鄂尔多斯盆地吴旗地区长6储层孔隙结构研究

鄂尔多斯盆地吴旗地区长6储层孔隙结构研究

三叠纪延伸组湖泊三角洲的特征是，大坝的基本厚度由湖泊的基本面逐渐减小，湖泊对三角洲的转化影响减弱，砂体相对稳定，垂向重叠，水平连续分布。根据沉积相研究，在三角洲前面的水下分离河流的砂层和河口的砂层是主要储层类型。两种微相砂层厚度较大，平均厚度为12.0m，最大厚度为39.5m，储层孔隙度为11.1%，但渗透率较低。平均0.73.10-3m2。储层岩性为灰色和绿色粘土砂岩和岩屑砂岩。砂岩结构成熟，分类良好，由于对研究区域内孔结构的未知理解，该区域的注水开发效果不明显。因此，在总结前人工作的基础上，作者对研究区域内孔结构的特点进行了分析，并对制定合理的油田勘探开发方法具有了重要意义。通过对研究区域内孔结构特征的分析，作者对制定合理的油田勘探开发方法具有了重要意义。提高石油采收率。1储存空间类型和空隙分布1.1储层砂岩孔隙类型偏光显微镜下对岩石薄片、铸体薄片的观察及扫描电镜分析表明,吴旗地区长6砂岩中的孔隙以残余粒间孔隙为主,其次为各种溶蚀孔隙,可溶解成分主要为长石、各种岩屑、杂基及早期碳酸盐胶结物.剩余粒间孔早期碳酸钙溶孔及溶蚀孔隙发育长石溶解是形成次生孔隙的主要因素.根据薄片观察,长石溶蚀孔占次生孔隙的34%,占总孔隙度的21%.长石的溶解可以形成沿长石解理面发育的小溶孔带或溶缝,也可以是长石矿物主体或整体被溶蚀形成较大的粒内溶孔或铸模孔,大部分可以与剩余粒间孔连通成为有效溶孔,而后者尽管孔隙大,但分布局限,仅有少量大溶孔或铸模孔与剩余粒间孔连通成为有效溶孔.岩屑溶孔是长6储层次生孔隙的一部分.长6储层岩屑成分以岩浆岩岩屑为主,次为火成岩岩屑,被溶解的岩屑成分多为花岗岩和基性喷出岩,一般为互不连通的无效孔隙.早期碳酸盐胶结物的溶解是长6储层次生孔隙形成的另一主要因素.碳酸盐矿物的早期析出不但有效地遏制了压实作用的进一步进行,同时也为晚期溶解形成次生孔隙奠定了物质基础.此外,薄片中可见部分粘土矿物杂基的边缘(主要为伊利石杂基)有小溶孔发育,呈不规则分布,彼此互不连通,多为无效孔隙.需要说明的的是,陕北地区长6油层组浊沸石胶结物溶孔普遍发育,局部地区储层孔隙以浊沸石溶孔为主,且浊沸石溶孔大多发育在岩性较粗的叠置水下分流河道砂体中.吴旗地区长6储集层为水下分流河道及河口坝的粒度较细的粉细砂岩,只有少量样品含有浊沸石,故所形成的溶蚀孔隙也极为有限.根据孔隙图象分析结果,长6储层平均面孔率为11.1%,其中剩余粒间孔占总面孔率的4.0%,长石溶孔占2.4%,岩屑溶孔占1.9%,碳酸盐胶结物溶孔占1.7%,浊沸石溶孔、杂基溶孔和晶间孔占1.1%.因此,长6储层孔隙以经过成岩改造的原生粒间孔为主,长石溶孔、岩屑溶孔及早期碳酸盐溶孔的发育使储层性质进一步得到改善(图1).1.2储层优质孔隙根据油田开发的动态特征,结合铸体薄片孔隙图象分析,可把吴旗地区长6储层中孔隙大小分为4类(图1).①大孔,d>50µm,主要成因是溶蚀粒间孔及剩余粒间孔,占孔隙总面积的16.2%;②中孔,d=50~20µm,主要为剩余粒间孔、长石溶孔及岩屑溶孔,发育在河口砂坝砂体中,占孔隙总面积的34.4%.上述两类孔隙是长6储层中的优质孔隙,孔隙间连通性较好,一个孔隙可与几个喉道相连,平均配位数2.3.孔隙个体大,再加上储层岩石表面的亲水性,注水之后不利于提高注水的波及体积;③小孔,d=20~10µm,主要是长石溶孔、碳酸盐溶孔、云母溶孔等,主要发育在水下分流河道砂体中,占孔隙总面积的36.7%;④微孔,孔隙直径小于10µm,多是粘土矿物之间的晶间孔,薄片中约占孔隙总面积的12.7%.此类孔隙在长6储层中一般属较差孔隙,在注水开发时,应适当加大注水强度,将原油驱替出来.因此,长6储层孔隙以中孔和小孔为主,二者占孔隙总面积的71.1%,使储层具有中-高孔性质.