鄂尔多斯盆地南部镇泾地区长8

鄂尔多斯盆地南部镇泾地区长8

随着低渗透油藏的大量发现，低渗透油藏尤其是低渗油藏的评价提出了面临的重大挑战。综合分析低渗透储层的特点,认为传统的评价参数并不能完全反映超低渗储层的本质特征。笔者在低渗透储层研究方法的基础上,尝试用超低渗储层的特征参数对研究区进行评价,以便为该区延长组长81储层的深入勘探开发提供理论依据。1储层地质特征研究区长81储层的三角洲前缘砂体是镇泾油田的主力油层之一。通过对取心井目的层段岩心的观察,发现长81储层岩性下部为灰色、灰绿色粉砂质泥岩、泥质粉砂岩夹薄层状砂岩,向上逐渐过渡为粒度较粗的灰褐色含油细砂岩和中砂岩(图1)。长81储层沉积构造特征为:底部发育冲刷构造、块状层理;中部以交错层理和平行层理为主;上部常见水平纹层和透镜状层理,并伴有生物扰动构造。依据研究区沉积相标志,结合区域沉积背景及前人对该区沉积相方面的研究成果,认为该区长81储层属于辫状河三角洲沉积体系中的三角洲前缘亚相,从河口向湖方向可分为水下分流河道、分流间湾、水下天然堤及前缘席状砂等微相。由于沉积环境的差异,不同沉积微相间储层物性存在较大差异(表1),其中水下分流河道微相中心部位砂体物性最好,侧翼次之,水下天然堤及前缘席状砂微相最差。2岩石学及性质特征2.1石英、岩屑和沉积岩研究区长81储层砂岩类型主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩(图2),砂岩中碎屑颗粒含量较高,碎屑成分占岩石总数的90%以上。石英含量一般为碎屑总数的30%~73%;长石含量一般为10%~51%,其中斜长石居多;岩屑一般为13%~43%,主要以火成岩岩屑和变质岩岩屑为主,沉积岩岩屑含量较低;填隙物含量一般为1%~10%,由方解石、绿泥石、水云母、高岭石、硅质、白云石、黄铁矿等组成,其中以方解石和绿泥石为主。2.2低孔、低渗储层通过对研究区18口取心井的576块样品物性测试数据统计分析,认为研究区孔隙度平均为10.38%,主要分布范围为7%~11%,占总样品数的65%;次要分布范围为13%~15%,占总样品数的26%。渗透率平均为0.34mD,主要分布范围为0.1~0.3mD,占总样品数的72%;次要分布范围为0.3~0.5mD,占总样品数的21%,具有低孔、超低渗储层特征。研究区孔隙度和渗透率具有明显的正相关特征,说明储层的渗透性主要受孔隙和喉道所约束,孔隙的发育直接控制着油层物性和含油性的变化。3层的开口结构特征3.1粒间孔及溶蚀孔特征长81储层的孔隙类型主要为残余粒间孔(图版I-1),其次为溶蚀孔(图版I-2、图版I-3)和微孔(图版I-4),部分样品有微裂隙(图版I-5)。残余粒间孔及溶蚀孔平均各占总孔隙的55.6%和29.4%,溶蚀孔主要为长石颗粒溶孔及浊沸石胶结物溶孔。当深部酸性地下水沿长石颗粒边缘及解理缝进行溶蚀时,则会形成扩大粒间孔及粒内溶孔。当残余粒间孔及溶蚀孔发育时,面孔率较高,可达6%~8%。3.2喉道的发育情况根据薄片和扫描电镜分析,研究区储层喉道类型以片状喉道(图版I-6)、弯片状喉道和缩颈状喉道为主,局部发育管束状喉道。由于成岩作用,喉道变得更窄,储层孔喉类型总体上表现为连通性差、喉道配位数低的特点。3.3喉道不足导致储层微观结构非均质研究区的平均孔隙半径为56.13μm,呈明显的单峰特征,平均喉道半径为0.08μm。由于半径为1μm的喉道大量存在,加剧了储层微观孔隙结构的非均质。该区的排驱压力平均为1.42MPa,表明储层渗透率较低;中值压力平均为13.56MPa,表明储层原始产能较低;分选系数平均为3.77,表明孔喉分选性较差。综合研究表明储层的孔隙结构类型为中孔隙、细喉型。4低渗透储层储层评价方法基于低渗透储层孔隙结构复杂、非达西流、可动流体饱和度小、启动压力高的特点,若沿用中、高渗透储层的评价方法,选取的评价参数则不能完全反映低渗透储层的本质特征,因此笔者采用了低渗透油田储层评价方法。4.1喉道半径对储层流体的影响喉道半径是表征低渗透储层岩石孔隙结构的重要因素,它影响低渗透油田流体的渗流能力。喉道半径越大,流体的渗流阻力越小,储层流体的开发潜力越大;反之,如果喉道半径越小,渗流阻力越大,储层流体的开发难度就越大。