储层的孔隙结构

储层孔隙结构特征研究~

2.2.1.1 孔隙结构特征参数的确定方法
孔隙结构特征参数是描述岩石孔隙结构特征的定量指标，常用正态分布法、矩法（也称地质混合经验分布法）确定储层岩石的孔喉均值、孔隙分选系数、歪度等孔隙结构定量特征参数，并在油田开发中得到了广泛的应用。
对于一些具有较大的孔隙度和渗透率及原始粒间孔隙遭到破坏不多的中、高渗透率砂岩储层，大多数储层岩石孔隙喉道大小遵从正态分布，因此，可利用正态分布法确定岩石孔隙结构特征参数。而低渗透砂岩储层，具有较小的孔隙度和渗透率，在各种成岩作用以及构造应力的作用下，岩石具有包括片状微裂缝等在内的复杂孔隙结构，多数已不具有正态分布规律，用单一的孔喉大小分布模型研究低渗透储集层的孔隙结构不符合实际情况，所以，利用正态分布法确定低渗透储层的孔隙结构特征参数就不合理了。矩法考虑了储层的成岩作用及后生作用对岩石孔隙结构的影响，利用地质混合经验分布的数字特征描述孔隙结构的特征参数，其原理及处理方法符合低渗透储集层孔隙结构的实际情况（王长城等，2003）。因此，对于川东南地区低孔低渗储层，矩法应是确定其孔隙结构特征参数的合理方法。
该方法将孔喉半径和进汞饱和度这一组观测值按喉道大小分为10～15个区间，用数学语言把关于观测值的信息概括为可进行处理的数学方法，岩石孔喉的重要数学特征参数有以下几种。
（1）均值
均值是位置特征参数之一，它是描述实验数据取值的平均位置。对储集岩的孔隙结构来说，表示全孔喉分布的平均位置。均值可以用观测值的加权平均得到，即

复杂储层识别及预测

式中xi为区间的始值（中值、末值亦可），对于储集岩来说用Φ值表示；△Si为观测值。
（2）标准差（σ）
标准差属于散布特征参数，它是描述以均值－为x中心的散布程度。孔隙结构研究中标准差用来描述孔喉大小的分选程度，它也可以称为孔喉的分选系数（Sp）。标准差可用以描述实验数据在整个数轴上的分散程度。对于孔隙系统来说，孔喉分选越好，其分选系数越小。标准差σ可表示为：

复杂储层识别及预测

（3）变异系数（C）
变异系数是标准差对平均值之比，是观测值相对变化性的一种很有用的度量。它用以描述孔喉平均值和分选程度的比较。若孔喉的平均值（Φ值）越大（细孔越多）、分选越好（都是细孔），则C值越小。在一定范围内，C值可以反映储集岩孔隙结构的好坏。一般来说，C值越大，则表示储集岩的孔隙结构越好。变异系数表示为：

复杂储层识别及预测

（4）歪度（Sk）
歪度是分布特征参数之一，它是分布不对称的测度，又可称为偏度。歪度表示分布相对于平均值来说是偏于大孔还是偏于小孔，一般在＋2～－2之间，可表示为：

复杂储层识别及预测

2.2.1.2 储层喉道下限的确定
碳酸盐岩的孔隙结构除了受到成岩后生变化的影响外，还受到不同规模裂缝发育的影响，从而使其分类评价和下限确定变得更为复杂。
在一个储油气层中，连续含油气剖面上有不同岩性的储集岩，此时，截然将储集岩划分成有储集性和无储集性两类是比较困难的。因为储集岩的孔隙空间很不均匀，特别是碳酸盐岩油气层更是如此。一种简单的方法是用喉道大小作为储集岩的下限标准。
根据样品的毛管压力资料计算喉道半径对渗透率的贡献值，当渗透率的贡献值累积达99.9%时所对应的喉道半径，相当于岩石中流体难流动的临界孔喉半径（叶庆全等，2002），此时小于该值的孔喉半径对渗透率几乎没有意义。因此，可把渗透率累积贡献值为99.9%时所对应的孔喉半径视作喉道下限Rc。

