鄂尔多斯盆地合水地区长 8储层微观非均质性的试验分析

陈 杰,周鼎武

(1.中国石油大学地球资源与信息学院,山东东营 257061;2.山东科技大学地质科学与工程学院,山东青岛 266510)

鄂尔多斯盆地合水地区长 8储层微观非均质性的试验分析

陈 杰1,周鼎武2

(1.中国石油大学地球资源与信息学院,山东东营 257061;2.山东科技大学地质科学与工程学院,山东青岛 266510)

通过真实砂岩微观孔隙模型试验,对鄂尔多斯盆地合水地区长 8储层的微观非均质性进行研究。结果表明:研究区长 8储层的微观非均质性很强,且存在储层物性越好其微观非均质性越强的特点;沉积微相和溶蚀作用是影响微观非均质性的主要因素;微观非均质性是影响水驱油效果和剩余油分布的内因;在充分研究合水地区长 8储层 4种主要孔隙类型的基础上,建议相应地针对原生粒间孔隙和溶蚀孔隙型、微裂缝型、自生矿物晶间微孔隙型制定 3类注水开发方案。

鄂尔多斯盆地;合水地区;长 8储层;微观非均质性;真实砂岩微观孔隙模型

合水地区位于鄂尔多斯盆地中央古隆起的南端,三叠纪末期抬升幅度较大,曾遭受强烈的风化剥蚀,缺失长 1、长 2地层,部分地区也缺失长 3及长 4 +5地层,长 6及长 8油层是本区勘探的主要目的层。上三叠统延长组长 8油层组砂岩是本区重要的储集层。油藏自投入生产以来遇到了诸多问题,其中储层非均质性便是影响本区剩余油分布和油田开发的重要因素。基于以上原因,笔者通过真实砂岩微观孔隙模型试验[1-4],对合水地区长 8储层砂岩的微观非均质性进行系统研究。

1 岩石学特征

1.1 岩石类型及碎屑组分

薄片及扫描电镜观察结果表明,研究区长 8储层砂岩以长石砂岩 (体积分数约为 48.89%)、岩屑质长石砂岩(体积分数约为 40.48%)为主,此外有少量岩屑砂岩(体积分数约为 10.63%)。

砂岩颗粒粒径一般为 0.1～0.4 mm,分选中等,多呈次棱角状,颗粒间以线接触为主。颗粒中石英平均体积分数为 33.3%,长石平均体积分数为41.1%,岩屑平均体积分数为 25.7%。

1.2 填隙物特征

研究区长 8储层砂岩胶结物体积分数一般为5%～20%,主要为自生的绿泥石、高岭石、伊利石、方解石、铁方解石、白云石和石英。杂基体积分数一般为 2%～10%,主要为高岭石、伊利石、蒙脱石等黏土矿物,且大多已被铁质浸染。

1.3 孔隙类型

研究区长 8储层砂岩主要发育以下 4类孔隙类型:

(1)剩余原生粒间孔隙。研究区最发育的孔隙类型,周围普遍存在黏土膜,约占孔隙总量的 46%。

(2)溶蚀孔隙。主要发育长石、碳酸盐和岩屑溶蚀孔隙,其中长石溶蚀孔隙约占孔隙总量的 26%,碳酸盐溶蚀孔隙约占7%,岩屑溶蚀孔隙约占4%。

(3)微裂缝。在薄片鉴定过程中发现一些微裂缝,既有构造作用成因也有成岩作用成因,缝宽为0.01～2 mm,约为孔隙总量的 9%。

(4)自生矿物晶间微孔隙。主要是指自生石英、自生黏土矿物、自生方解石晶体间的微孔隙,约为孔隙总量的8%。

2 真实砂岩微观孔隙模型试验

真实砂岩微观孔隙模型试验是大陆动力学国家重点实验室的一项国家专利技术。优点是可以直接利用可视化界面对储层内油、水渗流过程进行观察,试验模型采用真实岩心样品制作而成,且样品的真实孔隙结构得到了很好地保存,可信度较高,是进行室内水驱油试验的理想模型[1-2]。缺点是试验仪器不能严格模拟流体在地下储层中渗流时的温压条件,与流体在地层环境下储层中的渗流状态有一定的差距。

