第七章--储层非均质性课件

第一节第一节 分类分类第二节资料基础第二节资料基础第三节储层非均质性表征第三节储层非均质性表征第四节储层非均质性对油田开发的影响第四节储层非均质性对油田开发的影响第七章第七章 储层非均质性储层非均质性一、概念一、概念沉积建造、成岩演化、构造改造等作用油气储层在空间分布及内部各种属性上均表现出不均匀变化影响地下流体影响地下流体运动及最终采收率的主要因素运动及最终采收率的主要因素测量单元具有规模和层次性储层非均质性具有规模和层次性标量具有各向同性：非均质性表现为空间分布上的差异矢量具有各向异性：非均质性表现为空间分布和考察方向的差异第一节第一节 分类分类二、分类二、分类1 1、PettijohnPettijohn(1973)(1973)分类分类以河流沉积储层为例、考虑储层非均质性规模层系规模层系规模：100m级砂体规模砂体规模：10m级层理规模层理规模：110m级纹层规模纹层规模：10100mm级孔隙规模孔隙规模：10100m级2 2、Weber(1986)Weber(1986)分类分类分类原则：储层非均质性规模+非均质性对流体渗流的影响(1)(1)封闭、半封闭、未封闭断层封闭、半封闭、未封闭断层储层非均质性规模大断层封闭大型渗流隔板断层开放大型渗流通道(2)(2)成因单元边界成因单元边界储层非均质性规模较大沉积相边界、岩性变化边界渗透层与非渗透层分界、渗透性差异分界(3)(3)成因单元内渗透层成因单元内渗透层非渗透层带状分布渗透层带状分布(4)(4)成因单元内隔夹层成因单元内隔夹层隔夹层的分布影响垂向渗流水平渗流(5)(5)纹层和交错层理纹层和交错层理层理内部纹层的分布影响注水开发后 残余油分布(6)(6)微观非均质性微观非均质性孔隙规模的储层非均质性(7)(7)封闭、开启裂缝封闭、开启裂缝3 3、HaldorsenHaldorsen(1983)(1983)分类分类1)1)微观非均质性微观非均质性：孔隙和砂颗粒规模(2)(2)宏观非均质性宏观非均质性：岩心规模(3)(3)大型非均质性大型非均质性：数值模拟模型中的大型网块(4)(4)巨型非均质性巨型非均质性：整个岩层或区域规模4 4、裘亦楠、裘亦楠(1992)(1992)分类分类我国油田生产部门通常使用的分类我国油田生产部门通常使用的分类分类角度：储层非均质性规模+油田开发生产实用性(1)(1)层间非均质性层间非均质性层系旋回性、砂层间渗透率的非均质程度、隔层分布、特殊类型层的分布、层组和小层划分(2)(2)平面非均质性平面非均质性砂体成因单元连通程度、平面孔隙度、渗透率变化及非均质程度、渗透率方向性。(3)(3)层内非均质性层内非均质性包括粒度韵律性、层理构造序列、渗透率差异程度及高渗段位置、层内不连续薄泥质夹层的分布频率和大小、全层规模的水平垂直渗透率比值等。(4)(4)孔隙非均质性孔隙非均质性孔隙非均质性指砂体孔隙、喉道大小及其均匀程度，孔隙喉道的配置关系和连通程度。这些性质直接影响油田开发过程中注入剂的驱替效率。