鄂尔多斯盆地城华地区长3段储层微观孔隙结构及渗流特征

毕 岭,肖 玲,王明瑜,杨 阳,雷 宁,张慧芳

(1.西安石油大学地球科学与工程学院,陕西西安 710065;2.西安石油大学陕西省油气成藏地质学重点实验室,陕西西安 710065;3.中国石油长庆油田分公司第十采油厂,甘肃庆城 745100;4.中国石油长庆油田分公司第十一采油厂,甘肃平凉 744000)

随着石油勘探开发的不断深入,低渗油藏占比逐年增长[1-3],微观孔隙结构对低渗储层的储量与渗流能力有决定性的影响。研究表明,复杂微观孔隙结构是在沉积、埋藏、成岩等复杂地质演化过程中形成的,其结构特征对储层评价、改造、产能预测及有效开发等至关重要[4-7]。典型的低渗油藏在鄂尔多斯盆地三叠系延长组极其发育,并经历了多重地质运动改造,储层成岩作用强烈,导致储层微观孔隙结构及渗流特征难以明确[8-9]。近年来,众多学者对鄂尔多斯盆地储层微观孔隙结构和渗流特征开展研究,张三等[10]对姬塬地区长6段储层进行分析,指出储层孔隙结构、成岩相及储层润湿性是影响相渗特征的主要因素;刘广峰等[11]对周长地区长8段进行分析,表明致密砂岩储层渗流特征主要受孔喉结构的影响。从现有研究成果来看,低渗储层渗流特征受地质因素影响,研究低渗储层微观孔隙结构与渗流特征的相关性,可以深化对该类储层地质特征的认识,对提高原油产量具有重要意义。

城华地区为典型的低渗透油藏,该地区勘探前景好,资源潜力大,目前已在城华地区长3油层组发现W113、W70井等多个出油井[12-14]。低渗油藏受多重地质条件控制,储层微观孔隙结构复杂,影响了该地区油气规模建产。本文通过铸体薄片鉴定、高压压汞分析、扫描电镜、物性分析和油水相渗等实验,结合区域地质条件、沉积构造背景、盆地层序演化历史等方面进行系统研究,对城华地区长3储层微观孔隙结构及渗流特征进行分析,并深入探讨微观孔隙结构对渗流规律的影响,以期为储层高效开发、提高采收率提供可靠的依据。

1 区域地质概况

城华地区位于鄂尔多斯盆地次级构造单元陕北斜坡西南部,构造平缓,面积约2 000 km2,中上三叠系延长组是目前鄂尔多斯盆地最重要的产油层位之一,延长组自下而上分为10个油层组。长3油层组沉积期,城华地区同时受东北及西南物源影响[15-18],主要发育湖泊收缩期缓坡带三角洲前缘亚相沉积,地层厚度约110～130 m,岩性为一套灰绿色-灰色细砂岩夹暗色泥岩,根据沉积旋回和地层发育特征自下而上划分为长33、长32及长31三个亚段,其中油层主要富集于长33。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

根据岩心观察及薄片鉴定,城华地区长3段储层主要为灰绿色细砂岩,岩石类型主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩(图1)。石英平均含量为24.83%～42.76%,以单晶石英为主;长石平均含量为22.43%～45.22%,斜长石多于钾长石;岩屑平均含量为16.17%～22.75%,以变质岩岩屑为主。填隙物的类型多、含量变化大,主要包括黏土矿物(绿泥石为主、伊利石次之)、碳酸盐类、硅质胶结物。

城华地区长3段的泥岩颜色呈黑色、深灰色,说明沉积环境属于水体较浅的氧化-还原交替环境。岩石分选较差,磨圆度主要为次棱角状。

2.2 物性特征

城华地区长3段储层平均孔隙度为10.44%,平均渗透率为0.408×10-3μm2,通过长3段储层孔隙度及渗透率分布直方图(图2)可以看出:长31和长32孔隙度主要集中分布在10%～15%,长33的孔隙度主要集中分布在5%～10%,而长31、长32、长33的渗透率都集中分布在0.1×10-3～0.5×10-3μm2,表明研究区多发育低孔特低孔、超低渗储层。通过对孔渗相关性图分析(图3),发现长32孔渗相关性最好,长31次之,长33相关性较差;长31和长32孔隙度和渗透率之间具较好的相关性,分别为0.696和0.709,表明研究区储层孔隙度、渗透率主要依赖于基质孔隙。

