鄂爾多斯盆地城華地區長3段儲層微觀孔隙結構及滲流特征

畢 嶺,肖 玲,王明瑜,楊 陽,雷 寧,張慧芳

(1.西安石油大學地球科學與工程學院,陜西西安 710065;2.西安石油大學陜西省油氣成藏地質學重點實驗室,陜西西安 710065;3.中國石油長慶油田分公司第十采油廠,甘肅慶城 745100;4.中國石油長慶油田分公司第十一采油廠,甘肅平涼 744000)

隨著石油勘探開發的不斷深入,低滲油藏占比逐年增長[1-3],微觀孔隙結構對低滲儲層的儲量與滲流能力有決定性的影響。研究表明,復雜微觀孔隙結構是在沉積、埋藏、成巖等復雜地質演化過程中形成的,其結構特征對儲層評價、改造、產能預測及有效開發等至關重要[4-7]。典型的低滲油藏在鄂爾多斯盆地三疊系延長組極其發育,并經歷了多重地質運動改造,儲層成巖作用強烈,導致儲層微觀孔隙結構及滲流特征難以明確[8-9]。近年來,眾多學者對鄂爾多斯盆地儲層微觀孔隙結構和滲流特征開展研究,張三等[10]對姬塬地區長6段儲層進行分析,指出儲層孔隙結構、成巖相及儲層潤濕性是影響相滲特征的主要因素;劉廣峰等[11]對周長地區長8段進行分析,表明致密砂巖儲層滲流特征主要受孔喉結構的影響。從現有研究成果來看,低滲儲層滲流特征受地質因素影響,研究低滲儲層微觀孔隙結構與滲流特征的相關性,可以深化對該類儲層地質特征的認識,對提高原油產量具有重要意義。

城華地區為典型的低滲透油藏,該地區勘探前景好,資源潛力大,目前已在城華地區長3油層組發現W113、W70井等多個出油井[12-14]。低滲油藏受多重地質條件控制,儲層微觀孔隙結構復雜,影響了該地區油氣規模建產。本文通過鑄體薄片鑒定、高壓壓汞分析、掃描電鏡、物性分析和油水相滲等實驗,結合區域地質條件、沉積構造背景、盆地層序演化歷史等方面進行系統研究,對城華地區長3儲層微觀孔隙結構及滲流特征進行分析,并深入探討微觀孔隙結構對滲流規律的影響,以期為儲層高效開發、提高采收率提供可靠的依據。

1 區域地質概況

城華地區位于鄂爾多斯盆地次級構造單元陜北斜坡西南部,構造平緩,面積約2 000 km2,中上三疊系延長組是目前鄂爾多斯盆地最重要的產油層位之一,延長組自下而上分為10個油層組。長3油層組沉積期,城華地區同時受東北及西南物源影響[15-18],主要發育湖泊收縮期緩坡帶三角洲前緣亞相沉積,地層厚度約110～130 m,巖性為一套灰綠色-灰色細砂巖夾暗色泥巖,根據沉積旋回和地層發育特征自下而上劃分為長33、長32及長31三個亞段,其中油層主要富集于長33。

2 儲層特征

2.1 巖石學特征

根據巖心觀察及薄片鑒定,城華地區長3段儲層主要為灰綠色細砂巖,巖石類型主要為長石砂巖、巖屑長石砂巖(圖1)。石英平均含量為24.83%～42.76%,以單晶石英為主;長石平均含量為22.43%～45.22%,斜長石多于鉀長石;巖屑平均含量為16.17%～22.75%,以變質巖巖屑為主。填隙物的類型多、含量變化大,主要包括黏土礦物(綠泥石為主、伊利石次之)、碳酸鹽類、硅質膠結物。

城華地區長3段的泥巖顏色呈黑色、深灰色,說明沉積環境屬于水體較淺的氧化-還原交替環境。巖石分選較差,磨圓度主要為次棱角狀。

2.2 物性特征

城華地區長3段儲層平均孔隙度為10.44%,平均滲透率為0.408×10-3μm2,通過長3段儲層孔隙度及滲透率分布直方圖(圖2)可以看出:長31和長32孔隙度主要集中分布在10%～15%,長33的孔隙度主要集中分布在5%～10%,而長31、長32、長33的滲透率都集中分布在0.1×10-3～0.5×10-3μm2,表明研究區多發育低孔特低孔、超低滲儲層。通過對孔滲相關性圖分析(圖3),發現長32孔滲相關性最好,長31次之,長33相關性較差;長31和長32孔隙度和滲透率之間具較好的相關性,分別為0.696和0.709,表明研究區儲層孔隙度、滲透率主要依賴于基質孔隙。