5 5、储层非均质性综合分类储层非均质性综合分类分类原则分类原则：1、油田开发生产的实用性；2、储层非均质性的规模；3、储层性质（连续性、厚度、孔隙度、渗透率、孔隙、喉道等）岩心观测及实验分析资料、测井资料、岩心观测及实验分析资料、测井资料、测试资料、开发地震测试资料、开发地震一、岩心观测及实验分析资料一、岩心观测及实验分析资料1 1、岩心观测资料、岩心观测资料粒度韵律沉积构造夹层分布裂缝特征2 2、实验分析资料、实验分析资料岩石结构特征岩石物性(孔隙度、渗透率、含油饱和度)孔隙结构特征成岩特征岩石润湿性、毛管压力、相渗透率及自吸特征第二节第二节 储层非均质性研究资料基础储层非均质性研究资料基础二、测井资料二、测井资料1 1、层组划分和对比、层组划分和对比建立层组对比的测井标准层结合岩心、岩屑录井资料进行层组对比2 2、测井相研究、测井相研究岩类判别沉积韵律判别古流向判别3 3、储层参数解释、储层参数解释储层属性参数：Pore、Perm、So、Vsh、Md，etc油、气、水层判别有效厚度划分隔层、夹层解释4 4、裂缝解释、裂缝解释三、测试资料三、测试资料1 1、多井试井多井试井(标准干扰试井、脉冲试井标准干扰试井、脉冲试井)单井试井：如钻杆测试、完井试油，井周围的地层平均特性多井试井：井间储层连续性，渗透率方向性等非均质信息2 2、井间示踪剂测试、井间示踪剂测试砂体连通性与流动屏障渗透率方向性评价裂缝指示四、开发地震四、开发地震三维地震垂直地震剖面(VSP)井间地震一、层间非均质性一、层间非均质性砂层间差异划分开发层系、决定开采工艺的依据 注水开发中层间干扰和水驱差异我国陆相湖盆沉积体系层间非均质性比较突出主要包括：层系旋回性分层系数和砂岩密度砂层间渗透率非均质程度层间隔层层间断层、裂缝特征第三节第三节 储层非均质性表征储层非均质性表征1 1、层系旋回性（沉积旋回性）、层系旋回性（沉积旋回性）陆相盆地沉积旋回一般可分为五级：陆相盆地沉积旋回一般可分为五级：一、二级旋回一、二级旋回：标志层古生物层反映盆地构造演化、沉降和抬升背景上形成的沉积层，旋回间有不整合和(或)沉积相明显变化。地层单元地层单元：系、组（含油层系）三级旋回三级旋回：标准层稳定泥岩隔层（10m）代表湖盆水域的扩展与收缩。地层单元地层单元：段（若干油层组）油层组油层组：油田范围内厚度稳定、同时具稳定隔层的储层段，适用于开发层系的划分。四级旋回四级旋回：视标准层较稳定泥岩隔层沉积条件变化形成的沉积层。地层单元地层单元：砂层组砂岩组砂岩组：油层组的细化。适应于分层开采工艺的实施。五级旋回五级旋回：隔层分布面积大于小层连通面积同一沉积环境下形成的微相单元。地层单元地层单元：小层、单层2 2、分层系数与砂岩密度、分层系数与砂岩密度分层系数分层系数层系内砂层的层数。表示方法：分层系数平均单井钻遇砂层层数钻遇砂层总层数/统计井数分层系数层间非均质油层动用率油层开采效果砂岩密度砂岩密度垂向剖面上，砂岩总厚度与地层总厚度之比，%。3 3、砂层间渗透率非均质程度、砂层间渗透率非均质程度开发层系划分原则开发层系划分原则：开发层系间必须有稳定隔层，且无裂缝贯穿开发层系内砂层间渗透率差异不能太大，否则，低渗层剩余油层间渗透率流管法试验层间渗透率流管法试验：大庆油田、原油性质相同的两个油层同时开采渗透率相差1倍，采收率：52.29%渗透率相差4倍，采收率：49.27%渗透率相差8倍，采收率：46.00%（1 1）层间渗透率分布形式）层间渗透率分布形式主要描述不同单层砂体的渗透率差异（2 2）层间渗透率变异系数层间渗透率变异系数（3 3）层间渗透率突进系数层间渗透率突进系数 Kmax：最大单层平均渗透率 Kmin：最小单层平均渗透率 Ki：第i层平均渗透率（4 4）层间渗透率级差层间渗透率级差 K：各层渗透率平均值 