碳酸岩和碎屑岩差异.doc

摘要通过查阅资料整理后，阐述了碎屑岩和碳酸盐岩储层的特性及其差异，得出碳酸盐岩和碎屑岩最主要的区别是在各向异性较大，且孔洞缝较发育。然后通过对比碳酸盐岩和碎屑岩的非均质性、建立相关性模型，分析并描述了在多种情形下其对原油采收率的影响。碎屑岩储集层特性99%以上的储集层为沉积岩，其中又以碎屑岩和碳酸盐岩为主，1%为其它岩类储集层。所以按岩类可分以下三种类型储集层。碎屑岩储集层的岩类包括：砾岩，含砾砂岩，中、粗砂岩，细砂岩及粉砂岩，其中物性最好的是中-细砂岩和粗粉砂岩。一、碎屑岩储集层的孔隙类型传统的观念认为砂岩储集层的孔隙类型以原生的粒间孔隙为主，只有很小一部分是次生的，并且都把次生孔隙（除了裂缝以外）解释为是地层出露地表时大气水淋滤的结果。直到1979年，自从施密特麦克唐纳（Schmidt）发表了“砂岩成岩过程中的次生储集孔隙”【1】之后。人们对次生孔隙的概念、类型、识别标志、形成机制及意义才有了较明确的认识。Schmidt将碎屑岩孔隙类型分为5种类型:间孔隙：一般为原生孔隙。其孔隙度随埋深的增加有所降低，但降低的速度比粘土岩慢得多。特大孔隙：按Schmidt标准，超过相邻颗粒直径1.2倍的孔隙属特大孔隙。多数为次生孔隙。铸模孔隙：是指砂岩中具有一定特征几何形状的介壳碎屑、碳酸盐粒屑、结晶矿物（盐、石膏、菱铁矿）被溶蚀后，保持原组构外形的那些孔隙。属于一种溶蚀的次生孔隙。组分内孔隙：一切组分，如颗粒、杂基、胶结物内出现的孔隙。可以是原生的（沉积的和沉积前），也可以是后生的（成岩过程及其后新生的）。裂缝：砂岩中裂缝较为次要，但如果沿裂缝发生较强烈的溶蚀作用时，它的作用就十分重要。二、影响碎屑岩储集层储集性的因素1、沉积作用对砂岩储层原生孔隙发育的影响(1)矿物成分对原生孔隙的影响矿物成份主要以石英、长石、云母。矿物成份对储集物性的影响主要视以下两个方面：矿物的润湿性：润湿性强，亲水的矿物，表面束缚薄膜较厚，缩小孔隙空间，渗透性变差。矿物的抗风化能力：抗风化能力弱，易风化成粘土矿物充填孔隙或表面形成风化层减小孔隙空间。因此，长石砂岩较石英砂岩物性差。除长石外，其它颗粒矿物成份对物性影响不大。(2)岩石结构对原生孔隙的影响包括大小、分选、磨圆、排列方式。粒度和分选系数的影响粒度：总孔隙度随粒径加大而减小。因为粒度小，分选差，磨圆差，较松散，比圆度好的较粗砂岩孔隙度大。渗透率则随粒径的增大而增加。因为粒径小，孔喉小，比表面积小，毛细管压力大。当分选系数一定时，渗透率的对数值与粒度中值成线性关系。分选：粒度中值一定时：分选差的岩石，小颗粒充填大孔隙，使孔隙度、渗透率降低；分选好的岩石，孔渗增高。孔隙度、渗透率随着分选系数趋于1而增加，分选系数So2时，中细粒砂岩，孔隙度随So增大而缓慢下降；粗粒和极细粒砂岩，So增加时，孔隙度基本不变。立方体排列：堆积最松，孔隙度最大，渗透率最高；斜方体排列：孔隙直径较小，渗透率低。磨圆度增高，储集物性变好。(3)杂基含量对原生孔隙的影响杂基：指颗粒直径小于0.0315mm的非化学沉淀颗粒。代表沉积环境能量，在沉积作用的影响因素中最重要的因素是杂基含量。杂基含量高，一般代表分选差，平均粒径也较小，喉道小，多为杂基支撑，孔隙结构差，其孔隙、渗透性也差。2、成岩后生作用对砂岩储层物性的影响压实作用：包括早期的机械压实和晚期的化学压溶作用。压实作用结果使原生孔隙度降低。胶结作用：胶结物的含量、成份、类型对储集性有影响。含量高，粒间孔隙被充填，减少原生孔隙，连通性变差，物性变差。泥质、钙-泥质胶结的岩石较松，物性较好；纯钙质、硅质或铁质胶结的岩石致密，物性差。胶结类型由接触式接触孔隙式孔隙基底式基底式物性逐渐变差。溶解作用：粗粒、孔隙水多或含有有机酸的砂岩，能溶解孔喉中的碳酸盐、硫酸盐、硅酸盐，改善储层物性。交代作用和重结晶作用：物性的改变要视被交代物和重结晶结果而定。三、碎屑岩储集层的形成环境及分布碎屑岩储集层的形成和分布，受古沉积条件及古构造条件的控制。一个沉积盆地内碎屑岩储集层发育情况，受沉积旋回的控制，一般在一个完整旋回的中后期所沉积的砂质岩，分布广，厚度大，储集物性好，常常形成良好的碎屑岩储集层。古构造条件对碎屑岩储集层的形成和分布也有影响。一般在盆地的斜坡带，碎屑物质经过机械分异作用，颗粒较均匀，圆度好，胶结物含量少，储集物性甚佳。