2.1 样品选择及试验模型制作

依据扫描电镜、普通薄片、铸体薄片及染色薄片的观察分析结果,从所有样品中筛选出 12块具有不同孔隙结构类型的油层样品(表 1)。在尽可能保护样品孔隙结构不被破坏的前提下,经切片、洗油、烘干、磨片及最后的上胶合成等一系列严格步骤制成真实砂岩微观孔隙模型。

表 1 样品参数统计Table 1 Statistics of samples parameters

2.2 试验仪器及材料

真实砂岩微观孔隙模型试验系统由真实砂岩微观孔隙模型、抽真空系统、加压系统 (最高压力为200 kPa)和显微观察系统(以光学显微镜为主,配有照相、录相设备)4部分组成。试验过程用油是根据合水地区长 8储层原油物性采用煤油和机械泵油配制成的模拟油,试验用的模拟水为蒸馏水。为方便观察,在模拟油中加入少量油溶红,在模拟水中加入少量甲基蓝,使模拟油呈现红色,模拟水呈现蓝色。

2.3 试验步骤

首先,对模型抽真空后及时饱和水,抽真空要做到尽量彻底,饱和水时要避免气泡进入模型致使产生较大误差;其次,测量模型的渗透率;再次,先后进行油驱水和水驱油两次流体驱替试验,在观察试验现象同时,记录下油驱水入口压力(p1)、原始含油饱和度 (Soi)、水驱油入口压力 (p2)、剩余油饱和度(Sor)并计算驱油效率 (Ed);最后,依据试验现象进行解释分析。12块岩心的测试及计算数据见表 1。

3 试验结果

本文中选择的 12个真实砂岩样品包含了合水地区长 8储层砂岩的上述 4类主要孔隙类型。

3.1 剩余原生粒间孔隙型

庄 111-4、庄 111-7和庄 211-1样品属于此种类型,以庄 111-4样品为例进行说明。薄片和扫描电镜观察该样品以剩余原生粒间孔隙为主 (图 1 (a)),颗粒呈次棱角状,分选好,泥质胶结较多,少量硅质胶结,属长石砂岩。油驱水时,入压为 8 kPa,油充满引槽后在模型中形成上、中、下 3条运移通道,运移速度较快,可捕捉到明显的动态图像,之后缓慢向全模型扩散,持续加压后油浸范围有所扩大,估算原始含油饱和度为 60%。水驱油时,入压为 50 kPa,起初水主要沿油驱水时的下支路线指状突进,之后慢慢向整个模型扩散,亦可捕捉到明显的动态图像,增加压力水驱油路线无明显变化,估算剩余油饱和度为 40%。在两次驱替过程中,流体均出现小范围的绕流,致使模型上部始终有部分区域流体无法波及,体现出样品的微观非均质性(图 1(b))。

图 1 剩余原生粒间孔隙型(庄 111-4样品,1.8543 km)Fig.1 Types of rema in ing pri mary pores between gra i ns(Sample Zhuang111-4,1.8543 km)

3.2 溶蚀孔隙型

庄 112-4和庄 121-3样品属于此种类型,以庄112-4样品为例进行说明。薄片观察该样品以溶蚀孔隙为主 (图 2(a)),颗粒多呈次棱角状,分选中等,薄膜状绿泥石胶结为主,少量钙质胶结。油驱水时,入压为 4 kPa,油充满引槽后,呈地毯状迅速进入模型,并快速充满另一端引槽,估算原始含油饱和度为 55%。水驱油时,入压为 8 kPa,起初水沿上、中、下 3条通道缓慢前进,后经过合并、再分支的方式抵达另一侧引槽 (图 2(b)),估算剩余油饱和度为40%。在两次驱替过程尤其是水驱油过程中,因溶蚀孔隙发育不均,流体出现较大范围的绕流现象,至试验结束,模型中 20%面积仍未被流体波及,存在大片剩余油,增加压力,驱油效果无明显改善。

图 2 溶蚀孔隙型(庄 112-4样品,1.7276 km)Fig.2 Types of dissolved pores (Sample Zhuang112-4,1.7276 km)

根据试验过程,认为剩余原生粒间孔隙型和溶蚀孔隙型两类储层中流体驱替特征及剩余油的形成分布特点均主要受控于孔隙空间的分布不均,因此后期可以考虑使用相似的注水开发方案。