n：统计总层数大庆油田：三角洲前缘亚相开发层系：Jk3，不出油的层占12%Jk3，不出油的层占86.3%河流相开发层系：Jk5，不出油的层占13.5%Jk5，不出油的层占61.2%4 4、层间隔层、层间隔层阻止层间垂向渗流独立开发单元隔层具有层次性：油组间隔层、砂组间隔层、单层间隔层描述内容：隔层岩石类型：泥岩、蒸发岩、其它岩隔层在剖面上的分布位置隔层厚度在平面上的变化情况5 5、构造裂缝、构造裂缝裂缝穿层层间流体窜流对注水开发影响极大描述内容：产状：裂缝走向、倾向和倾角性质：裂缝张开与闭合性质、裂缝充填情况和裂缝壁特性等。密度：线密度、面密度、体密度穿层程度：一级裂缝：一级裂缝：切穿若干岩层；二级裂缝：二级裂缝：单层内二、平面非均质性二、平面非均质性包括：单砂体的几何形态、各向连续性、连通性、砂体内属性参数的平面变化及方向性。对布置井网、注水平面波及率及剩余油平面分布规律有很大影响。1 1、砂体几何形态及各向连续性、砂体几何形态及各向连续性(1)(1)砂体几何形态（储层分布模式）砂体几何形态（储层分布模式）沉积相砂体几何形态砂体几何形态分类砂体几何形态分类：席状砂体席状砂体长宽比近于1：1，平面上呈等轴状，大片分布，面积从几平方公里至几十平方公里。土豆状砂体土豆状砂体长宽比等于或小于3：1，分布面积小，形似“土豆”,零星分布，多为小透镜状砂体。条带状砂体条带状砂体长宽比介于3：1和20：1之间，一些顺直型分流河道砂体属此类。鞋带状砂体鞋带状砂体长宽比大于20：1。树枝状砂体树枝状砂体属伸长状砂体，通常较弯曲并有分枝。如：树枝状分流河道砂体。不规则状砂体不规则状砂体形态不规则，一般有一个主要延伸方向，其它为次要延伸方向，为多次水流改道而成。(2)(2)砂体的连续性砂体的连续性砂体各向长度（米）砂体各向长度（米）钻遇率钻遇率钻遇砂体井数占总井数的百分率砂体连续性分级砂体连续性分级：一级：砂体延伸2000米，连续性极好；二级：砂体延伸12002000米，连续性好三级：砂体延伸6001200米，连续性中等四级：砂体延伸300600米，连续性差五级：砂体延伸300米，连续性极差我国中、新生代陆相盆地砂体，侧向连续性较差，密井网开发，井距大多在300米以下。2 2、砂体连通性、砂体连通性砂体连通扩大砂体连续性；砂体不连通不同注采井组砂体连通形式砂体连通形式：断层连通多边式砂体间侧向接触连通多层式垂向叠加连通(1)(1)砂体配位数砂体配位数：与一个砂体接触连通的砂体数(2)(2)连通程度连通程度：砂体间连通部分的面积占砂体总面积的百分数(3)(3)连通系数连通系数：连通的砂体层数与砂体总层数之比(4)(4)连通体大小连通体大小：连通体砂体相互接触连通而成的复合砂体(5)(5)砂体接触处渗透能力砂体接触处渗透能力3 3、砂体渗透率的平面变化及方向性、砂体渗透率的平面变化及方向性影响因素影响因素：(1)(1)沉积因素沉积因素平面上不同微相砂体：平面上不同微相砂体：渗透率存在差异同一微相不同部位：同一微相不同部位：渗透率存在差异 主体带与边缘带、近源带与远源带砂体几何形态：砂体几何形态：引起渗透率方向性 带状砂体：高渗带呈条带状古水流主流方向：古水流主流方向：引起渗透率方向性 