且不同的储集砂体类型,孔隙大小分布不同.2孔结构特征2.1水下分流河道储层喉道为连通孔隙的狭窄通道,对储层的渗流能力有决定性影响,喉道的大小和形态主要取决于岩石的颗粒接触关系、胶结类型及颗粒的形状和大小.按平均喉道半径可分为粗喉(>5µm)、中喉(1~5µm)、细喉(0.1~1µm)、微喉(0.01~0.1µm)和吸附喉(<0.01µm).吴旗地区长61油藏在不同地区存在较大差别,水下分流河道储层以细喉为主,约占52.2%,平均喉道半径为1.52µm;河口砂坝储层以中喉为主,约占47.8%,平均喉道半径为2.41µm.根据薄片观察和图象分析成果,吴旗地区长6储层以片状喉道和弯片状喉道为主,其次为缩颈型喉道,孔隙缩小型喉道,管束状喉道较少.但河口砂坝砂体(吴93井区)喉道明显简单,而分流河道砂体(吴410井区)喉道的曲面比较大,这样会影响到渗流性能.2.2孔喉类型分类长6储层储集空间由上述各类孔隙和喉道组合而成,薄片中常见的孔喉组合关系可分为3类:残余粒间孔+溶蚀孔+细喉型组合,此类组合是长6储层主要的孔喉组合类型,约占49%;溶蚀孔+残余粒间孔+细喉型+中喉型组合,该类组合亦是长6储层的主要类型之一,约占36%;溶蚀孔+残余粒间孔+微喉型组合,该类组合分布局限,约占15%.2.3储层压力特征根据压力曲线特征将毛管压力曲线上升缓慢,其典型的储层质.毛管压力曲线平直段短,总的来说孔隙分选较差-中等,大孔喉所占孔隙体积比例小,以小孔隙为主,形成储层低渗透的特点.曲线以陡斜式为主,缺少与纵轴平行的束缚水饱和度段,说明储层具有油饱低而水饱高的特点.总体来看,毛管压力曲线特征表明,吴旗地区长6油层具有喉道细,排驱压力大,退汞压力高等特点,属典型的低渗、特低渗曲线,尽管平台不明显,但整个曲线上升幅度比较小(图2),由毛管压力曲线所反映的储层性质较差.2.4储层孔隙结构孔喉的复杂程度是孔隙结构研究的重要内容,它直接影响到储层的渗流能力,同样孔隙度的条件下,孔隙结构简单时,渗流能力就强,复杂时渗透能力就差.利用铸体薄片孔喉图象分析作出的孔喉直径统计直方图及孔喉面积统计直方图均说明,吴旗地区长6储层孔隙结构较复杂,孔喉迂曲度大,孔隙及喉道的直径分布范围宽,孔喉分选差,不同大小的孔喉面积分散度大,分布频带宽.但不同微相的储层砂体,其孔喉分布的复杂程度有所不同.水下分流河道砂体孔喉分布复杂,孔隙及喉道的分选性较差(图3),而河口坝砂体相对较好(图4),这一结果与目前油田开发的现状相吻合,是造成吴旗长6油藏不同微相砂体产能差异的重要内在因素.孔隙结构控制油水分布,因此在注水开发过程中应根据储层不同的孔喉特征,采用不同的注水开发政策,提高油气采收率.3孔喉组合类型及其特征(1)吴旗地区长6储层以残余粒间孔为主,长石溶孔等次生孔隙的发育使储层性质得到改善.储层孔隙大小以中孔和小孔为主,且不同的储集砂体类型,孔隙大小分布不同,河口砂坝砂体以中孔为主,水下分流河道砂体以小孔为主.(2)吴旗地区长6储层以片状喉道和弯片状喉道为主.水下分流河道储层以细喉为主,喉道简单,河口砂坝储层以中喉为主,喉道曲面比较大,渗流能力较差.(3)吴旗地区长6储层以残余粒间孔+溶蚀孔+细喉型组合和溶蚀孔+残余粒间孔+细喉型+中喉型组合为主要的孔喉组合类型.(4)吴旗地区长6储层不同沉积微相类型孔喉分布的复杂程度不同,水下分流河道砂体孔喉分布复杂孔隙及喉道分选性差,而河口砂坝储层相对较好.(5)在注水开发过程中,应根据储层不同的孔喉特征,采用不同的注水开发政策,提高油气采收率.主要为储层经机械压实作用及多种胶结作用之后剩余的粒间孔隙.其中碳酸盐胶结物的早期析出,增强了孔隙的刚性和支撑能力,阻止了进一步的压实作用,使原生粒间孔隙得到一定保存.同时成岩早期绿泥石的存在对砂岩孔隙的保存有正面意义.三叠系延长统长6储层具有典型的低渗透特征.砂岩储层经历强烈的压实和压溶作用,碎屑颗粒尤其是石英和长石相互嵌合,并伴有不同程度的石英再生长,致使原生粒间孔隙大量消失.长6储层成岩作用过程中,在原生孔隙内形成以方解石、铁方解石、浊沸石为主的自生矿物,并以胶结物形