在水下大型古隆起的顶部和翼部，由于湖水的冲洗作用，形成物性良好的碎屑岩储集层。横向上碎屑岩储集层的分布主要是受沉积环境的控制，主要分布于砂岩体中。砂岩体是指在一定的地质时期，某一沉积环境下形成的，具有一定形态、岩性和分布特征，并以砂质为主的沉积岩体。舌状砂岩体可分为四个带：主体：砂岩体近沉积物来源部分。砂岩百分含量高，横向连通性好。核部：砂岩体中部、砂岩最发育的地段。以细砂岩为主，层间连通性好。前缘带：砂岩体最前方和两侧边缘的砂岩体尖灭带。以粉砂岩为主，连通性较差。断续分布带：介于砂岩体沉积区与泥岩沉积区之间的透镜体砂岩，以泥质粉砂岩为主。1、冲积扇砂砾岩体在干旱、半干旱气候区，山地河流进入平原，在山的出口堆积而形成的扇形砂砾沉积体。岩性为砾、砂和泥质组成的混杂堆积，粒度粗，分选差，成份复杂，圆度不好。物性特征：孔隙结构中等，各亚相带的岩性特征有差别，因此其渗透性和储油潜能也有变化。其中以扇中的辫状河道砂砾岩体物性较好，若邻近油源，可形成油气藏。2、河流砂岩体岩性由砾、砂、粉砂和粘土组成，以砂质为主，成分复杂，分选差-中等。包括：边滩砂岩体（属称点砂坝）：发育于河流中、下游弯曲河道内侧（凸岸），为透镜状，由下到上，粒度由粗到细的正粒序。中部储油物性较好，向上、向两侧逐渐变差。河床砂砾岩体（属称心滩）：沿河道底部沉积。平面呈狭长不规则条带状，走向一般与海岸线垂直或斜交；剖面上呈透镜状，顶平底凸。物性一般中部好，向顶、向两侧变差。渗透率变化较大。3、三角洲砂岩体三角洲是河流入湖或入海口流速降低而形成的扇形沉积体，以砂岩为主，岩性偏细。可分三个亚相带，各亚相带主要的砂体有：三角洲平原：分流河道砂岩体，以粉砂岩、砂岩为主，偏细。三角洲前缘：水下分流河道；河口砂坝：细、粉砂，分选好；远砂坝：粉砂、细砂和少量粘土。前三角洲：席状砂：砂质纯，分选好。以前缘带的砂坝砂岩体和前三角洲的席状砂岩体，分选好，粒度适中，为三角洲储集层最发育的相带。4、湖泊砂岩体平行湖岸成环带状分布滨湖相、浅湖相、深湖相，砂体集中于滨湖区和浅湖区，这两区颗粒受波浪的淘洗，粒度适中，分选、磨圆好，胶结物多为泥质，浅湖区为泥质和钙质混合，相对来讲，浅湖区砂体物性优于滨湖区。湖泊砂岩体为我国多数油田的储集层类型。5、滨海砂岩体滨海区由于波浪、沿岸流、潮汐、风的作用，破坏附近的三角洲可形成沿岸线呈带状、串珠状分布的砂坝；由于海水的频繁进退可形成超覆与退覆砂岩体。超覆和退覆砂岩体：由于海进海退的频繁交替形成。海进砂岩体：下覆三角洲平原或其它海岸沉积物，不利生油。海退砂岩体：下伏海相页岩，是很好的生油岩。滨海砂洲：平行海岸线分布。平面上呈狭长带状，形成较好的生储组合。剖面上呈底平顶拱的透镜状，由下到上粒度变粗。向上物性变好，向海一侧砂岩与页岩分界明显,渗透性好；向陆一侧砂岩渐变为页岩和粘土,富含泥质,渗透性变差。走向谷砂岩体：在海进过程中的海岸上，沿单面山古地形陡崖或断层陡阶走向分布的滨海砂岩体，岩性以中、细砂为主，分选磨圆好，松散，物性好。6、浊流砂岩体浊流携带大量的泥砂在大陆斜坡到深海平原形成的扇形堆积体。由根部到前缘，由下部到上部，沉积物由粗变细，分选由差变好，前方和上部是分选较好的砂质沉积，可构成良好的储集层，浊积砂岩体发育在深水泥岩之中，有丰富的油源，构成了油气藏面积不大，但油层厚，储量大。7、风成砂岩体在大陆沙漠区、河岸附近，可形成风成砂丘。由成份纯、圆度好、分选佳、胶结弱的砂粒组成，无泥质夹层，厚度大，孔隙渗透性好，最有利的碎屑岩储集体。在陆相沉积中，湖成（海岸）砂岩体往往同河床、三角洲、冲积扇、风成砂体混在一起，不同时期，不同成因的砂岩体有时连成一片，形成一个历时层状砂岩体。碳酸盐岩储集层特性现在，从碳酸盐岩储集层中发现的油气储量已接近世界油气储量的一半，产量则已达总产量的60%以上。碳酸盐岩储集层的类型很多，岩性以粒屑灰岩、生物骨架灰岩和白云岩为主。一、碳酸盐岩储集层的孔隙类型(一)原生孔隙1、粒间孔隙多存在于粒屑灰岩，特征与砂岩的相似，不同之处是，易受成岩后生作用的改变，常具有较高的孔隙度。另外，有的由较大的生物壳体、碎片或其它颗粒遮蔽之下形成的孔隙，称遮蔽孔隙，也属粒间孔隙。2、粒内孔隙是颗粒内部的孔隙，沉积前颗粒在生长过程中形成的，有两种：生物体腔孔隙：生物死亡之后生物体内的软体腐烂分解，体腔内未被灰泥充填或部分充填而保留下来的空间。