魏晨陽，朱玉雙

(大陸動力學(xué)國家重點實驗室，西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系,陜西 西安 710069)

馬永寧

(中石油長慶油田分公司采油三廠，寧夏 銀川 750001)

張 杰

(中石油長慶油田分公司采油一廠，陜西 延安 716000)

王淘華

(中石油長慶油田分公司采油六廠，陜西 西安 710069)

程 剛

(中石油長慶油田分公司檔案館，陜西 西安 710069)

定邊地區(qū)長82儲層微觀非均質(zhì)性試驗分析

魏晨陽，朱玉雙

(大陸動力學(xué)國家重點實驗室，西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系,陜西 西安 710069)

馬永寧

(中石油長慶油田分公司采油三廠，寧夏 銀川 750001)

張 杰

(中石油長慶油田分公司采油一廠，陜西 延安 716000)

王淘華

(中石油長慶油田分公司采油六廠，陜西 西安 710069)

程 剛

(中石油長慶油田分公司檔案館，陜西 西安 710069)

油氣儲層的微觀非均質(zhì)性特征是儲層地質(zhì)學(xué)研究的重要內(nèi)容之一。通過真實砂巖微觀孔隙模型試驗，并結(jié)合薄片鑒定、物性分析、掃描電鏡等分析測試對孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行深入分析，對鄂爾多斯盆地定邊地區(qū)長82儲層的微觀非均質(zhì)性進(jìn)行研究。研究表明，研究區(qū)長82儲層的微觀非均質(zhì)性很強(qiáng)；沉積微相和成巖作用是影響微觀非均質(zhì)性的根本原因；微觀非均質(zhì)性所導(dǎo)致的繞流是影響水驅(qū)油效果和剩余油分布的主要原因；研究區(qū)主要發(fā)育剩余粒間孔隙、溶蝕孔-剩余粒間孔隙和致密孔隙，建議相應(yīng)地針對上述孔隙類型制定不同的注水開發(fā)方案。

定邊地區(qū)；長82儲層；真實砂巖微觀模型；微觀非均質(zhì)性；滲流特征

鄂爾多斯盆地為一大型多旋回克拉通盆地，定邊地區(qū)位于盆地西部，西接天環(huán)坳陷,東鄰陜北斜坡,主體位于陜北斜坡[1-2]，近年來在其上三疊統(tǒng)延長組長82油層也有新的油氣發(fā)現(xiàn)，并在池46井等井區(qū)取得了良好的鉆采效果。

儲層的微觀非均質(zhì)性影響研究區(qū)剩余油分布和油田注水開發(fā)的重要因素，它直接影響儲層驅(qū)替效率，儲層的微觀非均質(zhì)性主要是指孔隙和喉道的大小，連通程度及配置關(guān)系[3]。所以有必要通過真實砂巖微觀模型[4-5]對定邊地區(qū)長82儲層微觀非均質(zhì)性進(jìn)行深入系統(tǒng)的分析。

1 巖石學(xué)特征

1.1巖石類型

為了更精確地進(jìn)行試驗，每塊樣品均做了相應(yīng)的薄片鑒定、掃描電鏡、壓汞分析等測試。薄片及掃描電鏡觀察結(jié)果表明，定邊地區(qū)長82油層巖石類型主要由灰色、灰綠色細(xì)粒巖屑質(zhì)長石砂巖、長石質(zhì)巖屑砂巖組成，其中長石含量為12.8%～32.1%，平均30.14%，主要為斜長石，其次為鉀長石；巖屑含量為15.22%～41.3%，平均30.56%，巖屑類型包括變質(zhì)巖巖屑、火山巖巖屑及云母等；石英含量為16%～38%，平均27.49%，以單晶石英為主。砂巖的粒度普遍較細(xì)，80%以上為細(xì)砂巖。以線性接觸方式為主,膠結(jié)類型為孔隙-薄膜型,磨圓度為次棱角狀砂巖的結(jié)構(gòu)成熟度中等，成分成熟度較低。

