柴北缘侏罗系大煤沟组砂岩储层孔喉分布特征

2022-05-25 11:03邹妞妞许安东
非常规油气 2022年3期
关键词:砂岩孔隙储层

宁 凡,赵 欣,邹妞妞,谢 渊,许安东

(1. 长安大学 地球科学与资源学院,西安 710054;2. 贵州大学 资源与环境工程学院,贵阳 550025;3. 喀斯特地质资源与环境教育部重点实验室,贵阳 550025;4. 中国地质调查局成都地质调查中心,成都 610081)

0 引言

柴达木盆地北缘断块带(柴北缘)是盆地一级构造单元,面积3.67×104km2[1]。柴北缘侏罗系发育一套独立的含油气系统,烃源岩为中、下侏罗统暗色泥岩、炭质页岩及煤系地层,有机碳平均为1.85%,有机质类型以Ⅰ-Ⅱ2型为主,处于成熟-高成熟阶段,具有较好的生油气潜力;储层主要为侏罗系砂岩,单层厚度较薄,纵向上多层叠加,累计厚度较大;盖层为侏罗系和第三系泥质岩[2-3]。目前,研究区侏罗系油气已在冷湖等地区进行开发,油气勘探也开始向非常规致密储层转变,亟待加强相关的基础研究特别是储层孔喉特征的精细评价[4]。

前人主要采用岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜及压汞分析等方法对柴北缘侏罗系大煤沟组储层物性特征进行研究,由于储层具有低孔低渗、特低孔特低渗的特征[5-7],常规测试手段很难精确表征储层完整孔喉特征,影响油气勘探开发的深入研究。因此,需采用更多有针对性的测试手段表征大煤沟组储层孔喉结构特征,完善研究区内砂岩储层微纳米级孔喉的研究。目前,高压压汞实验(MICP)能够精确反映微米-亚微米级孔隙特点,解决常规测试手段测量孔喉半径范围小、精度不高的难题[8],但过高的压力也容易破坏样品的原始孔隙结构,难以获得岩石中纳米级孔隙的信息[9]。而核磁共振实验(NMR)可探测岩石中纳米级孔隙半径,弥补高压压汞实验在分析纳米级和不连通孔隙结构中的不足,该方法需要结合其他实验或采取经验参数将T2谱转化为孔径分布图[10-11]。目前,越来越多的学者采用核磁共振与高压压汞或恒速压汞实验相结合的方法[12-14],研究超低孔渗储层纳米级孔隙结构分布特征。

由于前人对研究区大煤沟组砂岩储层在微纳米级孔喉特征的研究较少,制约了对该储层深入评价。该文在柴北缘侏罗系大煤沟组实测剖面基础上,对31块砂岩样品进行岩石薄片、铸体薄片及扫描电镜等分析,选取8块典型砂岩样品,进行高压压汞与核磁共振实验分析,探讨高压压汞下孔喉分布特征和NMR中T2谱转化的全孔喉分布特征,对大煤沟组砂岩储层进行评价。

1 地层特征

柴达木盆地侏罗系在柴北缘地区连续沉积[15],地层由老至新依次是大煤沟组(J1-2d),采石岭组(J3c)及红水沟组(J3h)。大煤沟组1~4段地层主要分布在盆地北缘西北部,厚度由北向南逐渐变薄,最大厚度集中在冷湖构造带,柴北缘东段仅在红山断陷内发育[16];大煤沟组5~8段地层主要沿赛什腾—鱼卡一线分布,地层厚度向南逐渐增大,且具有红山、鱼卡凹陷等多个沉积中心[16-17],研究区侏罗系大煤沟组处在红山断陷内(如图1a所示),接受了侏罗系中下侏罗统完整沉积。因此,大煤沟剖面成为柴达木盆地中下侏罗统的典型剖面[18],研究储层的孔喉分布特征具有代表意义。根据前人研究,大煤沟组主要发育辫状河三角洲、扇三角洲与湖泊3种沉积相类型,形成一套深灰-灰绿色含煤、油页岩及油气的碎屑沉积(如图1b所示)[19]。

图1 柴北缘大煤沟剖面位及大煤沟组岩性柱状图Fig.1 Position of Dameigou Section and lithologic bar map of Dameigou Formation, northern Qaidam Basin

2 样品与测试

2.1 样品描述

大煤沟组实测剖面(起点(N37°31′39.2″,E96°00′54.9″),终点(N37°30′23.2″,E96°01′32.1″),剖面长度1 211.28 m)位于大柴旦镇东南约80 km处的大煤沟地区(如图1a所示)。该剖面中砂岩主要发育在大煤沟组二段及三段,其余层位岩性主要为砾岩、砂砾岩、油页岩、泥岩和粉砂岩等,因此在大煤沟组二段、三段采集31块砂岩样品,镜下观察其微观特征,从其中选取8块样品做高压压汞和核磁共振实验。