1.储层常规物性
储层常规物性包括孔隙度、渗透率等，孔隙度是指单位体积沉积物或岩石中孔隙总体积所占的比例。在一定的压差下，岩石允许流体通过的能力叫渗透率。合肥盆地中、新生界碎屑岩储层物性见表7-13。
下侏罗统防虎山组，岩性以长石中—粗粒砂岩、长石石英砂岩为主，砂岩储层约占组厚的97%。孔隙度变化范围3.04%～6.41%，平均值为4.36%，渗透率变化于（0.008～0.034）×10-3μm2之间，平均值为0.0211×10-3μm2。
中侏罗统圆筒山组，岩性以长石石英砂岩、石英粉砂岩为主，厚约占组厚的97%。孔隙度变化范围2.49%～14.8%，露头样品孔隙度变化不大，为5.35%～7.65%，平均孔隙度6.79%，渗透率为（0.004～2.47）×10-3μm2，平均约0.540×10-3μm2。
中侏罗统三尖铺组，主要发育细粒石英长石砂岩、长石石英砂岩，砂岩储层厚约占该组厚的100%。其孔隙度变化于2.5%～14.2%之间，平均孔隙度为8.73%；渗透率为（0.101～5.12）×10-3μm2，平均值为2.49×10-3μm2。
中侏罗统凤凰台组，岩性以红色巨厚层砾岩夹紫红色石英长石砂岩为主，碎屑岩储层占100%。
上侏罗统周公山组，岩性以含砾粗粒长石砂岩、长石石英砂岩、铁质石英粉砂岩为主，碎屑岩储层占100%。其孔隙度变化于1.9%～12.04%之间，平均值约6.34%。渗透率（0.017～3.93）×10-3μm2，平均值约0.774×10-3μm2。
表7-13 合肥盆地中、新生界碎屑岩储层物性


上侏罗统黑石渡组，储层岩性以凝灰质砾岩、砂岩和粉砂岩为主，约占组厚的98%，其孔隙度变化范围为3.9%～7.4%，平均值约5.65%；渗透率（0.106～0.694）×10-3μm2，其平均值0.400×10-3μm2。
下白垩统新庄组，主要岩性为细、中砂岩，厚度约占组厚的71%。其孔隙度为5.24%～7.94%，平均值约为6%，渗透率（0.20～5.09）×10-3μm2，平均值为1.88×10-3μm2。
下白垩统晓天组，储层岩性以黄绿色中粗粒凝灰质砂岩、细砂岩、粉砂岩为主。泥质岩类十分发育，约占组厚的89%，而砂岩、粉砂岩的厚度，仅占11%。
下白垩统邱庄组，储层岩性以长石石英砂岩、长石砂岩为主，其厚约占组厚的84%。孔隙度变化范围6.16%～22.3%，平均值为10%；渗透率（0.50～155.49）×10-3μm2，平均值约为32.82×10-3μm2，一般在（6～7）×10-3μm2左右。
上白垩统张桥组，储层岩性以砖红、棕褐、浅红色砾岩、中粗粒砂岩、细砂岩、粉砂岩为主，孔隙度约6.45%。
上白垩统戚家桥组，厚约1783 m，为冲积扇相沉积的砖红色松散砂砾岩、含砾粗砂岩，细粒沉积物极不发育，该组储层岩性以砖红色巨厚层含砾粗砂岩、砂砾岩为主。
古近系定远组，储层岩性以红灰色、浅棕色中细粒砂岩、含砾砂岩、粉砂岩为主。其孔隙度变化范围3.07%～14.37%，其平均值约为10%，渗透率（0.22～47.523）×10-3μm2，一般多在（11～20）×10-3μm2左右。
2.孔隙结构特征
合肥盆地侏罗系砂岩孔隙结构可见表7-14。
表7-14 合肥盆地侏罗系砂岩孔隙结构参数表


