低渗透砂岩储层可动流体评价研究

低渗透砂岩储层可动流体评价研究

0储层可动流体参数低渗储存层的限制流存在于极小的间隙和靠近大间隙的间隙之间。间隙内的部分流量受岩石骨架的影响，受毛管力的限制，因此很难流动。大间隙内储存的流量相对较小。在一定的外部阻力下，这些流量的流动性很好，因此被称为流动流量。低渗储层受沉积、成岩作用影响,其孔喉结构复杂,流体赋存状态也不同于常规储层,储层微细孔隙所占比例较大,表面作用增强,展布在孔隙壁面上的束缚流体含量很大,而可动流体参数能反映整个孔隙空间内可动流体量及孔隙表面和流体之间相互间作用,特别是固体表面对流体的束缚作用,它也是孔隙结构对流体渗流阻力大小的体现方式之一。因此,可动流体参数比孔隙度、渗透率更能表征低渗储层的物性和渗流特征,是空间有限的低渗储层开发潜力评价的一个重要参数。以往对低渗储层的可动流体核磁共振研究主要针对鄂尔多斯盆地延长组砂岩储层,且岩样数量有限,本文对国内3个不同油区不同岩性的典型低渗储层共计277块岩样进行了低磁场核磁共振实验,在此基础上进行低渗储层开发潜力的评价、可动流体影响因素、可动流体与岩石物性关系、可动流体T2截止值和孔喉半径下限等重要问题的研究。1实验材料和实验原理1.1岩样的层位与岩样的长度实验岩样包括克拉玛依油田八区下乌尔禾组51块岩样(共18口取心井)、青海油田狮子沟地区上干柴沟组64块岩样(共24口取心井)、长庆安塞—姬塬—西峰油田延长组162块岩样(共61口取心井),其中延长组长3层位45块,长6层位60块,长8层位57块。核磁共振实验仪器使用中国科学院渗流流体力学研究所开发研制的国内第二代核磁产品RecCore-04型低磁场核磁共振岩样分析仪,对岩样进行可动流体参数测试,离心实验采用PC-1型石油岩样离心机,岩样在6.8×104kgf/m2(1kgf/m2=9.80665N/m2)离心力下高速离心,实验步骤按照行业标准《岩样核磁共振参数实验室测量规范》(SY/T6490-2000)来执行。1.2储层中流体的弛豫时间流体储层岩石孔隙大小与氢核弛豫率成反比关系是利用核磁共振T2谱研究岩石孔隙结构的理论基础。流体在岩样中的分布存在一个弛豫时间界限,大于这个界限,流体处于自由状态,即为可动流体;小于这个界限,孔隙中的流体被毛细管力或粘滞力所束缚,处于束缚状态,为束缚流体。不同储层中流体的弛豫时间界限(可动流体T2截止值)不同。当流体饱和到岩样孔隙后,流体分子会受到孔隙固体表面的作用力,作用力的大小取决于孔隙(孔隙大小、孔隙形态)、岩石矿物(矿物成分、矿物表面性质)和流体(流体类型、流体粘度)等。对饱和流体的岩样进行核磁共振谱测量时,得到的T2弛豫时间大小取决于流体分子受到孔隙表面作用力的强弱,T2弛豫时间大小是孔隙、岩石矿物和流体等的综合反映。从油层物理的角度讲,可动流体百分数是指充有原油的孔隙中大于截止孔径的孔隙体积占总原油孔隙体积的百分数;可动流体孔隙度是指孔径大于截止孔径的孔隙体积占岩样总体积的百分数,即单位体积岩样的可动流体体积。可动流体的这两个参数综合了储层储集能力与流体赋存特征两方面的信息,更能确切地反映低渗透砂岩储层特征。2储层基质内可动流体孔隙度对国内3个不同油田区块不同岩性的低渗储层共计277块基质岩样进行测试,测试结果见表1。