多存在于生物灰岩，孔隙度很高，但必须有粒间或其它孔隙使它相通才有效。鲕内孔隙：原始鲕的核心为气泡而形成。3、生物骨架孔隙4、生物钻空孔隙5、鸟眼孔隙(二)次生孔隙1、晶间孔隙2、角砾孔隙3、溶蚀孔隙4、裂缝3、溶蚀孔隙根据成因和大小，包括以下几种：粒内溶孔或溶模孔：由于选择性溶解作用而部分被溶解掉所形成的孔隙，称粒内溶孔。整个颗粒被溶掉而保留原颗粒形态的孔隙称溶模孔。粒间溶孔：胶结物或杂基被溶解而形成。晶间溶孔：碳酸盐晶体间的物质选择性溶解而形成。岩溶溶孔洞：上述溶蚀进一步扩大或与不整合面淋滤溶解有关的岩溶带所形成的较大或大规模溶洞。孔径5mm或1cm为溶洞。4、裂缝依成因可分为：构造裂缝：边缘平直，延伸远，成组出现，具有明显的方向性、穿层。非构造裂缝：包括：成岩裂缝：压实、失水收缩、重结晶而形成。不穿层，平行层面，裂缝面弯曲，形状不规则，延伸短。风化裂缝：地表水淋滤和地下水渗滤溶蚀改造形成。大小不均，形态奇特，边缘具明显的氧化晕圈。压溶裂缝：压溶作用，选择性溶解而形成的头盖骨接缝似的缝合线。在实际工作中，常把裂缝性碳酸盐岩储层的孔隙空间系统分为：裂缝孔隙系统：油气渗流通道，是成为高产井的重要条件之一。基块孔隙系统：是油气的主要储集空间，也是获得稳产的关键。二、碳酸盐岩储集层的类型根据碳酸盐岩储集层储集空间的类型来划分，可将储集层类型分为：1.孔隙型储集层（包括孔隙-裂缝性）岩性：主要为颗粒石灰岩：鲕粒、碎屑、生物碎屑、粒晶灰岩及白云岩等。储集空间：原生和次生的粒间、粒内、晶间孔隙发育；裂缝次之。2.溶蚀型储集层储集空间：以溶蚀孔隙、洞，连成一个洞穴系统。分布：不整合面及大断裂带附近。特别是古风化壳、古岩溶带。3.裂缝型储集层岩性：主要为白云岩、白云岩化灰岩。储集空间：裂缝为主，尤其纵横交错构成的裂缝网。其特征是：岩性测定其物性极低，与油气实际产能不适应。4.复合型储集层储集空间：孔、洞、缝同时或出现两种。有利于形成储量大、产量高的大型油气田。三、影响碳酸盐岩储集层的因素由于碳酸盐岩储集层储集空间多样，尤其是次生改造作用，使得其物性的影响因素及分布规律较为复杂，要视不同的储集层类型而不同。1、孔隙型储集层发育的影响因素孔隙型储集层储集空间多以原生粒间-晶间孔隙为主，影响其发育的因素取决于原来岩石的沉积特征（沉积环境），即类似于碎屑岩储集层，其孔隙度、渗透率大小与粒度、分选、磨圆、杂基含量以及造礁生物发育程度。分布：孔隙型储集层其物性受沉积环境的控制，因此，在高能环境或有利生物礁形成的环境，能形成好的粒间-晶间孔隙，是此类储集层分布的主要相带。平面上主要分布在台地前缘斜坡相、浅滩相、盆地边缘生物礁相、潮坪相；剖面上储集层处于两次海进之间的海退层序，其下海进的细粒碳酸盐岩作为生油层，其上海进的细粒碳酸盐岩作为生油层和盖层。2、溶蚀型储集层发育的影响因素碳酸盐岩溶解度:其它条件相同时，成分越纯正，易溶，溶解度从大到小是石灰岩白云岩泥灰岩（即与Ca/mg比成正比）；从结构构造来看，粗晶、厚层石灰岩比细晶、薄层灰岩易溶。地下水的溶蚀能力：取决于地下水的PH值、CO2含量、SO42-含量、温度、压力。水中含CO2及有机酸时，水呈酸性，PH值下降，碳酸盐岩溶解度增大。水中CaSO4含量增加时，白云岩溶解度增加，而方解石的溶解度下降，所以富含SO42-的地区，白云岩中的溶孔比石灰岩更为发育。温度、压力的影响是：开放体系中，温度升高导致CO2释放，压力降低，PH值增加，使碳酸盐岩的溶解度降低，不利于溶蚀孔隙的形成；封闭体系中，溶解度随温度增加而增加（不是自然条件）。分布：主要分布在厚层、质纯、粗结构的碳酸盐岩层段，特别是白云岩。发育于富含CO2的地下水活动地带，主要在古风化壳带，岩石遭受风化剥蚀，孔隙发育，地下水沿裂缝渗流地下，形成岩溶带。分三带：垂直渗流带：水流特点以向下淋滤作用为主，流速快，溶蚀作用不太充分；溶孔以垂直孔缝为主，储集层分带性不明显，有时有地表渗入的沉积物所充填。地下水水位季节变化带：水流特点为水平与垂直流动的周期性交替。孔缝具有水平及垂直方向均发育，形成孔、洞均好的储层。厚度据地下渗流条件和岩溶作用不同而不同。潜流带：水流为水平方向，上述两带补充CO2，水流缓慢与岩石作用时间长。