圖2 城華地區長3段孔隙度和滲透率分布

3 微觀孔隙結構特征

3.1 孔喉類型

根據成因可以將孔隙分為原生和次生兩種類型[19]。研究區長3段孔隙類型以粒間孔為主,占總孔隙數量的52.3%,其次為長石溶孔和巖屑溶孔,晶間孔、粒間溶孔和微裂縫數量較少。

原生粒間孔是在壓實和膠結等各種成巖作用后留下的殘余原始孔隙,殘余原生粒間孔的形狀呈角孔狀,溶蝕痕跡不明顯。溶蝕作用通常發生在長石中,被溶蝕的位置往往會形成網狀或不規則狀的粒內溶孔,部分長石顆粒被強烈溶蝕,進而形成鑄?？?同時,在長3段儲層中發現了由次生石英晶體集合體充填于粒間孔隙而形成的晶間孔,晶間孔連通性較差,流體不易流動,對儲層儲集性能貢獻率較低;微裂縫多以成巖作用成因為主,一定程度上改善了儲層滲流能力和孔喉連通性。喉道與儲層滲流能力具有一定的相關性,反映了孔隙之間的連通情況[20],通過對鑄體薄片的觀察,發現城華地區長3段儲層顆粒間接觸關系以點-線接觸和線-凹凸接觸為主,喉道類型主要為片狀和彎片狀。

3.2 孔喉結構特征

高壓壓汞目前被廣泛應用于儲層孔隙結構研究[21],本文采用典型樣品的鑄體薄片和壓汞數據,對研究區長3段儲層微觀孔隙結構特征進行定量研究。結果表明,城華地區長3油層組毛管壓力參數整體呈現排驅壓力低、最大進汞飽和度較高,孔隙與喉道間的連通性相對較好的特點,但毛管壓力值變化范圍較大,儲層孔隙結構具有較強的非均質性。

長3段高壓壓汞樣品測定孔隙度為5.40%～17.90%,平均12.75%;滲透率為0.03×10-3～0.42×10-3μm2,平均0.21×10-3μm2;排驅壓力為0.27～2.93 MPa,平均1.14 MPa;飽和度中值壓力為6.78～94.21 MPa,平均26.38 MPa;孔喉中值半徑為0.01～0.12 μm,平均0.06 μm;最大進汞飽和度為50.62%～94.81%,平均77.29%。

根據孔隙度、滲透率、排驅壓力及最大進汞飽和度等參數,將長3段儲層孔喉類型由好到壞劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三類(圖4)。Ⅰ類儲層物性較好,以粒間孔為主,板狀交錯層理發育,該類型孔隙結構壓汞曲線表現為相對較寬緩的平臺,排驅壓力較低,平均為0.73 MPa,分選系數主要集中在1.94～2.23,歪度分布在1.46～1.67,最大進汞飽和度大于86%,孔喉偏粗,儲層滲流能力較好;Ⅱ類儲層波狀層理發育,方解石集合體充填于粒間孔隙,毛管壓力曲線平臺寬度一般,排驅壓力中等,平均為1.42 MPa,分選系數主要分布在2.73～2.78,歪度均值為1.67～1.74,最大進汞飽和度為85%,孔喉中等,滲透能力一般;Ⅲ類儲層多發育平行層理,且出現片狀高嶺石集合體充填于粒間孔隙,毛細管壓力曲線平臺較窄,排驅壓力較高,平均為2.79 MPa,分選系數主要集中在 3.76～4.75,歪度分布在1.43～1.67,孔喉較小,儲層滲流能力較差。

