究。
1.1孔隙度和渗透率的关系
渗透率反映了流体通过储层岩石的能力，而孔隙度反映了岩石存储流体的能力。对一般油层来讲，孔隙度大的样品，其渗透率相对也大。某油田PTH油层岩心渗透率范围在0.06×10-3～215×10-3μm2，孔隙度范围在6.6%～27.3%。可见，孔隙度较低，渗透率大小分布不均匀。对24块样品的孔隙度和渗透率的关系进行分析，结果表明，孔隙度和渗透率存在一定的正相关关系，相关系数为0.6368。
1.2管压力曲线形状及孔喉分布特征
PTH油层主要的毛管压力曲线形状及其对应的孔喉分布特征。研究表明，某PTH油层岩石渗透率愈高，大孔喉峰值越高，大孔喉对渗透率的贡献也越大。孔喉分布分散则反映了储层岩石孔喉分选性较差。
（1）毛管压力曲线中间较平缓，较接近坐标轴，倾向于粗歪度，孔喉分布图单峰、孔隙分布集中，渗透率贡献峰值在80～90%之间，对应A井、B井、C井。
（2）毛管压力曲线倾斜有较短的平台，离坐标轴较远，孔隙分布曲线单峰、孔隙分布较集中、分选较好，渗透率贡献峰值在60～80%之间，对应D井、E井。
（3）毛管压力曲线没有平台，离坐标轴远，孔隙分布曲线单峰、孔隙分布分散、分选差，渗透率贡献峰值在40～70%之间，对应F井、G井。
1.3孔隙特征参数
对24块岩心毛管压力曲线的孔隙特征参数进行了分析，给出了储层孔隙特征参数与岩石物性的关系。
（1）排驱压力分布在0.06～11.16MPa，平均值1.01MPa，而对应的最大孔隙半径分布在0.07～11.62μm，平均值5.435μm。与孔隙度和渗透率有较好的相关关系，尤其与渗透率相关性最好，相关系数大于80%，其关系为幂指数关系。
（2）分选系数分布在1.51～4.35，平均值3.37，表明该地区孔喉分布极不均匀。与孔隙度和渗透率呈一定的正相关关系。
（3）相对分选系数分布在0.76～77.71，平均值8.92，表明该地区孔喉大小分布极不均匀。与孔隙度和渗透率有较好的相关关系，尤其与渗透率相关性最好，相关系数大于80%，其关系为幂指数关系。
（4）均质系数分布在0.2～0.55，表明喉道分布不均匀。与渗透率呈一定的正相关关系，与孔隙度相关性差。
（5）结构系数分布在0.14～9.37，平均值3.95，说明孔隙的迂回程度较大。与孔隙度和渗透率存在一定的正相关关系。
（6）特征结构参数为0.02～0.4，平均值0.12，与孔隙度和渗透率有较好的相关关系，尤其与渗透率相关性最好，相关系数大于70%。
（7）峰态分布在0.43～0.97，平均值0.64，与孔隙度、渗透率相关性差。
（8）歪度分布在-1～0.81，平均值0.29，24塊样品中歪度小于0的仅占0.08%，表明PTH油层孔隙分布整体偏粗。与孔隙度、渗透率存在一定的相关关系。
（9）饱和度中值压力分布在0.14～29.14MPa，平均值4.06MPa，对应的孔隙半径中值分布在0.004～5.00μm，平均0.77μm。与渗透率有较好的相关关系，与孔隙度相关性差。即储层岩石孔隙度、渗透率越小，中值压力越大，而孔隙半径中值越小。
研究表明：（1）退汞效率和孔喉体积比存在较好的负相关性，可以看出孔喉体积比越大，退汞效率越低，而孔喉体积比越大反映孔隙越大越多，退汞效率越低，反映孔隙和喉道直径比越大，因此该关系表明了孔隙体积比越大，孔隙相应越大，孔隙直径与喉道直径的也越大；（2）相对分选系数与分选系数成较好的负相关关系；（3）相对分选系数与半均值呈负相关关系，表明储层岩石随均值的增加孔隙结构变差，而孔喉变的相对均匀；（4）相对分选系数与最大孔喉半径呈负相关关系，表明相对分选系数增大，孔隙结构变差。
2.储层分类评价
（1）Ⅰ类：好储层。岩性主要为细粒岩屑长石砂岩，碎屑颗粒中岩屑、长石含量较高，这有利于溶蚀孔隙的发育，孔隙类型以粒内溶孔和粒间溶孔为主，孔隙度最大27.3%，平均23.75%，细喉发育。孔隙结构相对较为均匀，渗流能力较强，渗透率平均98.84×10-3μm2。毛细管压力曲线具有“粗歪度、分选好、排驱压力较低”等特点，出现一个低斜率的平台，平均孔隙半径较大，平均为3.05μm；排驱压力小，为0.35MPa～0.06MPa，平均仅为0.12MPa，反映出该类储层孔隙喉道连通性好，渗流阻力小，为研究区的好储层。
（2）Ⅱ类：较好-中等储层。岩性主要细砂岩、粉砂岩为主，孔喉连通性好，渗流能力强，物性最好，孔隙度平均18.75%，渗透率26.37×10-3μm2，平均孔隙半径较大，平均为1.53μm。毛细管压力曲线中-偏粗歪度，分选中等，排驱压力为0.08MPa～0.35MPa，平均仅为0.195MPa，饱和度中值压力1.21MPa～29.14MPa，平均仅为4.125MPa，为研究区的较好-中等储层。
（3）Ⅲ类：差储集层。岩性主要以粉砂岩、含泥粉砂岩为主，粒内溶孔和晶间微孔发育，泥质含量较高，以小孔隙为主，喉道以细喉、微细喉为主。物性和渗流能力中等-差，孔隙度平均15.935%，渗透率平均为5.31×10-3μm2，平均孔隙半径较大，平均为0.79μm。毛细管压力曲线呈“细歪度、分选差”的特点。排驱压力较大，为0.11MPa～11.16MPa，平均仅为3.59MPa，饱和度中值压力0.22MPa～14.7MPa，平均仅为6.19MPa，为研究区的差储层。
根据上述划分标准，结合孔隙度、渗透率的平面分布以及微观孔隙结构特征，绘制了PTH油层储层综合评价图。其中以Ⅰ类储层物性、孔隙结构最好，Ⅱ类储层次之，Ⅲ类储层最差。
3.结束语
某油田PTH储层储集空间主要以原生粒间孔、粒间扩大孔两种类型最为常见。储层孔隙度较低，渗透率大小分布不均匀，孔隙度和渗透率存在一定的正相关关系，孔隙结构特征参数与渗透率具有较好的相关性，与孔隙度相关性差。油层岩石孔道分布不集中，分选性较差，储层的非均质性强，孔隙的迂回程度较大。 [科]