发育良好的水平方向溶蚀孔洞，储层分带性明显。厚度与易溶岩层厚度有关。3、裂缝型储集层发育的影响因素岩性控制因素成份较纯，脆性大，裂缝发育，泥质含量高，裂缝不发育。结构构造上，质纯粒粗、结晶粗的裂缝发育，薄层裂缝密度较大，但规模较小，易产生层间缝和层间脱空；厚层裂缝密度小，但规模较大，以立缝和高角度斜缝为主。构造的控制作用在构造强烈部位构造裂缝发育。长期持续上升的区域，局部构造高点、长轴、倾没端、断层及断裂带附近裂缝育。地下水的控制作用地下水活跃的地区，构造裂缝溶解，扩大裂缝的作用。分布：在质纯、脆性大，构造强烈的部位，以及地下水活跃的地区。碳酸盐岩与碎屑岩储层的差异碳酸盐岩与碎屑岩相比，由于其化学性质不稳定，容易遭受剧烈的次生变化，通常经受更为复杂的沉积环境及沉积后的变化。有以下几点区别：1.碳酸盐岩储集层储集空间的大小、形状变化很大，其原始孔隙度很大而最终孔隙度却较低。因易产生次生变化所决定。2.碳酸盐岩储集层储集空间的分布与岩石结构特征之间的关系变化很大。以粒间孔等原生孔隙为主的碳酸盐岩储层其空间分布受岩石结构控制，而以次生孔隙为主的碳酸盐岩储层其储集空间分布与岩石结构特征无关系或关系不密切。3.碳酸盐岩储集层储集空间多样，且后生作用复杂。构成孔、洞、缝复合的孔隙空间系统。4.碳酸盐岩储集层孔隙度与渗透率无明显关系。孔隙大小主要影响孔隙容积。总之，相比于碎屑岩地层，碳酸盐岩储层的主要特点是：储集空间发育具不均一性或突变性，也称各向异性。储层非均质性对油田开发的影响在油田开发过程中，影响采收率的主要因素有三类：一是储层的非均质性，二是流体性质及其非均质性，三是各种人为因素如井网布置、注水方式、油井工作制度、采油工艺及经济管理水平等。其中储层非均质性是影响油田采收率的最重要的因素。油田采收率的高低可用下式来表达：k=HKSKLK式中k注水开发油田的采收率；HK水淹厚度系数；SK水淹面积系数；LK水淹层驱油效率。从储层非均质性来考虑，油田水淹厚度系数主要受层间非均质性和层内非均质性的影响，水淹面积系数主要受平面非均质和层内非均质性的影响，驱油效率(孔隙利用系数和孔隙驱油效率)主要受微观非均质性的影响。一、宏观非均质性对油田注水开发的影响1.层间非均质性与层间干扰层间非均质是引起注水开发过程中层间干扰和单层突进(统称层间矛盾)的内在原因。在多层合注合采的情况下，容易出现层间矛盾。层位越多，层间差异越大，单井产液量越高，则层间矛盾越大。往往是高渗层水驱启动压力低，容易水驱，在注水井中好油层吸水多，水线推进快，在采油井中好油层则出油多；而较低渗层(差油层)水驱启动压力高，吸水少，出油少，水线推进慢甚至不水驱。这样，在采油井和注水井内表现出明显的层间干扰，在油层间则出现了水沿高渗透层突进的现象，在较低渗储层内便可能出现剩余油的分布(图6-13)。图6-13 储层非均质性与剩余油的关系(据Weber,1986)层间干扰现象在吸水剖面和产液剖面上反映十分明显。在多层合注的注水井中，在相同的注水压力下，各层单位厚度吸水能力相差较大(图6-14)。2.平面非均质性与平面矛盾(1)砂体连续性和连通性对注水开发效果的影响透镜状砂体或条带状砂体由于侧向连续性差，井网往往控制不到或控制不完善。有的砂体呈孤立状，不与其它砂体连通，若无井钻达，则油层保持原始状态，形成未动用的剩余油区(图6-15)。有的砂体只有注水井而无采油井，则注水后油层成为憋高压的未动用储层；有的砂体只有采油井，没有注水井，仅靠天然能量采出少部分油而成为低压基本未动用的油层。特别是对于具有“迷宫状”砂体结构的储层，注采井网往往难于完善，可能在一个注采井组中，注水井与采油井间无砂体连通，可能导致“注不进，采不出”的现象。图6-14 层间渗透率级差与水驱油效率的关系(据李伯虎，1994) (2)渗透率方向性的影响注水井内的注入水向各个方向驱油，推进速度往往是不均匀的，一般总有一个方向推进最快，且经过长期水洗之后，这个方向有可能发展为“水道”，而在其它方向或地区水洗程度弱甚至不水洗，从而造成剩余油滞留区。从储层地质方面考虑，水窜方向主要有：a.沿高渗透条带方向，水沿高渗带窜流，绕过低渗带甚至把低渗带包围起来，这样低渗区的油采不出来而成为剩余油滞留区；b.沿古水流主流线方向：沿古主流线方向，颗粒定向排列，颗粒长轴平行古主流线，沿这一方向孔道亦较直，渗透率高。