1.2填隙物特征

研究區(qū)長82儲層填隙物含量占9.24%，填隙物種類較為多樣，以自生粘土礦物為主，共占6.67%，其次為碳酸鹽膠結(jié)物(2.01%)，另有一定量的硅質(zhì)(1.72%)及少量濁沸石和長石質(zhì)。

1.3孔隙特征

據(jù)巖心分析資料統(tǒng)計，定邊地區(qū)長82儲層有效孔隙度為6.1%～16.3%，平均9.65%；滲透率為(0.11～2.22)×10-3μm2，平均0.65×10-3μm2，屬低孔超低滲儲層。而孔隙組合類型主要可分為3類：

1)殘余粒間孔型 研究區(qū)最為發(fā)育的孔隙類型，面孔率一般為5%～10%，被綠泥石膜部分充填，連通性良好。

2)溶蝕孔-殘余粒間孔型 面孔率一般為4%～14%，除去粒間孔外，研究區(qū)還發(fā)育長石溶孔及少量的巖屑溶孔，溶蝕孔的發(fā)育有效地改善了儲層的物性。

3)致密孔隙型 主要為一些自生礦物晶間微孔隙，面孔率一般低于3%?？紫秱€體小且連通性差,溶蝕粒內(nèi)孔隙和溶蝕粒間孔隙均不發(fā)育,有效孔隙度和滲透率很低。該類孔隙組合主要分布在致密膠結(jié)的細(xì)砂巖中。

2 試驗部分

2.1試驗?zāi)Ｐ椭谱?/p>

選用研究區(qū)長82儲層具有代表性天然巖心，經(jīng)抽提、烘干、切片、磨平等工序之后，粘貼在2片玻璃之間制作而成。模型尺寸約為2.5×2.5cm2,承受壓力能力為0.2MPa。試驗保留了儲層巖石本身的孔隙結(jié)構(gòu)特征、巖石表面物理性質(zhì)及大部分填隙物，使研究結(jié)果可信度較其他模型大大增加[6-7]。

試驗用的模擬地層水是蒸餾水，用少量甲基藍(lán)染成藍(lán)色，用油主要是機(jī)械泵油加煤油配制而成的模擬油,粘度約為2.06MPa·s，用少量油溶紅染成紅色。

2.2試驗過程

試驗過程分為如下5步：①對模型依次抽真空飽和地層水,抽真空應(yīng)徹底,以盡量減少模型中的氣泡,以盡量減小誤差;②測量模型滲透率；③進(jìn)行油驅(qū)水至飽和油結(jié)束,利用顯微觀察系統(tǒng)進(jìn)行拍照錄像及圖像解釋處理，試驗結(jié)束后,統(tǒng)計原始含油飽和度；④水驅(qū)油,觀察試驗現(xiàn)象,統(tǒng)計殘余油飽和度；⑤計算驅(qū)油效率,根據(jù)所觀察到的試驗現(xiàn)象進(jìn)行分析解釋。

3 試驗結(jié)果與分析

試驗選擇了7個微觀砂巖模型，其中模型D6、D9、D17以殘余粒間孔為主要滲流通道；模型D2、D15以溶蝕孔-殘余粒間孔為主要滲流通道；模型D3、D11以致密孔隙為主要滲流通道(見表1)。

表1 真實砂巖模型參數(shù)統(tǒng)計

3.1殘余粒間孔為主要滲流通道

研究區(qū)長82儲層殘余粒間孔經(jīng)歷了機(jī)械壓實作用、壓溶作用和膠結(jié)作用。壓實作用較為強(qiáng)烈,具體表現(xiàn)為碎屑顆粒的接觸關(guān)系由點到線,局部為凹凸接觸;礦物的柔性組分變形;剛性礦物發(fā)生破裂;礦物顆粒發(fā)生定向排列。機(jī)械壓實作用使儲層中的原生孔隙大量減少,巖石體積縮小。而在綠泥石膜發(fā)育的長石砂巖中,壓實作用較弱,顆粒間呈點-線接觸,殘余粒間孔較發(fā)育,形成殘余孔隙型孔隙組合關(guān)系(見圖1(a)、(b))。該類砂巖多因綠泥石膜的保護(hù)形成大量殘余粒間孔隙[8]。

