陳 杰,周鼎武

(1.中國石油大學地球資源與信息學院,山東東營 257061;2.山東科技大學地質科學與工程學院,山東青島 266510)

鄂爾多斯盆地合水地區(qū)長 8儲層微觀非均質性的試驗分析

陳 杰1,周鼎武2

(1.中國石油大學地球資源與信息學院,山東東營 257061;2.山東科技大學地質科學與工程學院,山東青島 266510)

通過真實砂巖微觀孔隙模型試驗,對鄂爾多斯盆地合水地區(qū)長 8儲層的微觀非均質性進行研究。結果表明:研究區(qū)長 8儲層的微觀非均質性很強,且存在儲層物性越好其微觀非均質性越強的特點;沉積微相和溶蝕作用是影響微觀非均質性的主要因素;微觀非均質性是影響水驅油效果和剩余油分布的內因;在充分研究合水地區(qū)長 8儲層 4種主要孔隙類型的基礎上,建議相應地針對原生粒間孔隙和溶蝕孔隙型、微裂縫型、自生礦物晶間微孔隙型制定 3類注水開發(fā)方案。

鄂爾多斯盆地;合水地區(qū);長 8儲層;微觀非均質性;真實砂巖微觀孔隙模型

合水地區(qū)位于鄂爾多斯盆地中央古隆起的南端,三疊紀末期抬升幅度較大,曾遭受強烈的風化剝蝕,缺失長 1、長 2地層,部分地區(qū)也缺失長 3及長 4 +5地層,長 6及長 8油層是本區(qū)勘探的主要目的層。上三疊統(tǒng)延長組長 8油層組砂巖是本區(qū)重要的儲集層。油藏自投入生產以來遇到了諸多問題,其中儲層非均質性便是影響本區(qū)剩余油分布和油田開發(fā)的重要因素。基于以上原因,筆者通過真實砂巖微觀孔隙模型試驗[1-4],對合水地區(qū)長 8儲層砂巖的微觀非均質性進行系統(tǒng)研究。

1 巖石學特征

1.1 巖石類型及碎屑組分

薄片及掃描電鏡觀察結果表明,研究區(qū)長 8儲層砂巖以長石砂巖 (體積分數約為 48.89%)、巖屑質長石砂巖(體積分數約為 40.48%)為主,此外有少量巖屑砂巖(體積分數約為 10.63%)。

砂巖顆粒粒徑一般為 0.1～0.4 mm,分選中等,多呈次棱角狀,顆粒間以線接觸為主。顆粒中石英平均體積分數為 33.3%,長石平均體積分數為41.1%,巖屑平均體積分數為 25.7%。

1.2 填隙物特征

研究區(qū)長 8儲層砂巖膠結物體積分數一般為5%～20%,主要為自生的綠泥石、高嶺石、伊利石、方解石、鐵方解石、白云石和石英。雜基體積分數一般為 2%～10%,主要為高嶺石、伊利石、蒙脫石等黏土礦物,且大多已被鐵質浸染。

1.3 孔隙類型

研究區(qū)長 8儲層砂巖主要發(fā)育以下 4類孔隙類型:

(1)剩余原生粒間孔隙。研究區(qū)最發(fā)育的孔隙類型,周圍普遍存在黏土膜,約占孔隙總量的 46%。

(2)溶蝕孔隙。主要發(fā)育長石、碳酸鹽和巖屑溶蝕孔隙,其中長石溶蝕孔隙約占孔隙總量的 26%,碳酸鹽溶蝕孔隙約占7%,巖屑溶蝕孔隙約占4%。

(3)微裂縫。在薄片鑒定過程中發(fā)現一些微裂縫,既有構造作用成因也有成巖作用成因,縫寬為0.01～2 mm,約為孔隙總量的 9%。

(4)自生礦物晶間微孔隙。主要是指自生石英、自生黏土礦物、自生方解石晶體間的微孔隙,約為孔隙總量的8%。

2 真實砂巖微觀孔隙模型試驗

真實砂巖微觀孔隙模型試驗是大陸動力學國家重點實驗室的一項國家專利技術。優(yōu)點是可以直接利用可視化界面對儲層內油、水滲流過程進行觀察,試驗模型采用真實巖心樣品制作而成,且樣品的真實孔隙結構得到了很好地保存,可信度較高,是進行室內水驅油試驗的理想模型[1-2]。缺點是試驗儀器不能嚴格模擬流體在地下儲層中滲流時的溫壓條件,與流體在地層環(huán)境下儲層中的滲流狀態(tài)有一定的差距。

