定边地区长82储层微观非均质性试验分析

魏晨阳，朱玉双

(大陆动力学国家重点实验室，西北大学地质学系,陕西 西安 710069)

马永宁

(中石油长庆油田分公司采油三厂，宁夏 银川 750001)

张 杰

(中石油长庆油田分公司采油一厂，陕西 延安 716000)

王淘华

(中石油长庆油田分公司采油六厂，陕西 西安 710069)

程 刚

(中石油长庆油田分公司档案馆，陕西 西安 710069)

定边地区长82储层微观非均质性试验分析

魏晨阳，朱玉双

(大陆动力学国家重点实验室，西北大学地质学系,陕西 西安 710069)

马永宁

(中石油长庆油田分公司采油三厂，宁夏 银川 750001)

张 杰

(中石油长庆油田分公司采油一厂，陕西 延安 716000)

王淘华

(中石油长庆油田分公司采油六厂，陕西 西安 710069)

程 刚

(中石油长庆油田分公司档案馆，陕西 西安 710069)

油气储层的微观非均质性特征是储层地质学研究的重要内容之一。通过真实砂岩微观孔隙模型试验，并结合薄片鉴定、物性分析、扫描电镜等分析测试对孔隙结构进行深入分析，对鄂尔多斯盆地定边地区长82储层的微观非均质性进行研究。研究表明，研究区长82储层的微观非均质性很强；沉积微相和成岩作用是影响微观非均质性的根本原因；微观非均质性所导致的绕流是影响水驱油效果和剩余油分布的主要原因；研究区主要发育剩余粒间孔隙、溶蚀孔-剩余粒间孔隙和致密孔隙，建议相应地针对上述孔隙类型制定不同的注水开发方案。

定边地区；长82储层；真实砂岩微观模型；微观非均质性；渗流特征

鄂尔多斯盆地为一大型多旋回克拉通盆地，定边地区位于盆地西部，西接天环坳陷,东邻陕北斜坡,主体位于陕北斜坡[1-2]，近年来在其上三叠统延长组长82油层也有新的油气发现，并在池46井等井区取得了良好的钻采效果。

储层的微观非均质性影响研究区剩余油分布和油田注水开发的重要因素，它直接影响储层驱替效率，储层的微观非均质性主要是指孔隙和喉道的大小，连通程度及配置关系[3]。所以有必要通过真实砂岩微观模型[4-5]对定边地区长82储层微观非均质性进行深入系统的分析。

1 岩石学特征

1.1岩石类型

为了更精确地进行试验，每块样品均做了相应的薄片鉴定、扫描电镜、压汞分析等测试。薄片及扫描电镜观察结果表明，定边地区长82油层岩石类型主要由灰色、灰绿色细粒岩屑质长石砂岩、长石质岩屑砂岩组成，其中长石含量为12.8%～32.1%，平均30.14%，主要为斜长石，其次为钾长石；岩屑含量为15.22%～41.3%，平均30.56%，岩屑类型包括变质岩岩屑、火山岩岩屑及云母等；石英含量为16%～38%，平均27.49%，以单晶石英为主。砂岩的粒度普遍较细，80%以上为细砂岩。以线性接触方式为主,胶结类型为孔隙-薄膜型,磨圆度为次棱角状砂岩的结构成熟度中等，成分成熟度较低。

1.2填隙物特征

研究区长82储层填隙物含量占9.24%，填隙物种类较为多样，以自生粘土矿物为主，共占6.67%，其次为碳酸盐胶结物(2.01%)，另有一定量的硅质(1.72%)及少量浊沸石和长石质。

1.3孔隙特征

据岩心分析资料统计，定边地区长82储层有效孔隙度为6.1%～16.3%，平均9.65%；渗透率为(0.11～2.22)×10-3μm2，平均0.65×10-3μm2，属低孔超低渗储层。而孔隙组合类型主要可分为3类：