古水流主流方向：注入水的“自然水路”颗粒粗、分选好渗透率高颗粒定向排列、斜层理倾向下游顺古水流方向高渗(2)(2)裂缝影响裂缝影响裂缝类型不同，影响不同：微裂缝微裂缝增大渗透率，对渗透率的平面非均质性无大影响延伸长度小于井距的裂缝延伸长度小于井距的裂缝局部发育，对渗透率的平面非均质性有一定影响，但影响范围有限，在全油田范围内影响较小延伸长度超过井距的裂缝延伸长度超过井距的裂缝这类裂缝构成网状裂缝系统时，会导致严重的渗透率方向性，对油田注水开发有很大的影响(3)(3)断层封闭性影响断层封闭性影响影响大范围内的流体渗流：大规模渗流屏障大规模渗流屏障大规模渗流通道大规模渗流通道4 4、井间渗透率非均质性程度、井间渗透率非均质性程度(1)(1)井间渗透率变异系数井间渗透率变异系数 Ki：第i个井点的砂体渗透率 K：所有井点的平均渗透率 n：井点数(2)(2)不同等级渗透率的面积分布频率不同等级渗透率的面积分布频率(3)(3)注采井间渗透率的差异程度注采井间渗透率的差异程度导致注水开发中平面矛盾的内在原因三、层内非均质性三、层内非均质性1 1、粒度韵律、粒度韵律单砂层内颗粒粒度大小在垂向上的变化渗透率韵律性（1 1）正韵律）正韵律颗粒粒度自下而上变细。典型砂体：曲流河点坝、浊积岩（2 2）反韵律）反韵律颗粒粒度自下而上变粗。典型砂体：三角洲前缘河口砂坝（3 3）复合韵律）复合韵律正、反韵律组合复合正韵律复合正韵律：正韵律叠置复合反韵律复合反韵律：反韵律叠置复合反正韵律复合反正韵律：上下细、中间粗复合正反韵律复合正反韵律：上下粗、中间细（4 4）均质韵律）均质韵律颗粒粒度在垂向上变化无韵律2 2、渗渗透透率率韵韵律律及及最最高高渗渗透层所处位置透层所处位置渗透率大小在纵向上的变化所构成的韵律性渗透率韵律模式：正韵律、反韵律、复合韵律、均质韵律3 3、层理构造及渗透率各向异性、层理构造及渗透率各向异性平行层理平行层理Kh比Kv大得多斜层理斜层理 顺层理倾向：渗透率最大 逆层理倾向：渗透率最小平行纹层走向：渗透率介于其间交错层理交错层理组合愈复杂，各向异性程度愈高（1 1）夹层岩性及产状）夹层岩性及产状泥质夹层泥质夹层 泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩等砂体中的泥质薄层砂体中的泥质薄层：平行层面分布。三角洲前缘河口坝、席状砂。砂体中的泥质侧积层砂体中的泥质侧积层：与砂体斜交。河流点坝砂体。4 4、层内夹层、层内夹层分散在单砂体内的低渗或非渗透层。厚度较小，一般几厘米至几十厘米直接影响垂直和水平渗透率层理构造中的泥质纹层或条带层理构造中的泥质纹层或条带：厚度小、数量多、分布不规则砂、泥岩配置方式砂、泥岩配置方式：J.C.M.泰勒A A、平行渗透屏障平行渗透屏障：泥质薄层B B、交织渗流屏障交织渗流屏障：泥质侧积层、交错层理泥质层、部分胶结条带成岩胶结条带成岩胶结条带物性夹层、成岩胶结夹层：钙质条带硅质条带粘土胶结条带薄层砂体全胶结型薄层砂体全胶结型厚层砂体顶、底胶结型厚层砂体顶、底胶结型砂体内的分散胶结型砂体内的分散胶结型沥青条带沥青条带石油运移过程中产生的沥青或重质油充填带(2)(2)夹层大小及延伸长度夹层大小及延伸长度据此指标分类：相对稳定夹层相对稳定夹层夹层在油层内延伸距离达到一个注采井距以上，相当于隔层较稳定夹层较稳定夹层夹层在油层内延伸距离可达到注采井井距一半以上，但不到一个井距不稳定夹层不稳定夹层夹层在油层内的延伸距离均小于注采井距之半，呈透镜状分布(3)(3)夹层频率和密度夹层频率和密度夹层频率夹层频率：单位厚度岩层中夹层的层数，层/米夹层密度夹层密度：砂体中夹层总厚度与统计的砂体(包括夹层)总厚度的比值，%5 