姬塬油田長(zhǎng)6儲(chǔ)層可動(dòng)流體賦存特征及滲流能力分析

王斌，孫衛(wèi)，張茜，馬淼，張帆，惠莎莎

（1.西北大學(xué)大陸動(dòng)力學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室/地質(zhì)學(xué)系，陜西西安710069；2.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西西安710065）

油氣地質(zhì)

姬塬油田長(zhǎng)6儲(chǔ)層可動(dòng)流體賦存特征及滲流能力分析

王斌1，孫衛(wèi)1，張茜1，馬淼1，張帆1，惠莎莎2

（1.西北大學(xué)大陸動(dòng)力學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室/地質(zhì)學(xué)系，陜西西安710069；2.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西西安710065）

以鄂爾多斯盆地姬塬油田長(zhǎng)6段低滲透砂巖儲(chǔ)層為研究對(duì)象，應(yīng)用核磁共振、鑄體薄片、掃描電鏡、油水相滲等實(shí)驗(yàn)測(cè)試資料，對(duì)姬塬油田長(zhǎng)6儲(chǔ)層可動(dòng)流體的賦存特征及滲流能力進(jìn)行了研究。結(jié)果顯示，長(zhǎng)6段T2譜形態(tài)主要以左峰高右峰低型為主，可動(dòng)流體飽和度差異較大，且整體偏低，滲透率與可動(dòng)流體飽和度有良好的正相關(guān)關(guān)系。三種形態(tài)T2譜所對(duì)應(yīng)不同品質(zhì)的儲(chǔ)層，滲流能力差異大；通過(guò)油水相滲實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，長(zhǎng)6段整體束縛水和殘余油飽和度較高，油相滲流能力差，隨著儲(chǔ)層品質(zhì)變差，油水兩相共滲區(qū)域也逐漸減小，兩相共滲區(qū)域參數(shù)與可動(dòng)流體飽和度也有較好的相關(guān)性。

T2譜形態(tài)；可動(dòng)流體；滲流能力；長(zhǎng)6儲(chǔ)層

可動(dòng)流體飽和度測(cè)試是基于核磁共振技術(shù)測(cè)定T2弛豫時(shí)間、表征孔隙結(jié)構(gòu)響應(yīng)參數(shù)及流體在孔隙中賦存特征的有效手段，可以更為直觀、快速地評(píng)價(jià)孔隙結(jié)構(gòu)特征的優(yōu)劣及油氣可采程度，其可動(dòng)流體飽和度賦存特征是制約低滲透儲(chǔ)層油氣可采程度的主要問(wèn)題之一［1-4］。相比較孔隙度、滲透率而言，可動(dòng)流體飽和度參數(shù)更能表征低滲透儲(chǔ)層的物性和滲流特征，是儲(chǔ)集空間有限的低滲儲(chǔ)層開(kāi)發(fā)潛力評(píng)價(jià)的一個(gè)重要參數(shù)［5］。本文以姬塬油田長(zhǎng)6儲(chǔ)層為研究對(duì)象，應(yīng)用核磁共振實(shí)驗(yàn)，對(duì)研究區(qū)儲(chǔ)層樣品T2譜形態(tài)進(jìn)行分類，并對(duì)各類可動(dòng)流體賦存及分布特征進(jìn)行分析，同時(shí)結(jié)合油水相滲實(shí)驗(yàn)，分析典型T2譜形態(tài)樣品儲(chǔ)層油水兩相微觀滲流特征，對(duì)各類型T2譜形態(tài)儲(chǔ)層微觀滲流機(jī)理進(jìn)行研究，為后續(xù)研究區(qū)提高剩余油動(dòng)用程度和提高最終采收率提供可靠的理論基礎(chǔ)和技術(shù)支撐。