2.1 樣品選擇及試驗模型制作

依據掃描電鏡、普通薄片、鑄體薄片及染色薄片的觀察分析結果,從所有樣品中篩選出 12塊具有不同孔隙結構類型的油層樣品(表 1)。在盡可能保護樣品孔隙結構不被破壞的前提下,經切片、洗油、烘干、磨片及最后的上膠合成等一系列嚴格步驟制成真實砂巖微觀孔隙模型。

表 1 樣品參數統(tǒng)計Table 1 Statistics of samples parameters

2.2 試驗儀器及材料

真實砂巖微觀孔隙模型試驗系統(tǒng)由真實砂巖微觀孔隙模型、抽真空系統(tǒng)、加壓系統(tǒng) (最高壓力為200 kPa)和顯微觀察系統(tǒng)(以光學顯微鏡為主,配有照相、錄相設備)4部分組成。試驗過程用油是根據合水地區(qū)長 8儲層原油物性采用煤油和機械泵油配制成的模擬油,試驗用的模擬水為蒸餾水。為方便觀察,在模擬油中加入少量油溶紅,在模擬水中加入少量甲基藍,使模擬油呈現紅色,模擬水呈現藍色。

2.3 試驗步驟

首先,對模型抽真空后及時飽和水,抽真空要做到盡量徹底,飽和水時要避免氣泡進入模型致使產生較大誤差;其次,測量模型的滲透率;再次,先后進行油驅水和水驅油兩次流體驅替試驗,在觀察試驗現象同時,記錄下油驅水入口壓力(p1)、原始含油飽和度 (Soi)、水驅油入口壓力 (p2)、剩余油飽和度(Sor)并計算驅油效率 (Ed);最后,依據試驗現象進行解釋分析。12塊巖心的測試及計算數據見表 1。

3 試驗結果

本文中選擇的 12個真實砂巖樣品包含了合水地區(qū)長 8儲層砂巖的上述 4類主要孔隙類型。

3.1 剩余原生粒間孔隙型

莊 111-4、莊 111-7和莊 211-1樣品屬于此種類型,以莊 111-4樣品為例進行說明。薄片和掃描電鏡觀察該樣品以剩余原生粒間孔隙為主 (圖 1 (a)),顆粒呈次棱角狀,分選好,泥質膠結較多,少量硅質膠結,屬長石砂巖。油驅水時,入壓為 8 kPa,油充滿引槽后在模型中形成上、中、下 3條運移通道,運移速度較快,可捕捉到明顯的動態(tài)圖像,之后緩慢向全模型擴散,持續(xù)加壓后油浸范圍有所擴大,估算原始含油飽和度為 60%。水驅油時,入壓為 50 kPa,起初水主要沿油驅水時的下支路線指狀突進,之后慢慢向整個模型擴散,亦可捕捉到明顯的動態(tài)圖像,增加壓力水驅油路線無明顯變化,估算剩余油飽和度為 40%。在兩次驅替過程中,流體均出現小范圍的繞流,致使模型上部始終有部分區(qū)域流體無法波及,體現出樣品的微觀非均質性(圖 1(b))。

圖 1 剩余原生粒間孔隙型(莊 111-4樣品,1.8543 km)Fig.1 Types of rema in ing pri mary pores between gra i ns(Sample Zhuang111-4,1.8543 km)

3.2 溶蝕孔隙型

莊 112-4和莊 121-3樣品屬于此種類型,以莊112-4樣品為例進行說明。薄片觀察該樣品以溶蝕孔隙為主 (圖 2(a)),顆粒多呈次棱角狀,分選中等,薄膜狀綠泥石膠結為主,少量鈣質膠結。油驅水時,入壓為 4 kPa,油充滿引槽后,呈地毯狀迅速進入模型,并快速充滿另一端引槽,估算原始含油飽和度為 55%。水驅油時,入壓為 8 kPa,起初水沿上、中、下 3條通道緩慢前進,后經過合并、再分支的方式抵達另一側引槽 (圖 2(b)),估算剩余油飽和度為40%。在兩次驅替過程尤其是水驅油過程中,因溶蝕孔隙發(fā)育不均,流體出現較大范圍的繞流現象,至試驗結束,模型中 20%面積仍未被流體波及,存在大片剩余油,增加壓力,驅油效果無明顯改善。

圖 2 溶蝕孔隙型(莊 112-4樣品,1.7276 km)Fig.2 Types of dissolved pores (Sample Zhuang112-4,1.7276 km)

根據試驗過程,認為剩余原生粒間孔隙型和溶蝕孔隙型兩類儲層中流體驅替特征及剩余油的形成分布特點均主要受控于孔隙空間的分布不均,因此后期可以考慮使用相似的注水開發(fā)方案。