5、层内裂缝、层内裂缝改变流体层内渗流特征岩心和显微镜下描述裂缝长度、宽度、产状、组合方式、充填性质、发育程度6 6、垂直与水平渗透率比值、垂直与水平渗透率比值(KvKvKhKh)考察层内夹层对垂直渗透率的影响：Haldersen等，1984、1986Kve：有效垂直渗透率K：均质砂体垂直渗透率Fs：夹层密度，小数S：夹层频率，层数/米Lav：几何常数二维剖面中，C2；三维空间中，C37 7、层内渗透率非均质程度、层内渗透率非均质程度(1)(1)渗透率变异系数渗透率变异系数 Vk：渗透率变异系数 Ki：层内某样品的渗透率值 K：层内所有样品渗透率平均值 n：层内样品的个数评价标准评价标准：Vk0.5 非均质程度弱 0.5Vk0.7 非均质程度中等 Vk0.7 非均质程度强(3)(3)渗透率突进系数渗透率突进系数(T Tk k)Tk：渗透率突进系数 Kmax：层内最大渗透率值评价标准评价标准：Tk2 非均质程度弱 2Tk3 非均质程度中等 Tk3 非均质程度强(4)(4)渗透率级差渗透率级差(J Jk k)Jk：渗透率级差 Kmin：层内最小渗透率值Jk越大，渗透率非均质越强；Jk越小，渗透率非均质越弱。陆相湖盆典型微相砂体的层内非均质性直接影响注入剂的微观驱替效率包括：孔隙孔隙非均质、颗粒颗粒非均质、填隙物填隙物非均质岩心规模1 1、孔隙非均质、孔隙非均质(1)(1)孔隙、喉道大小孔隙、喉道大小孔隙、喉道类型、大小、分布状态、分选程度可用可用：各种孔喉半径参数定量描述润湿相流体存在时：有效孔喉半径实际孔喉半径液膜厚度(2)(2)孔、喉大小分布孔、喉大小分布孔间干扰孔间干扰：流体沿大孔道渗流，而小孔喉水驱不到可用可用：分选系数、相对分选系数、均质系数、孔隙结构系数 孔喉歪度、孔喉峰态等参数定量描述四、微观非均质性四、微观非均质性(3)(3)孔隙连通性孔隙连通性可用：孔喉配位数、孔喉直径比、孔喉体积比表征孔隙连通性越好，越有利于油气采出(4)(4)孔隙形状复杂性孔隙形状复杂性2 2、颗粒非均质性、颗粒非均质性颗粒大小、形状、分选、排列及接触关系影响影响：孔隙非均质性、渗透率各向异性 注水开发中储层自身的动态变化3 3、粘土基质及胶结物、粘土基质及胶结物粘土基质及胶结物类型、含量、产状影响采收率主要因素影响采收率主要因素：储层非均质性储层非均质性流体非均质性流体非均质性各种人为因素各种人为因素：井网布置、注水方式、油井工作制度 采油工艺、经济管理水平油田采收率油田采收率：Hk：水淹厚度系数，Hkf（层间非均质性、层内非均质性）Sk：水淹面积系数，Skf（平面非均质性、层内非均质性）Lk：水淹层驱油效率，Lkf（微观非均质性）各种地质客观因素各种地质客观因素第四节第四节 储层非均质性对油田开发的储层非均质性对油田开发的影响影响一、宏观非均质性对油田注水开发的影响一、宏观非均质性对油田注水开发的影响1 1、层间非均质性层间非均质性层间矛盾层间矛盾 多层合注合采多层合注合采 层间矛盾：层间干扰、单层突进好油层好油层：注水井注水井中吸水多，水线推进快；采油井采油井中出油多差油层差油层：吸水少，水线推进慢甚至不水驱，出油少层数、层间差异层间矛盾储层非均质性与剩余油的关系储层非均质性与剩余油的关系（据（据Weber，1986）层间非均质性越强，层间矛盾越突出，水驱油效率越低层间非均质性越强，层间矛盾越突出，水驱油效率越低大庆油田：三角洲前缘亚相开发层系：Jk3，不出油的层占12%Jk3，不出油的层占86.3%河流相开发层系：Jk5，不出油的层占13.5%Jk5，不出油的层占61.2%2 