据压汞分析资料，深层砂岩孔喉分布具有分选差、歪度偏细的特点，表现在毛管压力曲线上排驱压力（Pd）、中值压力（P50）和最小非饱和孔隙体积大，随毛管压力增大，曲线紧靠坐标右侧攀升，退汞效率低。在八块压汞样品中，优势孔隙在0.0366～0.293 μm之间；排驱压力除FZ86-1样品为0.3836 MPa外，其余均在2 MPa之上，最大可达12.67 MPa；中值压力，除FZ86-1样品为1.5975 MPa外，其余均在9.8 MPa以上，最大达200 MPa；最大连通孔隙半径，除FZ86-1样品为1.955 μm 外，其余均小于0.367 μm；退汞效率，除FZ86-1样品为41.606%外，其余均小于27.321%；最小非饱和孔隙体积为7.71%，其余均大于12%，最大值为70.313%；中值半径变化范围为0.004～0.074μm之间，属微—细喉道型。
中侏罗统三尖铺组QV-1-1样品，长石质岩屑中—细砂岩铸体薄片图像分析，揭示了该组砂岩孔隙结构的细节见图7-13。
面孔率平均值为4.886%，最小值1.7291%，最大值8.0768%，方差3.1798。孔隙最小直径1.6394 μm，最大值为237.259 μm，平均值为 13.4295 μm，方差 435.953。孔隙最大直径，平均为26.5538 μm，小者仅 5.9108 μm，大者可达 373.734 μm，方差为 1095.35。孔隙等效圆直径平均为13.9948 μm，最小值 4.8941 μm，最大值可达 200.436 μm，标准偏差19.0316。孔隙宽长比平均值为0.4635，最小值为0.0624，最大值0.8948，标准偏差0.1879。孔隙面积平均为411.084μm2，最小值18.812μm2，最大值30150.3μm2，标准偏差1812.33。依其孔隙等效圆直径13.9948，该砂岩属微孔隙类型。
由上白垩统张桥组长石质岩屑含砾粗砂岩的铸体薄片图像分析（图7-14）可以看出，面孔率平均值6.4477%，最小值3.7356%，最大值10.2462%，标准偏差2.0946；孔隙最小直径的平均值为13.1942 μm，其变化范围 1.6393～243.43 μm，标准偏差16.7279；孔隙最大直径平均值为26.7769 μm，变化于6.9551～496.208 μm之间，标准偏差29.0022；孔隙等效圆直径，平均13.9307 μm，变化于5.2320～252.821 μm之间，标准偏差16.2455；孔隙等效圆直径中值半径4.1381 μm，属微孔隙类型。孔隙宽长之比平均值为0.4703，变化于0.0357～0.9052之间；孔隙面积平均为337.898 μm2，变化于21.4995～41144.6 μm2，标准偏差1549.02。

图7-13 中侏罗统长石质岩屑中-细砂岩铸体薄片图像分析


图7-14 上白垩统张桥组长石质岩屑含砾粗砂岩铸体薄片图像分析

孔隙结构指的就是岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通关系^[1,102-110]。

储层的孔隙结构作为影响储层物性的一个重要参数，自20世纪40年代，国外就开始了油气层孔隙结构的研究。珀塞尔（Purcell）首先将压汞法引入石油地质研究中，他用此法测得毛细管压力曲线，建立于毛管束理论基础之上该方法获得了广大的应用。20世纪70年代以后，国外对孔隙结构研究在理论和方法上都获得了较大的发展，如摩根（Morgan）应用铸体薄片和压汞资料相结合研究不同孔隙结构与相对渗透率的关系。杜林（Dullien）利用压汞资料和岩石薄片资料建立了二元孔隙分布函数以及二维、三维孔隙结构数学模型等。从不同侧面，采用不同的方法对孔隙结构进行了定性与定量研究。

一般而言，研究孔隙结构的实验方法可归纳为两大类，一为间接测定法，即毛细管压力法，包括压汞法、半渗隔板法、离心机法和动力学法，目前常用的是压汞法；二为直接观测法，包括铸体薄片法、扫描电镜法和图像分析法。

（一）压汞法与孔隙结构参数的求取

压汞法又叫水银注入法，它是研究储层孔隙结构的经典方法。应用压汞法研究孔隙结构的基本原理是：

（1）对岩石而言，水银为非润湿相，要将水银注入岩石孔隙系统内，必须克服孔隙喉道所造成的毛细管阻力，当压入岩样内的水银体积与毛细管压力平衡时，便可得到毛细管力和岩样含汞饱和度之间的关系；