圖4 城華地區長3孔隙結構典型毛細管壓力曲線

3.3 孔隙結構分形特征

對7塊樣品進行分形維數求取,發現研究區長3段三類樣品的分形曲線均具有較好的相關性(R2>0.84),可使用分形幾何理論對其孔隙結構進行表征。圖5為3個樣品的分形曲線,分形曲線均出現不同程度的轉折,表明樣品具有不同分形特征的孔隙結構[22]。利用汞飽和度法,計算出lgPc-lgSHg曲線斜率得出所有樣品的分形維數。從分形曲線圖中可以看出,3個樣品的分形曲線均具有明顯的轉折點,將轉折點作為劃分孔喉界限,從而劃分出D1和D2兩種孔喉的分形維數;D1為0.13～0.29,平均值為0.18,整體較小,說明相對小的孔隙普遍具有良好的分形特征。Ⅰ類儲層D1平均值為0.15,Ⅱ類儲層D1平均值為0.17,Ⅲ類儲層D1平均值為0.21;D2的范圍主要分布在1.86～2.75,平均值為2.21,說明相對大的孔隙分形特征不明顯。綜上認為,表明城華地區長3段儲層的孔滲能力主要由分形特征較好的相對小的孔隙決定。

圖5 不同類型孔隙結構樣品分形曲線

4 儲層滲流特征

4.1 儲層相滲特征

4.1.1 油水相滲參數特征

據表1可知,長3段儲層實驗樣品的束縛水飽和度為25.06%～35.28%,平均值為30.52%;殘余油飽和度為43.37%～79.34%,平均值為69.79%;等滲點含水飽和度為41.70%～60.24%,平均值為55.80%;等滲點處油水兩相相對滲透率為0.014 0×10-3～0.125 7×10-3μm2,平均值為0.088 3×10-3μm2;殘余油處水相對滲透率為0.174 2×10-3～0.376 6×10-3μm2,平均值為0.256 1×10-3μm2。長3段儲層巖石具有親水性,僅個別樣品弱親油;油水兩相滲流時,兩相間干擾大,毛細管阻力大,最終水驅油效率低;儲層油相滲流阻力大,滲流能力相對弱。

表1 城華地區長3段儲層油水相滲實驗結果統計

4.1.2 油水相滲曲線特征

以殘余油飽和度為主,等滲點含水飽和度、等滲點處油水兩相相對滲透率為輔,將研究區樣品由好到差分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三類(圖6)。Ⅰ類相對滲透率曲線的交叉點較高,油相相對滲透率較高,儲層滲流能力強,主要分布在華池地區;Ⅱ類油相滲透率稍低于Ⅰ類,主要分布在城壕地區;Ⅲ類相對滲透率曲線的交叉點最低,油相滲透率也較低,油相滲流能力相對較弱,主要分布在南梁地區。

圖6 城華地區長3段儲層相對滲透率曲線

在油田注水開發過程中,油水相對滲透率曲線是儲層數值模擬及工程計算的重要依據,已被廣泛應用于油田開發參數的計算與動態分析。

盡管單井的油水相滲曲線可以從不同角度反映目標的滲流規律,但并不能完全反映整個區塊甚至整個儲層的滲流特性,所以在實際中需要選擇若干典型的滲流曲線,以獲得具有代表性的油水相滲曲線。城華地區長3油藏相對滲流率的歸一化回歸曲線呈現一個相對較窄的油水兩相滲流區。在油水兩相滲流區內,隨著含水飽和度增大,油相滲透率快速下降,水相滲透率開始上升較慢,當含水飽和度增加到一定值后含水率快速上升,長3油層組平均殘余油飽和度為37.7%,水驅效果差,說明水驅時驅替壓差建立的難度相對較大(圖7)。

圖7 城華地區長3油藏相對滲透率歸一化曲線

4.2 潤濕性

4.2.1 自吸法潤濕性實驗

在毛細管壓力的影響下,潤濕相流體的特點是自發吸入到巖石孔隙中,并排出非潤濕相流體。在殘余油(或束縛水)條件下,儲層巖石對油(水)的潤濕性是通過比較儲層巖石的自吸油量(或自吸水量)與油驅排水量(或水驅排油)來確定。本文根據石油天然氣行業標準(SY/T 5153-2017)對長3油層組進行自吸法潤濕性實驗,計算其潤濕指數,依據自吸法潤濕性判別標準對其進行分類,結果表明,城華地區長3段儲層潤濕性以中性-親水為主,個別為弱親油儲層。

