CN103278436B - 特低渗透双重介质砂岩油藏微观孔隙结构的定量表征方法 - Google Patents

Abstract

特低渗透双重介质砂岩油藏微观孔隙结构的定量表征方法，从实验样品的选取，各种实验之间的有效结合、样品的分配到实验测试数据的处理和分析，将宏观背景与微观岩心相结合，静态分析与动态生产实际相结合，从定性分析到半定量评价再到定量表征了特低渗透双重介质砂岩油藏微观孔隙结构，本发明影响因素考虑更加全面、同时考虑微裂缝、孔喉参数和核磁共振可动流体参数，表征结果能够更好地反映特低渗表透双重介质砂岩微观孔隙结构的变化特征，且与油田的生产开发实际情况一致，有效避免了单方面评价结果的片面性和局限性。

Description

特低渗透双重介质砂岩油藏微观孔隙结构的定量表征方法

技术领域

本发明涉及油田开发技术领域，特别涉及一种特低渗透双重介质砂岩油藏微观孔隙结构的定量表征方法。

背景技术

双重介质砂岩油藏的微观孔隙结构是控制储层质量和开发效果的关键因素，是特低渗透油藏高效开发的核心问题之一，主要包括孔隙喉道类型、孔喉匹配关系、孔喉变化特征和微裂缝发育程度等方面内容。

裂缝研究方法主要包括岩心观测法、地应力分析法、现代试井分析与测井解释法和生产动态分析法。2003年3卷2期，石油勘探与开发，王景等人在《特低渗透砂岩微裂缝分布研究方法探索》一文中应用渗透率异常频率分析法对鄂尔多斯盆地延长组主力油层的微裂缝平面分布特征进行了研究；2003年3卷2期，石油勘探与开发，王发长等人在《吐哈盆地巴喀油田特低渗砂岩油层裂缝分布特征》一文中通过岩心观察分析了吐哈盆地巴喀油田特低渗砂岩油层裂缝分布特征；2004年39卷1期，地质科学，曾联波在《低渗透砂岩油气储层裂缝及其渗流特征》一文中通过不同构造类型露头区和岩心分析，对不同地区低渗透砂岩油气储层裂缝的发育规律进行了对比；2007年28卷5期，石油学报，郝明强等人在《微裂缝性特低渗透油藏储层特征研究》一文中利用恒速压汞、核磁共振和压敏实验方法对微裂缝性特低渗透油藏储层特征进行了研究，对比了裂缝性和非裂缝性储层特征的差异，但未对裂缝参数进行表述。2009年55卷3期，地质论评，王瑞飞等人在《鄂尔多斯盆地姬塬油田上三叠统延长组超低渗透砂岩储层微裂缝研究》一文中利用薄片鉴定及物性分析方法对鄂尔多斯盆地姬塬油田上三叠统延长组超低渗透砂岩储层微裂缝进行了研究；2012年42卷4期，吉林大学学报（地球科学版），王瑞飞等在《东濮凹陷三叠系砂岩油藏裂缝特征及主控因素》一文中采用野外露头剖面观测、岩心观察、样品分析测试、常规测井、成像测井、核磁测井、岩石力学实验等技术方法对文明寨地区三叠系砂岩储层裂缝进行了研究。以上仅是针对裂缝开展的相关研究，未考虑其与孔喉之间共同存在的情况。

针对单一孔隙介质，研究方法从扫描电镜、环境扫描电镜、铸体薄片、X衍射、图像孔隙、图像粒度、高压压汞、水驱油及油水相渗、润湿性测试等到核磁共振、恒速压汞和CT扫描技术。虽然上述方法都能从不同程度上反映储层的微观孔隙结构特征，但不同的方法其侧重点不同，要解决的问题也就不同，也都有一定的局限性，如何针对双重介质，将常规技术与先进的测试手段有效结合是目前亟需解决的主要问题。伴随着微观孔隙结构研究方法的发展，也出现了相应的孔隙结构模拟方法，即建立了一些类型的计算机网络模型，但由于微观孔隙结构的复杂性，人们所建立的模拟模型（如颗粒模型、毛细管模型、Ridgefield砂岩模型等）都只能对其特性进行较为简单的描述。基于上述考虑，国内外众多学者将分形理论应用于孔隙介质微观孔隙结构特征的描述，但该理论对孔隙结构的描述仍基于压汞实验获取的毛细管压力曲线，难以实现双重介质的孔隙结构定量表征。

总体来讲，上述研究存在以下几个问题：

（1）已有研究中要么仅针对微裂缝、要么针对孔喉特征，未有考虑微裂缝和孔喉特征共同存在情况下的综合表征方法。

（2）特低渗透双重介质砂岩油藏孔隙结构复杂，计算机网络模型、模拟方法和分型理论具有明显的局限性；

（3）已有研究手段相互结合不够，未能实现多项技术有效匹配、融合，形成系统的表征方法。

发明内容

为了克服上述现有技术的缺陷，本发明的目的在于提供一种特低渗透双重介质砂岩油藏微观孔隙结构的定量表征方法，从实验样品的选取，各种实验之间的有效结合、样品的分配到实验测试数据的处理和分析，将宏观背景与微观岩心相结合，静态分析与动态生产实际相结合，从定性分析到半定量评价再到定量表征了特低渗透双重介质砂岩油藏微观孔隙结构。