1　基礎(chǔ)地質(zhì)特征

姬塬地區(qū)位于陜西定邊縣和寧夏鹽池縣境內(nèi)，構(gòu)造位置位于天環(huán)坳陷東岸、伊陜斜坡西部，介于兩個(gè)構(gòu)造單元之間，其中長(zhǎng)6儲(chǔ)層為主力產(chǎn)油層位。沉積環(huán)境主要為三角洲前緣亞相，發(fā)育水下分流河道和分流間灣沉積微相。據(jù)實(shí)驗(yàn)分析資料，研究區(qū)長(zhǎng)6沉積期主要受北東和北西方向的物源影響［6-8］。長(zhǎng)6儲(chǔ)層巖性以灰色長(zhǎng)石砂巖為主，其次發(fā)育少量的中至細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖。長(zhǎng)石、石英和巖屑的體積含量分別為39.2%，32.5%，6.4%。填隙物多以膠結(jié)物為主，主要為碳酸鹽膠結(jié)物和黏土膠結(jié)物，少量硅質(zhì)膠結(jié)物，雜基含量低，而巖屑主要是變質(zhì)巖屑和火山巖屑。研究區(qū)成巖階段處于中成巖A期晚期，部分進(jìn)入中成巖B期的早期，儲(chǔ)層孔隙類型以粒間孔和長(zhǎng)石溶孔為主，巖屑溶孔、晶間孔和微裂縫較少，平均面孔率為2.4%。13塊樣品的氣測(cè)孔隙度均值為12.57%，氣測(cè)滲透率均值為0.24× 10-3μm2，根據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)［9］，研究區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層屬于典型的低孔低滲儲(chǔ)層。

2　可動(dòng)流體賦存特征

2.1實(shí)驗(yàn)原理簡(jiǎn)介

核磁共振實(shí)驗(yàn)是根據(jù)巖石中各種孔喉弛豫時(shí)間的不同，在T2譜上表現(xiàn)為不同譜峰特征從而來(lái)判斷孔喉特點(diǎn)。當(dāng)巖心飽和水后，孔隙內(nèi)的水有兩種賦存狀態(tài)，一部分水處于自由可動(dòng)狀態(tài)，另一部分水處于束縛不可動(dòng)狀態(tài)，主要為毛細(xì)管水和薄膜水。束縛水T2弛豫時(shí)間短，相反，可動(dòng)流體T2弛豫時(shí)間就長(zhǎng)，因此利用核磁共振技術(shù)能夠測(cè)定可動(dòng)流體飽和度［10］。

2.2T2譜形態(tài)分析

本次研究核磁共振T2測(cè)量使用的是先進(jìn)的Magnet2000型儀器，實(shí)驗(yàn)溫度是恒溫20℃。通過(guò)核磁共振實(shí)驗(yàn)，得到姬塬油田長(zhǎng)6儲(chǔ)層樣品測(cè)試結(jié)果（見(jiàn)表1）。

實(shí)驗(yàn)樣品為鄂爾多斯盆地姬塬油田長(zhǎng)6低滲透儲(chǔ)層砂巖的13塊巖樣，根據(jù)測(cè)試結(jié)果分析研究區(qū)儲(chǔ)層樣品的T2譜分布形態(tài)與可動(dòng)流體的變化特征。測(cè)試結(jié)果顯示可動(dòng)流體飽和度的分布范圍為9.78%～56.78%，平均為25.80%，極差為5.81；可動(dòng)流體孔隙度的分布范圍為1.02%～6.91%，平均為3.37%，極差為6.67。T2值主要分布在10 ms～100 ms，可動(dòng)流體飽和度參數(shù)差異較大，且均值偏低，表現(xiàn)出儲(chǔ)層具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性?？蓜?dòng)流體飽和度表征油氣的開(kāi)采程度，但油氣采收率同時(shí)受到井間及層內(nèi)滲透性的控制［3］。

表1　核磁共振可動(dòng)流體實(shí)驗(yàn)測(cè)試結(jié)果Tab.1 Laboratory results of movable fluid

圖1　姬塬油田長(zhǎng)6段核磁共振T2譜Fig.1 NMR T2pattern of Chang 6 oil reservoir in Jiyuan oilfield