1)残余粒间孔型 研究区最为发育的孔隙类型，面孔率一般为5%～10%，被绿泥石膜部分充填，连通性良好。

2)溶蚀孔-残余粒间孔型 面孔率一般为4%～14%，除去粒间孔外，研究区还发育长石溶孔及少量的岩屑溶孔，溶蚀孔的发育有效地改善了储层的物性。

3)致密孔隙型 主要为一些自生矿物晶间微孔隙，面孔率一般低于3%。孔隙个体小且连通性差,溶蚀粒内孔隙和溶蚀粒间孔隙均不发育,有效孔隙度和渗透率很低。该类孔隙组合主要分布在致密胶结的细砂岩中。

2 试验部分

2.1试验模型制作

选用研究区长82储层具有代表性天然岩心，经抽提、烘干、切片、磨平等工序之后，粘贴在2片玻璃之间制作而成。模型尺寸约为2.5×2.5cm2,承受压力能力为0.2MPa。试验保留了储层岩石本身的孔隙结构特征、岩石表面物理性质及大部分填隙物，使研究结果可信度较其他模型大大增加[6-7]。

试验用的模拟地层水是蒸馏水，用少量甲基蓝染成蓝色，用油主要是机械泵油加煤油配制而成的模拟油,粘度约为2.06MPa·s，用少量油溶红染成红色。

2.2试验过程

试验过程分为如下5步：①对模型依次抽真空饱和地层水,抽真空应彻底,以尽量减少模型中的气泡,以尽量减小误差;②测量模型渗透率；③进行油驱水至饱和油结束,利用显微观察系统进行拍照录像及图像解释处理，试验结束后,统计原始含油饱和度；④水驱油,观察试验现象,统计残余油饱和度；⑤计算驱油效率,根据所观察到的试验现象进行分析解释。

3 试验结果与分析

试验选择了7个微观砂岩模型，其中模型D6、D9、D17以残余粒间孔为主要渗流通道；模型D2、D15以溶蚀孔-残余粒间孔为主要渗流通道；模型D3、D11以致密孔隙为主要渗流通道(见表1)。

表1 真实砂岩模型参数统计

3.1残余粒间孔为主要渗流通道

研究区长82储层残余粒间孔经历了机械压实作用、压溶作用和胶结作用。压实作用较为强烈,具体表现为碎屑颗粒的接触关系由点到线,局部为凹凸接触;矿物的柔性组分变形;刚性矿物发生破裂;矿物颗粒发生定向排列。机械压实作用使储层中的原生孔隙大量减少,岩石体积缩小。而在绿泥石膜发育的长石砂岩中,压实作用较弱,颗粒间呈点-线接触,残余粒间孔较发育,形成残余孔隙型孔隙组合关系(见图1(a)、(b))。该类砂岩多因绿泥石膜的保护形成大量残余粒间孔隙[8]。

图1 残余粒间孔及水驱油镜下照片(D6样品,2385.7m)

模型D6、D9、D17属于该种类型，该类型多为网状、状驱替为主。以模型D6为例，首先油驱水过程中，油充满引槽后，开始较均匀进入模型，油驱水接近平行推进，约进入模型1/5后，逐渐变为网状驱替直到无水期结束。此后不断加压，油网没有明显变化，最终含油饱和度中等达到53.69%。在水驱油过程中，在较小压力0.15kPa下，水快速进入模型，有一支首先进入模型下方，呈指状快速前进，可捕捉到明显动态图像，加压至0.25kPa后，另一支从模型下方进入也成指状前进，速度较前一支稍慢。持续加压，水体仍沿原通道前进，水驱范围基本没有扩大，形成较大绕流，最终残余油范围较大(见图1(c))，驱油效率较低为47.17%。最后模型出现3个区域：水驱油较完全区、残余油较多区、油和水未进区。上述现象说明了该模型砂岩具有较强的非均质性。