图2 城华地区长3段孔隙度和渗透率分布

3 微观孔隙结构特征

3.1 孔喉类型

根据成因可以将孔隙分为原生和次生两种类型[19]。研究区长3段孔隙类型以粒间孔为主,占总孔隙数量的52.3%,其次为长石溶孔和岩屑溶孔,晶间孔、粒间溶孔和微裂缝数量较少。

原生粒间孔是在压实和胶结等各种成岩作用后留下的残余原始孔隙,残余原生粒间孔的形状呈角孔状,溶蚀痕迹不明显。溶蚀作用通常发生在长石中,被溶蚀的位置往往会形成网状或不规则状的粒内溶孔,部分长石颗粒被强烈溶蚀,进而形成铸模孔;同时,在长3段储层中发现了由次生石英晶体集合体充填于粒间孔隙而形成的晶间孔,晶间孔连通性较差,流体不易流动,对储层储集性能贡献率较低;微裂缝多以成岩作用成因为主,一定程度上改善了储层渗流能力和孔喉连通性。喉道与储层渗流能力具有一定的相关性,反映了孔隙之间的连通情况[20],通过对铸体薄片的观察,发现城华地区长3段储层颗粒间接触关系以点-线接触和线-凹凸接触为主,喉道类型主要为片状和弯片状。

3.2 孔喉结构特征

高压压汞目前被广泛应用于储层孔隙结构研究[21],本文采用典型样品的铸体薄片和压汞数据,对研究区长3段储层微观孔隙结构特征进行定量研究。结果表明,城华地区长3油层组毛管压力参数整体呈现排驱压力低、最大进汞饱和度较高,孔隙与喉道间的连通性相对较好的特点,但毛管压力值变化范围较大,储层孔隙结构具有较强的非均质性。

长3段高压压汞样品测定孔隙度为5.40%～17.90%,平均12.75%;渗透率为0.03×10-3～0.42×10-3μm2,平均0.21×10-3μm2;排驱压力为0.27～2.93 MPa,平均1.14 MPa;饱和度中值压力为6.78～94.21 MPa,平均26.38 MPa;孔喉中值半径为0.01～0.12 μm,平均0.06 μm;最大进汞饱和度为50.62%～94.81%,平均77.29%。

根据孔隙度、渗透率、排驱压力及最大进汞饱和度等参数,将长3段储层孔喉类型由好到坏划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三类(图4)。Ⅰ类储层物性较好,以粒间孔为主,板状交错层理发育,该类型孔隙结构压汞曲线表现为相对较宽缓的平台,排驱压力较低,平均为0.73 MPa,分选系数主要集中在1.94～2.23,歪度分布在1.46～1.67,最大进汞饱和度大于86%,孔喉偏粗,储层渗流能力较好;Ⅱ类储层波状层理发育,方解石集合体充填于粒间孔隙,毛管压力曲线平台宽度一般,排驱压力中等,平均为1.42 MPa,分选系数主要分布在2.73～2.78,歪度均值为1.67～1.74,最大进汞饱和度为85%,孔喉中等,渗透能力一般;Ⅲ类储层多发育平行层理,且出现片状高岭石集合体充填于粒间孔隙,毛细管压力曲线平台较窄,排驱压力较高,平均为2.79 MPa,分选系数主要集中在 3.76～4.75,歪度分布在1.43～1.67,孔喉较小,储层渗流能力较差。