不同渗透率的岩心,其孔隙大小及分布性质差别并不大,差别主要体现在喉道大小及分布上,说明低渗透率储层渗流能力主要受喉道控制。4.2储层渗流能力和渗流速率杨正明等分析了可动流体百分数与渗透率和驱油效率的关系,研究了超低渗透岩心在不同围压下可动流体百分数的变化规律,并对不同超低渗透开发区块进行可动流体百分数测试。研究结果表明,可动流体百分数是评价储层渗流能力及开发潜力的一个重要物性参数,可用可动流体百分数预测特低渗透油藏开发效果。对于超低渗透油藏,可动流体百分数是一个比孔隙度和渗透率更能表征储层渗透性的参数。不同的围压,其可动流体百分数和束缚水饱和度不同。根据不同超低渗透开发区块进行的可动流体百分数的测试结果,表明用可动流体百分数预测超低渗透储层开发效果与油田现场实际开发效果基本一致,也验证了可动流体百分数评价的可行性。4.3影响力梯度的因素低渗透储层由于孔隙、喉道细小,流体在渗流过程中受到孔壁作用的影响很大,呈现非达西渗流现象,其中启动压力梯度是主要的影响因素。图3为镇泾地区超低渗透储层启动压力梯度与渗透率的关系图,从图中可以看出:当岩心渗透率小于5mD时,启动压力梯度值相对较小;当渗透率从5mD降到1mD时,启动压力梯度上升幅度增加;当渗透率降到1mD以下时,启动压力梯度急剧上升,表明注采井间渗流阻力增大,流体更加难以动用。4.4有效喉道、被有效喉道质有效喉道是建立在吸附水膜厚度为0.10μm的基础之上,把喉道半径大于0.10μm的喉道称为有效喉道,被有效喉道连通的孔隙称为有效孔隙。目的层岩心实测孔隙度为16.72%,有效孔隙度为10.38%,有效孔隙占总孔隙的64.32%。计算求得的有效孔隙度与核磁共振测得的可动流体孔隙度非常接近,在此范围内的孔隙度,能真实反映储层的有效储集空间。5砂岩储层类型根据喉道半径、可动流体百分数、有效孔隙度、启动压力梯度以及渗透率等参数,利用聚类分析法,并结合前人的研究成果,将镇泾地区长81砂岩储层划分为3类(表2)。5.1储层压力基因分析Ⅰ类储层厚度较大,主要为分流河道心滩沉积,岩性以细粒岩屑砂岩为主,部分为中粒岩屑砂岩。此类储层的孔隙度一般大于14%,渗透率大于0.4mD;砂岩毛管压力特征为低排驱压力—粗喉道型,其排驱压力一般小于0.9MPa;砂岩铸体薄片面孔率大于3%;孔喉分选性较好,喉道中值半径一般大于0.3μm;最大进汞饱和度大于85%。此类储层普遍发育绿泥石黏土膜胶结残余粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙和溶蚀粒内孔隙。喉道类型以片状喉道、弯片状喉道为主。储层孔渗性好,具有一定的产能,为该区最好储层,主要层位为长812小层。5.2储层压力分布特征Ⅱ类储层厚度中等,主要为分流河道和河口坝沉积,岩性主要为灰色厚层状细砂岩和细—粉砂岩。此类储层的孔隙度一般为8%~14%,渗透率一般为0.2~0.4mD;砂岩毛管压力特征为中排驱压力—中喉道型,其排驱压力一般为0.9~2MPa;砂岩铸体薄片面孔率为1%~3%;孔喉分选性较差,喉道中值半径一般为0.1~0.3μm;最大进汞饱和度一般低于75%。此类储层分布主要为缝状残余粒间孔隙和溶蚀粒间孔隙。喉道类型以缩颈状喉道、片状喉道和弯片状喉道为主。储层孔渗性较好,具有一定的产能,为该区较好储层,主要层位为长811和长812小层。5.3细喉道型储层Ⅲ类储层厚度较薄,主要为决口扇沉积,由极细砂和粉砂组成。此类储层砂岩的孔隙度一般低于6.5%~8%,渗透率为0.1~0.2mD;砂岩毛管压力特征为高排驱压力—细喉道型,其排驱压力一般大于2MPa;砂岩铸体薄片面孔率小于1%;孔喉分选性很差,喉道中值半径一般低于0.1μm,属微喉道型;最大进汞饱和度低于50%。此类储层以填隙物内微孔隙和部分残余粒间孔隙为主,局部发育溶蚀长石粒内孔隙。喉道类型以缩颈状喉道、管束状喉道为主。孔隙分布不均匀,连通性差。储层孔渗性差,为差储层,主要层位为长811和长813小层。综合分析认为,研究区Ⅱ类、Ⅲ类储层较为发育。但结合动态资料,Ⅰ类、Ⅱ类储层的长812小层是研究区的有利勘探层位(图4)。6