储层特征

(一)孔隙度和渗透率的关系

高孔隙度致密储层中存在大量连通性好的短孔隙吼道，其孔隙度和渗透率具有良好的相关性。由粉砂岩和颗粒极细的砂岩组成的浅部层状储层与页岩呈薄互层状展布(Rice和Shurr，1980)，浅部席状储层不适合做精确的岩心分析(所得出的结果与实际情况相差很大)。然而白垩可以做岩心分析。图5－3是美国丹佛盆地东部6口井的岩心孔隙度与渗透率交会图。这些数据显示随着孔隙度的降低渗透率也相应地降低。

图5－3美国丹福盆地东部6口井上白垩统白垩岩心孔隙度与渗透率关系图 (据Lockridge和Scholle，1978)

典型的低孔隙度储层中，孔隙大多是离散的，由多数宽度小于1μm的弯曲条带状或片状毛细管连接，连通性很差。图5－4是在近似剩余围岩压力下的孔隙度与渗透率交会图，对气体逸出进行了Klinkenberg校正。然而，尽管进行了校正，但由于测量的为干岩心，所以并未完全模拟出储层的实际情况。

(二)应力敏感性

低孔隙度储层最重要的特征之一是当施加在岩心上的应力增大时，渗透率会有很大的降低。在超压条件下，岩心渗透率会降低2～10倍渗透率越低，相应地降低也越大(Jones和Owens，1980)。当施加的应力为20.7～27.6MPa时，渗透率降低最大。

图5－5显示由应力引起的经Klinkenberg校正后所测得的渗透率值(Morrow et al.，1984)。在该试验中，逐渐加大对岩心施加的限制应力(加压)然后释放应力(卸压)，测量是否存在滞后效应。第一次加压之后，在低压力下，渗透率降低但是在高压力下(34.5MPa)，第一次和第二次加压时渗透率基本相近。

图5－4Piceance盆地南部上白垩统Mesaverde群砂岩孔隙度与渗透率的关系图 (据Kukal和Simons，1985)

图5－5渗透率与上覆压力关系图 (据Morrow et al.，1984)

图5－6A显示美国皮昂斯盆地内2174m深处上白垩统Mesaverde组储集岩的应力敏感性。这些岩心样品的原始最大埋深为3660m。为了对比，图5－6B显示同样采自皮昂斯盆地的常规Mesaverde组砂岩储层随着限制压力的增大，其渗透率只有轻微的减小。该岩心的深度为1371m，仅稍小于初始埋深。“第一次”加压实际上是第二次加压，因为该岩心处于地层压力状态。

图5－6围压对经Klinkenberg校正后的渗透率的影响图 (据Morrow et al.，1984)

Keighin和Sampath(1982)研究了致密储层中天然气的逸出(Klinkenberg的影响)。他们认为应力敏感性是由许多扁平的或裂缝状的孔隙闭合引起的，在存在上覆压力的实际储层条件下不会有毛细管的存在。研究者推断当岩心被采出时压力降低，由于岩石膨胀会产生许多这样的裂缝和微裂缝，但并非所有的裂缝和微裂缝都是由于这样的机制产生的。该推断最好的证据是Teufel(1983)所进行的应力研究，Teufel发表了致密岩心的膨胀实验数据，他研究的岩心是采出30h之后完全膨胀的岩心。Teufel推断变形恢复过程会产生微裂缝，这些裂缝排列成行且其走向与最大水平应力方向呈90°夹角(Teufel，1983)，而且处于原地压力的岩心具有近似一致或均匀的渗透率。

为了论证这些假设以及测量最大应力方向，对50MPa围压下的岩心和未加压的岩心测得了一系列声波速度数据。图5－7显示了这些方位的速度变化。最慢的速度出现于未加压岩心北偏东100°，是由岩心的最大膨胀引起的，该现象显示了岩心膨胀的最大方向，同时也是最大应力方向。可以看到，在所有的方向上声波速度都被削减了，因此岩心在所有的方向上都有扩张，但由于最大应力的释放，在该方向上扩张更大。

图5－7致密岩心未加压和50MPa围压下的方位超声波速图 (据Spencer，1989)