本次研究以13.895 ms作為T(mén)2截止值界限，其值中等偏高，表明研究區(qū)可動(dòng)流體飽和度整體較低，低滲透砂巖儲(chǔ)層T2截止值范圍在1 ms～20 ms［11］。依據(jù)T2截止值界限，將儲(chǔ)層流體劃分可動(dòng)流體與不可動(dòng)流體，位于截止值左側(cè)為不可動(dòng)流體，右側(cè)則為可動(dòng)流體含量。研究區(qū)T2譜形態(tài)基本呈現(xiàn)雙峰型，而雙峰型是砂巖譜的典型特征［11］。依據(jù)T2譜形態(tài)特征可分為A型和B型兩大類，A型為左峰高右峰低型，主峰位于T2截止值的左側(cè)（A1、A2、A3、A4、A5、A6、A7、A9、A10、A12、A13）；B型為左峰低右峰高型，主峰位于T2截止值的右側(cè)（A8）。A11號(hào)樣品為主峰位于T2截止值的左側(cè)的單峰形態(tài)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示（見(jiàn)圖1），研究區(qū)姬塬地區(qū)主要以A型左峰高右峰低型T2譜形態(tài)為主，存在個(gè)別B型左峰低右峰高和單峰型T2譜，且主峰對(duì)應(yīng)的T2弛豫時(shí)間基本都小于截止值，T2譜主要分布在＜10 ms內(nèi)（71.20%），部分分布在10 ms～100 ms（23.84%），少量分布在＞100 ms（4.96%）。由此可見(jiàn)，研究區(qū)儲(chǔ)層孔隙內(nèi)可動(dòng)流體飽和度低，且可動(dòng)流體飽和度與可動(dòng)流體孔隙度數(shù)值波動(dòng)大，主要集中在中低值區(qū)間，而本身低滲透砂巖儲(chǔ)層孔隙度數(shù)值接近，極差較小。因此，T2譜也從側(cè)面反映了儲(chǔ)層內(nèi)部較強(qiáng)的非均質(zhì)性，這與低滲透砂巖儲(chǔ)層的特征相吻合。

2.3可動(dòng)流體飽和度參數(shù)與滲透率響應(yīng)特征

前人認(rèn)為低滲透級(jí)別以上的砂巖儲(chǔ)層可動(dòng)流體飽和度與物性應(yīng)當(dāng)具有較好的正相關(guān)性，且可動(dòng)流體飽和度與滲透率的相關(guān)性要明顯好于其與孔隙度的相關(guān)關(guān)系［5，12］。研究區(qū)13塊測(cè)試樣品的可動(dòng)流體飽和度與滲透率之間呈現(xiàn)明顯的正相關(guān)性，正相關(guān)系數(shù)（R2）達(dá)0.831 1（見(jiàn)圖2），遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于可動(dòng)流體飽和度與孔隙度的相關(guān)性（R2=0.122 8），表明滲透率對(duì)儲(chǔ)層可動(dòng)流體飽和度具有較高的敏感性。研究區(qū)可動(dòng)流體飽和度分布較寬，隨著滲透率增大，數(shù)據(jù)趨于分散，說(shuō)明滲透率較小時(shí)，可動(dòng)流體飽和度差異較小，物性變好時(shí)，可動(dòng)流體飽和度則差異較大；同時(shí)從圖2中還可以看出，可動(dòng)流體飽和度接近的儲(chǔ)層，滲透率存在較大差異，如Z32井和Z53-47井，可動(dòng)流體飽和度Sm分別為26.78%和23.45%，但滲透率K卻差異較大，分別為0.30×10-3μm2和0.12×10-3μm2。說(shuō)明滲透率對(duì)儲(chǔ)層可動(dòng)流體飽和度有重要的影響，但不是唯一的影響因素。

圖2　可動(dòng)流體飽和度與物性相關(guān)關(guān)系Fig.2 Relationship between movable fluid percentage and physical property

3　儲(chǔ)層滲流能力分析

核磁共振T2譜包含豐富的巖石信息，根據(jù)不同狀態(tài)下T2譜的峰形、弛豫時(shí)間和幅度等，能夠直觀評(píng)價(jià)不同孔隙類型中可動(dòng)流體量［13］。核磁共振實(shí)驗(yàn)測(cè)試結(jié)果顯示，鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長(zhǎng)6段T2譜形態(tài)以雙峰為主，且以A型左峰高右峰低為主，左右峰具有一定的差異，同時(shí)存在個(gè)別的B型左峰低右峰高和單峰形態(tài)T2譜。由于儲(chǔ)層微觀特征的差異導(dǎo)致了T2譜形態(tài)的差異［14］，且將核磁共振技術(shù)與常規(guī)實(shí)驗(yàn)技術(shù)相結(jié)合，可以快速、無(wú)損地定量獲得滲流過(guò)程中流體飽和度的變化［15］，因此，分別選取3口典型井，結(jié)合油水相滲實(shí)驗(yàn)對(duì)其對(duì)應(yīng)的T2譜形態(tài)進(jìn)行詳細(xì)地分析，開(kāi)展對(duì)油水驅(qū)替滲流特征的認(rèn)識(shí)。

