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[摘 要]针对大庆长垣西部待探明地区低渗透油藏，以常规压汞和恒速压汞实验数据为基础，对长垣西部目标区块的岩芯进行了较为系统的研究，确定储层微观孔隙结构特征参数。为低渗透油藏的油藏评价及有效开发技术政策提供关键依据。
[关键词]长垣西部；低渗透；微观孔隙结构
中图分类号：P618.13 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）33-0105-01
岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通的关系，即所谓孔隙结构[1]，对流体渗流影响十分明显。目前，压汞实验仍是获取微观孔隙结构定量资料的最重要途径[2]。
1 外围低渗透油藏常规压汞资料分析
对长垣外围低渗透油藏资料比较完整的探评井、部分开发首钻井常规压汞资料进行了分析，各油田统计结果表明，表征储层流动能力的储层渗透率与主要评价参数离散度较高，规律性不强，有必要通过进一步分类分析影响储层流动能力的主要影响因素。
2 外围低渗透油藏恒速压汞资料分析
2.1 不同渗透率岩心微观孔隙结构分析
不同渗透率的岩心，其孔道半径分布差别不大，而喉道半径分布差异显著。渗透率越低，喉道半径分布越集中于低值区，且展布范围窄，曲线峰值高，随渗透率增大，展布范围向高值区扩展，但曲线峰值降低，由此可见，岩样的渗流能力主要受喉道半径的制约[3]。
从不同渗透率岩样的喉道半径对渗透率的贡献率分布图可以看出（图1），渗透率较小的岩心，由于喉道半径集中在低值区，且分布范围窄、峰值高，因而不同半径的喉道均对渗透率做出较大的贡献，在贡献率曲线上表现为形状对称；随着岩样渗透率的增大，贡献率曲线跨度越来越宽，同时贡献率曲线峰值开始向高值区移动，这说明对于渗透较大的岩心，渗透率主要由较大半径的喉道贡献，而较小半径的喉道虽然比例不低，但贡献较小[4]。
2.2 不同区块和油层微观孔隙结构分析
从喉道半径分布曲线来看（图2），长垣地区和龙西地区（扶杨油层）的喉道半径分布曲线光滑且形状规整，基本呈正态分布，由此可见这两个区块的储层孔隙结构相对简单；而古龙南地区、葡西油田、古龙油田的葡萄花油层以及齐家南地区的高台子油层喉道分布曲线。
具体比较来看，当渗透率小于1mD时，扶杨油层的喉道半径展布范围明显比高台子油层和葡萄花油层窄：扶杨油层的喉道半径均分布在1.5μm以下，而高台子油层和葡萄花油层的喉道半径可达2μm甚大。
从图3所示的不同区块平均喉道半径与渗透率关系来看，相同渗透率的储层，古龙油田的平均喉道半径最大，其次为齐家南地区、葡西油田、古龙南地区和龙西地区，而长垣地区的平均喉道半径最小。
从图4所示的不同油层平均喉道半径与渗透率关系来看，相同渗透率的储层，高台子油层平均喉道半径最大，葡萄花油层次之，而扶杨油层平均喉道半径最小。
2.3 与长垣东部区块微观孔隙结构对比
对比发现：长垣地区和龙西地区扶杨油层与肇源油田扶杨油层比较接近，略好于肇源油田扶杨油层，其开发难度相对最大；古龙南地区、古龙油田和葡西油田的葡萄花油层和朝阳沟油田扶杨油层接近，在相同渗透率下它们的开发难度接近，开发难度居中；齐家南地区的高台子油层与榆树林油田的扶杨油层比较接近，开发难度最小（图5）。
3 结论
（1）岩样的渗流能力主要受喉道半径的制约。对于渗透较大的岩心，渗透率主要由较大半径的喉道贡献，而较小半径的喉道虽然比例不低，但贡献较小。
（2）渗透率在2mD以下的储层，喉道细小，孔喉比大，储层能否动用是开发面临的关键问题，而渗透率大于5mD的储层，孔喉半径较大，孔喉比小，降低了注水难度，储层动用难度较低，但由于非均质程度较大，因而开发面临的主要矛盾在于如何解决储层的非均质性问题。
（3）相同渗透率的储层，扶杨油层的开发难度明显大于高台子油层和葡萄花油层，当高台子油层和葡萄花油层注水有效时，扶杨油层注水可能会很困难甚至注水失败。
参考文献
[1] 王瑞飞，沈平平，宋子齐等.特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征[J].石油学报，2009，30（4）：560-564.
[2] 于俊波，郭殿军，王新强.基于恒速压汞技术的低渗透储层物性特征[J].大庆石油学院学报，2006，30（2）：22-25.