圖1 殘余粒間孔及水驅(qū)油鏡下照片(D6樣品,2385.7m)

模型D6、D9、D17屬于該種類型，該類型多為網(wǎng)狀、狀驅(qū)替為主。以模型D6為例，首先油驅(qū)水過程中，油充滿引槽后，開始較均勻進(jìn)入模型，油驅(qū)水接近平行推進(jìn)，約進(jìn)入模型1/5后，逐漸變?yōu)榫W(wǎng)狀驅(qū)替直到無水期結(jié)束。此后不斷加壓，油網(wǎng)沒有明顯變化，最終含油飽和度中等達(dá)到53.69%。在水驅(qū)油過程中，在較小壓力0.15kPa下，水快速進(jìn)入模型，有一支首先進(jìn)入模型下方，呈指狀快速前進(jìn)，可捕捉到明顯動態(tài)圖像，加壓至0.25kPa后，另一支從模型下方進(jìn)入也成指狀前進(jìn)，速度較前一支稍慢。持續(xù)加壓，水體仍沿原通道前進(jìn)，水驅(qū)范圍基本沒有擴(kuò)大，形成較大繞流，最終殘余油范圍較大(見圖1(c))，驅(qū)油效率較低為47.17%。最后模型出現(xiàn)3個區(qū)域：水驅(qū)油較完全區(qū)、殘余油較多區(qū)、油和水未進(jìn)區(qū)。上述現(xiàn)象說明了該模型砂巖具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性。

3.2溶蝕孔-殘余粒間孔為主要滲流通道

據(jù)鑄體薄片和掃描電鏡觀察,發(fā)現(xiàn)研究區(qū)長82儲層砂巖在成巖過程中砂巖的溶解作用發(fā)育較為普遍,主要表現(xiàn)為碎屑巖中易溶組分的溶解,形成大量次生孔隙,從而對儲層物性的改善起到至關(guān)重要的作用。該類砂巖溶蝕型次生孔隙較為發(fā)育[9-10],孔隙連通性好,長石碎屑溶蝕作用非常強(qiáng)烈,多呈“蜂巢”出現(xiàn)(見圖2(a)),溶蝕孔有效的連通了粒間孔，形成溶蝕孔-殘余粒間孔隙組合關(guān)系，該類孔隙組合關(guān)系非均質(zhì)性較弱。

圖2 溶蝕孔-殘余粒間孔及水驅(qū)油鏡下照片(D2樣品,2619.5m)

模型D2、D15屬于該種類型，該類型多為均勻狀、網(wǎng)狀驅(qū)替為主。以模型D2為例，在水驅(qū)油過程中，水首先進(jìn)入粒間孔將孔隙中的油驅(qū)走，并較快形成通道。逐漸驅(qū)替增大壓力，注入水開始進(jìn)入與粒間孔連通較好的溶蝕孔發(fā)育區(qū)，這時，溶孔中的油被水驅(qū)走，如果再次增大驅(qū)替壓力，注入水則進(jìn)入較小的溶孔中，最終殘余油范圍較小(見圖2(b))，驅(qū)油效率較高為67.51%，最終形成2種區(qū)域:油水共存區(qū)和殘余油較多區(qū)(見圖2(c))。上述現(xiàn)象說明該模型的非均質(zhì)性較弱。

3.3致密孔隙為主要滲流通道

據(jù)鑄體薄片和掃描電鏡鑒定該類樣品一般鈣質(zhì)膠結(jié)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(見圖3(a))。

圖3 致密型孔隙及水驅(qū)油鏡下照片(D3樣品,2620.33m)

