南泥湾油田长6储层分类研究

南泥湾油田长6储层分类研究

众所周知，低渗和特低渗只是相对概念。本文介绍的特低渗存储层是根据赵敬洲提出的分类方法定义的。渗透率为5010-310-3m2，特低渗存储层为低渗存储层，1010-3110-3m2。前人大量的研究资料表明,延长组孔隙结构在纵向上的变化受沉积条件的影响。印证了延长组沉积相的演化,而油水分布随孔隙结构的变化而变化。在同一地区,不仅不同层的砂岩存在不同的油水关系,即使是同一层砂岩,其油水界面亦是不均一的,甚至可以出现自上而下随孔隙结构变好,含油情况变好的现象。因此,用压汞法毛管压力曲线研究油层孔隙结构特征,不仅是认识低渗油层的重要方法,也可以客观、准确的反映特低渗储层的本质以及对其进行合理的分类评价。1孔隙结构分布特征油气藏形成过程是油气运移的驱动力(主要是浮力)不断克服毛管压力而排驱水达到平衡的过程,由于储层中流体渗流的基本空间是毛管,因此研究油气水在毛管中出现的特性就显得十分重要。油气水分布的现状是驱动力和毛管压力相对平衡的结果,因此把毛管力与润湿相(或非润湿相)流体饱和度的关系曲线,称为毛管压力曲线。它不仅是孔喉半径分布和孔隙体积的函数,也是孔喉连接方式的函数,更是孔隙度、渗透率和饱和度的函数,而通过压汞法取得的毛管压力资料是孔隙结构分布的主要来源。能够表征储层孔隙结构特征的毛管压力曲线的定量特征参数有:排驱压力、中值压力、中值半径和最大连通孔喉半径等,而这些参数直接反映了储层储集性能的好坏。排驱压力(Pd):指孔隙系统中最大连通孔隙喉道所对应的毛细管压力。该压力越低,岩石渗透性越好,最大喉道半径越大,储层储集性能越好;反之,该压力越高,储层储集性能越差。中值压力(P50):非润湿相饱和度为50%时所对应的毛细管压力。P50越小,反映岩石的孔喉半径越大,其渗透性能就越好。中值半径(R50):与饱和度中值压力相对应的孔喉半径。它可近似地代表样品平均孔喉半径的大小。最大连通孔喉半径Rd:与排驱压力相对应的孔喉半径,为非润湿相驱替润湿相所经过的最大连通喉道半径。由于在实验室中每块样品只能代表该油藏中某点的特征,因此要把具有相同性质的毛管压力曲线平均(即还原)为一条代表油藏特征的毛管压力曲线,才能有利于反映储层的储集性能。2储层类型及其划分根据南泥湾油田区内样品的压汞分析资料综合分析表明,本区渗透率与孔隙结构相关性较好,见表1。结合本区储层物性、储集空间的宏观特征、微观孔隙结构特征、毛管压力曲线特征以及储层厚度、岩性等,将本区长6储层分为Ⅰ、Ⅱ(Ⅱa、Ⅱb亚类)、III三类。各类储层的毛管压力曲线特征如表2、图1所示。3储层岩性结构(1)Ⅰ类(好)储层。Ⅰ类储层岩性以细粒长石砂岩为主,其次为中-细粒、中粒长石砂岩。石英次生加大普遍,溶孔较发育,主要储集空间为溶孔-粒间孔组合,以原生粒间孔为主。渗透率在1.29×10-3~2.08×10-3μm2之间,孔隙度在9.5%~12.0%之间。毛管压力曲线中间平缓段较长,位置靠下,孔喉分选好,喉道半径大。排驱压力及中值压力分别为0.13~0.39MPa和0.92~1.99MPa。平均喉道半径及中值喉道半径分别为0.21~0.82μm和0.37~0.80μm,最大孔喉半径为4.90~8.17μm,属中孔细-小孔细喉道。评价为好储层。这类储层主要见于长61三角洲平原分流河道及长62三角洲前缘水下分流河道,尤其是在单砂层厚度比较大的主河道上。(2)Ⅱ类(较好-较差)储层。Ⅱ类储层是本区的主要储层。根据毛管压力曲线特征将Ⅱ类储层分为Ⅱa类和Ⅱb类两个亚类。两个亚类储层物性相近,毛管压力特征参数也基本相近,但其中Ⅱb类储层中值压力较Ⅱa类储层大,两者平均中值压力分别为6.75MPa和31.90MPa。Ⅱa类(较好)储层特征:岩性主要以细-中粒长石砂岩为主,其次为细粒长石砂岩。溶孔较不发育,主要储集空间为由溶蚀粒间孔、原生粒间孔和微孔隙组成的复合孔,以残余的溶蚀粒间孔为主。这类储层渗透率在0.24×10-3~1.13×10-3μm2之间,孔隙度一般为8.0%~13.2%。毛管压力曲线中间平缓段较Ⅱb类储层长,位置靠下,孔喉分选较好,喉道半径较大。排驱压力及中值压力分别为0.25~1.51MPa和2.56~16.56MPa。平均喉道半径及中值喉道半径分别为0.08~0.40μm和0.04~0.29μm,最大孔喉半径0.49~7.35μm,属中孔细-小孔细喉道,以小孔细喉道型为主。这类储层主要见于长4+52、长61三角洲平原分流河道及长62三角洲前缘水下分流河道沉积砂体,是本区的主要含油储层类型。由Ⅱa类储层参数特征可见,其中也有孔渗较差的毛管压力曲线,通过对照沉积相和有效厚度发现,这种储层位于薄砂体上或厚砂体边缘。Ⅱb类(较差)储层特征:Ⅱb类储层岩性为细粒长石砂岩及细-粉砂岩,这类储层颗粒多为镶嵌状接触,溶蚀较弱,仅见部分长石颗粒有溶蚀。砂岩致密,物性差。渗透率在0.27×10-3~0.82×10-3μm2之间,普遍较低;孔隙度一般为8.0%~12.6%,但可见少量高值。毛管压力曲线形态陡峭,初始段、中间平缓段和末端上翘段无明显区分界限,中间平缓段短,孔喉分选差。排驱压力及中值压力高,分别为0.34~1.02MPa和27.02~40.72MPa。平均喉道半径及中值喉道半径小,分别为0.08~0.29μm和0.02~0.27μm,最大孔喉半径为0.92~3.68μm,属小孔细喉和细孔微细喉。这类储层主要见于三角洲平原和前缘的细-粉砂岩或分流间湾沉积,含油性较差。由Ⅱb类储层参数特征可见,其中不乏有孔渗较好的毛管压力曲线,说明部分细-粉砂岩储层也具有相对较好的孔渗条件。(3)Ⅲ类(差)储层岩性以致密砂岩为主,微孔型孔隙组合。孔隙度小于8.0%,渗透率小于0.1×10-3μm2。毛管压力曲线位置靠上,为高斜坡型,孔喉分选差,喉道半径微小。排驱压力平均11.18MPa,最大孔喉半径小于0.15μm,孔喉半径均值小于0.10μm,无中值压力和中值半径。这类储层主要见于三角洲平原和三角洲前缘亚相中的分流间湾沉积,属致密层,通常为非储层,一般不含油