（2）由于毛细管压力P_c=2σcosθ/R，即P_c与孔喉半径R成反比，根据注入水银的毛细管压力就可以求出相应的与孔喉半径相关的参数。

利用压汞法可以获得与孔隙结构相关的如下参数：

1.排驱压力P_d和最大孔喉半径R_d

排驱压力表示水银开始进入岩石孔隙的启动压力，岩石的P_d越大，表明最大孔喉半径越小；反之，P_d越小，表明最大孔喉半径越大。

最大孔喉半径R_d：非润湿相（水银）驱替润湿相时所经过的最大喉道半径，很显然，最大孔喉半径R_d总是和排驱压力即启动压力对应的。

2.孔喉半径中值R₅₀和毛细管压力中值P₅₀

当进汞饱和度达到50%时，我们将此时对应的孔喉半径值和毛细管压力值称为孔喉半径中值R₅₀和毛细管压力中值P₅₀。R₅₀近似可以代表样品平均孔喉半径的大小，R₅₀越大，反映岩石的渗透性越好。

3.孔喉半径均值D_m分选系数S_p

孔喉半径均值是表示岩石全部孔隙平均孔喉大小的参数：

储层特征及精细油藏描述:以老河口油田老451区块为例

式中： r_i— 区 —间喉道半径；

ΔS_i——区间喉道半径对应的进汞量，%。

分选系数是反映孔喉大小分布集中程度的参数，孔喉大小越均一，则分选性越好，孔喉分选系数越接近于0。分选系数实际上是一种标准偏差，用以描述以平均值为中心的散布程度。计算公式为

储层特征及精细油藏描述:以老河口油田老451区块为例

4.均质系数（α）

表征储层孔隙系统中每一个喉道半径（r_i）与最大连通喉道半径（r_max）之间偏离程度的总和。计算公式如下：

储层特征及精细油藏描述:以老河口油田老451区块为例

5.变异系数（C_s）

变异系数反映的是喉道大小分布的相对均质程度，该数值越小，喉道分布越均匀。

储层特征及精细油藏描述:以老河口油田老451区块为例

式中：S_p——分选系数；

D_m——喉道半径均值。

6.束缚水饱和度S_min

当非润湿相突破排驱压力P_d之后，随着注入汞压力的增加，润湿相饱和度将逐渐减小，直到出现即使注入压力继续增加润但湿相饱和度不再变化时，此时对应的含水饱和度数值，即束缚水饱和度。很显然，S_min越大，无效微孔隙所占的体积越多，储集性能相对就越差。

7.退汞效率W

在限定的压力范围内，从最大注入压力降到最小压力时，从岩样内退出的水银体积与降压前注入的水银总体积的百分数。

储层特征及精细油藏描述:以老河口油田老451区块为例

式中：S_max——注入最大压力时汞的最大饱和度，%

S_r——退汞结束时，残留在岩样中的汞饱和度，%

8.结构系数（G_s）

变异系数（C_s）与有效孔隙体积（φ_y）的比值。

储层特征及精细油藏描述:以老河口油田老451区块为例

在老451断块，仅有老451井岩心样品进行过压汞试验，其特征如表6-1所示。从表中可知上部（2750.73米处）渗透率为0.126µm²，孔喉半径平均值3.161µm，孔隙度为23.5%，退汞效率为61.12%；下部（2752.10米处）渗透率为0.655µm²，孔喉半径平均值为7.542µm²，孔喉半径平均值为7.542µm，孔隙度为25.5%，退汞效率为53.11%。综合比较可以得出，上部储层除退汞效率外，表明产能大小的其他参数值均小于下部储层，如果投入开发，下部储层产能将比上部大。

表6-1 老451井压汞法所获取的各项孔隙结构参数

（二）孔隙结构图像分析特征

研究采用德国ZEISS公司的KS400(2.0版本）的图像分析系统。在铸体薄片中，孔隙系统被有色树胶所充填，这种颜色有别于岩石骨架及填隙物，本系统可在所选取的视域内依据孔隙中这种颜色差异进行快速分别，自动准确测量各种参数。表6-2～表6-4为老451井