3.2溶蚀孔-残余粒间孔为主要渗流通道

据铸体薄片和扫描电镜观察,发现研究区长82储层砂岩在成岩过程中砂岩的溶解作用发育较为普遍,主要表现为碎屑岩中易溶组分的溶解,形成大量次生孔隙,从而对储层物性的改善起到至关重要的作用。该类砂岩溶蚀型次生孔隙较为发育[9-10],孔隙连通性好,长石碎屑溶蚀作用非常强烈,多呈“蜂巢”出现(见图2(a)),溶蚀孔有效的连通了粒间孔，形成溶蚀孔-残余粒间孔隙组合关系，该类孔隙组合关系非均质性较弱。

图2 溶蚀孔-残余粒间孔及水驱油镜下照片(D2样品,2619.5m)

模型D2、D15属于该种类型，该类型多为均匀状、网状驱替为主。以模型D2为例，在水驱油过程中，水首先进入粒间孔将孔隙中的油驱走，并较快形成通道。逐渐驱替增大压力，注入水开始进入与粒间孔连通较好的溶蚀孔发育区，这时，溶孔中的油被水驱走，如果再次增大驱替压力，注入水则进入较小的溶孔中，最终残余油范围较小(见图2(b))，驱油效率较高为67.51%，最终形成2种区域:油水共存区和残余油较多区(见图2(c))。上述现象说明该模型的非均质性较弱。

3.3致密孔隙为主要渗流通道

据铸体薄片和扫描电镜鉴定该类样品一般钙质胶结发育,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(见图3(a))。

图3 致密型孔隙及水驱油镜下照片(D3样品,2620.33m)

模型D3、D11属于该种类型，因为微孔本身细小，所以在油驱水实验过程中，油不会一开始就进入孔隙，而是在压力达到一定程度时，油才进入孔隙并缓慢前行。最终模型D3、D11分别在140kPa和155kPa下才完成饱和油。在水驱油过程中，以D3为例，在170kPa下水缓慢进入模型(见图3(b))，并逐渐增压至195kPa，经过长时间驱替，最终模型出口端见水，此时模型内大部分油仍未被驱走(见图3(c))。D3、D11有较大差别，两者都分别在较大压力170kPa和190kPa下，水才缓慢进入模型。然而最终驱油效率差别较大，D11驱油较为彻底，驱油效率达61.76%，而D3只有35.42%。这是由于特低渗储层致密孔隙结构复杂，微孔的发育程度不一，水驱压力有限，因此水驱油效果也存在较大差异。

4 微观非均值性影响因素

通过对油水驱替试验中各种现象的分析以及结合研究区储层砂岩的形成过程,认为影响定边地区长82储层微观非均质性主要有以下2个原因:

4.1沉积微相

研究区长82储层为浅水三角洲前缘亚相沉积环境[2],可分为水下分流河道、河口坝、前缘席状砂等多种沉积微相。由于沉积环境有所差异，沉积微相的变化直接导致其岩石学特征不同,颗粒大小分选、填隙物含量组分均有所不同，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。

4.2成岩作用

定边地区长82储层成岩作用处于中成岩B期,经历了各类复杂的成岩作用，成岩过程中各种成岩作用对砂岩孔隙结构的影响较大，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。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82储层的物性。

5 结 论

1)定边地区长82油层储层砂岩具有残余粒间孔隙型、溶蚀孔-残余粒间孔隙型和致密型孔隙型多种孔隙组合关系,真实砂岩微观模型实验说明储层砂岩的微观非均质性很强。

2)定边地区长82储层微观非均质性的主要影响因素是沉积微相和成岩作用。

3)指进现象普遍存在。这主要是因为研究区长82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。指进现象所导致的绕流是研究区剩余油形成的最主要原因。

4)溶蚀孔-残余粒间孔型孔隙的驱油效率最高，粒间孔型孔隙的驱油效率较低，而致密孔隙型孔隙的驱油效率因其受微孔发育不一、水驱压力的限制等，变化较大。

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[编辑] 洪云飞

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.12.017

P618.13

A

1673-1409(2012)12-N053-04