为了达到上述目的，本发明的技术方案是这样实现的：

特低渗透双重介质砂岩油藏微观孔隙结构的定量表征方法，包括以下步骤：

步骤一、根据区域地质背景、沉积微相、构造位置、所经历成岩作用和岩电关系，钻取岩心，进行切样、洗油处理和样品分配,具体步骤如下：

1、根据已有的岩心物性测试结果、测井解释结果，建立岩心分析孔隙度和渗透率与测井孔隙度和渗透率之间的变化关系；

2、根据测井资料绘制油藏剖面、沉积微相剖面图、沉积微相和砂体厚度等值线图，选出在平面上有代表性、在纵向上有可对比性的样品，标出纵向和平面取心位置；

3、因为样品长度有限，所以分配时要考虑不同实验结果的对比性，铸体薄片、扫描电镜、高压压汞应保证在同一岩心上完成，此外如果剩余样品长度允许应优先保证恒速压汞和核磁共振实验，CT扫描和环境电镜扫描在相邻岩心上完成；

步骤二、将步骤一中选取的样品完成孔隙度、渗透率、铸体薄片、常规薄片、扫描电镜、X衍射分析,统计得出孔隙喉道类型、孔喉组合方式，具体步骤如下：

根据铸体薄片照片、扫描电镜照片得出孔隙、喉道类型；

根据铸体薄片照片统计得出不同孔隙的绝对、相对含量；

根据孔隙、喉道类型统计得出不同的孔隙喉道组合方式及各自所占比例；

根据孔隙度、渗透率和孔隙喉道组合方式统计得出不同孔隙喉道组合方式下的孔隙度、渗透率变化特征；

根据铸体薄片照片和常规薄片照片、孔隙度、渗透率统计得出微裂缝存在时孔隙度、渗透率的变化规律；

步骤三、根据岩心观察、生产动态分析、环境扫描电镜、CT扫描和步骤二中的铸体薄片、常规薄片和扫描电镜，完成微裂缝特征分析：

根据岩心观察、生产动态中的裂缝监测，得出裂缝的主要方向；

根据CT扫描照片、环境扫描电镜照片和步骤二中的铸体薄片照片、常规薄片照片、扫描电镜照片，得出微裂缝的方向性、条带性和充填性；

根据铸体薄片照片和常规薄片照片，在显微镜下测量出微裂缝开度、微裂缝开度，按照下式计算出微裂缝线密度、微裂缝面积密度、微裂缝体积密度、微裂缝孔隙度、微裂缝渗透率；

裂缝线密度（D_lf）：

$D_f=\frac{N}{L}$      式（1）

裂缝面密度（D_af）：

$D_{\mathrm{af}}=\frac{N}{A}$      式（2）

裂缝体积密度（D_vf）：

$D_{\mathrm{vf}}=\frac{N}{V}$      式（3）

裂缝孔隙度（Φ_f）

${\mathrm{\Φ}}_f=\frac{e}{e+D}\×100\%$      式（4）

裂缝渗透率（K_f）

$K_f=\frac{e^3}{12D}$      式（5）

式中N表示裂缝条数；

L表示测量线段长度；

A表示测量范围的面积；

V表示测量薄片的体积；

e表示裂缝开度；

D表示裂缝间距。

根据步骤一中的构造、沉积微相、成岩作用、砂体厚度，统计对比得出微裂缝的控制因素；

根据微裂缝线密度、面积密度、体积密度、微裂缝开度和步骤二中孔隙度、渗透率，统计得出微裂缝线密度、面积密度、体积密度、微裂缝开度与孔隙度、渗透率之间的变化关系；

步骤四、根据常规压汞实验完成孔喉变化特征的半定量分析、根据恒速压汞实验完成孔隙、喉道、孔喉比变化特征的定量分析,具体步骤如下：

根据高压压汞实验结果参数，统计得出排驱压力、中值压力，利用下式计算出最大孔喉半径、中值半径、孔喉分选系数、孔喉变异系数、最大进汞饱和度、退汞效率，得出排驱压力、中值压力、最大孔喉半径、中值半径、孔喉分选系数、孔喉变异系数、最大进汞饱和度和退汞效率的变化规律；

$r_{\max }=\frac{2\mathrm{\σ}\cos \mathrm{\θ}}{p_{\min }}$      式（6）

$r_{50}=\frac{2\mathrm{\σ}\cos \mathrm{\θ}}{p_{50}}$      式（7）

$r_i=\frac{2\mathrm{\σ}\cos \mathrm{\θ}}{p_i}$      式（8）

$S_p=\sqrt{\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{(r_i-\stackrel{\‾}{R_C})}^2{a}_i}$      式（9）

