馬 婧，孫 衛(wèi) (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)

施 磊 (中石油長慶油田分公司第八采油廠，陜西 西安 710000)

師調(diào)調(diào) (陜西延長石油(集團)有限責(zé)任公司研究院，陜西 西安 710069)

梁曉偉，牛小兵 (中石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710018)

不同成巖相微觀滲流特征研究
——以華慶地區(qū)長6儲層為例

馬 婧，孫 衛(wèi) (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)

施 磊 (中石油長慶油田分公司第八采油廠，陜西 西安 710000)

師調(diào)調(diào) (陜西延長石油(集團)有限責(zé)任公司研究院，陜西 西安 710069)

梁曉偉，牛小兵 (中石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710018)

華慶地區(qū)長6儲層屬于典型的低孔、特低滲儲層。利用不同成巖相真實砂巖微觀模型進行了微觀水驅(qū)油試驗，對不同成巖相的微觀滲流特征以及殘余油的分布進行了研究。研究結(jié)果表明，不同成巖相的微觀滲流特征存在明顯差異，主要體現(xiàn)在流體進入孔道的啟動壓力、波及面積、驅(qū)替方式以及殘余油的賦存狀態(tài)等方面。造成這種現(xiàn)象的主要原因是不同成巖相的物性和孔隙結(jié)構(gòu)微觀非均質(zhì)性的不同，結(jié)合真實砂巖微觀水驅(qū)油試驗驅(qū)油效率的估算結(jié)果，綜合分析得出水云母膠結(jié)-殘余粒間孔+長石溶蝕相是研究區(qū)最有利的成巖相，也是油氣富集的最主要相帶之一，長石溶蝕+綠泥石膜膠結(jié)-殘余粒間孔相次之。長石溶蝕+水云母膠結(jié)-殘余粒間孔相和水云母膠結(jié)+長石溶蝕相是主要的殘余油賦存的成巖相，在以后的開發(fā)中應(yīng)加大對這類成巖相的研究。

成巖相；滲流特征；長6儲層；華慶地區(qū)

華慶地區(qū)長6儲層地處甘肅省華池縣-慶陽縣境內(nèi)，鄂爾多斯盆地湖盆中部。構(gòu)造位置處于伊陜斜坡西部。研究范圍：西起八珠，東至金鼎，北起高崾峴，南至三十里鋪，面積約為7100km2。盆地內(nèi)主要存在東北、西南2大物源區(qū)，東北部主要發(fā)育河流-沖積平原-曲流河三角洲相沉積；西南部主要發(fā)育沖積扇-辮狀河三角洲相沉積。

1 儲層特征

根據(jù)巖心和鑄體薄片觀察統(tǒng)計，華慶地區(qū)長6儲層巖石類型主要為灰黑色、灰色、灰白色極細-細粒長石砂巖、巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖，細粒巖屑長石砂巖、長石砂巖。碎屑成分以石英、長石為主，長石含量最高，平均為37.85%；石英含量次之，平均為30.58%，巖屑含量平均為15.98%。膠結(jié)物主要有水云母(6.7%)、鐵方解石(2.1%)、鐵白云石(1.7%)、綠泥石(1.3%)、方解石(0.3%)、硅質(zhì)與少量的泥鐵質(zhì)；主要粒徑介于0.01～0.50mm；顆粒分選好-中等；磨圓度以次棱角狀為主；膠結(jié)類型以孔隙膠結(jié)為主，其次為加大-孔隙和薄膜-孔隙式膠結(jié)；華慶地區(qū)長6儲層孔隙度主要介于8%～12%之間，滲透率主要介于(0.1～0.5)×10-3μm2之間，屬于典型的低孔、特低滲儲層。

2 成巖相的劃分

通過大量鑄體薄片和掃描電鏡微觀成巖特征研究，并采用膠結(jié)物類型+孔隙類型的復(fù)合命名方式[1-2]，將華慶地區(qū)長6儲層劃為6種成巖相：水云母膠結(jié)-殘余粒間孔+長石溶蝕相(該成巖相平均孔隙度為11.58%，平均滲透率為0.27×10-3μm2，為研究區(qū)優(yōu)勢成巖相類型之一)；長石溶蝕+綠泥石膜膠結(jié)-殘余粒間孔相(該成巖相物性最好，平均孔隙度為10.98%，平均滲透率為0.35×10-3μm2)；長石溶蝕+水云母膠結(jié)-殘余粒間孔相(該相帶孔滲性能較好，僅次于長石溶蝕+綠泥石膜膠結(jié)-殘余粒間孔相)；水云母膠結(jié)+長石溶蝕相(該成巖相儲層性能較差，平均孔隙度為10.28%，平均滲透率為0.28×10-3μm2，屬于低產(chǎn)區(qū))；水云母膠結(jié)相(該類成巖相在研究區(qū)物性最差，平均孔隙度為9.98%，平均滲透率為0.13×10-3μm2，基本屬于無效儲層)；碳酸鹽膠結(jié)相(為研究區(qū)物性最差的成巖相之一，基本屬于無效儲層)。