段不同井深的图像分析参数。

面孔率指薄片中孔隙喉道的面积占薄片总面积的百分数。面孔率与孔隙度不能直接换算，相对而言，面孔率值偏低。从表6-2～表6-4老4514井2750.73～2752.37井段铸体薄片孔隙图像分析来看，该井段中部面孔率最大，顶部次之，底部最小，大体呈现出从下到上由小—大—较大的趋势。孔隙最小直径和最大直径的变化趋势与此类似。

表6-2 老451井

段2750.73m图像分析参数

表6-3 老451井

段2752.10m图像分析参数

表6-4 老451井

段2752.37m图像分析参数

孔隙等效圆直径是在孔隙面积不变的前提下将孔隙看成圆形时的直径，其大小可反映孔隙的大小。从孔隙度等效圆直径的变化来看（表6-2～表6-4），老451井

段深度2750.73～2752.37m 井段从底部到顶部有从小—大—较大的变化趋势，可反映此段储层孔隙的变化趋势。

孔隙宽长比是当孔隙形状近似成椭圆时，椭圆的短轴、长轴比。显然，宽长比越小，说明孔隙越狭窄。宽长比的变化与成岩作用和后期开发有关。在成岩作用的压实作用阶段，压实作用使得岩石骨架颗粒发生重排，在孔隙减小的同时，孔隙宽长比变小；另外由于颗粒成分不同，塑性颗粒在坚硬颗粒的挤压下，会产生变形，使自身体积减小并向孔隙空间充填，从而减小孔隙空间，也会使宽长比变小。在胶结作用过程中，颗粒边缘会有新的晶体生长，形成马牙状胶结，结果是使颗粒间的孔隙半径缩小，宽长比减小。此外，储层开发过程中，由于油气的流动或注入水的冲洗，也会改变孔隙的宽长比。需要注意的是，孔隙宽长比参数是孔隙形态在某一平面上的表现，切片的位置和方向的对其会产生很大的影响。尤其是当在管状、片状（微裂缝）孔隙发育的储层中，这种影响更为突出十分明显，只有当孔隙为正球形时，在平面上的形态才不受切片方向和位置的影响。已获得的数据显示，老451井

段储层从2752.37m至2750.3m孔隙宽长比大致相同，这从一定意义上表明储层曾经历相同的成岩作用。

孔隙比表面S_比也是反映孔隙形态的参数之一，它是岩样总孔隙表面积与孔隙总体积之比，比表面越大，孔隙越发育，储层的孔隙度越大，储集性越好。以常见的管状孔隙比表面参数的求取为例进行说明。

某一管状孔隙的表面积为S=2πrL

该管状孔隙的体积为V＝Πr²L

得出：

S=2V/r

岩样的总孔隙表面积为各不同大小毛管表面积之和，即：

储层特征及精细油藏描述:以老河口油田老451区块为例

假设岩样孔隙总体积为V_总，则岩样的比表面为S_比：

储层特征及精细油藏描述:以老河口油田老451区块为例

式中： r_i——区间的孔喉半径中值，µm；

ΔS_i(Hg）——区间进汞量，%。

此外，对于孔隙结构还有另外一项参数：孔隙弯曲度λ，它指的是在假设孔隙的形态为管状的前提下表明管状孔隙的弯曲程度，孔隙弯曲度越大，孔隙结构越复杂，对应的驱油效率就越低。对于孔隙弯曲度的求取，可以参照如下公式：

储层特征及精细油藏描述:以老河口油田老451区块为例

式中：φ— 孔—隙度，小数；

y——平均孔喉半径，µm;

K——渗透率，µm²;

mφ——流动孔隙度，%;

m——有效孔隙度。

从以上对老451井

段2752.37m 岩样的孔隙比表面积、孔隙弯曲度、喉道中值和喉道均值的变化分析总结来看，老451井沙二段、沙三段2752.37m至2750.73m中部比表面积最大，孔隙最为发育，孔隙弯曲度最大，孔隙结构最为复杂，喉道中值和均值最大，储层的连通性最好；顶部次之；底部最差。