$\stackrel{\‾}{R_c}=\sqrt{\left(\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{r_i}^2{\mathrm{\α}}_i\right)}$      式（10）

$C_r=S_p/\stackrel{\‾}{R_C}$      式（11）

$W_e=\frac{S_{\mathrm{Hg}\max }-S_{\mathrm{HgR}}}{S_{\mathrm{Hg}\max }}$      式（12）

$S_{\mathrm{Hg}\max }=\frac{V_{\mathrm{Hg}\max }}{V_p}$      式（13）

式中：σ表示表面张力；

θ表示润湿接触角；

r_max表示最大孔喉半径；

r₅₀表示进汞饱和度为50%时的中值半径；

P₅₀表示进汞饱和度为50%时的进汞压力；

r_i表示第i点压力对应的孔喉半径；

α_i表示孔喉半径归一化的分布频率密度；

S_P表示孔喉分选系数；

C_r表示孔喉变异系数；

W_e表示退汞效率；

S_Hgmax表示最大进汞饱和度；

表示平均孔喉半径；

V_Hgmax表示最大进汞体积；

V_p表示样品孔隙体积；

S_HgR表示残余汞饱和度。

根据高压压汞毛细管压力曲线、步骤二中铸体薄片照片、常规薄照片片、扫描电镜照片和步骤三中CT扫描照片、环境扫描电镜照片，得出单一与双重介质样品毛细管压力曲线形态的差异；

根据式（8）计算得到的孔喉半径与下式计算的进汞量差值，得出孔喉半径的大小、分布区间、含量；

ΔS_Hg＝S_Hgi-S_Hgi-1            式（14）

式中：ΔS_Hg表示进汞饱和度差；

S_Hgi表示第i点压力对应的进汞饱和度；

S_Hgi-1表示第i-1点压力对应的进汞饱和度。

根据高压压汞实验结果参数和步骤二中孔隙度、渗透率，建立排驱压力、中值压力、最大孔喉半径、中值半径、孔喉分选系数、变异系数、最大进汞饱和度、退汞效率与物性的相关关系；

根据孔喉半径的大小、分布区间和含量、步骤二中孔隙度、渗透率、铸体薄片，分类选取样品进行恒速压汞实验；

根据恒速压汞实验结果参数和毛细管压力曲线，定量得出孔隙半径、喉道半径、孔隙喉道半径比、孔隙进汞饱和度和喉道进汞饱和度及分布特征，按照下式计算出主流喉道半径；

$r_{\mathrm{maint}}=\frac{\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{r}_{\mathrm{it}}{a}_i}{\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{a}_i}$      式（15）

${\mathrm{\ΔK}}_i=\frac{r_{\mathrm{it}}^2{\mathrm{\α}}_i}{\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{r}_{\mathrm{it}}^2{\mathrm{\α}}_i}$     式（16）

式中：r_it表示第i点压力对应的喉道半径；

ΔK_i表示渗透率贡献；

n表示渗透率贡献值累计达到95%的喉道区间个数；

r_maint表示主流喉道半径；

根据恒速压汞毛细管压力曲线、孔隙半径、喉道半径、主流喉道半径和步骤三中的微裂缝线密度、面积密度、体积密度、微裂缝开度、微裂缝孔隙度、微裂缝渗透率，对比得出单一与双重介质样品毛细管压力曲线形态的差异，统计得出孔隙半径、喉道半径、主流喉道半径及微裂缝对孔隙度、渗透率的影响程度；

步骤五、根据饱和模拟地层水状态下的核磁共振，分析T2谱分布形态和可动流体参数的变化规律、影响因素和影响程度：

根据离心前后核磁共振T₂谱分布，得出T₂截止值大小及其分布规律；

根据饱和模拟地层水状态下的核磁共振T₂谱图和T₂截止值，得出T₂谱分布形态（是单峰、双峰或是多峰）、可动流体饱和度、可动流体孔隙度的大小及其变化规律；

根据步骤二中孔隙度、渗透率、铸体薄片照片、扫描电镜照片、X衍射、步骤三中CT扫描照片、环境扫描电镜照片、步骤四中高压压汞和恒速压汞实验结果参数，统计得出孔隙度、渗透率、孔隙发育程度、喉道特征参数、孔喉匹配关系、微裂缝发育程度和粘土矿物赋存形态对可动流体饱和度、可动流体孔隙度的影响程度；

步骤六、提取能够综合反映储层品质变化特征的关键参数实现对特低渗透双重介质砂岩微观孔隙结构的多参数定量表征，具体如下：

根据步骤三中微裂缝线密度、面积密度、体积密度、微裂缝开度、微裂缝孔隙度、微裂缝渗透率、步骤四中孔隙半径、喉道半径、主流喉道半径、孔隙喉道半径比、步骤五中可动流体饱和度、可动流体孔隙度对孔隙度和渗透率的影响程度，从微裂缝、孔隙、喉道和可动流体四个方面综合对比得出不同渗透率级别条件下影响孔隙度和渗透率的关键因素；