北偏东100°速度的降低是由最大应力释放方向上岩心膨胀引起的，岩心膨胀时会形成人工微裂缝

Brower和Morrow(1985)的井周声波扫描测井研究说明未加压岩心中存在许多片状孔隙，但是在34.5MPa的压力下，这些片状孔隙就会消失或者是由于孔隙太小，不会被声波扫描测井所辨识。Spencer(1985)注意到在扫描显微电镜(SEM)下可区分人工扩张微裂缝与天然裂缝，这是由于人工扩张裂缝的面互成镜像，而天然微裂缝或毛细管不具有该特征(图5－8)。SEM和薄片分析显示扩张裂缝通常发育于颗粒边界。总体来说人工裂缝(<1.0μm宽)比天然微裂缝要窄，尽管有些天然微裂缝可能小于<1.0μm(Morrow et al.，1984Soeder和Randolph，1984)。然而，观察到的大多数小于1.0μm的微裂缝都是人工的。

图5－8A为一个人工裂缝及其相应的外观，图5－8B为天然的扁平状或似带状毛细管和孔隙。初始压力(20.7～27.6MPa)可能封闭了大部分的扩张裂隙，减小了天然微裂缝的宽度。通常来讲，未加压致密砂岩的孔隙度平均为5%～10%，高于初始围压下的孔隙度。因此，具有9%原地孔隙度的致密砂岩岩心取出后可能会膨胀，故在常规实验分析中测得孔隙度可能为9.5%，增加的0.5%的孔隙度是由微裂缝与孔隙扩张所造成的。注意到在许多情况下围压比地层条件下的实际压力或者剩余压力高，这是由于在计算剩余压力时必须减去孔隙流体压力。应力敏感性之所以如此重要，是因为当储层压力降低时非常致密砂岩的渗流速率可能会降低(Vairogs et al.，1971)。

Morrow et al.(1984)对富含碳酸盐(11%～40%)的致密砂岩岩心进行了酸化试验研究。尽管只有一小部分碳酸盐岩被溶解，但是渗透率却明显加大了，而且压力敏感性也降低了。这项研究表明，对富碳酸盐砂岩的酸化处理后，如果能防止副产物的沉淀，则可提高井的产量。

图5－8致密砂岩岩心的扫描电镜显微照片 (据Spencer，1989)

(三)毛细管压力和气的相对渗透率

岩石的毛细管压力受孔隙吼道入口(和毛细管)大小以及孔隙大小分布的影响。测量致密岩石毛细管压力的方法有很多(Morrow et al.，1984):压汞实验、水蒸气和烃类气体吸附—解吸等值线及高速离心。在中等低润湿相饱和状态下，低孔隙度储层具有相对高到非常高的毛细管压力。在汞润湿相饱和度为50%和高速离心(水饱和)时，毛细管压力通常可能大于6.9MPa，说明岩石的孔隙吼道和毛细管非常小。在原地条件下，这种高毛细管压力会造成中等含水饱和度(Sw)，Sw通常为45%～75%。在致密储层和常规储层中，高的含水饱和度都会削弱或阻止气体的流动。

图5－9显示三块低孔隙度岩心在不同含水饱和度下的气相对渗透率，这些岩心采自怀俄明州绿河盆地。这些数据说明在含水饱和度为50%时，不同深度岩心的原始气渗透率会降低到原始干燥条件下渗透率的12%～21%。这些渗透率是在689kPa下测得的，压力贯穿岩心并且围岩压力不同。这些数据还显示由含水饱和度增大所引起的渗透率的降低与围岩压力无关。在较高的流体压力下，相对渗透率曲线会轻微地向右移动。可以看到，含水饱和度的任意增加都会明显降低气体的相对渗透率。