3.3 微裂縫型

莊 111-1、莊 111-2和莊 113-4樣品屬于此種類型,以莊 111-1樣品為例進行說明。薄片鑒定本樣品膠結較致密,顆粒間以凹凸接觸為主,呈次棱角狀,分選差,膠結物以方解石和黏土膜為主,屬細粒長石砂巖。在油水驅替試驗系統(tǒng)的顯微鏡下觀察發(fā)現模型內存在 4條大致平行的微裂縫,最大寬度為 2 mm。油驅水時,入壓為 2 kPa,起初油沿兩條裂縫突進,當到達與其他裂縫疊加區(qū)域時迅速進入鄰近裂縫繼續(xù)突進,并很快進入另一端引槽(圖 3(a)),估算原始含油飽和度為60%。水驅油時,入壓為2.5 kPa,水進入樣品后即沿與油驅水時相同路線突進,然后迅速進入另一端引槽,測得剩余油飽和度為 43%。本樣品剩余油較多,注入水沿微裂縫竄流是剩余油形成的主要原因(圖 3(b)),增加壓力對驅油效率幾乎沒有影響[5]。

圖 3 微裂縫型(莊 111-1樣品,1.8495 km)Fig.3 Types of m icro-cracks (Sample Zhuang111-1,1.8495 km)

試驗表明,微裂縫的發(fā)育讓本類儲層更易產生流體竄流現象,受其影響,流體驅替及剩余油的形成和分布特征明顯不同于上述兩種儲層類型,制定后期注水方案時須充分考慮微裂縫產生的影響。

3.4 自生礦物晶間微孔隙型

莊 172-3、莊35-5、寧42-7和莊 50-3樣品屬于此種類型,以寧 42-7樣品為例進行說明。薄片鑒定該樣品鈣質膠結發(fā)育,顆粒呈次棱角狀,分選好,孔隙類型以自生礦物晶間微孔隙為主,孔隙個體小且連通性差。油驅水時,入壓為 45 kPa,油緩慢充滿引槽后,主要沿上端進入模型,但只能行至模型約 1/3處(圖 4(a)),之后不斷加壓至 158 kPa,油才緩慢進入末端引槽,測得原始含油飽和度為 55%。水驅油時,壓力增至 190 kPa時,水才在模型中緩慢推進,最終測得剩余油飽和度為 10%(圖 4(b))。本樣品物性較差,水驅油速度緩慢,但驅油效率較高,達82%。針對研究區(qū)內本類儲層物性較差而非均質性較弱的特點,后期注水開發(fā)方案應當滿足高注壓長時間作業(yè)的特點。

圖 4 自生礦物晶間微孔隙型 (寧 42-5樣品,1.5979 km)Fig.4 Types of m icro pores between subsequent m ineral(Sample Ning42-5,1.5979 km)

4 試驗分析

(1)指進現象在試驗過程中普遍存在。這主要是因為合水地區(qū)長 8儲層孔隙結構復雜,樣品潤濕性存在差異,形成了不同的毛細管力。因此,當模擬水進入不同類型孔隙結構后便會以不同速度向前推進,從而產生指進現象。指進現象是導致研究區(qū)剩余油形成的直接原因。

(2)至試驗結束,所有樣品模型中均出現水驅油效果明顯區(qū)域、剩余油較多區(qū)域和流體未波及區(qū)域,而微觀非均質性則是這 3類區(qū)域形成和分布的控制因素。

(3)各模型入口端驅油效率均高于出口端驅油效率,而與各樣品的滲透率無關。這是由于水驅產生的壓力和注入水無法瞬時遍布整個模型,而是需要一個能量逐漸傳遞的過程,于是便形成前端水驅油,末端油驅油的現象,使入口端驅油效率偏高[3-4]。

(4)水驅油過程中,在注入水到達入壓值后,壓力增加不會明顯擴大注入水的波及面積和提高驅油效率,并且若增加壓力過快,還易導致入壓值測量不準確和形成流體竄流,從而進一步導致剩余油的形成。

(5)物性好的樣品驅油效果不一定好,而物性差的樣品驅油效果不一定差,例如寧 42-7樣品,雖然物性較差,驅油速度緩慢,但由于其孔隙結構均質性好,最終驅油效率較高。

(6)試驗結果表明,合水地區(qū)長 8儲層物性越好,微觀非均質性越強。這是因為研究區(qū)長 8儲層除了由于沉積微相不同導致的先天物性存在差別之外,有更多的儲層其物性能夠得到改善是由于溶蝕作用導致了溶蝕孔隙的發(fā)育,或者是由于破裂作用、構造等原因形成了微裂縫等,而這些改善儲層物性的方法在研究區(qū)長 8段整體為低孔低滲型儲層的背景下,在使得局部區(qū)域儲層物性得到改善的同時也加劇了該區(qū)域儲層的微觀非均質性。

