碳酸巖和碎屑巖差異

本文格式為Word版，下載可任意編輯——碳酸巖和碎屑巖差異摘要

通過查閱資料整理后，闡述了碎屑巖和碳酸鹽巖儲層的特性及其差異，得出碳酸鹽巖和碎屑巖最主要的區(qū)別是在各向異性較大，且孔洞縫較發(fā)育。然后通過對比碳酸鹽巖和碎屑巖的非均質性、建立相關性模型，分析并描述了在多種情形下其對原油采收率的影響。

碎屑巖儲集層特性

99%以上的儲集層為沉積巖，其中又以碎屑巖和碳酸鹽巖為主，1%為其它巖類儲集層。所以按巖類可分以下三種類型儲集層。

碎屑巖儲集層的巖類包括：礫巖，含礫砂巖，中、粗砂巖，細砂巖及粉砂巖，其中物性最好的是中-細砂巖和粗粉砂巖。

一、碎屑巖儲集層的孔隙類型

傳統(tǒng)的觀念認為砂巖儲集層的孔隙類型以原生的粒間孔隙為主，只有很小一部分是次生的，并且都把次生孔隙（除了裂縫以外）解釋為是地層出露地表時大氣水淋濾的結果。直到1979年，自從施密特麥克唐納（Schmidt）發(fā)表了“砂巖成巖過程中的次生儲集孔隙〞之后。人們對次生孔隙的概念、類型、識別標志、形成機制及意義才有了較明確的認識。Schmidt將碎屑巖孔隙類型分為5種類型:間孔隙：一般為原生孔隙。其孔隙度隨埋深的增加有所降低，但降低的速度比粘土巖慢得多。特大孔隙：按Schmidt標準，超過相鄰顆粒直徑1.2倍的孔隙屬特大孔隙。多數為次生孔隙。鑄?？紫叮菏侵干皫r中具有一定特征幾何形狀的介殼碎屑、碳酸鹽粒屑、結晶礦物（鹽、石膏、菱鐵礦）被溶蝕后，保持原組構外形的那些孔隙。屬于一種溶蝕的次生孔隙。

組分內孔隙：一切組分，如顆粒、雜基、膠結物內出現的孔隙?？梢允窃模ǔ练e的和沉積前），也可以是后生的（成巖過程及其后新生的）。裂縫：砂巖中裂縫較為次要，但假使沿裂縫發(fā)生較猛烈的溶蝕作用時，它的作用就十分重要。

二、影響碎屑巖儲集層儲集性的因素

1、沉積作用對砂巖儲層原生孔隙發(fā)育的影響(1)礦物成分對原生孔隙的影響

礦物成份主要以石英、長石、云母。礦物成份對儲集物性的影響主要視以下兩個方面：礦物的潤濕性：潤濕性強，親水的礦物，表面束縛薄膜較厚，縮小孔隙空間，滲透性變差。礦物的抗風化能力：抗風化能力弱，易風化成粘土礦物充填孔隙或表面形成風化層減小孔隙空間。因此，長石砂巖較石英砂巖物性差。除長石外，其它顆粒礦物成份對物性影響不大。(2)巖石結構對原生孔隙的影響

包括大小、分選、磨圓、排列方式。

粒度和分選系數的影響粒度：總孔隙度隨粒徑加大而減小。由于粒度小，分選差，磨圓差，

較松散，比圓度好的較粗砂巖孔隙度大。滲透率則隨粒徑的增大而增加。由于粒徑小，孔喉小，比表面積小，毛細管壓力大。當分選系數一定時，滲透率的對數值與粒度中值成線性關系。

分選：粒度中值一定時：分選差的巖石，小顆粒充填大孔隙，使孔隙度、滲透率降低；分選好的巖石，孔滲增高?？紫抖?、滲透率隨著分選系數趨于1而增加，分選系數So2時，中細粒砂巖，孔隙度隨So增大而緩慢下降；粗粒和極細粒砂巖，So增加時，孔隙度基本不變。

立方體排列：堆積最松，孔隙度最大，滲透率最高；斜方體排列：孔隙直徑較小，滲透率低。磨圓度增高，儲集物性變好。(3)雜基含量對原生孔隙的影響

雜基：指顆粒直徑小于0.0315mm的非化學沉淀顆粒。代表沉積環(huán)境能量，在沉積作用的影響因素中最重要的因素是雜基含量。

雜基含量高，一般代表分選差，平均粒徑也較小，喉道小，多為雜基支撐，孔隙結構差，其孔隙、滲透性也差。

2、成巖后生作用對砂巖儲層物性的影響

落實作用：包括早期的機械落實和晚期的化學壓溶作用。落實作用結果使原生孔隙度降低。膠結作用：膠結物的含量、成份、類型對儲集性有影響。含量高，粒間孔隙被充填，減少原生孔隙，連通性變差，物性變差。泥質、鈣-泥質膠結的巖石較松，物性較好；純鈣質、硅質或鐵質膠結的巖石致密，物性差。膠結類型由接觸式→接觸→孔隙式→孔隙→基底式→基底式物性逐漸變差。溶解作用：粗粒、孔隙水多或含有有機酸的砂巖，能溶解孔喉中的碳酸鹽、硫酸鹽、硅酸鹽，改善儲層物性。