这一方向是古水流流动阻力最小的方向，因此也是注入水流动阻力最小、流速最大的方向，注入水易沿此方向窜流，结果造成许多渗透率较低的横向孔隙水驱不利，形成剩余油。c.沿延伸较远的大裂缝方向，注入水沿裂缝窜流，使油井迅速水淹，而大量原油可能仍包含于孔隙中采不出来，从而形成剩余油滞留区。由此可见，注水方向垂直高渗透率带、古主流线和裂缝能提高水驱油效果。3.层内非均质性与水驱效果(1)渗透率韵律和渗透率非均质程度的影响就厚油层而言，渗透率韵律性不同，其水淹型式也不同，渗透率非均质程度则加剧水淹状况的差异，因此层内不同部位的储量动用状况也有差异，其中一些动用很差或基本未动用的油层部位便出现了剩余油的分布。通常，正韵律油层底部水洗程度高，注入水沿油层底部高渗层段突进，油井见水早、含水率上升快，而中上部水洗程度弱甚至未水洗，而形成剩余油(图6-16)。这类油层的水洗特征属于底部水淹型，水淹厚度小。随着注水开发的不断进行，底部水洗程度越来越大，且经过长期水的冲刷，孔道增大，可能变成“水窜”的大孔道。图6-15 东7-1井区S10-12层绕流现象(图中的“分数”表示渗透率/厚度)(据陈永生，1995)图6-16 大庆油田某井正韵律油层水洗特征图(据陈永生，1995)反韵律油层的上部渗透率高于下部。从高渗层的分布来讲，趋向于上部水洗，但从重力作用来说，注入水又趋向于底部优先水驱。这样就可能出现三种情况：上部水淹严重、产液多，这种情况主要出现于层内渗透率级差很大且其间有较稳定夹层的反韵律油层中；全层驱油效率基本接近，水淹特征属均匀水淹型，主要出现于渗透率级差不大的反韵律油层中；水淹厚度系数大，但底部先见水，且水洗更强，这主要出现在渗透差级差很小特别是亲水的反韵律油层中。总的来说，反韵律油层的水淹特征比较复杂，但水淹厚度系数大是其共有的特征(图6-17)。图6-17 大庆油田某井反韵律油层水洗特征图(据陈永生，1995)复合韵律的情况也比较复杂。复合正韵律油层的开发效果比正韵律相对较好，油层在纵向上分段水洗，水洗部位对应于各个韵律层的底部高渗带，但总的来说油层水洗厚度也不大，这种油层的水洗特征多属于分段水淹型；复合反韵律的水洗特征与反韵律类似，水洗亦较均匀。一般情况是高渗部位水洗程度相对较强，而低渗部位水洗程度相对较弱，具体情况则随每个韵律段的厚度、渗透率大小、级差以及垂向渗透率的高低而异。均质韵律油层的水洗效果与油层厚度关系较大，若油层厚度薄，水洗效果一般较好，若油层厚度大而又无夹层时，水洗效果一般较差。上述情况是从一个井点来分析研究的。而从一个从注水井到采油井的剖面来看，水淹情况会有所差别。对于稳定的正韵律油层，在整个剖面上均表现为底部水淹型，其中在注水井附近，水淹厚度可能较大(有的达90%以上)，但水线推进一段距离后，水淹厚度变小，可能只有20%左右。对于稳定的反韵律油层来说，水淹状况可能有二种情况：一是从注水井到采油井，从上部水洗严重变到下部水洗严重；二是在相当范围内一直是上部水洗严重(渗透率级差很大的情况)；三是在相当范围内一直是下部水洗严重(渗透率级差小的情况)。对于在横向剖面上油层呈正反韵律交错的情况，水淹情况比较复杂，但一般有距注水井排越远底部越表现为优先水驱的趋势(由于重力作用)。图6-18为大庆油田一个复杂韵律油层的横向水驱剖面，图中北ZJ441井离注水井排最近，仅250米，而北ZJ641井最远，达1350米。从该剖面可以看出，虽然不同井的油层韵律不同，但仍表现为底部先见水，且离注水井排越远，水淹厚度越小。图6-18 水淹厚度与注水井排距离的关系示意图(据陈永生，1995)总的说来，正韵律、反韵律和复合韵律的厚油层，注水开发效果有较大的差别，在条件相近的情况下，反韵律油层好于复合韵律，复合韵律又好于正韵律。(2)夹层的影响夹层对地下油水运动的影响比较复杂，这主要取决于夹层的延伸长度、产状及发育程度。一般地，厚油层内相对稳定的(延伸长度大于一个注采井距)平行夹层有利于水驱油效果。稳定夹层将厚油层分成好几个段，抑制了厚油层内的纵向窜流，提高层内动用程度，增加了水洗厚度。由于水线是多段推进的，因而水线推进速度较缓，生产动态相对稳定，含水率上升慢，驱油相对均匀，水驱效果好。夹层频率和密度越大，水驱效果越好。这在较厚的均质层中表现得最为明显。