根据不同渗透率级别条件下影响孔隙度和渗透率的关键因素，统计得出这些关键影响因素的大小、分布区间和变化规律，实现特低渗透双重介质砂岩油藏微观孔隙结构的多参数定量表征；

根据现场的实际生产测试数据，统计得出产量与关键影响因素的大小和分布区间之间的对应关系。

与现有技术相比，本发明具有以下优点：

本发明从实验样品的选取，各种实验之间的有效结合、样品的分配到实验测试数据的处理和分析，做到了宏观背景与微观岩心相结合，静态分析与动态生产实际相结合，从定性分析到半定量评价再到定量表征。

影响因素考虑更加全面、同时考虑微裂缝、孔喉参数和核磁共振可动流体参数，表征结果能够更好地反映特低渗表透双重介质砂岩微观孔隙结构的变化特征，且与油田的生产开发实际情况一致，有效避免了单方面评价结果的片面性和局限性。

附图说明

图1为油藏剖面图。

图2为沉积微相剖面图。

图3为A小层沉积微相平面图。

图4为A小层砂体厚度等值线图。

图5为主要的孔隙类型，图5A为粒间孔，5B为长石溶，5C为孔岩屑溶孔。

图6为主要的喉道类型，图6A为片状喉道，6B为弯片状喉道，6C为管束状喉道。

图7为微裂缝形态，图7A为岩心观察示意图，7B为铸体薄片下微裂缝形态示意图，7C为扫描电镜下微裂缝形态；7D为CT扫描下微裂缝形态。

图8为单一与双重孔隙介质高压压汞毛细管曲线，图8A为单一孔隙介质高压压汞毛细管曲线，8B为双重孔隙介质高压压汞毛细管曲线。

图9为孔喉分布曲线，图9A为单一孔隙介质的高压压汞毛细管曲线，9B为双重孔隙介质的高压压汞毛细管曲线。

图10为单一与双重孔隙介质恒速压汞毛细管曲线，图10A为单一孔隙介质的恒速压汞毛细管曲线，10B为双重孔隙介质的恒速压汞毛细管曲线。

图11为核磁共振T₂谱，11A为离心前后核磁共振T₂谱，11B为典型的核磁共振T₂谱。

图12为表征方法流程图。

具体实施方式

下面以鄂尔多斯盆地延长组某储层A小层为实例结合附图对本发明做详细叙述。

特低渗透双重介质砂岩油藏微观孔隙结构的定量表征方法，包括以下步骤，参照图12：

步骤一、根据区域地质背景、沉积微相、构造位置、所经历成岩作用和岩电关系，钻取岩心，进行切样、洗油处理和样品分配,具体步骤如下：

1、根据已有的岩心物性测试结果、测井解释结果，建立岩心分析孔隙度和渗透率与测井孔隙度、渗透率之间的变化关系为式1、式2；

φ_岩心=1.143×φ_测井 ^0.921    式（1）

K_岩心=0.146×K_测井 ^0.431    式（2）

2、根据图1中油藏剖面，样品选取时应考虑油层、水层和干层的测试结果的纵向对比性；根据图2中沉积微相剖面图，样品选取时要分别考虑水下分流河道和河口坝两种不同微相的纵向对比性，还要考虑同一沉积微相顶部和底部的对比性；根据图3沉积微相平面分布图和图4中砂体厚度等值线图，样品选取时要考虑平面上所处不同沉积微相和不同砂体厚度之间的可对比性；

3、因为样品长度有限，所以分配时要考虑不同实验结果的对比性，铸体薄片、扫描电镜、高压压汞应保证在同一岩心上完成，此外如果剩余样品长度允许应优先保证恒速压汞和核磁共振实验，CT扫描和环境电镜扫描在相邻岩心上完成；

步骤二、将步骤一中选取的样品完成孔隙度、渗透率、铸体薄片、常规薄片、扫描电镜、X衍射分析,具体步骤如下：

根据图5、图6中铸体薄片照片、扫描电镜照片分析得出孔隙为粒间孔、长石溶孔和岩屑溶孔，喉道类型为片状、弯片状和管束状；

根据图5中铸体薄片照片统计得出粒间孔、长石溶孔和岩屑溶孔绝对含量分别为：2.01%、0.89%、0.33%，相对含量分别为：62.23%、27.55%、10.22%；

根据孔隙、喉道类型统计得出孔隙喉道组合方式为：粒间孔+片状喉道、粒间孔+弯片状喉道、溶蚀孔+管束状喉道、溶蚀孔+弯片状喉道，各自所占比例分别为：29.21%、32.23%、20.87%、17.69%；