3 不同成巖相微觀滲流特征

3.1真實砂巖微觀水驅(qū)油試驗

1)試驗?zāi)Ｐ?在保持原巖心各類性質(zhì)和孔隙結(jié)構(gòu)的條件下，經(jīng)洗油、烘干、切片、磨平等工序后，粘在2塊玻璃之間，制作成真實砂巖微觀模型，由于其精細的制作技術(shù)，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)及部分填隙物，使研究結(jié)果可信度較其他模型大大增加。試驗所用砂巖模型樣品尺寸一般為2.5cm×2.5cm，厚度約0.6mm，承壓能力為0.2～0.3MPa，耐溫能力為200℃，加壓耐溫能力在100℃左右。試驗共選取了4塊典型的砂巖模型，砂巖模型基本信息如表1所示。

表1 華慶地區(qū)長6儲層不同成巖相真實砂巖微觀水驅(qū)油試驗基本信息表

2)試驗流體 試驗用水參照地層水的礦化度，粘度約為1mPa·s，為了便于觀察，配制的地層水加入甲基藍；試驗用油參照地層油，粘度約為2.24mPa·s，配制而成后加入油溶紅。

3.2結(jié)果分析

1)油驅(qū)水過程的滲流特征 油驅(qū)水過程中，油進入模型時主要有2種方式，一種是油沿連通較好的大孔道指進和繞流，較短時間內(nèi)在模型中形成比較穩(wěn)定的滲流通道，連通不好或小孔隙群中進入的油較少或者不進；另一種是油比較均勻的進入模型。流體(油)進入各模型的啟動壓力的不同，表明了不同成巖相對流體滲流控制作用的不同。

試驗過程中發(fā)現(xiàn)，通過提高油驅(qū)水壓力，模型內(nèi)部油的通道會增加，在之前較低壓力下不進入的部分也開始進油，油的波及面積增大；但是有些模型隨著壓力的增加，所進入的油仍然是沿著原有的通道進行滲流，油的波及面積并沒有增大。造成這一現(xiàn)象的主要原因是模型內(nèi)部孔隙結(jié)構(gòu)的非均質(zhì)性，對于孔隙大小分布較均勻且連通性好的模型，壓力的升高會使油的波及面積增大。

試驗結(jié)果表明，C、D模型的原始含油飽和度相對較高(見表2)，所對應(yīng)的成巖相分別是長石溶蝕+水云母膠結(jié)-殘余粒間孔相、長石溶蝕+綠泥石膜膠結(jié)-殘余粒間孔相。造成這種現(xiàn)象的主要原因在于水云母等其他粘土礦物以及綠泥石膜的存在一定程度上阻礙了壓實作用和膠結(jié)作用的進行，使原生粒間孔得以保留，加上后期溶蝕作用產(chǎn)生的長石溶孔，改善了儲層物性。因此，孔隙結(jié)構(gòu)的非均質(zhì)性是決定油驅(qū)水過程中滲流特征的主要因素。

表2 各模型油驅(qū)水驅(qū)替類型與原始含油飽和度統(tǒng)計表

2)水驅(qū)油過程的滲流特征 不同物性儲層的微觀水驅(qū)油滲流特征與油驅(qū)水的滲流特征相似，水驅(qū)油特征不同導(dǎo)致驅(qū)油效率也不同。由于模型表面潤濕性和孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)的共同作用，水驅(qū)油主要表現(xiàn)方式為活塞式和非活塞式2種[3]。在本次水驅(qū)油試驗中發(fā)現(xiàn)，對于研究區(qū)的模型來說，無論是非均質(zhì)性強的模型還是非均質(zhì)性弱的模型，水進入模型的孔道時，總是沿著主要的滲流通道進行驅(qū)替，大量的油被驅(qū)替出去，只殘留少量的油膜殘余油或者少量的油滴卡斷現(xiàn)象；而對于不是主要滲流通道的部位，注入水主要有2種現(xiàn)象[4]：一種是注水不進；一種是開始有水進入孔道，但是由于該類孔道細小，連通性差等原因，往往在驅(qū)替了較短的時間后，水就不再進入，只有少量的油被驅(qū)替出來，因而產(chǎn)生了大量的殘余油。因此，主要的滲流通道的驅(qū)替方式以活塞式驅(qū)油為主，而非主要滲流通道多發(fā)生非活塞式驅(qū)油或者流體無法進入孔道而未發(fā)生驅(qū)替。