稳定性差的(延伸长度小于注采井距)的不连续平行夹层和交织的夹层则对注水开发有不利的影响。这类夹层在油层内构成复杂的渗流屏障，使流体流动的通道变得曲折复杂，极大地降低了纵横向传导系数，影响水驱效果，并可导致复杂的剩余油分布。最为严重的是交织的渗透屏障，如泥质测积层，若其分隔了注水井和采油井，则可能导致注采失败的结果。对于这类夹层，频率和密度越大，水驱效果越差。(3)层理构造对水驱效果的影响不同类型层理的水驱油效果不同。大庆油田对不同层理的砂岩储层进行了注水模拟实验，测量了不同层理及同一层理不同方向上的渗透率及采收率(表6-3)。统计结果表明，就平行层理、斜层理和交错层理而言，交错层理渗透率低，水淹相对均匀，因而采收率高；平行层理渗透率高，但水淹相对均匀，因此采收率相对较高；而斜层理在平行纹层方向的渗透率高且水淹快，因而采收率低。表6-3 不同层理的砂岩注水模拟结果层理类型水平渗透率(10-3m2)最终采收率(%)平行层理816.231.8斜层理723(顺纹层倾向)21.3交错层理221.342.7对于斜层理来说，不同驱油方向的驱油效果是不同的。顺层理倾向注水时，水沿着层理中的高渗透条带向前突进，造成油井见水快、水淹快，大量的油残留在低渗透条带中，故采收率较低；逆层理倾向注水，采收率较高；而平行纹层走向方向注水，采收率最高(表6-4)。 在河流三角洲砂体中，斜层理和交错层理的倾向一般与水流方向和砂体延伸方向一致，因此，水驱油方向不应平行于砂体走向，而应与其斜交或直交。表6-4 不同水驱方向对斜层理砂岩的驱油效果的影响水驱方向无水采收率(%)最终采收率(%)注入水占孔隙体积的倍数顺层理倾向2.84%21.31.07逆层理倾向19.4%48.52.5平行纹层走向34.6%53.21.0二、微观非均质性对石油采收率的影响微观非均质性主要影响微观驱替效率。在注入水波及的水淹地区，孔隙系统中仍然会残留许多不连续的油滴或残余油，即微观规模的剩余油，这主要受微观驱替效率的影响，而微观驱替效率与微观孔隙结构、润湿性和流体性质有关，其中孔隙结构是影响微观驱替效率的最重要的因素。1.碎屑岩孔隙非均质性对驱油效率的影响从前面的分析可以看出，残余油的形成与储层孔隙结构有很大的关系，换句话说，注水开发中的驱油效率与储层孔隙结构(孔隙与喉道的大小及其分布)密切相关。另外，对于已形成残油的油藏，在三次采油过程中排驱残油的效率即三次采油的石油采收率亦与孔隙结构有关。 一般地，孔隙非均质性愈强，驱油效率越低。下面，介绍几个应用孔隙结构参数研究注水采油中水驱油效率和三次采油采收率的实例。(1)均质系数与水驱油效率沈平平通过对我国东部油区下第三系沙河街组砂岩油层进行孔隙结构和驱油效率的研究，提出了描述储集岩孔隙结构特征的“均质系数()”。 设想孔隙介质是由许多大小不一的孔隙组成，那么其相对均匀程度对驱油效率的影响较大。如果把对比指标选为排驱压力所对应的最大喉道半径rmax，那么，某一喉道半径ri相对于rmax的偏离程度值为ri/rmax。岩样是由大小不一的n个ri所组成，那么，总的偏离程度为每个ri值对饱和度S的加权。即,当饱和度的区间趋向于无限时,式中，S0.1是最大注入压力80MPa对应的最大饱和度；r(S)是压汞所确定的孔喉半径分布函数，S是水银饱和度；rmax是排驱压力所对应的最大连通孔喉半径。称为孔隙结构均质系数，变化范围由0到1。越大，则表示孔隙结构越均质。当=1时，岩样的孔喉由单一尺寸的孔道组成，可视为极端均质。研究表明，值与岩石渗透率一般没有明显的关系，而与孔隙度有一定关系，但亦不明显。均质系数a与驱油效率的关系如下：强亲油条件下，与无水采油期、含水采油期的驱油效率有明显的线性关系(图6-27)，可用下述方程式表示： h无-74 + 66.42a相关系数0.85h0.57.3 + 59.7a0.91h1031 + 48.6a0.98h3041.2 + 40.9a0.93在强亲油条件下，水驱油过程中毛细管力和粘滞力均为阻力，孔喉半径越大，阻力越小，反之，孔喉半径越小，阻力越大。驱动力克服粘滞阻力和毛细管力，水首先沿着阻力小的大孔道前进。压汞过程也正是这一过程。因而，压汞求得的毛细管压力分布反映了驱动力作用下水驱油过程的阻力分布。因此，喉道半径分布越偏向于最大喉道半径，即越大，水线推进越均匀，驱油效率越高。