根据孔隙度、渗透率和孔隙喉道组合方式统计得出不同孔隙喉道组合方式下的孔隙度分布区间分别为：8.21%～15.35%、7.23%～13.98%、6.04%～12.18%、6.57%～13.58%，渗透率分布区间分别为0.65×10^-3μm²～5.17×10^-3μm²，0.41×10^-3μm²～2.17×10^-3μm²，0.12×10^-3μm²～1.05×10^-3μm²，0.33×10^-3μm²～1.57×10^-3μm²；

根据铸体薄片照片、常规薄片照片、孔隙度和渗透率统计得出微裂缝存在时孔隙度、渗透率的变化规律表现为：微裂缝发育的样品其基岩孔隙度平均为10.51%，裂缝孔隙度平均为0.23%，仅为基质孔隙度的2.18%；这些样品的基质渗透率平均为0.33×10^-3μm²，裂缝渗透率平均为1.51×10^-3μm²，为基质渗透率的4.57倍。

步骤三、根据岩心观察、生产动态分析、环境扫描电镜、CT扫描和步骤二中的铸体薄片、常规薄片、扫描电镜，完成微裂缝特征分析：

根据岩心观察、生产动态中裂缝监测，得出裂缝的主要方向为北东－西南方向；

根据附图7中CT扫描照片、环境扫描电镜照片和步骤二中的铸体薄片照片、常规薄片照片、扫描电镜照片，得出微裂缝的方向性与构造裂缝方向一致、具有条带性特点，部分被碳酸盐胶结物充填；

根据铸体薄片照片和常规薄片照片，按照下式（1）～式（5）计算得出平均微裂缝线密度、微裂缝开度、微裂缝孔隙度、微裂缝渗透率分别为：7.86条/cm、1.49条/cm²、29.72条/cm³、2.65μm、0.23%、1.51×10^-3μm²；

裂缝线密度（D_lf）：

$D_f=\frac{N}{L}$      式（1）

裂缝面密度（D_af）：

$D_{\mathrm{af}}=\frac{N}{A}$      式（2）

裂缝体积密度（D_vf）：

$D_{\mathrm{vf}}=\frac{N}{V}$      式（3）

裂缝孔隙度（Φ_f）

${\mathrm{\Φ}}_f=\frac{e}{e+D}\×100\%$      式（4）

裂缝渗透率（K_f）

$K_f=\frac{e^3}{12D}$      式（5）

式中N表示裂缝条数；

L表示测量线段长度；

A表示测量范围的面积；

V表示测量薄片的体积；

e表示裂缝开度；

D表示裂缝间距。

根据步骤一中的构造、沉积微相、成岩作用、砂体厚度，统计分析得出微裂缝的控制因素；

根据微裂缝线密度、面积密度、体积密度、微裂缝开度和步骤二中孔隙度、渗透率，统计得出微裂缝线密度、面积密度、体积密度、微裂缝开度与孔隙度、渗透率之间的变化关系。

步骤四、根据常规压汞实验完成孔喉变化特征的半定量分析、根据恒速压汞完成孔隙、喉道、孔喉比变化特征的定量分析,具体步骤如下：

根据高压压汞实验结果参数，统计得出排驱压力、中值压力，根据式（6）～式（13）计算得出最大孔喉半径、中值半径、孔喉分选系数、孔喉变异系数、最大进汞饱和度、退汞效率的变化规律；

$r_{\max }=\frac{2\mathrm{\σ}\cos \mathrm{\θ}}{p_{\min }}$      式（6）

$r_{50}=\frac{2\mathrm{\σ}\cos \mathrm{\θ}}{p_{50}}$      式（7）

$r_i=\frac{2\mathrm{\σ}\cos \mathrm{\θ}}{p_i}$      式（8）

$S_p=\sqrt{\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{(r_i-\stackrel{\‾}{R_C})}^2{a}_i}$      式（9）

$\stackrel{\‾}{R_c}=\sqrt{\left(\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{r_i}^2{\mathrm{\α}}_i\right)}$      式（10）

$C_r=S_p/\stackrel{\‾}{R_C}$      式（11）

$W_e=\frac{S_{\mathrm{Hg}\max }-S_{\mathrm{HgR}}}{S_{\mathrm{Hg}\max }}$      式（12）

$S_{\mathrm{Hg}\max }=\frac{V_{\mathrm{Hg}\max }}{V_p}$       式（13）

式中：σ表示表面张力；

θ表示润湿接触角；

r_max表示最大孔喉半径；

r₅₀表示进汞饱和度为50%时的中值半径；

P₅₀表示进汞饱和度为50%时的进汞压力；

r_i表示第i点压力对应的孔喉半径；

α_i表示孔喉半径归一化的分布频率密度；

S_P表示孔喉分选系数；

C_r表示孔喉变异系数；

W_e表示退汞效率；

S_Hgmax表示最大进汞饱和度；

表示平均孔喉半径；

V_Hgmax表示最大进汞体积；

V_p表示样品孔隙体积；

S_HgR表示残余汞饱和度。

根据图8中高压压汞毛细管压力曲线、步骤二中铸体薄片照片、常规薄片照片、扫描电镜照片和步骤三中CT扫描照片、环境扫描电镜照片，得出单一与双重介质样品的毛细管压力曲线形态；