交代作用和重結晶作用：物性的改變要視被交代物和重結晶結果而定。

三、碎屑巖儲集層的形成環(huán)境及分布

碎屑巖儲集層的形成和分布，受古沉積條件及古構造條件的控制。一個沉積盆地內碎屑巖儲集層發(fā)育狀況，受沉積旋回的控制，一般在一個完整旋回的中后期所沉積的砂質巖，分布廣，厚度大，儲集物性好，往往形成良好的碎屑巖儲集層。古構造條件對碎屑巖儲集層的形成和分布也有影響。一般在盆地的斜坡帶，碎屑物質經過機械分異作用，顆粒較均勻，圓度好，膠結物含量少，儲集物性甚佳。在水下大型古隆起的頂部和翼部，由于湖水的沖洗作用，形成物性良好的碎屑巖儲集層。橫向上碎屑巖儲集層的分布主要是受沉積環(huán)境的控制，主要分布于砂巖體中。

砂巖體是指在一定的地質時期，某一沉積環(huán)境下形成的，具有一定形態(tài)、巖性和分布特征，并以砂質為主的沉積巖體。舌狀砂巖體可分為四個帶：

主體：砂巖體近沉積物來源部分。砂巖百分含量高，橫向連通性好。核部：砂巖體中部、砂巖最發(fā)育的地段。以細砂巖為主，層間連通性好。

前緣帶：砂巖體最前方和兩側邊緣的砂巖體尖滅帶。以粉砂巖為主，連通性較差。

斷續(xù)分布帶：介于砂巖體沉積區(qū)與泥巖沉積區(qū)之間的透鏡體砂巖，以泥質粉砂巖為主。1、沖積扇砂礫巖體在干旱、半干旱氣候區(qū)，山地河流進入平原，在山的出口堆積而形成的扇形砂礫沉積體。

巖性為礫、砂和泥質組成的混雜堆積，粒度粗，分選差，成份繁雜，圓度不好。物性特征：孔隙結構中等，各亞相帶的巖性特征有區(qū)別，因此其滲透性和儲油潛能也有變化。

其中以扇中的辮狀河道砂礫巖體物性較好，若鄰近油源，可形成油氣藏。

2、河流砂巖體巖性由礫、砂、粉砂和粘土組成，以砂質為主，成分繁雜，分選差-中等。包括：

邊灘砂巖體（屬稱點砂壩）：發(fā)育于河流中、下游彎曲河道內側（凸岸），為透鏡狀，由下到上，粒度由粗到細的正粒序。中部儲油物性較好，向上、向兩側逐漸變差。

河床砂礫巖體（屬如意灘）：沿河道底部沉積。平面呈狹長不規(guī)則條帶狀，走向一般與海岸線垂直或斜交；剖面上呈透鏡狀，頂平底凸。物性一般中部好，向頂、向兩側變差。滲透率變化較大。

3、三角洲砂巖體三角洲是河流入湖或入?？诹魉俳档投纬傻纳刃纬练e體，以砂巖為主，巖性偏細?？煞秩齻€亞相帶，各亞相帶主要的砂體有：

三角洲平原：分流河道砂巖體，以粉砂巖、砂巖為主，偏細。

三角洲前緣：水下分流河道；河口砂壩：細、粉砂，分選好；遠砂壩：粉砂、細砂和少量粘土。

前三角洲：席狀砂：砂質純，分選好。以前緣帶的砂壩砂巖體和前三角洲的席狀砂巖體，分選好，粒度適中，為三角洲儲集層最發(fā)育的相帶。

4、湖泊砂巖體平行湖岸成環(huán)帶狀分布濱湖相、淺湖相、深湖相，砂體集中于濱湖區(qū)和淺湖區(qū)，這兩區(qū)顆粒受波浪的淘洗，粒度適中，分選、磨圓好，膠結物多為泥質，淺湖區(qū)為泥質和鈣質混合，相對來講，淺湖區(qū)砂體物性優(yōu)于濱湖區(qū)。湖泊砂巖體為我國多數油田的儲集層類型。