2、平面非均质性、平面非均质性平面矛盾平面矛盾(1)(1)砂体连续性和连通性对注水开发效果的影响砂体连续性和连通性对注水开发效果的影响A A、透镜状、条带状砂体透镜状、条带状砂体：侧向连续性差无井钻达无井钻达：油层保持原始状态未动用剩余油区仅注水井仅注水井：注水憋高压未动用油层仅采油井仅采油井：仅靠天然能量采出少量油，低压基本未动用油层B B、“迷宫状迷宫状”砂体砂体：注采井网常不完善，注、采井间不连通，可导致“注不进，采不出”现象。(2)(2)渗透率方向性的影响渗透率方向性的影响水道：水窜部位经长期水洗之后而形成。主要发育：高渗条带方向：剩余油低渗区古水流主流线方向：剩余油主流线两侧延伸较远的大裂缝方向：剩余油远离裂缝原始孔隙区3 3、层内非均质性与水驱效果、层内非均质性与水驱效果(1)(1)渗透率韵律和渗透率非均质程度的影响渗透率韵律和渗透率非均质程度的影响A A、单井点、厚油层单井点、厚油层正韵律：底部水淹型正韵律：底部水淹型底部底部：水洗程度高，油井见水早、含水率上升快。长期水道中上部中上部：水洗程度弱甚至未水洗剩余油反韵律：均匀水淹型反韵律：均匀水淹型、水淹厚度系数大、水淹厚度系数大上部水淹严重、产液多上部水淹严重、产液多：层内渗透率级差很大较稳定夹层全层驱油效率基本接近全层驱油效率基本接近：均匀水淹型，渗透率级差不大底部先见水、水洗强底部先见水、水洗强：渗透差级差很小亲水复合韵律：与复合韵律：与韵律段厚度、渗透率大小、方向、级差相关韵律段厚度、渗透率大小、方向、级差相关复合正韵律复合正韵律：分段水淹型复合反韵律复合反韵律：均匀水淹型均质韵律：水洗效果与厚度相关均质韵律：水洗效果与厚度相关厚度薄厚度薄：水洗效果一般较好（重力影响不明显）（重力影响不明显）厚度大、无夹层厚度大、无夹层：水洗效果一般较差（重力影响明显）（重力影响明显）复合正韵律复合正韵律复合反韵律复合反韵律均质韵律均质韵律B B、注水井到采油井的剖面注水井到采油井的剖面正韵律：底部水淹型正韵律：底部水淹型注水井附近，水淹厚度较大，可达90%以上。水线推进一段距离后，水淹厚度变小，只有20%左右。反韵律：三种情况反韵律：三种情况注水井采油井：上部水洗严重下部水洗严重渗透率级差很大一直是上部水洗严重渗透率级差很小一直是下部水洗严重剖面上正反韵律交错剖面上正反韵律交错：重力作用距注水井排越远，底部越表现为优先水驱的趋势注水效果：反韵律复合韵律正韵律，均质韵律与厚度有关(2)(2)夹层的影响夹层的影响与夹层延伸长度、产状、发育程度有关相对稳定的平行夹层相对稳定的平行夹层：延伸长度大于一个注采井距，有利水驱特点特点：分隔厚油层，抑制纵向窜流，提高动用程度，增加水洗厚 度；夹层频率和密度越大，水驱效果越好。稳定性差的不连续平行夹层、交织的夹层稳定性差的不连续平行夹层、交织的夹层：延伸长度小于注采井距，不利注水特点特点：复杂渗流屏障，降低纵横向传导系数，导致剩余油、注采 失败；夹层频率和密度越大，水驱效果越差。