根据式（8）和式（14）计算结果得到附图9中孔喉半径的大小、分布区间、含量；

ΔS_Hg＝S_Hgi-S_Hgi-1         式（14）

式中：ΔS_Hg表示进汞饱和度差；

S_Hgi表示第i点压力对应的进汞饱和度；

S_Hgi-1表示第i-1点压力对应的进汞饱和度。

根据高压压汞实验结果和步骤二中孔隙度、渗透率，建立排驱压力、中值压力、最大孔喉半径、中值半径、孔喉分选系数、孔喉变异系数、最大进汞饱和度、退汞效率与物性的相关关系；

根据孔喉半径的大小、分布区间和含量、步骤二中孔隙度、渗透率、铸体薄片，分类选取样品进行恒速压汞实验；

根据图10中恒速压汞毛细管压力曲线，定量得出孔隙半径、喉道半径、孔隙喉道半径比、、孔隙进汞饱和度和喉道进汞饱和度，按照式（15）、式（16）计算得出主流喉道半径；

$r_{\mathrm{maint}}=\frac{\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{r}_{\mathrm{it}}{a}_i}{\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{a}_i}$      式（15）

${\mathrm{\ΔK}}_i=\frac{r_{\mathrm{it}}^2{\mathrm{\α}}_i}{\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{r}_{\mathrm{it}}^2{\mathrm{\α}}_i}$      式（16）

式中：r_it表示第i点压力对应的喉道半径；

ΔK_i表示渗透率贡献；

n表示渗透率贡献值累计达到95%的喉道区间个数；

r_maint表示主流喉道半径。

根据图10中恒速压汞毛细管压力曲线、孔隙半径、喉道半径、主流喉道半径和微裂缝线密度、面积密度、体积密度、微裂缝开度、微裂缝孔隙度、微裂缝渗透率，对比得出单一与双重介质样品毛细管压力曲线形态的差异，统计得出孔隙半径、喉道半径、主流喉道半径及微裂缝对孔隙度、渗透率的影响程度。

步骤五、根据饱和模拟地层水状态下的核磁共振，分析T₂谱分布形态和可动流体参数的变化规律、影响因素和影响程度：

根据附图11-a中离心前后核磁共振T₂谱分布，得出T₂截止值分布于1.55ms～80.31ms之间；

根据图11-b中饱和模拟地层水状态下的核磁共振T₂谱图和T₂截止值，得出T₂谱分布形态为双峰，可动流体饱和度分布于44.96%～58.87%之间，可动流体孔隙度分布于3.23%～7.65%之间；

根据步骤二中孔隙度、渗透率、铸体薄片照片、扫描电镜照片、X衍射、步骤三中CT扫描照片、环境扫描电镜照片、步骤四中高压压汞和恒速压汞实验结果参数，得出孔隙度、渗透率、孔隙发育程度、喉道特征参数、孔喉匹配关系、微裂缝发育程度和粘土矿物赋存形态对可动流体饱和度、可动流体孔隙度的影响程度。

步骤六、提取能够综合反映储层品质变化特征的关键参数实现对特低渗透双重介质砂岩微观孔隙结构的多参数定量表征，具体如下：

根据步骤三中微裂缝线密度、面积密度、体积密度、微裂缝开度、微裂缝孔隙度、微裂缝渗透率、步骤四中孔隙半径、喉道半径、主流喉道半径、孔隙喉道半径比、步骤五中可动流体饱和度、可动流体孔隙度对孔隙度和渗透率的影响程度，从微裂缝、孔隙、喉道和可动流体四个方面综合对比得出不同渗透率级别条件下影响孔隙度和渗透率的关键因素为微裂缝渗透率、主流喉道半径、孔隙喉道半径比、可动流体饱和度(如表1)；

根据不同渗透率级别条件下影响孔隙度和渗透率的关键因素，分类统计得出这些关键影响因素的大小、分布区间和变化规律，实现特低渗透双重介质砂岩油藏微观孔隙结构的多参数定量表征(如表1)；

根据现场的平均日产油量和不同渗透率级别条件下影响孔隙度和渗透率的关键因素，得出平均日产油量产量与关键影响因素的大小和分布区间之间的对应关系。其中Ⅰ孔隙结构最好，具有裂缝发育程度高、主流喉道粗、孔喉比小，可动流体饱和度高的特点，平均日产油最高，Ⅱ类次之，Ⅲ最差(如表1)。

表1  孔隙结构分类表征参数及平均日产油量对比

Claims (1)

1.特低渗透双重介质砂岩油藏微观孔隙结构的定量表征方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤一、根据区域地质背景、沉积微相、构造位置、所经历成岩作用和岩电关系，钻取岩心，进行切样、洗油处理和样品分配,具体步骤如下：

