王 俊，黎 明，安 超，王 肅，吳可可，王惠衛(wèi)

(1.中國石油化工股份有限公司河南油田分公司 勘探開發(fā)研究院，河南 南陽 473132;2.河南省提高石油采收率重點(diǎn)實(shí)驗室，河南 南陽 473132)

0 引言

渭北油田地處陜西省銅川市，位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中部，構(gòu)造為極平緩單斜，斷層不發(fā)育，無斷塊構(gòu)造圈閉。渭北油田屬于淺層低滲透油藏，儲層埋藏淺，渭北2井區(qū)長3儲層平均埋藏深度為550 m，低滲透的特征表現(xiàn)為儲層的滲流能力差，給實(shí)現(xiàn)儲層流體的有效驅(qū)替帶來困難。在開發(fā)過程中存在注采對應(yīng)關(guān)系復(fù)雜，注水見效率低，注水驅(qū)替不均衡等一系列問題。該文通過物性、壓汞、鑄體薄片、電鏡等資料對渭北油田長3儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征進(jìn)行了分析研究，結(jié)合影響油井產(chǎn)能的關(guān)鍵地質(zhì)因素對有效儲層進(jìn)行綜合評價，明確渭北油田長3儲層油藏開發(fā)潛力，為后期的油田的合理開發(fā)提供有力的地質(zhì)依據(jù)。

1 巖石學(xué)特征

根據(jù)渭北油田7口井不同層段分析化驗資料，長3儲層砂巖具有長石、巖屑含量高、石英相對少及成份成熟度低等特征，石英含量平均為44.8%，長石含量平均為31.2%，巖屑含量平均為18%，如圖1所示。

圖1 長3儲層巖性三角圖Fig.1 Lithologic triangulation diagram of Chang3 reservoir

碎屑組分中石英含量較高，一般為35%～55%，平均為45.49%;長石和巖屑含量相對較低，其中長石含量一般為22%～42%，平均為31.31%，巖屑含量一般為6%～29%，平均為17.75%。研究區(qū)巖屑成分較為復(fù)雜，變質(zhì)巖巖屑(千枚巖、石英巖)、巖漿巖巖屑(電氣石)和沉積巖巖屑(粉砂巖、黏土巖、云巖)均有出現(xiàn)，且變質(zhì)巖巖屑含量相對較高。

2 長3儲層物性特征

在對渭北地區(qū)420多個巖心樣品物性分析的基礎(chǔ)上，發(fā)現(xiàn)長3儲層砂巖孔隙度為9%～15%，平均為12.2%(如圖2a所示);砂巖滲透率為0.1～1.0 mD，平均為0.76 mD(如圖2b所示)，屬于低孔特低滲致密砂巖儲層。

圖2 物性參數(shù)統(tǒng)計分布圖Fig.2 Statistical distribution diagram of physical property parameters

3 長3儲層孔隙類型

圖3所示為鑄體薄片和掃描電鏡圖像分析，可以看出，渭北油田孔隙類型主要有剩余粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、雜基微孔隙等，其中以粒間溶孔為主。

剩余粒間孔為原生孔隙，是渭北地區(qū)長3儲層原生孔隙的主要類型。邊緣無明顯溶蝕痕跡，邊緣清晰。充填孔隙的多為綠泥石、(含鐵)方解石、石英、高嶺石及伊利石等(如圖3a所示)。

粒間溶孔在研究區(qū)分布較為廣泛，溶解組分大多為長石和方解石，部分碎屑和填隙物發(fā)生溶蝕形成大于碎屑顆粒的孔隙或者沿粒間邊緣進(jìn)行溶蝕，形成細(xì)短的溶縫(如圖3b所示)。

粒內(nèi)溶孔在研究區(qū)常見于長石顆粒被溶蝕形成粒內(nèi)次生溶蝕孔隙，顆粒間多被高嶺石、伊利石、葉片狀綠泥石等充填(如圖3c所示)。

雜基微孔隙其間多被泥質(zhì)等充填，巖石內(nèi)孔隙不發(fā)育，局部見少量填隙物微細(xì)孔隙，高嶺石、綠泥石和伊/蒙混層、碳酸鹽等礦物的晶間孔隙(如圖3d所示)。

