A地区南屯组储层微观孔隙结构研究

郭盼 (中石油大庆油田有限责任公司第五采油厂,黑龙江大庆 163000)

A地区南屯组储层微观孔隙结构研究

郭盼 (中石油大庆油田有限责任公司第五采油厂,黑龙江大庆 163000)

根据岩心观察、普通薄片、铸体薄片、扫描电镜和压汞曲线等多种资料,分析了A地区南屯组储层岩石学特征、物性特征和微观孔隙结构特征。分析结果表明,A地区南屯组储层以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主,储层物性较好,为中孔中渗透储层,孔喉分布单峰不突出,岩石孔隙分选较差,总体排驱压力和饱和度中值压力小,退汞残余汞饱和度和退汞效率差异均较大。

孔隙度;渗透率;微观孔隙结构;毛细管压力;南屯组

储层微观孔隙结构特征指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通关系[1],其研究内容是油藏精细描述、储层综合评价的重要内容,是有效开发油气藏的关键,决定着储层改造工艺及开发技术政策的制定[2-3]。在油气田开发过程中,储层岩石的孔隙结构是影响油藏流体的储集能力和影响油、气开采的主要因素[4-5]。笔者对A地区南屯组储层的岩石学特征、物性特征及微观孔隙结构特征进行研究,旨在为该地区合理开发提供技术依据。

1 储层岩石学特征

根据岩石普通薄片镜下鉴定结果,研究区南二段和南一段储层岩石类型主要为陆源碎屑岩,南二段包括砂砾岩、砾质砂岩、粉砂岩等,南一段包括砂质砾岩、不等粒砂岩、泥质粉砂岩、含泥粉砂岩等。砂岩均以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主,砂岩的成分成熟度低。碎屑成分主要为长石、石英和岩屑。岩屑类型主要为岩浆岩岩屑。南二段胶结物以碳酸盐为主,多为孔隙式胶结,接触关系以点接触为主。南一段填隙物以泥质杂基为主,含有方解石胶结物,多为孔隙式胶结,部分为薄膜-孔隙、再生-孔隙式胶结;接触关系以点接触为主,部分为点-线接触。南屯组储层岩石矿物特征见表1。

表1 A地区南屯组储层岩石矿物特征统计表

2 储层物性特征

影响南屯组油层储层物性的因素较多,主要有沉积相带、沉积母岩区岩性、埋藏深度等[6-8]。沉积相为水下分流河道的地区储层物性最好,是砂岩沉积类型影响储层物性的直接表现。储层岩性主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,溶蚀作用明显,普遍提升了储层的储集性能。同时成岩作用也是影响储层物性的重要因素[9],并随着埋藏深度的增加,孔隙度、渗透率明显降低。研究区南屯组储层埋藏深度较浅,原生孔隙保存较好。由于上升盘顶部遭受风化剥蚀,大气水淋滤作用有效改善了储层,使得该区溶蚀孔隙发育,储层物性较好。该区孔隙类型主要为原生孔隙、粒间溶蚀孔、岩屑粒内溶孔、长石粒内溶孔、铸模孔等(见图1)。

通过对研究区南二段5口井25块孔隙度样品和17块渗透率样品的孔渗数据进行统计,南二段孔隙度15.0%～30.0%,平均24.7%,空气渗透率0.83～1898.0m D,平均458.0mD。通过对南一段4口井52块孔隙度样品和45块渗透率样品的孔渗数据进行统计,南一段孔隙度15.0%～30.0%,平均21.1%,空气渗透率1.0～1898.0m D,平均246.16m D。综合评价南二段和南一段储层均为中孔、中渗储层。

图1 A地区南屯组储层储集空间类型和镜下薄片照片

3 储层微观孔隙结构特征研究

常规岩石孔隙结构特征的描述方法主要包括室内试验方法和测井资料现场评价法[10]。笔者主要通过常规压汞法进行孔隙结构特征的研究。压汞曲线形态受孔喉分选性、孔喉分布的歪度以及平均孔喉半径的影响,是孔隙结构最直观的反映;排驱压力是指压汞试验中汞开始大量注入岩样的压力,表示非润湿相开始注入岩样中最大连通喉道的毛细管压力,排驱压力越小,说明大孔喉越多,孔隙结构越好;孔喉半径的集中范围与百分含量反映了孔喉半径的粗细程度和分选性,孔喉粗,分选好,其孔隙结构好。