3.1單峰型

H269井為典型的單峰型態(tài)T2譜（見(jiàn)圖3a）。該巖樣可動(dòng)流體飽和度為21.95%，孔隙度為17.00%，滲透率為0.22×10-3μm2，T2譜主要在0 ms～100 ms，峰值在T2截止值的左側(cè)，對(duì)應(yīng)的T2弛豫時(shí)間為3.87 ms。T2譜主要分布在＜10 ms（71.36%），部分分布在10 ms～100 ms（26.53%），0 ms～100 ms的T2譜幅度占97.89%，其中位于截止值13.895 ms左側(cè)的不可動(dòng)流體飽和度達(dá)到78.05%。可見(jiàn)該巖樣可動(dòng)流體飽和度很低，孔隙空間被較多的束縛流體所占據(jù)，通過(guò)鏡下照片觀察可知，細(xì)小孔喉普遍發(fā)育，大孔喉少見(jiàn)，且孔喉連通性差，最終導(dǎo)致儲(chǔ)層滲流能力差（見(jiàn)圖4a、圖4b）。

表2　油水相滲特征參數(shù)統(tǒng)計(jì)表Tab.2 Statistical table of characteristic parameters of oil-water relative permeability experiment

圖4　姬塬油田長(zhǎng)6儲(chǔ)層薄片及掃描電鏡照片F(xiàn)ig.4 Photographs of casting thin sections and SEM of Chang 6 reservoir in Jiyuan oilfield

通過(guò)與油水相滲實(shí)驗(yàn)的結(jié)合，據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果統(tǒng)計(jì)，H269號(hào)巖樣物性較差，束縛水飽和度為43.59%，此時(shí)油有效滲透率為0.01×10-3μm2，等滲點(diǎn)含水飽和度為63.69%，等滲點(diǎn)處油水相滲透率為0.01，殘余油飽和度為72.38%，殘余油時(shí)水相滲透率為0.11，兩相共滲區(qū)范圍占16.30%（見(jiàn)表2）。束縛水飽和度時(shí)油相滲透率低，等滲點(diǎn)含水飽和度高，兩相共滲區(qū)域最窄，油水滲流過(guò)程中毛細(xì)管阻力較大，賈敏效應(yīng)突出，是研究區(qū)儲(chǔ)層滲流能力較差的一類（見(jiàn)圖3b）。

3.2A型

H192井為典型的A型雙峰T2譜（見(jiàn)圖5a）。該巖樣可動(dòng)流體飽和度為32.56%，孔隙度為13.17%，滲透率為0.29×10-3μm2，T2譜圖呈左峰高右峰低，T2譜主要在0 ms～1 000 ms，左右峰面積差值較單峰型減小，峰值在T2截止值的左側(cè)，為3.22 ms。T2譜主要分布在＜10 ms的區(qū)間內(nèi)（55.37%），部分分布在10 ms～100 ms（31.97%），0 ms～100 ms T2譜幅度占87.34%，其中位于截止值13.895 ms左側(cè)的束縛流體飽和度占59.88%。可動(dòng)流體飽和度較單峰型T2譜高，孔隙中處于流動(dòng)狀態(tài)的流體含量較單峰型T2譜多，大孔喉所占比例明顯增大，一般孔喉連通較好，儲(chǔ)層滲流能力較強(qiáng)，但顆粒分選一般（見(jiàn)圖4c、圖4d）。

H192號(hào)巖樣較H296號(hào)樣品物性好，其束縛水飽和度為40.63%，此時(shí)油有效滲透率為0.014×10-3μm2，等滲點(diǎn)含水飽和度為63.92%，等滲點(diǎn)處油水相對(duì)滲透率為0.11，殘余油時(shí)含水飽和度為66.37%，殘余油時(shí)水相滲透率為0.19，兩相共滲區(qū)范圍26.23%（見(jiàn)表2）。由于該巖樣較H296樣品物性好，束縛水時(shí)油相滲透率較高，等滲點(diǎn)含水飽和度較高，兩相共滲區(qū)范圍較寬，儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)較單峰型好，是研究區(qū)儲(chǔ)層滲流特征中等儲(chǔ)層類型代表（見(jiàn)圖5b）。