图4 城华地区长3孔隙结构典型毛细管压力曲线

3.3 孔隙结构分形特征

对7块样品进行分形维数求取,发现研究区长3段三类样品的分形曲线均具有较好的相关性(R2>0.84),可使用分形几何理论对其孔隙结构进行表征。图5为3个样品的分形曲线,分形曲线均出现不同程度的转折,表明样品具有不同分形特征的孔隙结构[22]。利用汞饱和度法,计算出lgPc-lgSHg曲线斜率得出所有样品的分形维数。从分形曲线图中可以看出,3个样品的分形曲线均具有明显的转折点,将转折点作为划分孔喉界限,从而划分出D1和D2两种孔喉的分形维数;D1为0.13～0.29,平均值为0.18,整体较小,说明相对小的孔隙普遍具有良好的分形特征。Ⅰ类储层D1平均值为0.15,Ⅱ类储层D1平均值为0.17,Ⅲ类储层D1平均值为0.21;D2的范围主要分布在1.86～2.75,平均值为2.21,说明相对大的孔隙分形特征不明显。综上认为,表明城华地区长3段储层的孔渗能力主要由分形特征较好的相对小的孔隙决定。

图5 不同类型孔隙结构样品分形曲线

4 储层渗流特征

4.1 储层相渗特征

4.1.1 油水相渗参数特征

据表1可知,长3段储层实验样品的束缚水饱和度为25.06%～35.28%,平均值为30.52%;残余油饱和度为43.37%～79.34%,平均值为69.79%;等渗点含水饱和度为41.70%～60.24%,平均值为55.80%;等渗点处油水两相相对渗透率为0.014 0×10-3～0.125 7×10-3μm2,平均值为0.088 3×10-3μm2;残余油处水相对渗透率为0.174 2×10-3～0.376 6×10-3μm2,平均值为0.256 1×10-3μm2。长3段储层岩石具有亲水性,仅个别样品弱亲油;油水两相渗流时,两相间干扰大,毛细管阻力大,最终水驱油效率低;储层油相渗流阻力大,渗流能力相对弱。

表1 城华地区长3段储层油水相渗实验结果统计

4.1.2 油水相渗曲线特征

以残余油饱和度为主,等渗点含水饱和度、等渗点处油水两相相对渗透率为辅,将研究区样品由好到差分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三类(图6)。Ⅰ类相对渗透率曲线的交叉点较高,油相相对渗透率较高,储层渗流能力强,主要分布在华池地区;Ⅱ类油相渗透率稍低于Ⅰ类,主要分布在城壕地区;Ⅲ类相对渗透率曲线的交叉点最低,油相渗透率也较低,油相渗流能力相对较弱,主要分布在南梁地区。

图6 城华地区长3段储层相对渗透率曲线

在油田注水开发过程中,油水相对渗透率曲线是储层数值模拟及工程计算的重要依据,已被广泛应用于油田开发参数的计算与动态分析。

尽管单井的油水相渗曲线可以从不同角度反映目标的渗流规律,但并不能完全反映整个区块甚至整个储层的渗流特性,所以在实际中需要选择若干典型的渗流曲线,以获得具有代表性的油水相渗曲线。城华地区长3油藏相对渗流率的归一化回归曲线呈现一个相对较窄的油水两相渗流区。在油水两相渗流区内,随着含水饱和度增大,油相渗透率快速下降,水相渗透率开始上升较慢,当含水饱和度增加到一定值后含水率快速上升,长3油层组平均残余油饱和度为37.7%,水驱效果差,说明水驱时驱替压差建立的难度相对较大(图7)。

图7 城华地区长3油藏相对渗透率归一化曲线

4.2 润湿性

4.2.1 自吸法润湿性实验

在毛细管压力的影响下,润湿相流体的特点是自发吸入到岩石孔隙中,并排出非润湿相流体。在残余油(或束缚水)条件下,储层岩石对油(水)的润湿性是通过比较储层岩石的自吸油量(或自吸水量)与油驱排水量(或水驱排油)来确定。本文根据石油天然气行业标准(SY/T 5153-2017)对长3油层组进行自吸法润湿性实验,计算其润湿指数,依据自吸法润湿性判别标准对其进行分类,结果表明,城华地区长3段储层润湿性以中性-亲水为主,个别为弱亲油储层。