(3)(3)层理构造对水驱效果的影响层理构造对水驱效果的影响大庆油田对不同层理砂岩储层注水模拟实验：不同层理砂岩注水模拟结果表不同水驱方向对斜层理砂岩的驱油效果表二、微观非均质性对采收率的影响二、微观非均质性对采收率的影响微观非均质性微观驱替效率微观规模剩余油分布1 1、孔隙系统中的微观驱替机理、孔隙系统中的微观驱替机理孔隙介质中滞留石油的力共有三种：(Dawe，1979)粘滞力粘滞力：流体沿孔隙流动时的剪切应力造成重力重力：油、气、水的密度差造成毛管力毛管力：油湿储层（阻力），水湿储层（动力）自由渗吸现象：自由渗吸现象：P PC2C2P PC1 C1 润湿相液滴从大孔道 自吸入小孔道（1 1）单孔道模型）单孔道模型采油过程是驱动力克服阻力的过程。润湿相液滴从大孔道自吸入小润湿相液滴从大孔道自吸入小孔道的力分析示意图孔道的力分析示意图（2 2）双孔道模型）双孔道模型：一对不等径的并联孔道模型A A、水湿体系水湿体系：取决于施压的大小施压很大施压很大：主要动力外加压力，主要阻力粘滞力（图C）施压过小施压过小：主要动力毛管力，主要阻力粘滞力（图D）B B、油湿体系油湿体系驱油动力外加压力，驱油阻力毛管力、粘滞力孔间干扰的典型模式：孔间干扰的典型模式：指进作用指进作用：注入水总是优先选择大孔道向前推进旁超作用旁超作用：油滴被滞留在小孔道中C C、混合润湿体系混合润湿体系亲油部位捕集残余油滴。并联双孔道模型不适用(3)(3)串联孔道模型串联孔道模型毛管截面渐扩渐缩模式毛管截面渐扩渐缩模式：海恩斯跃进(Haines jumps)界面曲率逐点改变界面两侧的毛管压力逐点改变弯液面时而扩张、时而收缩：瞬变不平衡状态。水湿体系水湿体系：动力毛管力、外力。残余油形成机理：侵入水自动润湿孔喉表面，随水膜变厚，喉道轴心的油颈被挤成丝状，最后油丝断裂，在喉道处形成水桥阻塞油路水桥后形成残余油。油湿体系油湿体系：动力外力，阻力毛管力。孔喉隘口处孤立油滴(4)(4)残油特征残油特征水湿储层水湿储层不规则油滴（图A）：不同产状并联孔道中（a）H型孔隙中（b）死胡同孔隙中（c）孤立孔隙中（d）索状（图B）：油饱和度较大，残余油连贯簇状油块（图C）：油丝断裂、水桥阻塞、旁超作用造成油湿储层油湿储层油滴（图A）：“死胡同”孔隙中油膜（图B）：附着在孔壁上，尤其孔隙表面较粗糙部分簇状油块（图C）：被小孔喉圈闭的死油区2 2、碎屑岩孔隙非均质性对驱油效率的影响、碎屑岩孔隙非均质性对驱油效率的影响孔隙非均质性愈强，驱油效率越低（1 1）均质系数）均质系数与驱油效率（沈平平：东部、下第三系沙河街与驱油效率（沈平平：东部、下第三系沙河街组砂岩）组砂岩）01：1，孔隙结构越均质强亲油条件下强亲油条件下：阻力毛细管力、粘滞力 动力外力 0 -6.7466.42 r0.85 0.57.359.7 r0.91 10 3148.6 r0.98 30 41.240.9 r0.9330：岩样的驱油效率，下标为含水百分数结论：越小，孔隙结构非均质越差，Rave与Rmax偏离越大，水线前沿大孔道突进严重，小孔道被其周围大孔道的水隔截为不连通孔隙，无水期直至最终期的驱油效率越低。