5、濱海砂巖體濱海區(qū)由于波浪、沿岸流、潮汐、風的作用，破壞附近的三角洲可形成沿岸線呈帶狀、串珠狀分布的砂壩；由于海水的頻繁進退可形成超覆與退覆砂巖體。

超覆和退覆砂巖體：由于海進海退的頻繁交替形成。海進砂巖體：下覆三角洲平原或其它海岸沉積物，不利生油。海退砂巖體：下伏海相頁巖，是很好的生油巖。

濱海砂洲：平行海岸線分布。平面上呈狹長帶狀，形成較好的生儲組合。剖面上呈底平頂拱的透鏡狀，由下到上粒度變粗。向上物性變好，向海一側砂巖與頁巖分界明顯,滲透性好；向陸一側砂巖漸變?yōu)轫搸r和粘土,富含泥質,滲透性變差。走向谷砂巖體：在海進過程中的海岸上，沿單面山古地形陡崖或斷層陡階走向分布的濱海砂巖體，巖性以中、細砂為主，分選磨圓好，松散，物性好。

6、濁流砂巖體濁流攜帶大量的泥砂在大陸斜坡到深海平原形成的扇形堆積體。由根部到前緣，由下部到上部，沉積物由粗變細，分選由差變好，前方和上部是分選較好的砂質沉積，可構成良好的儲集層，濁積砂巖體發(fā)育在深水泥巖之中，有豐富的油源，構成了油氣藏面積不大，但油層厚，儲量大。

7、風成砂巖體在大陸沙漠區(qū)、河岸附近，可形成風成砂丘。由成份純、圓度好、分選佳、膠結弱的砂粒組成，無泥質夾層，厚度大，孔隙滲透性好，最有利的碎屑巖儲集體。

在陸相沉積中，湖成（海岸）砂巖體往往同河床、三角洲、沖積扇、風成砂體混在一起，不同時期，不同成因的砂巖體有時連成一片，形成一個歷時層狀砂巖體。

碳酸鹽巖儲集層特性

現在，從碳酸鹽巖儲集層中發(fā)現的油氣儲量已接近世界油氣儲量的一半，產量則已達總產量的60%以上。碳酸鹽巖儲集層的類型好多，巖性以粒屑灰?guī)r、生物骨架灰?guī)r和白云巖為主。

一、碳酸鹽巖儲集層的孔隙類型

(一)原生孔隙

1、粒間孔隙多存在于粒屑灰?guī)r，特征與砂巖的相像，不同之處是，易受成巖后生作用的改變，常具有較高的孔隙度。另外，有的由較大的生物殼體、碎片或其它顆粒遮掩之下形成的孔隙，稱遮掩孔隙，也屬粒間孔隙。

2、粒內孔隙是顆粒內部的孔隙，沉積前顆粒在生長過程中形成的，有兩種：生物體腔孔隙：生物死亡之后生物體內的軟體腐爛分解，體腔內未被灰泥充填或部分充填而保存下來的空間。多存在于生物灰?guī)r，孔隙度很高，但必需有粒間或其它孔隙使它相通才有效。

鮞內孔隙：原始鮞的核心為氣泡而形成。3、生物骨架孔隙4、生物鉆空孔隙5、鳥眼孔隙

(二)次生孔隙

1、晶間孔隙2、角礫孔隙3、溶蝕孔隙4、裂縫3、溶蝕孔隙

根據成因和大小，包括以下幾種：

粒內溶孔或溶?？祝河捎谶x擇性溶解作用而部分被溶解掉所形成的孔隙，稱粒內溶孔。整個顆粒被溶掉而保存原顆粒形態(tài)的孔隙稱溶?？?。粒間溶孔：膠結物或雜基被溶解而形成。

晶間溶孔：碳酸鹽晶體間的物質選擇性溶解而形成。巖溶溶孔洞：上述溶蝕進一步擴大或與不整合面淋濾溶解有關的巖溶帶所形成的較大或大規(guī)模溶洞?？讖?mm或1cm為溶洞。4、裂縫依成因可分為：

①構造裂縫：邊緣平直，延伸遠，成組出現，具有明顯的方向性、穿層。②非構造裂縫：包括：

成巖裂縫：落實、失水收縮、重結晶而形成。不穿層，平行層面，裂縫面彎曲，形狀不規(guī)則，延伸短。

風化裂縫：地表水淋濾和地下水滲濾溶蝕改造形成。大小不均，形態(tài)獨特，邊緣具明顯的氧化暈圈。

壓溶裂縫：壓溶作用，選擇性溶解而形成的頭蓋骨接縫似的縫合線。在實際工作中，常把裂縫性碳酸鹽巖儲層的孔隙空間系統(tǒng)分為：裂縫孔隙系統(tǒng)：油氣滲流通道，是成為高產井的重要條件之一?；鶋K孔隙系統(tǒng)：是油氣的主要儲集空間，也是獲得穩(wěn)產的關鍵。