3)殘余油賦存狀態(tài) 水驅(qū)油后，觀察到仍然有大量的油未被驅(qū)出，形成殘余油。殘余油的主要類型均為繞流殘余油：水云母膠結(jié)-殘余粒間孔+長石溶蝕相以及長石溶孔+綠泥石膜-殘余粒間孔相的模型注入水時，水進入模型流動的通道比較多，形成小范圍繞流；長石溶蝕+水云母膠結(jié)-殘余粒間孔相和水云母膠結(jié)+長石溶蝕相的模型，水進入模型流動的通道比較單一、平直，形成大范圍繞流。造成這種現(xiàn)象的原因在于水云母膠結(jié)-殘余粒間孔+長石溶蝕相、長石溶孔+綠泥石膜-殘余粒間孔相物性、孔隙結(jié)構(gòu)相對較好，孔喉比較小，注入水在比較低的壓力下就能進入孔道，水的流通路線曲折，將大部分的油驅(qū)替，最終形成小范圍的繞流殘余油；而長石溶蝕+水云母膠結(jié)-殘余粒間孔相和水云母膠結(jié)+長石溶蝕相的物性較差，孔喉比較大，孔隙結(jié)構(gòu)較前2種成巖較差，水驅(qū)油時需要較大的壓力才能使水進入孔道，并且由于孔道的連通性差，水只能沿著少量的孔道推進，最終形成大范圍的繞流殘余油[5]。

3.3估算驅(qū)油效率

水驅(qū)結(jié)束后，統(tǒng)計殘余油飽和度，根據(jù)公式[6]：

驅(qū)油效率=[(原始含油飽和度-殘余油飽和度)/原始含油飽和度]×100%

得到驅(qū)油效率(見表3)。由表3可以看出，水云母膠結(jié)-殘余粒間孔+長石溶蝕相驅(qū)油效率最高，長石溶蝕+綠泥石膜膠結(jié)-殘余粒間孔相次之，長石溶蝕+水云母膠結(jié)-殘余粒間孔相驅(qū)油效率較長石溶蝕+綠泥石膜膠結(jié)-殘余粒間孔相稍低，水云母膠結(jié)+長石溶蝕相驅(qū)油效率最低。結(jié)合真實砂巖微觀水驅(qū)油試驗估算的驅(qū)油效率，綜合分析得出水云母膠結(jié)-殘余粒間孔+長石溶蝕相是研究區(qū)最有利的成巖相，也是油氣富集的最主要地區(qū)之一，長石溶孔+綠泥石膜膠結(jié)-殘余粒間孔相次之。

表3 各成巖相驅(qū)油效率統(tǒng)計表

4 結(jié) 論

1)慶地區(qū)長6儲層巖石類型主要為灰黑色、灰色、灰白色極細-細粒長石砂巖、巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖，細粒巖屑長石砂巖、長石砂巖。屬于典型的低孔、特低滲儲層。

2)室內(nèi)真實沙巖微觀試驗表明，不同類型成巖相對流體的控制作用不同，主要體現(xiàn)在兩相驅(qū)替過程中流體進入孔道時的壓力不同。

3)不同成巖相的物性、孔隙結(jié)構(gòu)微觀非均質(zhì)性不同，導(dǎo)致流體的滲流特征、驅(qū)替方式以及殘余油的賦存方式不同。水云母膠結(jié)-殘余粒間孔+長石溶蝕相孔喉比最小，物性較好，其水驅(qū)油過程多為活塞式驅(qū)油，驅(qū)油效率最高，是研究區(qū)最有利的成巖相，也是油氣富集的最主要地區(qū)之一。

[1]劉曉英，李廷艷，張居增，等.鄂爾多斯盆地華慶地區(qū)長63亞段儲集層與成巖相研究[J].巖性油氣藏，2011,23(4)：53-57.

[2]王華，柳益群，陳魏巍，等.鄂爾多斯盆地鄭莊油區(qū)長6儲層成巖作用及其對儲層的影響[J]. 西安石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版)，2010,25(1)：12-18.

[3]朱玉雙，柳益群，趙繼勇，等. 不同流動單元微觀滲流特征研究——以華池油田長3油藏華152塊為例[J]. 石油實驗地質(zhì)，2008,30(1)：103-108.

[4]孔令榮,曲志浩,萬發(fā)寶,等.砂巖微觀孔隙模型兩相驅(qū)替實驗[J].石油勘探與開發(fā),1991(4):79-84.

[5] 李傳亮. 孔喉比對地層滲透率的影響[J]. 油氣地質(zhì)與采收率，2007,14(5)：78-87.

[6] 曲志浩，孔令榮. 低滲透油層微觀水驅(qū)油特征[J]. 西北大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版)，2002,32(2)：329-334.

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.09.004

P618.13

A

1673-1409(2012)09-N008-03

2012-06-12

國家科技重大專項(2011ZX05044)。

馬婧(1988-)，女，2010年大學(xué)畢業(yè),碩士生，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)地質(zhì)方面的研究工作。

[編輯] 洪云飛