储层孔隙结构特征分析

储层孔隙结构特征分析

1储层岩性特征该行业的碳酸盐岩储层主要为雷口班群、嘉兴群、飞仙关群和长兴群。储层裂缝发育,多压力系统且高低交错,嘉二段储层压力系数2.13、飞仙关组储层压力系数1.8、飞三储层压力系数2.16。储层岩性主要为泥晶白云岩、硬石膏岩、含膏泥晶灰岩、含膏泥晶白云岩和夹亮晶砂屑鲕粒灰岩。储层发育伊利石、微晶石英、白云石、方解石和石膏等。雷口坡组平均孔隙度0.84%,平均渗透率0.0027×10-3μm2;嘉陵江组储层平均孔隙度4.79%,平均渗透率0.15×10-3μm2;飞仙关组储层平均孔隙度12.03%,渗透率0.001×10-3~603×10-3μm2,其中渗透率分布在0.04×10-3~100×10-3μm2之间的占65.9%;长兴组储层平均孔隙度为7.88%,平均渗透率0.07×10-3μm2,各层位的孔隙度和渗透率的相关性均较差。2孔结特征描述2.1型间隙类型(1)晶体之间的溶孔发育在白云石晶粒之间,孔径一般小于白云石晶粒,孔隙边缘白云石被溶蚀的特征明显。(2)中间溶孔溶蚀孔洞明显大于白云石晶粒,甚至大于由白云石晶粒组成的岩石颗粒而成为超大溶蚀孔洞,多发育在残余砂屑白云岩中。(3)储层沥青常被填充晶间孔发育在白云岩储层中,通常较小,多数为四面体孔,常被储层沥青所充填。晶间孔常常被溶蚀作用改造成其它孔隙,以单一晶间孔为储集空间的储层很少见。(4)连接和雕刻构造缝及溶蚀缝是指储层中未充填或半充填的裂缝以及沿裂缝或缝合线溶蚀而成的缝洞。2.2储层微观孔结构(1)储层渗透率测定排驱压力是指孔隙系统中最大连通孔隙喉道所对应的毛细管压力。排驱压力与岩石渗透率有明显的关系,渗透率高的岩样,排驱压力值就低;渗透率低的岩样,排驱压力值就高。嘉陵江组储层排驱压力为0.4~0.7MPa,排驱压力值比较高,说明本区储层渗透性差;飞仙关组储层排驱压力为0.004~20.007MPa,平均值为0.007MPa,储层渗透性极好;长兴组储层排驱压力为0.27~20.71MPa之间,储层渗透性较差。(2)储层毛管压力毛细管压力中值是储层原始产油气能力的标志。毛细管压力中值pc50是指当水银饱和度为50%时所对应的毛细管压力值。嘉陵江组储层毛管压力中值为3.69~15.36MPa;飞仙关组储层毛管压力中值为0.04~20.37MPa;平均值为0.11MPa;长兴组储层毛管压力中值为4.44~25.36MPa。飞仙关组毛细管压力中值最低,产气能力最高。(3)储层孔隙喉道半径孔隙喉道半径平均值是孔隙喉道大小总平均数的度量。嘉陵江组储层孔隙喉道半径平均值为0.05~0.20μm;飞仙关组储层孔隙喉道半径为1.99~216.51μm,平均值为12.70μm;长兴组储层孔隙喉道半径平均值为0.14~20.17μm。嘉陵江组、长兴组储层孔隙喉道半径均小于1μm(属微喉)。孔隙喉道半径直接影响储层渗透性,本区储层孔隙喉道半径平均值小,使得渗透性很差(4)储层筛选系数分选系数能反映孔隙喉道大小分布集中的程度。嘉陵江组储层分选取系数在2.4189~2.7646之间;飞仙关组储层分选取系数在0.96~22.63之间,平均值为1.60;长兴组储层分选取系数在1.56~22.50之间。所有层位储层孔喉分选性均较好。从以上分析可见,嘉陵江组、长兴组储层具有较高的排驱压力和中值压力,较小的孔隙喉道半径,较细的歪度,储层孔隙结构不好,为较差储层。飞仙关组储层具有较低的排驱压力和中值压力,较大的孔隙喉道半径,较粗的歪度,储层孔隙结构很好,是高孔高渗储层。3应用分析3.1透率累积累积本文以主流动孔隙为标准评价储层,所谓主流动孔隙是指压汞曲线中渗透率累积贡献在95%处所对应的孔喉半径与最大进汞饱和度的乘积。根据主流动孔隙度对川东北区嘉陵江组、飞仙关组、长兴组储层进行了评价和分类,该方法与传统方法分类结果有较好的一致性(见表1、表2)。3.2储层应力敏感性应力敏感性是指在施加一定的有效应力时,岩样的物性参数(孔隙度、裂缝参数、渗透率)随应力变化而改变的性质。工区应力敏感程度如表3所示,分析认为,岩石的孔隙结构特征是影响嘉陵江组、飞仙关组、长兴组储层应力敏感性的最主要因素。长兴组鲕粒发育且多为半充填或未充填,连通性差,因此在有效应力增加时孔喉受到压缩变化空间大,渗透率降低明显。而其它几个层位储层,岩石胶结性好,岩石骨架可以承受较大压力,孔喉变化小,因此长兴组储层应力敏感性要强于嘉陵江组、飞仙关组(长兴组储层岩样应力敏感系数大于其它层位)。在有效应力开始增加阶段,孔喉压缩发生弹性形变容易且变化范围大,致使岩石渗透率降低明显,当岩石有效应力继续增加到一定值后岩石发生塑性形变,孔喉压缩变小,变化范围窄,致使渗透率降低不明显。储层中发育的裂缝会加重储层应力敏感性(同一层位裂缝岩样应力敏感性大于基块岩样)。3.3基块暂堵剂保护油气层效果目前,屏蔽暂堵技术已经广泛应用到各个油田钻井完井作业中,屏蔽暂堵关键技术是泥浆中含有能在裂缝(喉道)处架桥的粒子,这类粒子以长轴尺寸与裂缝狭缝处宽度相当的纤维状粒子最有效。暂堵剂粒度级配根据油气层裂缝宽度及孔隙分布规律选择,研究认为,基块暂堵剂与地层平均孔喉直径最合理的匹配关系是2∶3,暂堵剂与裂缝宽度匹配的关系是(0.85~1)∶1。川东北碳酸盐岩储层使用屏蔽暂堵技术保护油气层效果明显。官10井须家河组4段完井测试天然气产量只有709m3/d,经酸洗天然气后,测试无阻流量达到25.22×104m3/d。普光4井飞仙关组1段完井测试天然气产量达到64.9×104m3/d,而没有使用屏蔽暂堵技术的普光2井飞仙关组1段完井测试的天然气产量仅22.65×104m3/d。4储层结构好,储层储层精细结构得到了调控(1)工区嘉陵江组、飞仙关组、长兴组碳酸盐岩储层的主要孔隙类型为粒间、晶间溶孔和溶洞,其次有晶间孔、粒间孔、粒内溶孔等。(2)嘉陵江组、长兴组储层具有较高的排驱压力