2.2 测试方法和仪器

选取的8块代表性砂岩样品,主要为细-中粒岩屑砂岩,均加工为规则柱样(长度2.5 cm,直径2.5 cm)。样品抽真空饱和蒸馏水恒压8 h,使样品在100%饱和水状态下测试核磁共振T2谱。核磁共振实验采用MesoMR核磁共振岩心分析与成像系统,T2谱测量采用CPMG自旋回波方法,共振频率为12 MHz,回波间隔0.1 ms,等待时间3 000 ms,回波数12 000,采样频率200 kHz,随后在50 ℃下烘干进行其他实验。高压压汞测试采用美国Micromeritics公司生产的AutoPoreIV9505型全自动压汞仪,分析方法与文献[20]相同。柴北缘大煤沟组储层样品高压压汞测试结果见表1。

表1 柴北缘大煤沟组砂岩样品高压压汞测试结果

3 测试结果及分析

3.1 岩石学特征

岩石学分析表明:柴北缘大煤沟组砂岩类型主要为岩屑砂岩以及长石岩屑砂岩,其次为岩屑石英砂岩以及岩屑长石砂岩,大煤沟组砂岩分类三角图如图2所示。

图2 柴北缘侏罗系大煤沟组砂岩分类三角图Fig.2 Triangle map of sandstone classification of Jurassic Dameigou Formation in northern Qaidam Basin

石英以单晶为主,多晶石英较少,石英含量为53.5%~77.0%,平均为62.4%;长石主要为斜长石,其次为钾长石,长石含量为1%~30%,平均为10.3%;岩屑为沉积岩和岩浆岩岩屑,含量为14.3%~42.0%,平均为27.3%,成分成熟度中等。碎屑颗粒粒径为0.125~0.500 mm,主要在0.25~0.50 mm,以细-中粒砂状结构为主。碎屑颗粒分选中等,磨圆度中等-较好,主要为次棱角-次圆状。碎屑颗粒之间多为点-线接触,凹凸接触现象较少,胶结物多为钙质,硅质较少,颗粒支撑,孔隙式胶结,结构成熟度中等。

3.2 孔隙喉道特征

基于铸体薄片和扫描电镜观察研究区大煤沟组砂岩储层孔喉特征,表明储层以次生孔隙为主,次生孔隙包括长石、岩屑及碳酸盐胶结物等溶蚀孔隙(如图3a~图3e所示),以长石和碳酸盐胶结物溶孔为主,岩屑溶孔较少,溶蚀孔隙半径为6.00~70.67 μm;原生孔隙主要分布在石英等刚性颗粒之间,占比小,半径在4.00~72.33 μm(如图3d~图3f所示);微裂隙不发育,多为石英等刚性颗粒在应力作用下破裂形成(如图3h所示)。喉道类型以缩颈型为主(如图3e所示),其次为片状喉道(如图3g所示)。

图3 柴北缘大煤沟组砂岩样品孔隙喉道特征Fig.3 Pore throat characteristics of Dameigou Formation sandstone samples,northern Qaidam Basin

3.3 高压压汞

3.3.1 物性特征

大煤沟组8块岩石样品物性实验分析表明:砂岩储层孔隙度为1.4%~13.5%,平均值为9.59%;渗透率为(0.019~14.863)×10-3μm2,平均值为2.33×10-3μm2。依照标准《油气储层评价方法》(SY/T 6285—2011),大煤沟组储层主要为低孔超低渗储层,其次为超低孔超低渗储层。

3.3.2 毛管压力曲线特征

图4a为实验岩心进退汞曲线,进汞初期,曲线整体较为平缓,表明此时毛管压力对应的半径相对较大的孔喉数量较多,孔喉连通性较好;随进汞量增加,进汞曲线变陡,表明孔喉较细,半径相对较小的孔喉逐渐增加。分析高压压汞测试结果,显示研究区大煤沟组砂岩排驱压力为1.00~1.84 MPa,平均为1.32 MPa,仅13号样品排驱压力大,为2.78 MPa;中值压力主要在4.01~8.36 MPa,少数样品为17.66~28.41 MPa,因此,中排驱压力与中值压力反映储层孔渗性较差。退汞效率较低,为12.86%~48.54%,平均为37.54%,表明储层储集性较差。大煤沟组砂岩歪度主体为正值,为0.02~0.50,少数为-0.12~-7.20,说明储层孔喉整体为细歪态,偏向于小孔。变异系数为0.061~0.135,平均为0.110,表明孔喉结构非均质性不高。分选系数较小,为0.85~1.74,平均为1.38,说明大煤沟组砂岩储层孔喉分选好,分布集中。