若越小，平均喉道半径与最大喉道半径的偏离越大，小喉道所占的比例则越大，水线前沿突进严重，小孔道被周围大孔道的水隔截为不连通的孔隙，无水期直至最终期的驱油效率就低。强亲水条件下，值与无水采油期和含水采油期的驱油效率都有比较好的线性关系，并可用线性回归方程表示：h无-0.83 + 75.22a相关系数0.76h0.524.6 + 50.382a0.73h1042.36 + 45.78a0.71h3049.60 + 36.54a0.65上式中h表示岩样的驱油效率，下标表示含水百分数。水驱油过程是驱动力与毛细管力共同作用的过程。在驱动力作用下，粘滞力作为主要阻力，水总是沿着阻力小的大孔隙方向前进，压汞过程正是驱动力作用下的类似过程，因此，压汞所确定的越大，大孔道所含的比例也越大，岩样越均质，驱油效率高。另一方面，毛细管力作为驱油动力，能自发地把水吸入到小孔道中去，因此毛细管半径越小，其所占比例越大，驱油作用也就越大。退汞过程类似水驱油过程中毛细管力的作用。因此，退汞过程所确定的越小，其平均喉道半径与最大喉道半径偏离越大。由于在亲水岩样驱油过程中，若发挥驱动力作用，要求孔道大而集中，若发挥毛管力的作用，则要求孔道小且所占比例要大，这二者正是以复杂的形式影响着水驱油效率。为此，引入孔隙结构特征参数，即退汞过程确定的与进汞过程确定的之比：与无水、含水采油期的驱油效率可用下面的线性方程表示：h无69.2 46.6相关系数-0.75h0.575.4 37.6-0.75h1088 33.1-0.82h3085.6 25.8-0.74越小(即越大，越小)， 则水驱油效率越高(图6-25)。对比、与水驱油效率的相关关系，无水期基本一致，随着注水倍数增加，直至最终期(注水为孔隙体积的30倍)，比的相关系数要高。图6-24强亲水岩样关系图(据涂富华，1983)图6-25强亲油岩样关系图(据涂富华，1983)(2)特征结构系数与水驱油效率王传禹、杨普华等(1981)从大庆油田砂岩孔隙结构入手，根据孔隙结构参数与沉积环境和砂岩的常规参数，通过物理模拟水驱油的实验，用统计方法探寻影响驱油效率和渗流规律的特征参数，并研究这些特征参数对水驱油过程的影响和水驱油过程中岩石孔隙结构发生的变化。首先，根据Dullien的迂曲度参数，改进为孔隙结构系数，并结合相对分选系数，提出了特征结构参数(),即为相对分选系数和孔隙结构系数乘积的倒数。Dr为孔喉相对分选系数，p为孔隙结构系数。p相当于Dullien提出的迂曲度因子(T)，它为喉道的有效流动路径(Le)与宏观渗流最短路径(L)之比的平方，即T(Le / L2)。经换算，可得:上式中，、K分别为岩样孔隙度和渗透率，rm为孔喉均值。孔隙结构系数(p)即为迂曲度因子()，它反映了真实岩石孔隙结构与理论的平行毛细管速模型之间的差别，当p1时，即为毛管束模型。特征结构系数()与渗透率有一定的关系。在双对数坐标中岩样渗透率与特征结构参数成正比直线关系。渗透率越高，特征结构系数就越大，其驱油效率也越高。驱油效率与孔隙结构特征系数的关系如图6-26所示。上述相对分选系数、孔隙结构系数和特征结构系数与驱油效率有密切关系。它们与岩样实验所得的水驱无水采收率和最终石油采收率之间的相关关系可以用如表65所示的回归方程表达。表6-5 孔隙结构参数与驱油效率的相关关系比较表(王传禹，1981)孔隙结构参数回归关系式相关系数相对分选系数(Dr)ln无水=-0.288lnDr+2.667ln最终=-7.815lnDr+53.20.7760.8968孔隙结构系数(p)ln无水=-0.664ln(p)+4.026ln最终=-2.74p+77.080.67230.5635特征结构系数()ln无水=3.436+16.235ln最终6.8ln+63.90.87750.9009 注：无水=水驱油时的无水石油采收率；最终=水驱油时的最终石油采收率。由上可见，岩石孔隙结构的三个参数都可用来预测其无水和最终石油采收率，其中，特征结构参数与驱油效率的相关性关系好，而孔隙结构系数p的相关性相对较差，但它与沉积环境有比较明显的关系。图6-26 孔隙结构特征系数与驱油效率的关系图(据王传禹等，1981)(3)孔隙结构系数与水驱油效率(张芳洲等，1981)张芳洲等(1981)对玉门油田M层的岩样通过压汞法及水驱油实验得出孔隙结构系数和驱油效率之间的密切关系。