圖3 鑄體薄片和掃描電鏡圖像分析Fig.3 Image analysis of casting thin section and scanning electron microscope

統(tǒng)計孔隙類型的比例及孔隙個數(shù)，粒間溶孔占總孔隙數(shù)的78%，剩余粒間孔占總孔隙數(shù)的19%，粒內(nèi)溶孔占總孔隙數(shù)的3%(如圖4a所示);從面積計算來看，粒間溶孔占總孔隙的74%，剩余粒間孔占總孔隙的25%，粒內(nèi)溶孔占1%。圖像分析顯示面孔率為0.23%～8.88%，一般為2%～5%，井點(diǎn)均值為2.3%～4.3%(如圖4b所示)。

圖4 儲層中各種孔隙類型分布Fig.4 Distribution of various pore types in the reservoir

4 長3儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征

4.1 喉道類型

通過鑄體薄片孔隙特征資料統(tǒng)計，儲層中以片狀和收縮狀細(xì)喉為主，其次為管束狀喉道，樣品中孔隙半徑為2～100μm，以40～60μm為主，平均為23.69μm(如表1、圖5所示);喉道寬度為2～10μm，以6～8μm為主，平均為5.94μm(如表1、圖6所示)。平均孔隙半徑屬小孔中值，平均喉道寬度屬微細(xì)喉，孔隙形狀因子小，配位數(shù)低，說明孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、孔隙間連通性差。

圖5 平均孔隙半徑分布直方圖Fig.5 Histogram of mean pore radius distribution

圖6 平均喉道寬度分布直方圖Fig.6 Histogram of mean throat width distribution

表1 圖像分析渭北油田長9儲層孔隙特征及喉道寬度統(tǒng)計表Table 1 Image analysis of pore characteristics and throat width of Chang9 layers in Weibei Oilfield

4.2 孔喉相關(guān)參數(shù)

目前，壓汞實(shí)驗分析方法是表征孔隙結(jié)構(gòu)的最常用且有效的方法[1]。該文采用排驅(qū)壓力、中值壓力、最大孔喉半徑和中值半徑參數(shù)來進(jìn)行定量評價，并結(jié)合曲線特征將孔隙結(jié)構(gòu)分類。

4.2.1 孔喉大小相關(guān)參數(shù)

1)最大孔喉半徑

一般情況下，顆粒越粗，分選越均勻，膠結(jié)物充填越少，最大孔喉半徑越大，反映儲層孔隙結(jié)構(gòu)越好，巖石孔隙度和滲透率越好。在分析的樣品中最大連通孔喉半徑為0.01～32.46μm，平均為1.83μm，集中分布在0.1～1.0μm，且占所測試樣品的81%(圖7a所示)，這也說明研究區(qū)長3油層砂巖孔喉相對較細(xì)，物性較差。

2)孔喉中值半徑

孔喉中值半徑主要反映儲層孔喉分布的集中趨勢?？缀碇兄蛋霃皆酱?，說明孔隙結(jié)構(gòu)越好。在分析的樣品中，85%的樣品孔喉中值半徑小于0.25μm，平均為0.12μm(如圖7b所示)，這說明研究區(qū)長3油層砂巖孔隙結(jié)構(gòu)較差。

圖7 最大孔喉半徑與孔喉中值半徑統(tǒng)計分布直方圖Fig.7 Histogram of the statistical distribution of maximum and median orifice radius

4.2.2 孔喉滲流特性相關(guān)參數(shù)

1)排驅(qū)壓力

在分析的樣品中，70%的樣品排驅(qū)壓力小于4 MPa，平均為2.85 MPa(如圖8a所示)，排驅(qū)壓力較高，說明長3油層砂巖滲透性較差。

2)中值壓力

在分析的樣品中，75%的樣品中值壓力為5～15 MPa，平均為12.16 MPa(如圖8b所示)，中值壓力較高，說明長3油層砂巖滲透性較差。

圖8 排驅(qū)壓力和中值壓力統(tǒng)計分布直方圖Fig.8 Histogram of statistical distribution of displacement pressure and median pressure