3.3 微裂缝型

庄 111-1、庄 111-2和庄 113-4样品属于此种类型,以庄 111-1样品为例进行说明。薄片鉴定本样品胶结较致密,颗粒间以凹凸接触为主,呈次棱角状,分选差,胶结物以方解石和黏土膜为主,属细粒长石砂岩。在油水驱替试验系统的显微镜下观察发现模型内存在 4条大致平行的微裂缝,最大宽度为 2 mm。油驱水时,入压为 2 kPa,起初油沿两条裂缝突进,当到达与其他裂缝叠加区域时迅速进入邻近裂缝继续突进,并很快进入另一端引槽(图 3(a)),估算原始含油饱和度为60%。水驱油时,入压为2.5 kPa,水进入样品后即沿与油驱水时相同路线突进,然后迅速进入另一端引槽,测得剩余油饱和度为 43%。本样品剩余油较多,注入水沿微裂缝窜流是剩余油形成的主要原因(图 3(b)),增加压力对驱油效率几乎没有影响[5]。

图 3 微裂缝型(庄 111-1样品,1.8495 km)Fig.3 Types of m icro-cracks (Sample Zhuang111-1,1.8495 km)

试验表明,微裂缝的发育让本类储层更易产生流体窜流现象,受其影响,流体驱替及剩余油的形成和分布特征明显不同于上述两种储层类型,制定后期注水方案时须充分考虑微裂缝产生的影响。

3.4 自生矿物晶间微孔隙型

庄 172-3、庄35-5、宁42-7和庄 50-3样品属于此种类型,以宁 42-7样品为例进行说明。薄片鉴定该样品钙质胶结发育,颗粒呈次棱角状,分选好,孔隙类型以自生矿物晶间微孔隙为主,孔隙个体小且连通性差。油驱水时,入压为 45 kPa,油缓慢充满引槽后,主要沿上端进入模型,但只能行至模型约 1/3处(图 4(a)),之后不断加压至 158 kPa,油才缓慢进入末端引槽,测得原始含油饱和度为 55%。水驱油时,压力增至 190 kPa时,水才在模型中缓慢推进,最终测得剩余油饱和度为 10%(图 4(b))。本样品物性较差,水驱油速度缓慢,但驱油效率较高,达82%。针对研究区内本类储层物性较差而非均质性较弱的特点,后期注水开发方案应当满足高注压长时间作业的特点。

图 4 自生矿物晶间微孔隙型 (宁 42-5样品,1.5979 km)Fig.4 Types of m icro pores between subsequent m ineral(Sample Ning42-5,1.5979 km)

4 试验分析

(1)指进现象在试验过程中普遍存在。这主要是因为合水地区长 8储层孔隙结构复杂,样品润湿性存在差异,形成了不同的毛细管力。因此,当模拟水进入不同类型孔隙结构后便会以不同速度向前推进,从而产生指进现象。指进现象是导致研究区剩余油形成的直接原因。

(2)至试验结束,所有样品模型中均出现水驱油效果明显区域、剩余油较多区域和流体未波及区域,而微观非均质性则是这 3类区域形成和分布的控制因素。

(3)各模型入口端驱油效率均高于出口端驱油效率,而与各样品的渗透率无关。这是由于水驱产生的压力和注入水无法瞬时遍布整个模型,而是需要一个能量逐渐传递的过程,于是便形成前端水驱油,末端油驱油的现象,使入口端驱油效率偏高[3-4]。

(4)水驱油过程中,在注入水到达入压值后,压力增加不会明显扩大注入水的波及面积和提高驱油效率,并且若增加压力过快,还易导致入压值测量不准确和形成流体窜流,从而进一步导致剩余油的形成。

(5)物性好的样品驱油效果不一定好,而物性差的样品驱油效果不一定差,例如宁 42-7样品,虽然物性较差,驱油速度缓慢,但由于其孔隙结构均质性好,最终驱油效率较高。

(6)试验结果表明,合水地区长 8储层物性越好,微观非均质性越强。这是因为研究区长 8储层除了由于沉积微相不同导致的先天物性存在差别之外,有更多的储层其物性能够得到改善是由于溶蚀作用导致了溶蚀孔隙的发育,或者是由于破裂作用、构造等原因形成了微裂缝等,而这些改善储层物性的方法在研究区长 8段整体为低孔低渗型储层的背景下,在使得局部区域储层物性得到改善的同时也加剧了该区域储层的微观非均质性。