3.3.3 孔喉分布特征

通过毛管压力与孔喉半径换算公式得到研究区大煤沟组砂岩孔喉分布图(如图4b所示),孔喉半径分布均呈现典型的单峰态,半径为0.016~7.140 μm,不同类型样品孔喉大小主体分布存在差异,但整体孔喉半径分布在0.016~0.630 μm。结合储层物性特征,孔隙度越大、渗透率越高时,孔喉半径峰值越高,同时孔喉半径分布范围越大。因此,物性较好的储层孔喉半径及分布范围较大,物性较差的储层孔喉半径较小。

图4 柴北缘大煤沟组砂岩样品高压压汞实验结果Fig.4 High-pressure mercury injection experiment results for the samples from Dameigou Formation reservoirs,northern Qaidam Basin

根据进汞压力、孔喉半径大小及分布,将毛管压力曲线划分为4个区间:大孔喉区对应进汞压力为0.01~0.10 MPa,孔喉半径6.3~63.0 μm;中孔喉区对应进汞压力为0.1~1.0 MPa,孔喉半径0.63~6.30 μm;小孔喉区对应进汞压力1~10 MPa,孔喉半径0.063~0.630 μm;微孔喉区对应进汞压力大于10 MPa,孔喉半径小于0.063 μm[21]。孔隙度与最大进汞饱和度代表储层储集性,分析孔隙度与最大进汞饱和度(SHg)及小孔喉峰值占比关系,结果表明孔隙度与SHg及小孔喉峰值占比相关性较高(如图4c和图4d所示),说明储层孔隙度主要由最大进汞饱和度与小孔隙峰值占比决定。因此,研究区砂岩储层的储集性主要受小孔喉区发育程度控制。

3.4 核磁共振

3.4.1T2谱特征

岩石100%饱和水状态下核磁共振T2谱分布特征可分析其孔喉分布特点,谱峰越多,孔喉分布特征越复杂[22]。研究区大煤沟组砂岩储层核磁共振T2谱可划分为单峰态和双峰态2种(如图5a所示),双峰态中左峰明显高于右峰,表明储层整体孔喉分布特征较单一。单峰态T2谱各峰峰值分布较集中,平均峰值为7.51 ms,说明不同岩心尺度较小的储集空间发育特征相似;双峰T2谱的第2峰与第1峰连续性差异较大,从连续性较好到连续性很差都有发育,说明不同岩心尺度较大的储集空间发育特征差异较大。

基于NMR “三孔隙度组分百分比法”进行储层孔隙结构评价[23],即横向弛豫时间T2为1~10 ms,10~100 ms,100~1 000 ms分别对应小、中、大3种孔径储集空间,计算3种孔隙度组分百分比(S1,S2和S3)[23],并根据三者大小关系进行储层类型划分,用不同类型储层孔隙结构质量评价参数(即“PORCLA”)评价储层孔隙结构的好坏[24]。研究区大煤沟组8块样品中,8号和2号样品表现出S2>S1>S3,“PORCLA”值取10,代表第3类储层;其他6块样品S1>S2>S3,“PORCLA”值取1,代表第4类储层。总体表现为S1>S2>S3(如图5b所示),表明大煤沟组砂岩储层以中小孔喉为主要储渗空间,大孔喉不发育,孔隙结构较差。

3.4.2 核磁参数特征

表2 柴北缘大煤沟组砂岩样品核磁共振实验结果Table 2 NMR experiment results of Dameigou Formation sandstone samples,northern Qaidam Basin

样品可动流体百分数与T2几何平均值及核磁渗透率相关性分析表明,可动流体百分数与T2几何平均值具有较好的相关性(如图5c所示),反映出T2截止值推算理论的合理性,同时与核磁渗透率(K)之间具有一定相关性(如图5d所示),表明渗透率对可动流体百分数也具有一定影响。

图5 柴北缘大煤沟组砂岩样品核磁共振实验结果Fig.5 NMR experiment results of sandstone samples from Dameigou Formation reservoirs,northern Qaidam Basin

4 讨论

4.1 T2谱转化为孔喉半径的方法

孔隙半径分布是反映多孔介质孔隙结构的一个重要参数,通过测量饱和在孔隙中液体的弛豫时间分布,来表征对应孔隙尺寸大小,通过T2谱的分布可以确定孔径分布。根据前人研究[26],通过公式推导得到柴北缘大煤沟组砂岩储层T2谱转换为孔径分布的公式:r=3ρ2×T2。