二、碳酸鹽巖儲集層的類型

根據碳酸鹽巖儲集層儲集空間的類型來劃分，可將儲集層類型分為：1.孔隙型儲集層（包括孔隙-裂縫性）

巖性：主要為顆粒石灰?guī)r：鮞粒、碎屑、生物碎屑、粒晶灰?guī)r及白云巖等。儲集空間：原生和次生的粒間、粒內、晶間孔隙發(fā)育；裂縫次之。2.溶蝕型儲集層

儲集空間：以溶蝕孔隙、洞，連成一個洞穴系統(tǒng)。

分布：不整合面及大斷裂帶附近。特別是古風化殼、古巖溶帶。

3.裂縫型儲集層

巖性：主要為白云巖、白云巖化灰?guī)r。

儲集空間：裂縫為主，特別縱橫交織構成的裂縫網。其特征是：巖性測定其物性極低，與油氣實際產能不適應。4.復合型儲集層

儲集空間：孔、洞、縫同時或出現兩種。有利于形成儲量大、產量高的大型油氣田。

三、影響碳酸鹽巖儲集層的因素

由于碳酸鹽巖儲集層儲集空間多樣，特別是次生改造作用，使得其物性的影響因素及分布規(guī)律較為繁雜，要視不同的儲集層類型而不同。

1、孔隙型儲集層發(fā)育的影響因素孔隙型儲集層儲集空間多以原生粒間-晶間孔隙為主，影響其發(fā)育的因素取決于原來巖石的沉積特征（沉積環(huán)境），即類似于碎屑巖儲集層，其孔隙度、滲透率大小與粒度、分選、磨圓、雜基含量以及造礁生物發(fā)育程度。分布：孔隙型儲集層其物性受沉積環(huán)境的控制，因此，在高能環(huán)境或有利生物礁形成的環(huán)境，能形成好的粒間-晶間孔隙，是此類儲集層分布的主要相帶。平面上主要分布在臺地前緣斜坡相、淺灘相、盆地邊緣生物礁相、潮坪相；剖面上儲集層處于兩次海進之間的海退層序，其下海進的細粒碳酸鹽巖作為生油層，其上海進的細粒碳酸鹽巖作為生油層和蓋層。

2、溶蝕型儲集層發(fā)育的影響因素碳酸鹽巖溶解度:其它條件一致時，成分越純凈，易溶，溶解度從大到小是石灰?guī)r>白云巖>泥灰?guī)r（即與Ca/mg比成正比）；從結構構造來看，粗晶、厚層石灰?guī)r比細晶、薄層灰?guī)r易溶。

2-地下水的溶蝕能力：取決于地下水的PH值、CO2含量、SO4含量、溫度、壓力。水中含CO2及有機酸時，水呈酸性，PH值下降，碳酸鹽巖溶解度增大。水中CaSO4含量增加時，白云巖

2-溶解度增加，而方解石的溶解度下降，所以富含SO4的地區(qū)，白云巖中的溶孔比石灰?guī)r更為發(fā)育。溫度、壓力的影響是：開放體系中，溫度升高導致CO2釋放，壓力降低，PH值增加，使碳酸鹽巖的溶解度降低，不利于溶蝕孔隙的形成；封閉體系中，溶解度隨溫度增加而增加（不是自然條件）。分布：主要分布在厚層、質純、粗結構的碳酸鹽巖層段，特別是白云巖。發(fā)育于富含CO2的地下水活動地帶，主要在古風化殼帶，巖石遭遇風化剝蝕，孔隙發(fā)育，地下水沿裂縫滲流地下，形成巖溶帶。分三帶：垂直滲流帶：水流特點以向下淋濾作用為主，流速快，溶蝕作用不太充分；溶孔以垂直孔縫為主，儲集層分帶性不明顯，有時有地表滲入的沉積物所充填。地下水水位季節(jié)變化帶：水流特點為水平與垂直滾動的周期性交替?？卓p具有水平及垂直方向均發(fā)育，形成孔、洞均好的儲層。厚度據地下滲流條件和巖溶作用不同而不同。潛流帶：水流為水平方向，上述兩帶補充CO2，水流緩慢與巖石作用時間長。發(fā)育良好的水平方向溶蝕孔洞，儲層分帶性明顯。厚度與易溶巖層厚度有關。3、裂縫型儲集層發(fā)育的影響因素巖性控制因素