老451井沙二段、沙三段2752.37m至2750.73m 顶部、中部和底部代表性的储层微观特征如图6-1～图6-3。

（三）孔隙结构分类

孔隙结构类型是评价储集层质量的一项重要依据，因此，对孔隙结构进行准确划分不可或缺。在这方面，张研农（1982）根据压汞资料的特点将低渗透砂岩层的储集层孔隙结构分为五级，其参照的划分参数包括排驱压力（P_d）、毛管压力中值（P₅₀）以及束缚水饱和度（S_min）。具体的分类指标如下：排驱压力（0.5,0.5～1.5,1.5～3.5,3.5～5.0,＞5.0MPa）；毛管压力中值（<2.0,2.0～3.5,3.5～8.0,8.0～15.0,＞15.0MPa）；束缚水饱和度值（<25,25～30,30～40,40～45,＞45%）。谢庆帮（1988）在划分低渗透储集孔隙结构时，结合孔隙与喉道大小的分级将孔隙结构分为中孔粗细喉道、中小孔细喉道、小孔微细喉道、微细孔喉道及微孔微喉道五级。张绍槐等^[114]按孔隙直径中值大小将孔隙分为大孔隙（>60µ m）、中孔隙（60 ～30µm）、小孔隙（30 ～10µm）和微孔隙（＜10µm）四种。陈丽华等^[111]按储层孔隙喉道均值将大小储层喉道分为粗喉（＞2µ m）、中喉（2～1µm）、细喉（1～0.5µm）和微细喉（＜0.5µm）四种类型。

邸世祥等^[106]综合使用岩性、常规物性、压汞试验、铸体薄片、电镜扫描及产能等多方面的资料，将孔隙结构划分为三级、六亚级（表6-5）。

图6-1 Ⅰ类储层微观结构分布图（31号）

图6-2 Ⅱ类储层微观结构分布图（14号）

图6-3 Ⅲ类储层微观结构分布图（23号）

表6-5 碎屑岩储集层孔隙结构级别及其主要划分标志

从以上几种孔隙结构的分类标准对比中，邸世祥^［106］的分类标准更具有合理性，因此，在本次研究中我们采用了这种划分标准，同时结合孔隙结构图像特征（参考平均孔隙面积、孔隙面积中值、孔隙半径平均值、喉道中值、喉道均值等参数，见表6-6）将研究区

段储层分为I_A,Ⅰ_B及Ⅱ_B三类。

表6-6 老451块

段铸体薄片图像分析储层评价

Ⅰ_A类储层：具有高孔渗性能，孔隙度为25.5%，渗透率为655×10^-3µm²，压汞试验排驱压力P_d为0.0235MPa，孔喉均值为7.542µm；小于0.05µm喉道的汞饱和度较小（S<0.05），一般小于8%（图6-4）；大于1.0µm 喉道的汞饱和度较大，为53.11%。孔喉图像分析特征见表6-6。铸体薄片观测显示广泛发育溶蚀粒间孔隙（图版Ⅱ－9,10）。

图6-4 Ⅰ_A类储层压汞特征

Ⅰ_B类储层：孔渗性能较好，孔隙度为23.7%，渗透率126×10-³µm²。压汞试验排驱压力P_d为0.0736MPa，孔喉均值为3.161µm.小于0.05µm喉道的汞饱和度较小，一般小于5%；大于1.0µm喉道的汞饱和度较大，大于70%，渗透率贡献值峰与粗喉峰位置一致（图6-5），退汞效率为61.12%。孔喉图像分析特征见表6-6。铸体薄片观测溶蚀粒间孔隙较为发育（图版Ⅱ－11～13）。

Ⅱ_A类储层无压汞资料，其平均孔隙面积、孔隙面积中值、孔隙半径平均值、喉道中值、喉道均值较前两类储层小。铸体薄片观测，溶蚀粒间孔隙不太发育，仅发育溶蚀填隙物内孔隙（图版Ⅱ－14,15），储层连通性差。