强亲水条件下强亲水条件下：动力外力、毛细管力，阻力粘滞力 0 -0.8375.2 r0.760.524.650.38 r0.7310 42.3645.78 r0.7130 49.636.54 r0.65 外力下（进汞曲线）：外力下（进汞曲线）：孔隙+喉道越均一毛细管力下（退汞曲线）：毛细管力下（退汞曲线）：喉道越不均一 孔隙结构特征参数孔隙结构特征参数 0 69.246.6 r-0.75 0.575.437.6 r-0.87 10 8833.1 r-0.82 30 85.625.8 r-0.74(、)与与相关性：相关性：较较高高（2 2）特征结构系数（）特征结构系数（1/Drp1/Drp）与水驱油效率（王传禹，与水驱油效率（王传禹，19811981：大庆、砂岩）大庆、砂岩）孔隙结构参数与驱油效率相关性对比表p：迂曲度因子，反映真实岩石孔隙结构与理论平行毛细管束之间的差别。p=1：毛细管束模型（p1）Dr：孔喉相对分选系数，反映均一度 Dr孔喉越均一（Dr0）（4 4）结构难度指数）结构难度指数 D D 与三次采油与三次采油采收率（采收率（DullienDullien，19721972）反映油滴在该种孔隙系统中排出的反映油滴在该种孔隙系统中排出的困难程度，困难程度，D越大，油滴越不容易越大，油滴越不容易排出。排出。统计样品：15种不同的砂岩、水湿油层、流体粘度中等（3 3）孔隙结构系数）孔隙结构系数 Gs Gs 与水驱油效率（张芳洲等，与水驱油效率（张芳洲等，19811981：玉门：玉门老君庙老君庙、M M层）层）M M层储层发育特点层储层发育特点：Perm低、So低、裂缝发育、厚度大、沉积稳定，孔隙小、非均质性很强。Dm：孔喉直径平均值 Sp：孔喉分选系数 r：大 于 有 效 孔 喉（M层：0.691um）的连通孔喉百分数Gsf（胶结物成分、含量、产状）与宏观物性的关系与宏观物性的关系：Gs28.46040.025908K0.0090045与驱油效率的关系与驱油效率的关系：与驱油效率呈反比。孔隙结构越好 Gs，K：渗透率，md：孔隙度，%3 3、碳酸盐岩储层孔隙结构对石油采收率的影响、碳酸盐岩储层孔隙结构对石油采收率的影响储层非均质性较砂岩储层严重得多储层非均质性较砂岩储层严重得多砂岩砂岩：少量试验数据一般具有代表性碳酸盐岩碳酸盐岩：少量试验数据一般不具有代表性采收率采收率f f（流体性质流体性质、孔隙系统孔隙系统）A A、孔喉大小比值孔喉大小比值：（孔隙、喉道）直径比和体积比（孔隙、喉道）直径比不变，但绝对大小B B、孔喉配位数孔喉配位数：Fatt(1956)Fatt(1956)：无限大的网络，配位数Wardlaw(1978)Wardlaw(1978)：孔隙网络与采收率关系模型：四种基本孔隙网络每种基本网络具有相应的油气采收率实际孔隙网络由基本网络组合而成（1 1）高晶间孔隙网络（数码）高晶间孔隙网络（数码XHXH）特点特点：三重六边形网络，高晶间孔隙度，孔隙度20%，孔/喉比较低，孔隙粒径较规则储层储层：高晶间孔隙度白云岩 ：55%XHXLPHM（2 2）低晶间孔隙网络（数码）低晶间孔隙网络（数码XLXL）特点特点：单一六边形网络，低晶间孔隙度，孔隙度5%，片状或层状晶间孔，宽度3um。储层储层：中粗晶石灰岩、白云岩，微晶灰岩，低孔细晶岩 裂缝碳酸盐岩 ：20%XHXLPHM（3 3）高粒间孔隙网络（数码）高粒间孔隙网络（数码PHPH）特点特点：各种大小组成的三重六边形网群，粒间孔隙度高，孔隙度15%，孔隙大小、形状与晶间孔隙相比不规则。储层储层：颗粒石灰岩 ：45%XHXLPHM（4 4）较大孔隙网络（数码）较大孔隙网络（数码M M）特点特点：孔隙为孔洞或溶洞，由比它更小的孔喉连结，孔隙体积大，孔/喉直径比大储层储层：溶孔、溶洞型碳酸盐岩 ：比较低XHXLPHM