成份較純，脆性大，裂縫發(fā)育，泥質含量高，裂縫不發(fā)育。結構構造上，質純粒粗、結晶粗的裂縫發(fā)育，薄層裂縫密度較大，但規(guī)模較小，易產生層間縫和層間脫空；厚層裂縫密度小，但規(guī)模較大，以立縫和高角度斜縫為主。構造的控制作用

在構造猛烈部位構造裂縫發(fā)育。長期持續(xù)上升的區(qū)域，局部構造高點、長軸、傾沒端、斷層及斷裂帶附近裂縫育。地下水的控制作用

地下水活躍的地區(qū)，構造裂縫溶解，擴大裂縫的作用。分布：在質純、脆性大，構造猛烈的

總的說來，正韻律、反韻律和復合韻律的厚油層，注水開發(fā)效果有較大的區(qū)別，在條件相近的狀況下，反韻律油層好于復合韻律，復合韻律又好于正韻律。

(2)夾層的影響

夾層對地下油水運動的影響比較繁雜，這主要取決于夾層的延伸長度、產狀及發(fā)育程度。一般地，厚油層內相對穩(wěn)定的(延伸長度大于一個注采井距)平行夾層有利于水驅油效果。穩(wěn)定夾層將厚油層分成好幾個段，抑制了厚油層內的縱向竄流，提高層內動用程度，增加了水洗厚度。由于水線是多段推進的，因而水線推進速度較緩，生產動態(tài)相對穩(wěn)定，含水率上升慢，驅油相對均勻，水驅效果好。夾層頻率和密度越大，水驅效果越好。這在較厚的均質層中表現得最為明顯。

穩(wěn)定性差的(延伸長度小于注采井距)的不連續(xù)平行夾層和交織的夾層則對注水開發(fā)有不利的影響。這類夾層在油層內構成繁雜的滲流屏障，使流體滾動的通道變得曲折繁雜，極大地降低了縱橫向傳導系數，影響水驅效果，并可導致繁雜的剩余油分布。最為嚴重的是交織的滲透屏障，如泥質測積層，若其分隔了注水井和采油井，則可能導致注采失敗的結果。對于這類夾層，頻率和密度越大，水驅效果越差。

(3)層理構造對水驅效果的影響

不同類型層理的水驅油效果不同。大慶油田對不同層理的砂巖儲層進行了注水模擬試驗，測量了不同層理及同一層理不同方向上的滲透率及采收率(表6-3)。

統(tǒng)計結果說明，就平行層理、斜層理和交織層理而言，交織層理滲透率低，水淹相對均勻，因而采收率高；平行層理滲透率高，但水淹相對均勻，因此采收率相對較高；而斜層理在平行紋層方向的滲透率高且水淹快，因而采收率低。

表6-3不同層理的砂巖注水模擬結果

層理類型平行層理斜層理交織層理水平滲透率(×10μm)816.2723(順紋層傾向)221.3-32最終采收率(%)31.821.342.7

對于斜層理來說，不同驅油方向的驅油效果是不同的。順層理傾向注水時，水沿著層理中的高滲透條帶向前突進，造成油井見水快、水淹快，大量的油殘留在低滲透條帶中，故采收率較低；逆層理傾向注水，采收率較高；而平行紋層走向方向注水，采收率最高(表6-4)。在河流三角洲砂體中，斜層理和交織層理的傾向一般與水流方向和砂體延伸方向一致，因此，水驅油方向不應平行于砂體走向，而應與其斜交或直交。

表6-4不同水驅方向對斜層理砂巖的驅油效果的影響

水驅方向順層理傾向逆層理傾向平行紋層走向無水采收率(%)2.84%19.4%34.6%最終采收率(%)21.348.553.2注入水占孔隙體積的倍數1.072.51.0

二、微觀非均質性對石油采收率的影響

微觀非均質性主要影響微觀驅替效率。在注入水波及的水淹地區(qū)，孔隙系統(tǒng)中依舊會殘

留大量不連續(xù)的油滴或剩余油，即微觀規(guī)模的剩余油，這主要受微觀驅替效率的影響，而微觀驅替效率與微觀孔隙結構、潤濕性和流體性質有關，其中孔隙結構是影響微觀驅替效率的最重要的因素。

1.碎屑巖孔隙非均質性對驅油效率的影響

從前面的分析可以看出，剩余油的形成與儲層孔隙結構有很大的關系，換句話說，注水開發(fā)中的驅油效率與儲層孔隙結構(孔隙與喉道的大小及其分布)密切相關。另外，對于已形成殘油的油藏，在三次采油過程中排驅殘油的效率即三次采油的石油采收率亦與孔隙結構有關。