3.3B型

B型T2譜則以H3井為代表（見(jiàn)圖6a）。該巖樣可動(dòng)流體飽和度為56.78%，孔隙度為12.17%，滲透率為0.55×10-3μm2，譜圖呈雙峰式，右峰面積明顯大于左峰，主峰位于13.895 ms的右側(cè)，T2弛豫時(shí)間為86.40 ms。T2譜主要分布在0 ms～100 ms，T2譜分布在＜10 ms（31.23%），主要分布在10 ms～100 ms（48.40%），0 ms～100 ms內(nèi)的T2譜幅度占79.63%。其中位于T2截止值左側(cè)的不可動(dòng)流體飽和度（36.70%）小于其值右側(cè)的可動(dòng)流體飽和度含量（63.30%），是研究區(qū)鮮有的可動(dòng)流體飽和度大于束縛流體飽和度的樣品。

H3號(hào)巖樣可動(dòng)流體飽和度高，說(shuō)明孔隙中可動(dòng)流體占大多數(shù)，儲(chǔ)層滲流能力強(qiáng)。結(jié)合巖石薄片和掃描電鏡，該巖樣孔隙大、粗喉道常見(jiàn)，孔喉連通性好，但顆粒分選一般，存在小孔喉（見(jiàn)圖4e、圖4f）。

H3號(hào)巖樣較前兩個(gè)樣品，其物性最好。該巖樣油水相滲實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，束縛水飽和度為40.17%，此時(shí)油有效滲透率為0.102×10-3μm2，等滲點(diǎn)含水飽和度為57.53%，等滲點(diǎn)處油水相對(duì)滲透率為0.12，殘余油時(shí)含水飽和度為67.05%，殘余油時(shí)水相滲透率為0.49，兩相共滲區(qū)范圍為28.40%（見(jiàn)表2）。該樣品物性較好，束縛水飽和度時(shí)油相滲透率較低，等滲點(diǎn)含水飽和度低，兩相共滲區(qū)范圍最寬，該類相滲曲線是研究區(qū)儲(chǔ)層滲流能力較好儲(chǔ)層類型（見(jiàn)圖6b）。

姬塬油田長(zhǎng)6段屬于低孔低滲儲(chǔ)層，地質(zhì)條件復(fù)雜，孔喉細(xì)小，比表面積大，黏土類型多且含量高低不等，導(dǎo)致不同品質(zhì)儲(chǔ)層的可動(dòng)流體飽和度存在很大差異；同時(shí)，長(zhǎng)6低滲透儲(chǔ)層成巖作用改造強(qiáng)烈，微觀孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜多變，必然導(dǎo)致其滲流特征復(fù)雜。因此，通過(guò)核磁共振實(shí)驗(yàn)和油水相滲實(shí)驗(yàn)測(cè)試了姬源長(zhǎng)6儲(chǔ)層巖心可動(dòng)流體、油水相滲實(shí)驗(yàn)參數(shù)，并根據(jù)T2譜形態(tài)類型分析了各自的形態(tài)及可動(dòng)流體賦存特征及其油水相對(duì)滲透率曲線形態(tài)特征。研究結(jié)果發(fā)現(xiàn)，姬塬長(zhǎng)6儲(chǔ)層可動(dòng)流體飽和度整體偏低，束縛流體飽和度普遍偏大；等滲點(diǎn)飽和度都大于50%，表明儲(chǔ)層巖石親水性，等滲點(diǎn)油水相對(duì)滲透率整體偏低，油水兩相共滲區(qū)偏窄，說(shuō)明儲(chǔ)層中油水兩相流體相互干擾強(qiáng)烈，毛細(xì)管阻力大，從而導(dǎo)致儲(chǔ)層整體滲流能力弱，相應(yīng)的驅(qū)油效率低。