4.2.2 等滲點法潤濕性判斷

巖石的潤濕性也可通過相對滲透率曲線來判斷,親水巖石的相對滲透率X形曲線(交叉點)從50%的含水飽和度開始向右偏移,親油性巖石的X形曲線恰好相反,表現為向左偏移,中性潤濕相兼具上述兩者共同特性。根據相滲曲線實驗測定結果,在長3油層組實驗的4塊巖心中,曲線交叉點的平均含水飽和度為52.415%,且2塊巖心的潤濕性為親水性,2塊巖心的潤濕性為親油性,說明儲層的潤濕性主要表現為弱親油-弱親水性的特點。

4.3 孔喉結構對滲流特征的影響

4.3.1 孔喉大小對滲流特征的影響

圖8為城華地區長3段低滲儲層的孔喉半徑與孔喉進汞量和滲透率貢獻值的關系圖。由圖可知,控制進汞量的孔喉分布范圍比滲透率貢獻的孔喉分布范圍更寬,且后者的孔喉半徑相較前者偏向粗孔喉一端,細小孔喉雖然占比大,但其對儲層滲透率貢獻較小;而占比小的粗孔喉,對滲透率貢獻大,當孔喉半徑小于0.1 μm時,仍存在一定體積的小孔喉,但對滲透率的影響微弱。

圖8 孔喉進汞量及孔喉半徑與滲透率貢獻值關系

4.3.2 孔隙類型對滲流特征的影響

通過對孔隙結構進行分類,并結合油水相滲實驗,得出不同孔隙結構儲層的滲透特性。Ⅰ類孔隙結構儲層的束縛水飽和度為29.67%,殘余油含水飽和度為77.95%,兩相共滲區為49.28%;Ⅱ類孔隙結構儲層的束縛水飽和度為34.10%,殘余油含水飽和度為74.84%,兩相共滲區為40.74%;Ⅲ類孔隙結構儲層的束縛水飽和度為32.92%,殘余油含水飽和度為76.13%,兩相共滲區為18.31%。Ⅰ類孔隙束縛水飽和度適中,剩余油飽和度最高,在兩相共滲區表現出較好的驅油效果;Ⅱ類孔隙束縛水飽和度稍高,剩余油飽和度最低,兩相共滲區明顯減少,驅油效果較差;Ⅲ類孔隙結構儲層具有較高的束縛水飽和度和中等剩余油飽和度,兩相共滲區孔隙結構類似于Ⅱ類,并且具有類似的驅油效果。

由此可知,Ⅰ類孔隙結構儲層的滲透性優于Ⅱ、Ⅲ類,但是,束縛水飽和度隨著孔隙結構復雜程度而增大,驅油效率和兩相共滲區相反。

4.4 潤濕性對滲流特征的影響

潤濕性作為儲層的孔隙結構、礦物組成和流體分布等因素的綜合體現[23],決定了儲層親油、親水或中性,同時對儲層多相流中單相相對滲透率也有一定的影響。研究區儲層束縛水飽和度大于25%,等滲點含水飽和度大于40%,儲層巖石表現為中性-弱親水。親水巖石中的水一般分布在微小的孔隙和孔隙的邊隅上,對油的滲流影響小,其中,弱親水巖石的水驅采收率最高。據表2分析可知,巖石的潤濕性與孔隙度有較好的相關關系,親水巖石的孔隙度最好,中性巖石孔隙度次之,弱親油類型的巖石孔隙度最小。

表2 城華地區長3段儲層自吸法潤濕性實驗典型樣品

5 結論

1)鄂爾多斯盆地城華地區長3段儲層巖石類型主要以長石砂巖、巖屑長石砂巖為主;儲層填隙物以含鐵碳酸鹽及綠泥石為主;孔隙類型主要為粒間孔和長石溶孔,發育少量長石巖屑溶孔;喉道類型主要為片狀-彎曲片狀和縮頸式。

2)城華地區長3段儲層油水相滲曲線由優到劣分為三類。Ⅰ類相對滲透率曲線的交叉點較高,油相相對滲透率較高,儲層滲流能力強;Ⅲ類相對滲透率曲線的交叉點較低,油相滲透率也較低,油相滲流能力相對較弱;Ⅱ類介于兩者之間。

3)城華地區長3段儲層一般在弱親油性和親水性之間,孔喉結構是影響低滲儲層儲集性能和滲流特征的主要因素,低滲儲層中大孔喉分布較少,但其對儲層滲流能力影響更大,小孔喉主要提供儲集能力。