这类岩心分析实验主要是描述岩石本身孔隙空间大小；各种流体在孔隙空间内占有多大比例；各种流体在储层内发生流动时，它的流动速度与流体性质及岩石特性之间的关系。

（1）岩石孔隙度（数学符号记为Φ）：它是对岩石储存流体的储集能力的度量。定量地说，孔隙度是孔隙体积与岩石总体积的比率。孔隙体积如果是总孔隙体积（连通的孔隙体积加上不连通的孔隙体积），这个比率就叫绝对孔隙度；孔隙体积如果是相互连通的孔隙体积，这个比率就叫有效孔隙度。有效孔隙度是指互相连通的孔隙体积占岩石总体积的比率，那些不连通的孔隙称为死孔隙，对开发是没有意义的。因此，有效孔隙度是表征岩石物性的一个非常重要的参数。

（2）岩心流体饱和度：为某特定流体（油、气或水）在地层中占据孔隙体积的分数或百分比。油的饱和度数学符号记为So；气的饱和度数学符号记为Sg；水的饱和度数学符号记为Sw。

所有流体的饱和度之和是100%，所以，So+Sg+Sw=1.0。一般认为，油藏中的流体从运移到聚集经历了漫长的地质年代，流体已达到了一种过平衡状态，按密度的不同进行了分离，油的上面是天然气，下面是水。除了底水和边水外，储层中由于毛管力的作用，孔隙中还分布着最低限度的原生水，原生含水饱和度（Swc）也很重要，因为它占据了油气之间的空间。它在整个油藏中不是均匀分布的，随岩性孔隙致密程度及离自由水面的高度而变化，最低限度的原生水通常呈水膜状附着在岩石的孔隙周围，通常也称之为束缚水饱和度。油藏一旦投入开发，油相要流动，其饱和度必须超过某一个特定值才能流动，这个值就是临界含油饱和度（Soc），低于这个值油相在孔隙中是不流动的。如果我们用一种驱替剂将油驱替出来，在这个过程中，就有一个残余油饱和度（Sor）的概念，残余油饱和度总是大于临界油饱和度。我们经常感兴趣的饱和度是可流动油的饱和度（Som），也就是可动油占据孔隙体积的分数或百分比，用公式表达为Som=1.0-Swc-Sor。

（3）岩石渗透率（数学符号记为K）：岩石渗透率是一个非常重要的表征岩石特性的参数。主要是用它度量地层传送流体的能力，它控制着地层中流体的流速和运动方向。1856年，亨利·达西（Henry Darcy）总结了他利用水通过自制铁管砂子的驱替实验，第一次用数学公式定义了这一岩石特性，这就是有名的达西定律。在流体流动计算中应用传统的线性流方程表达为：

式中，q为通过多孔岩石流体的流速，立方厘米/秒；A为流体通过的截面面积，平方厘米；μ为流体的黏度，毫帕·秒；p1，p2为进口端及出口端压力，帕；L为长度，厘米；K为渗透率，平方微米。1平方微米在英制中通称为1达西（以达西名字命名该单位）。大多数储层的渗透率均小于1平方微米，故多用10-3平方微米（即毫达西）。

达西线性示意图渗透率与孔隙度之间没有严格的关系，但对于一个相类似的砂岩储层，许多油田都显示出如图的近似统计关系，Ф=algK+b，a和b这两个常数和储层的孔隙结构有关系。

某油田孔隙度和渗透率的关系从达西定律中可以明显看出，通过多孔岩石流体的流速q与岩石的渗透率及两端的压差成正比，与流体的黏度和流过的距离成反比。这就好比我们以相同的压力差来驱赶那些地下的油、气，地下的“房子”越大（Ф越大）、房子的“门窗”越多（孔隙结构的喉道配位数越多）、行走越畅通的地方（高渗透储层），油或气就越容易被赶出来，而对那些房子小、门窗小、行走阻力大的地方（低渗透储层），油、气就比较难于被赶出来。除非加大驱动压力差，或者把“门窗”改造大一些（通过压裂、酸化等改造措施）才能把更多的气、油赶出来。如果地层构造都一样，可以肯定说，气最容易跑出来，因为气的黏度低，流动起来阻力小，油黏度比气高，流动起来就比气迟缓。同是油，那些黏度低的也就比那些黏度高的容易流动，一些黏度极高的重油简直就像狗皮膏药，黏糊糊的，很难把它们从地下“拽”出来。

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