对研究区南屯组储层33块岩样进行毛细管压力曲线测定。由于所取岩心均在含油显示层位,基本能够反映南屯组储层的孔隙结构特征 (见表2)。

表2 A地区南屯组储层孔喉结构特征统计表

1)孔喉半径。根据喉道分类标准(见表3),南二段油层微喉道占25%,细喉道占25%,中喉道占50%,没有粗喉道,说明南二段孔喉半径小,以中细喉道为主;南一段油层微喉道占33.3%,细喉道占14.8%,中喉道占22.2%,粗喉道占29.6%,说明南一段孔喉半径分布范围大,存在大孔隙,喉道分选性差,粗孔喉对其渗透率的贡献较大。

对于南二段,补1号岩样渗透率较低,孔喉半径在0.004～0.25μm,分布范围较窄,且以小孔喉为主;随着渗透率的增加,孔喉分布范围变宽;补1号岩样最大的孔喉半径为0.25μm,孔喉分布频率11.137%,对渗透率的贡献为57.252%。3号样品最大的孔喉半径为4μm,孔喉分布频率8.374%,对渗透率的贡献为45.766%。对于南一段样品,也存在同样的现象和规律。

2)孔隙分布峰值。对于南二段储层,只有补1号样品孔隙分布峰值为21.32%,毛细管压力曲线相对平缓,但物性差,排驱压力高达2.074MPa,其余样品的孔隙分布峰值均小于15%,毛细管压力曲线陡,没有出现平台,该现象说明南二段油层孔喉分布的单峰不突出,岩石孔隙分选较差,不均匀程度高。对于南一段储层,有16块样品孔隙分布峰值小于20%,有6块样品孔隙分布峰值介于20%～30%,有5块样品孔隙分布峰值大于30%,有22块样品毛细管压力曲线相对陡,没有出现明显的平台,有5块样品出现明显的毛细管压力曲线平台,该现象说明南一段储层总体孔喉分布的单峰不突出,岩石孔隙分选较差,不均匀程度高,仅有个别岩样分选好,单峰突出。

表3 喉道大小分类标准及分布

3)排驱压力、饱和度中值压力和孔隙半径。对于南二段储层,4块样品中有3块样品的排驱压力为0.1～0.14MPa,饱和度中值压力为0.88～1.18MPa,孔隙半径中值为0.64～0.88μm,只有一块样品(补1)排驱压力为2.07MPa,饱和度中值压力为12.03MPa,孔隙半径中值为0.06μm。对于南一段储层,27块样品中有23块样品的排驱压力为0.022～0.49MPa,饱和度中值压力为0.05～24.69MPa,2块样品的排驱压力为1.03～2.06MPa,饱和度中值压力17.177～21.30MPa,2块样品排驱压力为10.61～12.46MPa,饱和度中值压力为26.070～40.78MPa。南二段和南一段总体排驱压力小,饱和度中值压力小,储层孔渗性好,产液能力强,但南二段的孔渗性能不如南一段。

4)最大进汞饱和度和最大退汞效率。对于南二段储层,在4块样品中,最大进汞饱和度85.54%～97.25%,平均92.74%;残余汞饱和度53.28%～80.05%,平均72.55%;仪器最大退汞效率15.74%～37.71%,平均22.16%。对于南一段储层,在27块样品中,最大进汞饱和度50.69%～98.79%,平均74.83%;残余汞饱和度36.82%～91.64%,平均61.02%;最大退汞效率7.235%～36.07%,平均18.73%。退汞过程类似于润湿相驱替非润湿相过程,类似于水驱油过程,汞退出效率与孔隙-喉道直径比呈反直线关系。从南二段和南一段试验数据上看,退汞残余汞饱和度和退汞效率差异较大,意味着储层在水驱过程中层内、层间突进现象会比较严重。

4 结论

1)A地区南屯组储层岩石类型主要为陆源碎屑岩,岩石类型以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主。胶结物以碳酸盐为主,多为孔隙式胶结;接触关系以点接触为主,部分为点-线接触。

2)A地区南屯组储层均属于中孔、中渗储层,南二段平均孔隙度为24.7%,平均空气渗透率为458.0mD;南一段平均孔隙度为21.1%,平均空气渗透率为246.16mD。

3)毛细管压力曲线表明,南二段以中细喉道为主,南一段孔喉半径分布范围大;孔隙单峰特征不突出,分选差;南二段和南一段总体排驱压力小,饱和度中值压力小,储层孔渗性好,产液能力强。南二段和南一段油层退汞残余汞饱和度和退汞效率差异较大,意味着储层在水驱过程中层内、层间突进现象可能会比较严重。

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[编辑] 辛长静

TE122.2

A

1673-1409(2014)20-0023-03

2014-02-16

郭盼(1986-),男,助理工程师,现主要从事油气田开发方面的研究工作。