模型D3、D11屬于該種類型，因為微孔本身細(xì)小，所以在油驅(qū)水實驗過程中，油不會一開始就進(jìn)入孔隙，而是在壓力達(dá)到一定程度時，油才進(jìn)入孔隙并緩慢前行。最終模型D3、D11分別在140kPa和155kPa下才完成飽和油。在水驅(qū)油過程中，以D3為例，在170kPa下水緩慢進(jìn)入模型(見圖3(b))，并逐漸增壓至195kPa，經(jīng)過長時間驅(qū)替，最終模型出口端見水，此時模型內(nèi)大部分油仍未被驅(qū)走(見圖3(c))。D3、D11有較大差別，兩者都分別在較大壓力170kPa和190kPa下，水才緩慢進(jìn)入模型。然而最終驅(qū)油效率差別較大，D11驅(qū)油較為徹底，驅(qū)油效率達(dá)61.76%，而D3只有35.42%。這是由于特低滲儲層致密孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，微孔的發(fā)育程度不一，水驅(qū)壓力有限，因此水驅(qū)油效果也存在較大差異。

4 微觀非均值性影響因素

通過對油水驅(qū)替試驗中各種現(xiàn)象的分析以及結(jié)合研究區(qū)儲層砂巖的形成過程,認(rèn)為影響定邊地區(qū)長82儲層微觀非均質(zhì)性主要有以下2個原因:

4.1沉積微相

研究區(qū)長82儲層為淺水三角洲前緣亞相沉積環(huán)境[2],可分為水下分流河道、河口壩、前緣席狀砂等多種沉積微相。由于沉積環(huán)境有所差異，沉積微相的變化直接導(dǎo)致其巖石學(xué)特征不同,顆粒大小分選、填隙物含量組分均有所不同，進(jìn)而在相同的成巖史下其孔隙結(jié)構(gòu)的演化便產(chǎn)生明顯的差異,即反映為儲層的微觀非均質(zhì)性。

4.2成巖作用

定邊地區(qū)長82儲層成巖作用處于中成巖B期,經(jīng)歷了各類復(fù)雜的成巖作用，成巖過程中各種成巖作用對砂巖孔隙結(jié)構(gòu)的影響較大，主要表現(xiàn)為溶蝕作用、壓實作用、膠結(jié)作用及破裂作用。溶蝕作用下溶蝕孔隙的形成,壓實、膠結(jié)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(zhì)性都具有重要作用。其中,溶蝕作用在研究區(qū)內(nèi)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(nèi)長82儲層的物性。

5 結(jié) 論

1)定邊地區(qū)長82油層儲層砂巖具有殘余粒間孔隙型、溶蝕孔-殘余粒間孔隙型和致密型孔隙型多種孔隙組合關(guān)系,真實砂巖微觀模型實驗說明儲層砂巖的微觀非均質(zhì)性很強(qiáng)。

2)定邊地區(qū)長82儲層微觀非均質(zhì)性的主要影響因素是沉積微相和成巖作用。

3)指進(jìn)現(xiàn)象普遍存在。這主要是因為研究區(qū)長82儲層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜,樣品潤濕性存在差異,形成了不同的毛細(xì)管力。因此,當(dāng)模擬水進(jìn)入不同類型孔隙結(jié)構(gòu)后便會以不同速度向前推進(jìn),從而產(chǎn)生指進(jìn)現(xiàn)象。指進(jìn)現(xiàn)象所導(dǎo)致的繞流是研究區(qū)剩余油形成的最主要原因。

4)溶蝕孔-殘余粒間孔型孔隙的驅(qū)油效率最高，粒間孔型孔隙的驅(qū)油效率較低，而致密孔隙型孔隙的驅(qū)油效率因其受微孔發(fā)育不一、水驅(qū)壓力的限制等，變化較大。

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[編輯] 洪云飛

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.12.017

P618.13

A

1673-1409(2012)12-N053-04