克拉玛依油田八区下乌尔禾组(下文简称为八区)51块岩样岩性以灰绿色砂质砾岩为主,夹砂砾岩,构造高角度微裂缝较发育,平均可动流体百分数为15.43%,平均可动流体孔隙度为3.53%,在3个油田中可动流体参数最低,储层基质内可动资源量很小。青海油田狮子沟地区上干柴沟组(下文简称为狮子沟地区)64块岩样岩性以灰质泥岩为主,储层局部微裂缝发育,平均可动流体百分数为21.31%,平均可动流体孔隙度为4.58%;其中32块岩样的可动流体百分数大于20%,47块岩样可动流体孔隙度大于5.38%,具有一定的开发潜力。长庆安塞—姬塬—西峰油田(下文简称为长庆油田)延长组各层位162块岩样的岩性以细砂岩、粉砂岩为主,普遍发育微裂缝,平均可动流体百分数分布在42.26%~52.58%之间,平均可动流体孔隙度分布在5.21%~5.87%之间,可动流体参数在3个油区中最高,开发潜力也最大。3储层可动流体的发育程度低渗储层中可动流体的影响因素较多,孔隙连通性及次生孔隙发育程度、粘土矿物充填孔隙程度、重结晶等储层微观孔隙结构特征、微裂缝发育程度是可动流体的主要影响因素。3.1储层孔隙类型八区51块岩样为“复模态充填式”孔隙结构,即一级颗粒内充填二级颗粒,二级颗粒内充填三级颗粒(图1(a));或者形成“复模态悬浮式”结构,即一级颗粒不接触而“悬浮”于二级或三级颗粒内(图1(b)),其孔隙类型和组合都比较复杂。铸体薄片分析表明孔隙空间经历了溶蚀和次生矿物的充填改造过程,储层孔隙主要为溶蚀作用形成的次生孔隙,其中剩余粒间孔是本区砂质砾岩中最主要的孔隙类型,由胶结物溶解或部分骨架颗粒溶蚀而形成的次生大孔隙。狮子沟地区64块岩样岩性复杂,主要包括泥岩、钙质泥岩、泥灰岩、白云质灰岩及盐岩等,油层岩性主要是各种不纯的碳酸盐岩,非均质性较强,对于这些不同类型的岩石,尽管储集空间有所差异,但基本类型可归为3类:剩余原生粒间孔隙、次生溶蚀孔洞和裂缝,并以后两者为主。长庆油田延长组主要碎屑组分为长石、石英、岩屑,填隙物包括杂基和胶结物,以绿泥石、铁方解石和硅质等胶结物为主,颗粒呈次棱状,分选中等-好,胶结类型以孔隙式、加大-孔隙式胶结为主(图2(a));孔隙类型主要为粒间孔和粒内溶孔(图2(b)),主要为长石溶孔和岩屑溶孔,分选较好;可动流体参数均较高,且分布范围较中、高渗储层宽,162块岩样可动流体百分数分布于6.7%~74.4%范围内,可动流体孔隙度介于0.12%~8.57%之间,具有较大的开发潜力。3.2喉道分布及特征根据核磁共振快扩散表面弛豫模型,核磁共振T2谱反映孔径分布,弛豫时间越长对应孔隙半径越大,反之亦然。离心试验结果表明,长弛豫组分即大孔隙内的流体能被分离出,为可动流体;短弛豫组分即小孔隙内的流体不能被分离出,为不可动流体。八区51块岩样主要的孔隙类型为剩余粒间孔,平均孔径一般100μm,在含砾砂岩储层内发育(图3(a)),孔隙半径分布较为分散,通过岩样恒速压汞实验得出孔隙半径基本分布在70~220μm之间;而喉道的大小及分布形态却有很大的差别,不同岩样其喉道展布范围明显不同,不同级别喉道的含量差异也非常大,喉道分布从0.5μm到8μm跨度很大,从而导致该区可动流体参数变化幅度较大,可动流体百分数分布在0.12%~30.25%范围内,可动流体孔隙度分布于0.09%~7.25%之间,但主要喉道分布在0.4~1.5μm之间,导致了平均可动流体百分数较低,为15.43%,平均可动流体孔隙度也较低,为3.53%。