上述選取的三個(gè)巖樣分別取自H3井、H192和H296井，分別代表了好、中、差的儲(chǔ)層類型，且具有不同的T2譜形態(tài)，儲(chǔ)層滲流能力差異較大。通過(guò)將核磁共振實(shí)驗(yàn)所測(cè)得的可動(dòng)流體飽和度和油水相滲實(shí)驗(yàn)得到的兩相共滲區(qū)參數(shù)做相關(guān)性分析發(fā)現(xiàn)，油水兩相共滲區(qū)域與可動(dòng)流體飽和度具有明顯的正相關(guān)關(guān)系（見(jiàn)圖7），相關(guān)系數(shù)R2為0.614 2。油水兩相共滲區(qū)的寬度是判斷儲(chǔ)層巖石滲流好壞的一個(gè)重要參數(shù)，兩相共滲區(qū)越大，油相滲流阻力小，滲流能力強(qiáng)。研究區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層兩相共滲區(qū)范圍介于11.2%～28.4%，平均值為20.46%，兩相共滲區(qū)范圍較小，油相滲流阻力大，滲流能力弱。兩者具有較好的相關(guān)性，表征它們對(duì)于反映研究區(qū)儲(chǔ)層滲流能力特征具有一定的一致性，這與上述實(shí)驗(yàn)分析測(cè)試結(jié)果相吻合。

圖7　可動(dòng)流體飽和度與相滲參數(shù)相關(guān)關(guān)系Fig.7 Relationship between movable fluid percentage and characteristic parameters of oil-water relative permeability experiment

4　結(jié)論

（1）鄂爾多斯盆地姬塬長(zhǎng)6儲(chǔ)層的T2譜形態(tài)表現(xiàn)為3種主要類型，單峰型、A型（左峰高右峰低）和B型（左峰低右峰高）。研究區(qū)以A型T2譜為主，總體表現(xiàn)為儲(chǔ)層可動(dòng)流體飽和度低，束縛流體飽和度偏高。

（2）H3井、H192井和H296井分別代表了上述3種類型的T2譜，對(duì)應(yīng)的為三種不同的儲(chǔ)集層類型，其可動(dòng)流體飽和度依次減小。油水兩相滲流特征復(fù)雜，總體表現(xiàn)為束縛水和殘余油飽和度較高，油相滲流能力差，且隨著儲(chǔ)層品質(zhì)變差，油水兩相共滲區(qū)逐漸變小。

（3）可動(dòng)流體飽和度與物性參數(shù)具有良好的相關(guān)關(guān)系，尤其是與滲透率，相關(guān)系數(shù)R2達(dá)0.83，說(shuō)明滲透率是影響可動(dòng)流體飽和度的一個(gè)重要參數(shù)。兩相共滲區(qū)域與可動(dòng)流體飽和度也具有良好的相關(guān)性，兩者在表述儲(chǔ)層滲流能力方面具有一致性。

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Characteristics of movable fluids saturation and research on seepage ability in Chang 6 reservoir in Jiyuan oilfield

WANG Bin1，SUN Wei1，ZHANG Xi1，MA Miao1，ZHANG Fan1，HUI Shasha2
（1.Department of Geology/State Key Laboratory of Continental Dynamics，Northwest University，Xi'an Shanxi 710069，China；2.College of Earth Science and Engineering，Xi'an Shiyou University，Xi'an Shanxi 710065，China）

Taking the Chang 6 low-permeability sandstone reservoir as an example，the authors used a series of experiments including nuclear magnetic resonance，casting thin slice，the SEM，oil-water relative permeability test.With all these techniques，we discussed the characteristics of movable fluids saturation and the seepage ability in Chang 6 reservoir inJiyuan oilfield.The research shows that，the saturation of movable fluids in Chang 6 reservoir is low，and has great differences，the T2spectrum is mainly bimodal pattern with high left side and low right side，and there is a quite good positive correlation between the saturation of movable fluids and the permeability.The three types of T2spectrum represent different reservoirs，the seepage ability also has differences.By using the oil-water relative permeability test，the result shows that Chang 6 reservoir has high bound water and residual oil saturation，the oil relative permeability is low，with the variation of the reservoir's quality，the seepage area with oil and water is becoming more narrow，the two characteristic parameters，the proportion of seepage area and the saturation of movable fluids also have a positive correlation.

T2spectrum；movable fluids；seepage ability；Chang 6 reservoir

TE122.23

A

1673-5285（2016）10-0080-07

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.10.020

2016－08-02

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開(kāi)發(fā)”，項(xiàng)目編號(hào)：2011ZX05044；陜西科技統(tǒng)籌創(chuàng)新工程，項(xiàng)目編號(hào)：2011KTZB-01-04-01。

王斌，男（1992-），碩士，從事油氣田地質(zhì)與開(kāi)發(fā)研究工作，郵箱：wangb0201@163.com。