4.2.2 等渗点法润湿性判断

岩石的润湿性也可通过相对渗透率曲线来判断,亲水岩石的相对渗透率X形曲线(交叉点)从50%的含水饱和度开始向右偏移,亲油性岩石的X形曲线恰好相反,表现为向左偏移,中性润湿相兼具上述两者共同特性。根据相渗曲线实验测定结果,在长3油层组实验的4块岩心中,曲线交叉点的平均含水饱和度为52.415%,且2块岩心的润湿性为亲水性,2块岩心的润湿性为亲油性,说明储层的润湿性主要表现为弱亲油-弱亲水性的特点。

4.3 孔喉结构对渗流特征的影响

4.3.1 孔喉大小对渗流特征的影响

图8为城华地区长3段低渗储层的孔喉半径与孔喉进汞量和渗透率贡献值的关系图。由图可知,控制进汞量的孔喉分布范围比渗透率贡献的孔喉分布范围更宽,且后者的孔喉半径相较前者偏向粗孔喉一端,细小孔喉虽然占比大,但其对储层渗透率贡献较小;而占比小的粗孔喉,对渗透率贡献大,当孔喉半径小于0.1 μm时,仍存在一定体积的小孔喉,但对渗透率的影响微弱。

图8 孔喉进汞量及孔喉半径与渗透率贡献值关系

4.3.2 孔隙类型对渗流特征的影响

通过对孔隙结构进行分类,并结合油水相渗实验,得出不同孔隙结构储层的渗透特性。Ⅰ类孔隙结构储层的束缚水饱和度为29.67%,残余油含水饱和度为77.95%,两相共渗区为49.28%;Ⅱ类孔隙结构储层的束缚水饱和度为34.10%,残余油含水饱和度为74.84%,两相共渗区为40.74%;Ⅲ类孔隙结构储层的束缚水饱和度为32.92%,残余油含水饱和度为76.13%,两相共渗区为18.31%。Ⅰ类孔隙束缚水饱和度适中,剩余油饱和度最高,在两相共渗区表现出较好的驱油效果;Ⅱ类孔隙束缚水饱和度稍高,剩余油饱和度最低,两相共渗区明显减少,驱油效果较差;Ⅲ类孔隙结构储层具有较高的束缚水饱和度和中等剩余油饱和度,两相共渗区孔隙结构类似于Ⅱ类,并且具有类似的驱油效果。

由此可知,Ⅰ类孔隙结构储层的渗透性优于Ⅱ、Ⅲ类,但是,束缚水饱和度随着孔隙结构复杂程度而增大,驱油效率和两相共渗区相反。

4.4 润湿性对渗流特征的影响

润湿性作为储层的孔隙结构、矿物组成和流体分布等因素的综合体现[23],决定了储层亲油、亲水或中性,同时对储层多相流中单相相对渗透率也有一定的影响。研究区储层束缚水饱和度大于25%,等渗点含水饱和度大于40%,储层岩石表现为中性-弱亲水。亲水岩石中的水一般分布在微小的孔隙和孔隙的边隅上,对油的渗流影响小,其中,弱亲水岩石的水驱采收率最高。据表2分析可知,岩石的润湿性与孔隙度有较好的相关关系,亲水岩石的孔隙度最好,中性岩石孔隙度次之,弱亲油类型的岩石孔隙度最小。

表2 城华地区长3段储层自吸法润湿性实验典型样品

5 结论

1)鄂尔多斯盆地城华地区长3段储层岩石类型主要以长石砂岩、岩屑长石砂岩为主;储层填隙物以含铁碳酸盐及绿泥石为主;孔隙类型主要为粒间孔和长石溶孔,发育少量长石岩屑溶孔;喉道类型主要为片状-弯曲片状和缩颈式。

2)城华地区长3段储层油水相渗曲线由优到劣分为三类。Ⅰ类相对渗透率曲线的交叉点较高,油相相对渗透率较高,储层渗流能力强;Ⅲ类相对渗透率曲线的交叉点较低,油相渗透率也较低,油相渗流能力相对较弱;Ⅱ类介于两者之间。

3)城华地区长3段储层一般在弱亲油性和亲水性之间,孔喉结构是影响低渗储层储集性能和渗流特征的主要因素,低渗储层中大孔喉分布较少,但其对储层渗流能力影响更大,小孔喉主要提供储集能力。