图4(a)为八区一块岩样离心前后的T2谱,离心前完全饱和状态下的T2谱长弛豫组分少即大孔隙含量少,可动流体百分数仅为9.31%,可动流体孔隙度仅为2.11%。根据长庆油田延长组各层位共162个岩样数据统计,延长组孔径变化分布于10~190μm范围,平均孔径67.78μm,主要分布在9.8~45.7μm之间,可动流体参数值高。图4(b)是长庆安塞油田延长组一块岩样离心前后的T2谱,离心前完全饱和状态下的T2谱长弛豫组分多,即大孔隙含量高,可动流体百分数高达66.4%,可动流体孔隙度为8.26%。3.3层位可动流体孔隙度变化八区天然裂缝的类型有构造垂直缝、构造高角度缝、构造低角度缝和成岩充填缝-半充填缝等,以构造高角度缝为主。裂缝发育段厚度与地层厚度的百分比为1.45%~10.46%。根据18口取心井资料统计,869.08m岩样中见裂缝649条,裂缝累计长98.31m,平均每米岩样有0.75条裂缝,平均裂缝长度0.113m。储层粘土矿物以绿蒙混层为主,相对含量大于50%,其次为绿泥石、伊蒙混层和伊利石。粒间充填或半充填的伊蒙混层、绿泥石导致孔隙不发育,连通性差,而粘土微孔中的流体通常是不能参与流动的,同时由于压实、胶结等成岩作用较强,填隙物如杂基、胶结物等含量高,则往往导致孔喉配位数减少。以805井和85290井为例,大多数孔喉配位数集中在1左右,这些都导致了该区可动流体参数偏低。狮子沟地区部分岩样的孔隙仅由直径约1μm的极细小不规则泥晶颗粒形成的晶间微孔构成,如狮深10井5号岩样的扫描电镜图像表明,岩样中既没有次生孔隙也没有微裂缝存在(图3(b)),可动流体参数很低,可动流体百分数仅为3%,可动流体孔隙度仅为1.6%。但也有部分岩样内有重结晶作用形成的孔径达10~20μm的次生孔隙或微裂缝存在,这类岩样可动流体参数较高,如狮中6井35号岩样的高分辨率CT扫描图像表明微裂缝发育良好(图5),该岩样微裂缝孔隙度为2.85%,可动流体百分数为45%,可动流体孔隙度为6.64%。研究表明,狮子沟地区以灰质泥岩为主的基质岩样可动流体主要来自于重结晶作用形成的次生孔隙或微裂缝。3个油田地区的岩样分析结果表明,长庆油田延长组的162块岩样可动流体参数最高。延长组微裂缝普遍发育,如长庆西峰油田庄40井区长6层位平均裂缝密度达1.52条/m;长庆西峰油田长8层位的成像测井资料表明岩样中普遍发育微裂缝,如庄164-61井成像测井能较好地识别高角度微裂缝,裂缝呈规则暗色正弦曲线,裂缝未填充(图6),微裂缝沟通了基质孔隙,其发育程度对可动流体有显著影响,可动流体百分数随裂缝孔隙度增加而增大(图7)。微裂缝发育程度的不同也是导致延长组各层位可动流体参数差异的主要原因,鄂尔多斯盆地各岩性的裂缝发育密度表明微裂缝主要发育于粉砂岩及细砂岩中(图8)。长3储层岩性以浅灰、灰褐色细砂岩夹暗色泥岩为主,微裂缝最发育,可动流体参数最高;长6层位岩性为褐灰色块状细砂岩夹灰黑色泥岩,泥质粉砂岩、粉细砂岩互层夹薄层泥灰岩,微裂缝较发育;长8层位岩性为暗色泥岩、砂质泥岩夹灰色粉细砂岩。在延长组3个层位中微裂缝相对发育最少,可动流体百分数最低,平均为42.26%。同时,各层位取心井岩心分析数据(表2)表明,长8层位长石含量最高,石英含量最低,长石矿物具有较强的吸附作用,油-岩界面张力大,矿物颗粒表面束缚流体的能力强,也导致了其可动流体含量低。