一般地，孔隙非均質性愈強，驅油效率越低。下面，介紹幾個應用孔隙結構參數研究注水采油中水驅油效率和三次采油采收率的實例。

(1)均質系數與水驅油效率

沈平平通過對我國東部油區(qū)下第三系沙河街組砂巖油層進行孔隙結構和驅油效率的研究，提出了描述儲集巖孔隙結構特征的“均質系數(α)〞。設想孔隙介質是由大量大小不一的孔隙組成，那么其相對均勻程度對驅油效率的影響較大。

假使把對比指標選為排驅壓力所對應的最大喉道半徑rmax，那么，某一喉道半徑ri相對于rmax的偏離程度值為ri/rmax。巖樣是由大小不一的n個ri所組成，那么，總的偏離程度為每個ri值對飽和度S的加權。即,

??ri?si?rdi?1n??si?1n

i當飽和度的區(qū)間趨向于無限時,

??lim?ri?1nnri?Siimax?s?0??s0.10r(S)dS??Si?1rmaxS0.1

式中，S0.1是最大注入壓力80MPa對應的最大飽和度；r(S)是壓汞所確定的孔喉半徑分布函

數，S是水銀飽和度；rmax是排驅壓力所對應的最大連通孔喉半徑。

α稱為孔隙結構均質系數，變化范圍由0到1。α越大，則表示孔隙結構越均質。當α=1時，巖樣的孔喉由單一尺寸的孔道組成，可視為極端均質。

研究說明，α值與巖石滲透率一般沒有明顯的關系，而與孔隙度有一定關系，但亦不明顯。

均質系數a與驅油效率的關系如下：

①強親油條件下，α與無水采油期、含水采油期的驅油效率有明顯的線性關系(圖6-27)，可用下述方程式表示：

?無＝-74+66.42?相關系數0.85

?0.5＝7.3+59.7?0.91?10＝31+48.6?0.98?30＝41.2+40.9?0.93

在強親油條件下，水驅油過程中毛細管力和粘滯力均為阻力，孔喉半徑越大，阻力越小，

反之，孔喉半徑越小，阻力越大。驅動力戰(zhàn)勝粘滯阻力和毛細管力，水首先沿著阻力小的大孔道前進。壓汞過程也正是這一過程。因而，壓汞求得的毛細管壓力分布反映了驅動力作用下水驅油過程的阻力分布。因此，喉道半徑分布越偏向于最大喉道半徑，即α越大，水線推進越均勻，驅油效率越高。若α越小，平均喉道半徑與最大喉道半徑的偏離越大，小喉道所占的比例則越大，水線前沿突進嚴重，小孔道被周邊大孔道的水隔截為不連通的孔隙，無水期直至最終期的驅油效率就低。

②強親水條件下，α值與無水采油期和含水采油期的驅油效率都有比較好的線性關系，并可用線性回歸方程表示：

?無＝-0.83+75.22?相關系數0.76?0.5＝24.6+50.382?0.73?10＝42.36+45.78?0.71?30＝49.60+36.54?0.65

上式中?表示巖樣的驅油效率，下標表示含水百分數。水驅油過程是驅動力與毛細管力共同作用的過程。在驅動力作用下，粘滯力作為主要阻力，水總是沿著阻力小的大孔隙方向前進，壓汞過程正是驅動力作用下的類似過程，因此，壓汞所確定的α越大，大孔道所含的比例也越大，巖樣越均質，驅油效率高。另一方面，毛細管力作為驅油動力，能自發(fā)地把水吸入到小孔道中去，因此毛細管半徑越小，其所占比例越大，驅油作用也就越大。退汞過程類似水驅油過程中毛細管力的作用。因此，退汞過程所確定的α′越小，其平均喉道半徑與最大喉道半徑偏離越大。由于在親水巖樣驅油過程中，若發(fā)揮驅動力作用，要求孔道大而集中，若發(fā)揮毛管力的作用，則要求孔道小且所占比例要大，這二者正是以繁雜的形式影響著水驅油效率。為此，引入孔隙結構特征參數β，即退汞過程確定的α′與進汞過程確定的α之比：

???'?β與無水、含水采油期的驅油效率可用下面的線性方程表示：

?無＝69.2–46.6β相關系數-0.75?0.5＝75.4–37.6β-0.75?10＝88–33.1β-0.82?30＝85.6–25.8β-0.74

β越小(即α越大，α′越小)，則水驅油效率越高(圖6-25)。對比α、β與水驅油效率的相關關系，無水期基本一致，隨著注水倍數增加，直至最終期(注水為孔隙體積的30倍)，β比α的相關系數要高。