(1)、根据已有的岩心物性测试结果、测井解释结果，建立岩心分析孔隙度和渗透率与测井孔隙度和渗透率之间的变化关系；

(2)、根据测井资料绘制油藏剖面、沉积微相剖面图、沉积微相平面图和砂体厚度等值线图，选出在平面上有代表性、在纵向上有可对比性的样品，标出纵向和平面取心位置；

(3)、因为样品长度有限，所以分配时要考虑不同实验结果的对比性，铸体薄片、扫描电镜、高压压汞应保证在同一岩心上完成，此外如果剩余样品长度允许应优先保证恒速压汞和核磁共振实验，CT扫描和环境电镜扫描在相邻岩心上完成；

步骤二、将步骤一中选取的样品完成孔隙度、渗透率、铸体薄片、常规薄片、扫描电镜、X衍射分析,统计得出孔隙、喉道类型、孔喉组合方式，具体步骤如下：

根据铸体薄片照片、扫描电镜照片得出孔隙、喉道类型；

根据铸体薄片照片统计得出不同孔隙的绝对、相对含量；

根据孔隙、喉道类型统计得出不同的孔隙喉道组合方式及各自所占比例；

根据孔隙度、渗透率和孔隙喉道组合方式统计得出不同孔隙喉道组合方式下的孔隙度、渗透率变化特征；

根据铸体薄片照片和常规薄片照片、孔隙度、渗透率统计得出微裂缝存在时孔隙度、渗透率的变化规律；

步骤三、根据岩心观察、生产动态分析、环境扫描电镜、CT扫描和步骤二中的铸体薄片、常规薄片和扫描电镜，完成微裂缝特征分析：

根据岩心观察、生产动态中的裂缝监测，得出裂缝的主要方向；

根据CT扫描照片、环境扫描电镜照片和步骤二中的铸体薄片照片、常规薄片照片、扫描电镜照片，得出微裂缝的方向性、条带性和充填性；

根据铸体薄片照片和常规薄片照片，在显微镜下测量出微裂缝开度，按照下式计算出微裂缝线密度、微裂缝面积密度、微裂缝体积密度、微裂缝孔隙度、微裂缝渗透率；

裂缝线密度(D_lf)：

$D_f=\frac{N}{L}$ 式(1)

裂缝面密度(D_af)：

$D_{\mathrm{af}}=\frac{N}{A}$ 式(2)

裂缝体积密度(D_vf)：

$D_{\mathrm{vf}}=\frac{N}{V}$ 式(3)

裂缝孔隙度(φ_f)

${\mathrm{\Φ}}_f=\frac{e}{e+D}\×100\%$ 式(4)

裂缝渗透率(K_f)

$K_f=\frac{e^3}{12D}$ 式(5)

式中N表示裂缝条数；

L表示测量线段长度；

A表示测量范围的面积；

V表示测量薄片的体积；

e表示裂缝开度；

D表示裂缝间距；

根据步骤一中的构造位置、沉积微相、成岩作用、砂体厚度，统计对比得出微裂缝的控制因素；

根据微裂缝线密度、面积密度、体积密度、微裂缝开度和步骤二中孔隙度、渗透率，统计得出微裂缝线密度、面积密度、体积密度、微裂缝开度与孔隙度、渗透率之间的变化关系；

步骤四、根据高压压汞实验完成孔喉变化特征的半定量分析、根据恒速压汞实验完成孔隙、喉道、孔喉比变化特征的定量分析,具体步骤如下：

根据高压压汞实验结果参数，统计得出排驱压力、中值压力，利用下式计算出最大孔喉半径、中值半径、孔喉分选系数、孔喉变异系数、最大进汞饱和度、退汞效率，得出排驱压力、中值压力、最大孔喉半径、中值半径、孔喉分选系数、孔喉变异系数、最大进汞饱和度和退汞效率的变化规律；

$r_{\max }=\frac{2\mathrm{\σ}\cos \mathrm{\θ}}{p_{\min }}$ 式(6)

$r_{50}=\frac{2\mathrm{\σ}\cos \mathrm{\θ}}{p_{50}}$ 式(7)

$r_i=\frac{2\mathrm{\σ}\cos \mathrm{\θ}}{p_i}$ 式(8)

$S_p=\sqrt{\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{(r_i-\stackrel{\‾}{R_C})}^2{a}_i}$ 式(9)

$\stackrel{\‾}{R_c}=\sqrt{\left(\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{r}_i^2{\mathrm{\α}}_i\right)}$ 式(10)

$C_r=S_p/\stackrel{\‾}{R_C}$ 式(11)

$W_e=\frac{S_{\mathrm{Hg}\max }-S_{\mathrm{HgR}}}{S_{\mathrm{Hg}\max }}$ 式(12)

$S_{\mathrm{Hg}\max }=\frac{V_{\mathrm{Hg}\max }}{V_p}$ 式(13)