老君庙油田M层是一个渗透率低、含油饱和度低、裂缝发育、厚度大、沉积稳定的油层。M层储集岩的孔隙小，而且分布不均匀，非均质性很强。大量岩样研究表明，可以用一个综合参数即孔隙结构系数(GS)来描述储集岩孔隙结构的好坏以及允许油气流动的难易程度。孔隙结构系数定义为：式中 Dm为孔隙分布均值；Sp为孔隙分选系数；r表示大于有效孔隙喉道的连通孔隙的百分数。M油层的有效孔隙喉道下限定为0.691m。张芳洲等认为，孔隙结构参数(GS)是评价储层孔隙结构的首要参数。它与岩石的物性参数(孔隙度和渗透率的乘积)成反比。在玉门油田M油层，当孔隙结构系数等于10时，相应储层的含水饱和度小于60%，为采出油气的储层下限。在玉门油田M层，可以利用孔隙度和渗透率资料预测孔隙结构系数，它们之间的回归方程为：GS28.4604-0.025908-0.0090045式中K为渗透率，10-3m2；孔隙度,(%)。影响孔隙结构系数的主要因素是胶结物的成分、含量和分布方式。研究表明，孔隙结构系数与驱油效率呈反比关系。即孔隙结构系数越小，其孔隙结构越好，驱出油量越多。(4)结构难度指数与三次采油石油采收率图6-27 在不等径孔隙中滞留油滴的毛管压力分析Dullien(1972)提出了孔隙空间的结构难度指数，他认为三次表面活性剂驱油时，岩石孔隙的结构难度指数D和石油采收率之间具有相当好的相关关系。三次采油的目的是将二次采油之后的残余油驱替出来。当水驱后再用表面活性剂排驱捕集在孔隙中的油滴时，要使油滴通过喉道，将要克服毛管阻力和粘滞力。对于单一的不等径孔隙来说(图6-28)，要使滞留在孔隙中的油滴(曲面半径设为r1)通过较小的喉道(半径为r2)，所要克服的毛管阻力为：式中 P2P1为图6-23中1点和2点压差；为表面张力；为润湿接触角。在上式中，为简化计算，假设油滴两侧的界面为轴对称，两侧的接触角(图6-30中1和2)也相等，即12； r1、r2油滴在孔隙和喉道两端的曲面半径。上述分析的是单一孔隙。对于岩石中复杂的孔隙系统来说，驱动孔隙中滞留油滴所要克服的毛管阻力平均值(p)为：式中 为界面张力；为在水中的接触角；为喉道半径(用压汞法求取)；re为孔隙半径(用铸体法求取)；为储层中孔隙和喉道大小的分布函数。公式中的双重积分代表一种平均的、对采出或捕集残余油的系数，它仅仅与孔隙结构有关。由于它只涉及到喉道半径和孔隙半径，所以实际上它表示油滴在这种孔隙空间系统中排出的困难程度。为此，定义该双重积分为石油采收率的“结构难度指数(D)”。可表示为：使用平均值定理:式中 是样品的平均孔隙喉道半径；图6-28 结构难度指数D同三次采油石油采收率的关系(Batra和Dullien,1973)是受所控制而不能自由进入的孔隙空间的平均半径，相当于比喉道大的所有孔隙的平均半径；双重积分则表示受到半径为的喉道所控制的孔隙空间(大体相当于比喉道大的孔隙空间)体积占总孔隙空间体积的比例，具体计算可通过编绘喉道分布曲线(据压汞法)与孔隙分布曲线(据孔隙铸体法)来完成，据此可判定岩石中孔隙和喉道大小的相对分布特征。当D0时，则表示一种均匀的毛细管束。Batra和Dullien(1973)研究了十五种不同的砂岩，统计结果表明，孔隙结构难度指数(D)和平均喉道直径的倒数与三次采油表面活性剂水驱的石油采收率有很好的相关关系(图6-28和6-29)。上述研究虽然仅限于水湿油层以及中等流体粘度比的条件，但是他们所提出的结构难度指数的概念并不仅仅局限于研究三次采油石油采收率。结构难度指数与储集岩的渗透率并不密切相关。 因此，要研究储集岩中的石油采收率必须要从孔隙结构入手。2.碳酸盐岩储集岩的孔隙结构对石油采收率的影响对碳酸盐岩储集岩来说，非均质性比砂岩储集岩严重得多。虽然砂岩的石油采收率可以根据岩样测得的相对渗透率结果估算出来，但对绝大多数面积大而且不均质的碳酸盐岩油藏来说，少量的试验数据能否完全代表整个油藏就很成问题了。故有必要设计一种较简便的用以估算储集岩中原油采收率的方法(Wardlaw,1978)。石油采收率既受流体性质的影响，也受孔隙系统的影响。孔隙系统内流体的粘度、界面张力、密度、润湿性和驱替速度都可能影响石油采收率。对确定的油藏来说，上述性质都是已知的，此时，研究孔隙系统对石油采收率