砂岩储集层岩石横向表面驰豫率(ρ2)主要受岩性的影响[27]。例如Hürlimann et al.(1994)[28]计算得到Fontainebleau砂岩样品的横向表面驰豫率为16 μm/s;Bryar et al.(2000)[29]总结前人研究,得到砂岩横向表面驰豫率ρ2通常为9~46 μm/s;李潮流等(2015)[27]通过核磁实验分析鄂尔多斯延长组长7段致密砂岩孔喉分布,ρ2取11.7 μm/s;肖佃师等(2016)[30]应用核磁共振实验分析松辽盆地白垩系沙河子组致密砂岩孔喉结构,ρ2为12~30 μm/s,平均为17.8 μm/s;Washburn et al.(2017)[31]计算得到不同地区砂岩横向表面驰豫率主要为9.5~33 μm/s,平均为14.28 μm/s。该文根据前人研究,并结合柴北缘大煤沟组岩性特征,取ρ2=12 μm/s作为研究区岩石横向表面驰豫率参数。采用实验中的高压压汞孔径分布特征数据,将核磁共振较为密集的数据点合并后,与压汞孔喉半径分布进行对比,所得孔喉分布形态相似,如图6所示。2条曲线的分离程度代表孔喉的连通性[32],对比结果验证了ρ2参数选取的合理性,也反映出大煤沟组砂岩储层孔喉连通性整体较好。由于19号与24号样品储渗空间主要为微-小孔喉,孔渗性和孔喉连通性差,因此2条曲线分离程度较大。

图6 柴北缘大煤沟组砂岩核磁与高压压汞孔喉半径分布对比图Fig.6 Comparison of pore throat radius distribution between NMR and high pressure mercury injection of Dameigou Formation sandstone, northern Qaidam Basin

4.2 全孔喉半径分布特征

根据经验参数计算得到核磁共振谱转化为孔喉分布的系数,将T2谱转化为孔喉半径频率分布图如图7所示。大煤沟组砂岩孔喉半径为0.000 4~78.190 0 μm,主体在0.063~6.300 μm(个别样品主要孔喉半径小于0.063 μm)。对比8块渗透率不同岩心孔喉分布特点,曲线主要呈单峰态,双峰态曲线中左峰明显高于右峰,表明大煤沟组储层主要为中小孔喉。随着渗透率降低,曲线逐渐向左偏移,即中孔喉所占比例降低,小孔喉占比增加。

图7 柴北缘大煤沟组砂岩样品核磁孔喉频率分布Fig.7 Frequency distribution of NMR pore throat in Dameigou Formation sandstone samples,northern Qaidam Basin

4.3 储层评价

通过核磁共振与高压压汞实验表征了储层全孔喉分布特征,明确大煤沟组砂岩储层以中小孔喉为主,主要孔喉半径为0.063~6.300 μm,其中小孔喉发育程度决定储层的储集性。物性实验表明大煤沟组砂岩储层孔隙度为1.4%~13.5%,渗透率为(0.019~14.863)×10-3μm2,样品主体渗透率为(0.1~1.0)×10-3μm2,孔隙度为10%~15%,属典型的低孔超低渗储层。对该类储层,仅通过储层的物性特征对其进行评价不够全面,还需结合可动流体百分数对储层质量及开发潜力进行综合评价。大煤沟组砂岩储层中可动流体饱和度为2.80%~30.26%,其中24号、11号及13号样品可动流体百分数小于20%,其余样品均为20%~35%,说明砂岩储层整体质量较差。因此,研究区大煤沟组砂岩储层主要具低孔超低渗特征,整体质量较差,但孔喉连通性好,该地区大煤沟组砂岩储层中油气资源具备一定开发潜力。

5 结论

1)柴北缘大煤沟组砂岩储层以溶蚀孔隙为主,喉道主要为颈缩型,其次为片状喉道。高压压汞实验参数表明,大煤沟组砂岩储层孔渗和储集性较差,孔喉偏向小孔,但整体分选较好,分布集中。

2)核磁共振实验表明,柴北缘大煤沟组砂岩储层孔喉半径分布特征较为单一,仅发育单峰和双峰,小尺度储集空间发育特征相似,大尺度孔隙空间不发育。研究区T2截止值为2.56~24.39 ms,平均为16.73 ms,可动流体百分数为2.80%~30.26%,孔喉结构影响储层内可动流体特征。

3)通过高压压汞与核磁共振实验,实现对大煤沟组砂岩储层完整孔喉分布的表征,完善了对该地区大煤沟组低渗、特低渗储层孔喉结构的精细表征,明确小孔喉发育程度影响储层储集性。

4)依据储层物性特征、孔喉结构及可动流体百分数等参数对储层进行评价,柴北缘大煤沟组砂岩储层以低孔超低渗储层为主,质量较差,但孔喉连通性较好且分布集中,有利于油气开发。

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