5 微观非均质性的影响因素

由试验可以可以看出,同为研究区长 8储层油层样品,驱油效率结果却相差很大。在复杂多孔介质内部的两相渗流方式、被驱替相残余的多寡、驱替效率的高低受多种因素的影响,即最终驱替效果是多种因素共同作用的体现[6-7]。通过对油水驱替试验中各种现象的分析,认为影响合水地区长 8储层微观非均质性主要有以下 4个因素:

(1)沉积微相。研究区长 8储层为辫状河三角洲前缘沉积环境,大的沉积环境相对比较单一,但亦存在水下分流河道、河口坝、前缘砂等多种沉积微相。不同沉积微相上发育的储层,其岩石学特征不同,进而在相同的成岩史下其孔隙结构的演化便产生明显的差异,即反映为储层的微观非均质性。

(2)成岩作用。合水地区长 8储层成岩作用比较复杂,主要表现为溶蚀作用、压实作用、胶结作用及破裂作用。溶蚀作用下溶蚀孔隙的形成,压实、胶结作用下原生孔隙的破坏,破裂作用下微裂缝的形成对加剧研究区长 8储层微观非均质性都具有重要作用[8]。其中,溶蚀作用在研究区内尤为重要,多种类型溶蚀孔隙的大量发育在很大程度上改善了研究区内长 8储层的物性[9-12]。

(3)微裂缝。微裂缝一旦形成,往往会形成流体优势渗流通道,尤其是在本区长 8储层以连通孔隙为主的储渗背景下,无疑会大大增强储层非均质性。微裂缝的存在,还常导致注入水的波及面积极大地减小并且分布仅局限于微裂缝周围,并伴随有连片状剩余油的形成。

(4)填隙物。杂基及胶结物的类型、含量、产状也是影响驱替效果的重要因素,它们可以堵塞大量的原生孔隙,进而改变岩石的孔隙结构和增强岩石的微观非均质性。

6 结 论

(1)合水地区长 8储层剩余油按形态可分为连片状剩余油和分散状剩余油两类,裂缝窜流多形成前一种类型,常规孔隙分布的非均质性多形成后一种类型。微观非均质性是影响水驱油效果和剩余油形成的内因,指进现象是剩余油形成的直接原因。

(2)合水地区长 8储层微观非均质性的影响因素包括沉积微相、成岩作用、微裂缝和填隙物等,沉积微相和溶蚀作用是主要的影响因素。

(3)合水地区长 8储层微观非均质性很强,并且表现为物性越好微观非均质性越强的特点。

(4)针对研究区长 8储层后期注水开发,建议根据 4种孔隙类型相应地制定 3类注水方案,剩余原生粒间孔隙型和溶蚀孔隙型归为一类,微裂缝型为一类,自生矿物晶间微孔隙型为一类。

感谢 感谢西北大学柳益群教授在试验过程中给予的悉心指导,感谢中国石油大学 (华东)查明教授对本文的支持。

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(编辑 徐会永)

Experi mental analysis on m icro-an isotropy of Chang 8 reservoir in Heshuiarea,Ordos Basin

CHEN Jie1,ZHOU Ding-wu2
(1.College of Geo-Resources and Info rm ation in China University of Petroleum,Dongying257061,China; 2.College of Geological Science and Engineering in Shandong University of Science and Technology,Q ingdao266510,China)

The micro-anisotropy of Chang 8 reservoir in Heshui area in Ordos Basin was analyzed by real sandstone micropore model experiment.The results show that Chang 8 reservoir has heavymicro-anisotropy,and the better the quality of the reservoir is,the heavier the micro-anisotropy is.The sedimentary microfacies and dissolution are the main factors affecting the micro-anisotropy.Themicro-anisotropy is the inner reason affecting the oil displacement effectofwaterflooding and remaining oil distribution.Based on a large sum of research on the fourmain types of pore structures of Chang 8 reservoir in study area,it is better to make three types ofwaterflooding development schemes according to the experimental results,the remaining primary pores between grains and the dissolved pores belong to the firstone,themicro-cracks belong to the second one, and the micro-pores between subsequentmineral belong to the third one.

OrdosBasin;Heshui area;Chang 8 reservoir;micro-anisotropy;real sandstone micro-pore model

1673-5005(2010)04-0013-06

P 588.21

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2010.04.003

2010-01-20

陈杰(1983-),男(汉族),山东无棣人,博士研究生,主要从事油气地质研究。