式中：σ表示表面张力；

θ表示润湿接触角；

r_max表示最大孔喉半径；

r₅₀表示进汞饱和度为50％时的中值半径；

P₅₀表示进汞饱和度为50％时的进汞压力；

p_min表示进汞最小压力；

p_i表示第i点时的进汞压力；

r_i表示第i点压力对应的孔喉半径；

α_i表示孔喉半径归一化的分布频率密度；

S_P表示孔喉分选系数；

C_r表示孔喉变异系数；

W_e表示退汞效率；

S_Hgmax表示最大进汞饱和度；

表示平均孔喉半径；

V_Hgmax表示最大进汞体积；

V_p表示样品孔隙体积；

S_HgR表示残余汞饱和度；

根据高压压汞毛细管压力曲线、步骤二中铸体薄片照片、常规薄片照片、扫描电镜照片和步骤三中CT扫描照片、环境扫描电镜照片，得出单一与双重介质样品高压压汞毛细管压力曲线形态的差异；

根据式(8)计算得到的孔喉半径与下式计算的进汞量差值，得出孔喉半径的大小、分布区间、含量；

$\mathrm{\Δ}{S}_{\mathrm{Hg}}=S_{\mathrm{Hgi}}-S_{{\mathrm{Hgi}}_{-1}}$ 式(14)

式中：ΔS_Hg表示进汞饱和度差；

S_Hgi表示第i点压力对应的进汞饱和度；

表示第i-1点压力对应的进汞饱和度；

根据高压压汞实验结果参数和步骤二中孔隙度、渗透率，建立排驱压力、中值压力、最大孔喉半径、中值半径、孔喉分选系数、孔喉变异系数、最大进汞饱和度、退汞效率与物性的相关关系；

根据孔喉半径的大小、分布区间和含量、步骤二中孔隙度、渗透率、铸体薄片，分类选取样品进行恒速压汞实验；

根据恒速压汞实验结果参数和恒速压汞毛细管压力曲线，定量得出孔隙半径、喉道半径、孔隙喉道半径比、孔隙进汞饱和度和喉道进汞饱和度及分布特征，按照下式计算出主流喉道半径；

$r_{\mathrm{mai}{n}_t}=\frac{\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{r}_{i_t}{a}_i}{\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{a}_i}$ 式(15)

${\mathrm{\ΔK}}_i=\frac{r_{\mathrm{it}}^2{\mathrm{\α}}_i}{\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{r}_{\mathrm{it}}^2{\mathrm{\α}}_i}$ 式(16)

式中：表示第i点压力对应的喉道半径；

ΔK_i表示渗透率贡献；

n表示渗透率贡献值累计达到95％的喉道区间个数；

表示主流喉道半径；

根据恒速压汞毛细管压力曲线、孔隙半径、喉道半径、主流喉道半径和步骤三中的微裂缝线密度、面积密度、体积密度、微裂缝开度、微裂缝孔隙度、微裂缝渗透率，对比得出单一与双重介质样品恒速压汞毛细管压力曲线形态的差异，统计得出孔隙半径、喉道半径、主流喉道半径及微裂缝对孔隙度、渗透率的影响程度；

步骤五、根据饱和模拟地层水状态下的核磁共振，分析T₂谱分布形态和可动流体参数的变化规律、影响因素和影响程度：

根据离心前后核磁共振T₂谱分布，得出T₂截止值大小及其分布规律；

根据饱和模拟地层水状态下的核磁共振T₂谱图和T₂截止值，得出T₂谱分布形态(是单峰、双峰或是多峰)、可动流体饱和度、可动流体孔隙度的大小及其变化规律；

根据步骤二中孔隙度、渗透率、铸体薄片照片、扫描电镜照片、X衍射、步骤三中CT扫描照片、环境扫描电镜照片、步骤四中高压压汞和恒速压汞实验结果参数，统计得出孔隙度、渗透率、孔隙发育程度、喉道特征参数、孔喉匹配关系、微裂缝发育程度和粘土矿物赋存形态对可动流体饱和度、可动流体孔隙度的影响程度；

步骤六、提取能够综合反映储层品质变化特征的关键参数实现对特低渗透双重介质砂岩微观孔隙结构的多参数定量表征，具体如下：

根据步骤三中微裂缝线密度、面积密度、体积密度、微裂缝开度、微裂缝孔隙度、微裂缝渗透率、步骤四中孔隙半径、喉道半径、主流喉道半径、孔隙喉道半径比、步骤五中可动流体饱和度、可动流体孔隙度对孔隙度和渗透率的影响程度，从微裂缝、孔隙、喉道和可动流体四个方面综合对比得出不同渗透率级别条件下影响孔隙度和渗透率的关键因素；

根据不同渗透率级别条件下影响孔隙度和渗透率的关键因素，统计得出这些关键影响因素的大小、分布区间和变化规律，实现特低渗透双重介质砂岩油藏微观孔隙结构的多参数定量表征；

根据现场的实际生产测试数据，统计得出产量与关键影响因素的大小和分布区间之间的对应关系。