（四）储层的孔隙结构与油藏产能

油田的开发过程是油气在生产压差下，从高压区往低压区的渗流过程。从微观驱油机理看，压差一定时，流体流过单位截面积的流量大小与储层的孔隙结构密切相关。孔隙结构特征好，油藏的流量大，油井的产能就大；反之，油藏的流量则小，油井的产能也会小。当储层孔隙结构特征低于某一极限值时，就必须采取特殊的工艺措施（如压裂、酸化等），才能获得工业油气。

图6-5 Ⅰ_B类储层压汞特征

影响油藏产能的储层因素如下

（1）渗透率：从油层向井筒的流动一般看成是水平径向流，根据径向流q的达西定律可得：

储层特征及精细油藏描述:以老河口油田老451区块为例

单位井筒表面内的产量为：

储层特征及精细油藏描述:以老河口油田老451区块为例

式中：Δp——压差；

K——渗透率；

h ——油层厚度；

µ——油黏度；

rc——低油面积，半径；

r_w——井底半径。

当生产压差Δp达到极限值时，可看成定值，井底半径r_w为常数，μ也是常数，因此，从上式可以看出，储层的渗透率越高，产量越高，反之；渗透率越低，产量也越低。

（2）孔喉大小的影响：在储层的任意单元中，通过面积A中几根相同直径毛管的流体流量可由下式计算

储层特征及精细油藏描述:以老河口油田老451区块为例

式中： n——毛管数量；

（p₁-p₂）——压差；

L——岩心长度；

r——毛管半径。

由上式可得，产量Q与储层毛管半径r的平方成正比，因此，毛管半径是影响单井产量的重要因素。如果将r看成实际储层中的孔喉半径，那么储层的平均孔喉半径是影响产能大小的重要孔隙结构参数。

（3）孔隙结构特征的影响：储层岩样的毛管压力的压汞曲线有两种类型。压汞曲线为非润湿相和汞驱替润湿相的空气的过程，类似储层中非润湿相的油气通过润湿相的水的过程，即油气聚集的过程；而油气的开发过程，则多是水驱油（气）的过程，即润湿相驱替非润湿相，因此可将退汞曲线看成油气藏的开发过程。

在退汞曲线中，随着压力的下降，空气逐渐驱替汞，汞饱和度不断减小，这个过程类似于油气产出过程（油井投产即在井底降低压力，使油层与井底间形成压力差）。因此，汞饱和度随压力下降减小的程度越大，表明单位岩石孔隙中产出的油气越多，退汞曲线的斜率也就成为影响油井产能的重要因素。

Warollaw(1976）的研究表明，退汞效率W_c与储层孔隙度φ成正比，即：

W_e=1.3+1.5φ

表明孔隙度越大，单井产能越高。

从退汞曲线上可定义最小产油压差的概念，即开始退汞的压力与汞饱和度开始减小的压力之差（图6-6）。储层的最小压差越大，单井越不易产油。油藏的产油与油藏的最大生产压差，储层的最小产油压差密切相关，因为只有当最大生产压差大于储层的最小产油压差时，才能在地层条件下产油，否则，必须实施工艺措施改造储层才能产油。

图6-6 孔隙结构特征对采油条件影响示意图

最小产油压差与退汞效率呈负相关，退汞效率越大，最小产油压差越小，反之；退汞效率越小，最小产油压差越大（图6-7）。

退汞效率还与原始饱和度呈正相关，据Wardlaw等研究，退汞效率在原始饱和度大于50%时，退汞效率约为40%～45%；原始饱和度小于50%，退汞效率小于35%；原始饱和度小于20%时，退汞效率约为20%（图6-8）。

综上所述，在同一压力下，进汞饱和度高的储层其退汞效率高，最小产油压差小，具有较好的产能。在毛管压力曲线图（图6-9）上，位于左下角的曲线有较好的产能。

图6-7 不同类型储层进退汞曲线特征

图6-8 原始饱和度与退汞饱和度、残余饱和度关系图

图6-9 强水洗岩样毛管压力曲线特征

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