圖6-24強親水巖樣β－η關系圖(據涂富華，1983)

圖6-25強親油巖樣α－η關系圖(據涂富華，1983)

(2)特征結構系數與水驅油效率王傳禹、楊普華等(1981)從大慶油田砂巖孔隙結構入手，根據孔隙結構參數與沉積環(huán)境和砂巖的常規(guī)參數，通過物理模擬水驅油的試驗，用統(tǒng)計方法探尋影響驅油效率和滲流規(guī)律的特征參數，并研究這些特征參數對水驅油過程的影響和水驅油過程中巖石孔隙結構發(fā)生的變化。

首先，根據Dullien的迂曲度參數，改進為孔隙結構系數，并結合相對分選系數，提出了特征結構參數(

1),即為相對分選系數和孔隙結構系數乘積的倒數。Dr?pDr為孔喉相對分選系數，φp為孔隙結構系數。φp相當于Dullien提出的迂曲度因子(T)，它為喉道的有效滾動路徑(Le)與宏觀滲流最短路徑(L)之比的平方，即T＝(Le/L2)。經換算，

可得:

T??(rm)28K

上式中，φ、K分別為巖樣孔隙度和滲透率，rm為孔喉均值。孔隙結構系數(φp)即為迂

曲度因子(Ｔ)，它反映了真實巖石孔隙結構與理論的平行毛細管速模型之間的區(qū)別，當φ＝1時，即為毛管束模型。

特征結構系數(

p1)與滲透率有一定的關系。在雙對數坐標中巖樣滲透率與特征結構Dr?p參數成正比直線關系。滲透率越高，特征結構系數就越大，其驅油效率也越高。驅油效率與孔隙結構特征系數的關系如圖6-26所示。

上述相對分選系數、孔隙結構系數和特征結構系數與驅油效率有密切關系。它們與巖樣試驗所得的水驅無水采收率和最終石油采收率之間的相關關系可以用如表6—5所示的回歸方程表達。

表6-5孔隙結構參數與驅油效率的相關關系比較表(王傳禹，1981)

孔隙結構參數相對分選系數(Dr)回歸關系式lnη無水=-0.288lnDr+2.667lnη最終=-7.815lnDr+53.2lnη無水=-0.664ln(φp)+4.026lnη最終=-2.74φp+77.08lnη無水=3.436特征結構系數(1Dr?p1Dr?p1Dr?p相關系數0.7760.89680.67230.56350.87750.9009孔隙結構系數(φp)+16.235+63.9)lnη最終＝6.8ln注：η無水=水驅油時的無水石油采收率；η最終=水驅油時的最終石油采收率。

由上可見，巖石孔隙結構的三個參數都可用來預計其無水和最終石油采收率，其中，特征結構參數與驅油效率的相關性關系好，而孔隙結構系數φp的相關性相對較差，但它與沉積環(huán)境有比較明顯的關系。

圖6-26孔隙結構特征系數與驅油效率的關系圖(據王傳禹等，1981)

(3)孔隙結構系數與水驅油效率(張芳洲等，1981)

張芳洲等(1981)對玉門油田M層的巖樣通過壓汞法及水驅油試驗得出孔隙結構系數和驅油效率之間的密切關系。

老君廟油田M層是一個滲透率低、含油飽和度低、裂縫發(fā)育、厚度大、沉積穩(wěn)定的油層。M層儲集巖的孔隙小，而且分布不均勻，非均質性很強。

大量巖樣研究說明，可以用一個綜合參數即孔隙結構系數(GS)來描述儲集巖孔隙結構的好壞以及允許油氣滾動的難易程度?？紫督Y構系數定義為：

GS?Dm

?Y(Sp)式中Dm——為孔隙分布均值；

Sp——為孔隙分選系數；

φr——表示大于有效孔隙喉道的連通孔隙的百分數。M油層的有效孔隙喉道下限定

為0.691μm。

張芳洲等認為，孔隙結構參數(GS)是評價儲層孔隙結構的首要參數。它與巖石的物性參數(孔隙度和滲透率的乘積)成反比。在玉門油田M油層，當孔隙結構系數等于10時，相應儲層的含水飽和度小于60%，為采出油氣的儲層下限。