5 微觀非均質性的影響因素

由試驗可以可以看出,同為研究區(qū)長 8儲層油層樣品,驅油效率結果卻相差很大。在復雜多孔介質內部的兩相滲流方式、被驅替相殘余的多寡、驅替效率的高低受多種因素的影響,即最終驅替效果是多種因素共同作用的體現[6-7]。通過對油水驅替試驗中各種現象的分析,認為影響合水地區(qū)長 8儲層微觀非均質性主要有以下 4個因素:

(1)沉積微相。研究區(qū)長 8儲層為辮狀河三角洲前緣沉積環(huán)境,大的沉積環(huán)境相對比較單一,但亦存在水下分流河道、河口壩、前緣砂等多種沉積微相。不同沉積微相上發(fā)育的儲層,其巖石學特征不同,進而在相同的成巖史下其孔隙結構的演化便產生明顯的差異,即反映為儲層的微觀非均質性。

(2)成巖作用。合水地區(qū)長 8儲層成巖作用比較復雜,主要表現為溶蝕作用、壓實作用、膠結作用及破裂作用。溶蝕作用下溶蝕孔隙的形成,壓實、膠結作用下原生孔隙的破壞,破裂作用下微裂縫的形成對加劇研究區(qū)長 8儲層微觀非均質性都具有重要作用[8]。其中,溶蝕作用在研究區(qū)內尤為重要,多種類型溶蝕孔隙的大量發(fā)育在很大程度上改善了研究區(qū)內長 8儲層的物性[9-12]。

(3)微裂縫。微裂縫一旦形成,往往會形成流體優(yōu)勢滲流通道,尤其是在本區(qū)長 8儲層以連通孔隙為主的儲滲背景下,無疑會大大增強儲層非均質性。微裂縫的存在,還常導致注入水的波及面積極大地減小并且分布僅局限于微裂縫周圍,并伴隨有連片狀剩余油的形成。

(4)填隙物。雜基及膠結物的類型、含量、產狀也是影響驅替效果的重要因素,它們可以堵塞大量的原生孔隙,進而改變巖石的孔隙結構和增強巖石的微觀非均質性。

6 結 論

(1)合水地區(qū)長 8儲層剩余油按形態(tài)可分為連片狀剩余油和分散狀剩余油兩類,裂縫竄流多形成前一種類型,常規(guī)孔隙分布的非均質性多形成后一種類型。微觀非均質性是影響水驅油效果和剩余油形成的內因,指進現象是剩余油形成的直接原因。

(2)合水地區(qū)長 8儲層微觀非均質性的影響因素包括沉積微相、成巖作用、微裂縫和填隙物等,沉積微相和溶蝕作用是主要的影響因素。

(3)合水地區(qū)長 8儲層微觀非均質性很強,并且表現為物性越好微觀非均質性越強的特點。

(4)針對研究區(qū)長 8儲層后期注水開發(fā),建議根據 4種孔隙類型相應地制定 3類注水方案,剩余原生粒間孔隙型和溶蝕孔隙型歸為一類,微裂縫型為一類,自生礦物晶間微孔隙型為一類。

感謝 感謝西北大學柳益群教授在試驗過程中給予的悉心指導,感謝中國石油大學 (華東)查明教授對本文的支持。

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(編輯 徐會永)

Experi mental analysis on m icro-an isotropy of Chang 8 reservoir in Heshuiarea,Ordos Basin

CHEN Jie1,ZHOU Ding-wu2
(1.College of Geo-Resources and Info rm ation in China University of Petroleum,Dongying257061,China; 2.College of Geological Science and Engineering in Shandong University of Science and Technology,Q ingdao266510,China)

The micro-anisotropy of Chang 8 reservoir in Heshui area in Ordos Basin was analyzed by real sandstone micropore model experiment.The results show that Chang 8 reservoir has heavymicro-anisotropy,and the better the quality of the reservoir is,the heavier the micro-anisotropy is.The sedimentary microfacies and dissolution are the main factors affecting the micro-anisotropy.Themicro-anisotropy is the inner reason affecting the oil displacement effectofwaterflooding and remaining oil distribution.Based on a large sum of research on the fourmain types of pore structures of Chang 8 reservoir in study area,it is better to make three types ofwaterflooding development schemes according to the experimental results,the remaining primary pores between grains and the dissolved pores belong to the firstone,themicro-cracks belong to the second one, and the micro-pores between subsequentmineral belong to the third one.

OrdosBasin;Heshui area;Chang 8 reservoir;micro-anisotropy;real sandstone micro-pore model

1673-5005(2010)04-0013-06

P 588.21

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2010.04.003

2010-01-20

陳杰(1983-),男(漢族),山東無棣人,博士研究生,主要從事油氣地質研究。