[3] 胡志明，把智波，熊伟，等.低渗透油藏微观孔隙结构分析[J].大庆石油学院学报，2006，30（3）：51-53.
[关键词]长垣西部；低渗透；微观孔隙结构
中图分类号：P618.13 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）33-0105-01
岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通的关系，即所谓孔隙结构[1]，对流体渗流影响十分明显。目前，压汞实验仍是获取微观孔隙结构定量资料的最重要途径[2]。
1 外围低渗透油藏常规压汞资料分析
对长垣外围低渗透油藏资料比较完整的探评井、部分开发首钻井常规压汞资料进行了分析，各油田统计结果表明，表征储层流动能力的储层渗透率与主要评价参数离散度较高，规律性不强，有必要通过进一步分类分析影响储层流动能力的主要影响因素。
2 外围低渗透油藏恒速压汞资料分析
2.1 不同渗透率岩心微观孔隙结构分析
不同渗透率的岩心，其孔道半径分布差别不大，而喉道半径分布差异显著。渗透率越低，喉道半径分布越集中于低值区，且展布范围窄，曲线峰值高，随渗透率增大，展布范围向高值区扩展，但曲线峰值降低，由此可见，岩样的渗流能力主要受喉道半径的制约[3]。
从不同渗透率岩样的喉道半径对渗透率的贡献率分布图可以看出（图1），渗透率较小的岩心，由于喉道半径集中在低值区，且分布范围窄、峰值高，因而不同半径的喉道均对渗透率做出较大的贡献，在贡献率曲线上表现为形状对称；随着岩样渗透率的增大，贡献率曲线跨度越来越宽，同时贡献率曲线峰值开始向高值区移动，这说明对于渗透较大的岩心，渗透率主要由较大半径的喉道贡献，而较小半径的喉道虽然比例不低，但贡献较小[4]。
2.2 不同区块和油层微观孔隙结构分析
从喉道半径分布曲线来看（图2），长垣地区和龙西地区（扶杨油层）的喉道半径分布曲线光滑且形状规整，基本呈正态分布，由此可见这两个区块的储层孔隙结构相对简单；而古龙南地区、葡西油田、古龙油田的葡萄花油层以及齐家南地区的高台子油层喉道分布曲线。
具体比较来看，当渗透率小于1mD时，扶杨油层的喉道半径展布范围明显比高台子油层和葡萄花油层窄：扶杨油层的喉道半径均分布在1.5μm以下，而高台子油层和葡萄花油层的喉道半径可达2μm甚大。
从图3所示的不同区块平均喉道半径与渗透率关系来看，相同渗透率的储层，古龙油田的平均喉道半径最大，其次为齐家南地区、葡西油田、古龙南地区和龙西地区，而长垣地区的平均喉道半径最小。
从图4所示的不同油层平均喉道半径与渗透率关系来看，相同渗透率的储层，高台子油层平均喉道半径最大，葡萄花油层次之，而扶杨油层平均喉道半径最小。
2.3 与长垣东部区块微观孔隙结构对比
对比发现：长垣地区和龙西地区扶杨油层与肇源油田扶杨油层比较接近，略好于肇源油田扶杨油层，其开发难度相对最大；古龙南地区、古龙油田和葡西油田的葡萄花油层和朝阳沟油田扶杨油层接近，在相同渗透率下它们的开发难度接近，开发难度居中；齐家南地区的高台子油层与榆树林油田的扶杨油层比较接近，开发难度最小（图5）。
3 结论
（1）岩样的渗流能力主要受喉道半径的制约。对于渗透较大的岩心，渗透率主要由较大半径的喉道贡献，而较小半径的喉道虽然比例不低，但贡献较小。
（2）渗透率在2mD以下的储层，喉道细小，孔喉比大，储层能否动用是开发面临的关键问题，而渗透率大于5mD的储层，孔喉半径较大，孔喉比小，降低了注水难度，储层动用难度较低，但由于非均质程度较大，因而开发面临的主要矛盾在于如何解决储层的非均质性问题。
（3）相同渗透率的储层，扶杨油层的开发难度明显大于高台子油层和葡萄花油层，当高台子油层和葡萄花油层注水有效时，扶杨油层注水可能会很困难甚至注水失败。
参考文献
[1] 王瑞飞，沈平平，宋子齐等.特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征[J].石油学报，2009，30（4）：560-564.
[2] 于俊波，郭殿军，王新强.基于恒速压汞技术的低渗透储层物性特征[J].大庆石油学院学报，2006，30（2）：22-25.
[3] 胡志明，把智波，熊伟，等.低渗透油藏微观孔隙结构分析[J].大庆石油学院学报，2006，30（3）：51-53.