长8层位较低的可动流体孔隙度主要源于孔隙度较低的储层储集空间。4储层可动流体百分数与孔隙度和渗透率的关系图9和图10分别是八区51块岩样和狮子沟地区64块岩样可动流体百分数与岩样孔隙度、渗透率之间的相关关系。可见砂质砾岩和灰质泥岩的可动流体百分数与孔隙度基本无相关性,与渗透率表现出一定的相关性,但相关性不强。随着渗透率的增大,可动流体百分数呈增大趋势,数据点也趋于收敛,相关性增强,渗透率的相关性要好于与孔隙度的相关性,但数据点整体比较分散,这说明可动流体百分数并不完全受渗透率控制,部分渗透率较低的岩样可动流体百分数反而较高,反之亦然。孔隙度或渗透率比较接近的储层,其可动流体参数可能会存在较大差异,表明可动流体百分数是一个独立于孔隙度、渗透率的参数。与砂质砾岩和灰质泥岩储层不同,砂岩储层可动流体百分数与孔隙度和渗透率之间相关性均较好,且岩样孔隙度、渗透率越大,可动流体百分数与其相关性越好(图11)。采用非线性最优化算法计算可得到长庆油田延长组162块砂岩岩样的可动流体百分数(Sm)与岩样孔隙度(ue788)和渗透率(K)之间的相关关系式,可表示为:式中:Sm为可动流体百分数,%;ue788为岩样孔隙度,%;K为岩样渗透率,10-3μm2。图12为该关系式的交会图,相关系数为0.693,总体上计算值与实测值吻合很好。5低渗储层可动流体转换大量岩样分析实验结果表明,可动流体截止值在弛豫谱上有明显特征,即通常位于谱线中两峰间的最低点附近。对某一储层而言,通常取各岩样的平均值作为该储层可动流体评价的T2截止值标准。由此得到八区储层可动流体截止值为5.11ms,狮子沟地区储层可动流体截止值为16.18ms,长庆油田延长组储层可动流体截止值为8.91ms。各油田略有差异,但均远小于中、高渗储层可动流体评价常用的33ms,主要原因是低渗透储层中顺磁物质含量高,表面弛豫效应增强,使得弛豫时间向缩短的方向偏移。根据核磁共振原理,核磁共振T2弛豫时间分布与其孔喉半径分布有密切的联系,其对应关系表示为:式中:r为孔喉半径,μm;T2为弛豫时间,ms;C为换算系数,μm/ms。因此,将核磁共振T2弛豫时间分布与常规岩石压汞孔喉分布相结合,求得其转换系数C后,就可以将核磁共振T2弛豫时间分布换算成以长度为单位的孔喉半径分布,也可确定可动流体孔喉半径的下限值。该换算系数大小具有地区经验性,但同一油田同一层位岩石(储层)的换算系数C值通常很接近。选取3个油田的3个岩样进行压汞测试(长庆油田延长组取长6层位的某一块岩样),测试结果及换算系数见表3。依据上述原理,获得八区、狮子沟地区和长庆油田延长组3个不同岩性低渗储层可动流体孔喉半径下限值均为0.32μm左右(图13)。6储层可动流体参数性因子分析(1)研究了我国3个典型低渗储层的可动流体分布规律,分析岩样数277块,涵盖了砂质砾岩、灰质泥岩和砂岩3种不同岩性,研究结果具有普遍性和实用性。研究表明低渗储层可动流体参数变化范围较宽;岩样渗透率越高,可动流体参数与渗透率的相关性越强,砂岩储层可动流体百分数与孔隙度和渗透率之间相关性均较好。(2)孔隙度或渗透率比较接近的储层,其可动流体参数可能会存在较大差异。微观孔隙结构类型决定了低渗储层可动流体参数的大小,微裂缝的发育程度、孔径分布、粘土矿物及其对孔隙的充填程度等是可动流体参数差异性产生