在玉門油田M層，可以利用孔隙度和滲透率資料預計孔隙結構系數，它們之間的回歸方程為：

GS＝28.4604-0.025908-0.0090045φ

-32

式中K——為滲透率，×10μm；

φ——孔隙度,(%)。

影響孔隙結構系數的主要因素是膠結物的成分、含量和分布方式。

研究說明，孔隙結構系數與驅油效率呈反比關系。即孔隙結構系數越小，其孔隙結構越好，驅出油量越多。

(4)結構難度指數與三次采油石油采收率

Dullien(1972)提出了孔隙空間的結構難度指數，他認為三次表面活性劑驅油時，巖石孔隙的結構難度指數D和石油采收率之間具有相當好的相關關系。

三次采油的目的是將二次采油之后的剩余油驅替出來。當水驅后再用表面活性劑排驅捕集在孔隙中的油滴時，要使油滴通過喉道，將要戰(zhàn)勝毛管阻力和粘滯力。

圖6-27在不等徑孔隙中滯留油滴的毛管壓力分析

對于單一的不等徑孔隙來說

(圖6-28)，要使滯留在孔隙中的油滴(曲面半徑設為r1)通過較小的喉道(半徑為r2)，所要戰(zhàn)勝的毛管阻力為：

?p?p2?p1?2?cos?(11?)r2r1式中P2－P1——為圖6-23中1點和2點壓差；

σ——為表面張力；

θ——為潤濕接觸角。在上式中，為簡化計算，假設油滴兩側的界面為軸對稱，兩

側的接觸角(圖6-30中θ1和θ2)也相等，即θ1＝θ2＝θ；

r1、r2——油滴在孔隙和喉道兩端的曲面半徑。上述分析的是單一孔隙。對于巖石中繁雜的孔隙系統(tǒng)來說，驅動孔隙中滯留油滴所要戰(zhàn)勝的毛管阻力平均值(Δp)為：

?p?2?cos?c?式中σ——為界面張力；

??00?re?(r'e,re)(11?)dr'edrer'ere?c?——為在水中的接觸角；

r'e——為喉道半徑(用壓汞法求取)；

re——為孔隙半徑(用鑄體法求取)；

?(r'e,re)——為儲層中孔隙和喉道大小的分布函數。

公式中的雙重積分代表一種平均的、對采出或捕集剩余油的系數，它僅僅與孔隙結構有關。由于它只涉及到喉道半徑和孔隙半徑，所以實際上它表示油滴在這種孔隙空間系統(tǒng)中排出的困難程度。為此，定義該雙重積分為石油采收率的“結構難度指數(D)〞?？杀硎緸椋?/p>

D?使用平均值定理:

??00?re?(r'e,re)(11?)dr'edrer'ereD?(1100?)???(r'e,re)dr'edrer'ere?re式中r'e——是樣品的平均孔隙喉道半徑；

re——是受r'e所控制而不能自由進入的孔隙空間的平均半徑，相當于比喉道大的

所有孔隙的平均半徑；雙重積分則表示受到半徑為r'e的喉道所控制的孔隙空間(大體相當于比喉道大的孔隙空間)體積占總孔隙空間體積的比例，具體計算可通過編繪喉道分布曲線(據壓汞法)與孔隙分布曲線(據孔隙鑄體法)來完成，據此可判定巖石中孔隙和喉道大小的相對分布特征。當D＝0時，則表示一種均勻的毛細管束。

Batra和Dullien(1973)研究了十五種不同的砂巖，統(tǒng)計結果說明，孔隙結構難度指數(D)和平均喉道直徑的倒數與三次采油表面活性劑水驅的石油采收率有很好的相關關系(圖6-28和6-29)。

上述研究雖然僅限于水濕油層以及中等流體粘度比的條件，但是他們所提出的結構難度指數的概念并不僅僅局限于研究三次采油石油采收率。結構難度指數與儲集巖的滲透

圖6-28結構難度指數D同三次采油石油采

收率的關系(Batra和Dullien,1973)

率并不密切相關。

因此，要研究儲集巖中的石油采收率必需要從孔隙結構入手。

2.碳酸鹽巖儲集巖的孔隙結構對石油采收率的影響

對碳酸鹽巖儲集巖來說，非均質性比砂巖儲集巖嚴重得多。雖然砂巖的石油采收率可以根據巖樣測得的相對滲透率結果估算出來，但對絕大多數面積大而且不均質的碳酸鹽巖油藏來說，少量的試驗數據能否完全代表整個油藏就很成問題了。故有必要設計一種較簡便的用以估算儲集巖中原油采收率的方法(Wardlaw,1978)。

石油采收率既受流體性質的影響，也受孔隙系統(tǒng)的影響?？紫断到y(tǒng)內流體的粘度、界面張力、密度、潤濕性和驅替速度都可能影響石油采收率。對確定的油藏來說，上述性質都是已知的，此時，研究孔隙系統(tǒng)對石油采收率的影響就顯得特別重要了。

在儲集巖中出現強潤濕相的狀況下，以下幾個因素是毛細管捕集及影響驅油效率的主要因素，即：(1)