4.2.3 孔喉分類

將研究區(qū)內(nèi)13口井133塊樣品的毛管壓力曲線進(jìn)行疊合，可以看出壓汞曲線形態(tài)整體呈斜坡狀，大部分曲線缺少進(jìn)汞平臺，退汞曲線一般沒有平緩段，均是陡斜段，退汞效率較低;但可以很明顯地看出存在一定的分界線，因此，可以根據(jù)毛管壓力曲線形態(tài)將孔喉結(jié)構(gòu)分為3類，如圖9所示。統(tǒng)計每一種類型的孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)范圍，并作為分類評價的標(biāo)準(zhǔn)，如表2所示。

表2 渭北長9油層孔喉結(jié)構(gòu)劃分標(biāo)準(zhǔn)Table 2 Division criteria of pore throat structure of Chang9 oil formation in Weibei

圖9 毛管壓力曲線分類圖Fig.9 Classification diagram of capillary pressure curve

Ⅰ類為小孔-細(xì)喉道型，排驅(qū)壓力＜1.0 MPa，中值壓力＜5 MPa，中值半徑＞0.15μm。該類孔隙結(jié)構(gòu)為該區(qū)最好的孔隙結(jié)構(gòu)，排驅(qū)壓力、中值壓力較低，退汞效率高，為研究區(qū)滲流能力最好的儲集空間，其樣品比例只有32%。

Ⅱ類為小孔-微細(xì)喉道型，排驅(qū)壓力1.0～3.0 MPa，中值壓力7～9 MPa，中值半徑0.05～0.15μm。該類孔隙結(jié)構(gòu)為該區(qū)主要的儲集空間類型，占比為48%。

Ⅲ類為細(xì)孔-微喉道型，排驅(qū)壓力＞3 MPa，中值壓力＞9 MPa，中值半徑＜0.05μm。該類孔隙結(jié)構(gòu)排驅(qū)壓力、中值壓力高，連通能力和滲流能力均較弱，占比為12%。

5 儲層分類評價

渭北油田渭北2井區(qū)長3儲層為受物性控制的巖性圈閉，通過對研究區(qū)內(nèi)各井產(chǎn)能情況的統(tǒng)計分析，可以看出渭北2井區(qū)長3儲層的產(chǎn)能是多參數(shù)共同作用的結(jié)果，依靠單一參數(shù)不能準(zhǔn)確確定儲層的產(chǎn)能大小。因此，該研究在考慮不同參數(shù)的情況下，選用與產(chǎn)能相關(guān)性最好的物性、有效厚度及聲波時差、電阻率為主要參數(shù)，以累計產(chǎn)油量1 000 t為界限，對渭北2井區(qū)長3儲層進(jìn)行了分類評價。其中Ⅰ類儲層為累計產(chǎn)油量大于1 000 t的儲層，有效厚度一般大于7.5 m，聲波時差在240μs/m以上，電阻率在30Ω·m以上。渭北油田長3儲層有效儲層分級標(biāo)準(zhǔn)如表3所示。

表3 渭北油田長3儲層有效儲層分級標(biāo)準(zhǔn)Table 4 Effective reservoir grading standards for Chang9 reservoirs in Weibei Oilfield

根據(jù)上述分類評價標(biāo)準(zhǔn)，結(jié)合長3儲層物性、聲波時差和電阻率等參數(shù)，對長3儲層的有效儲層進(jìn)行了分類刻畫，明確了長3儲層Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ類儲層的平面展布范圍，如圖10所示。

圖10 渭北油田渭北2井區(qū)長3儲層分類評價圖Fig.10 Reservoir classification and evaluation diagram of Chang3 reservoirs in Weibei Oilfield

6 結(jié)論

1)研究區(qū)孔隙類型以粒間溶孔為主，孔隙直徑平均為23.69μm，喉道寬度平均為5.94μm，平均孔隙半徑屬小孔中值，平均喉道寬度屬微細(xì)喉，孔隙形狀因子小，配位數(shù)低，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，孔隙間連通性差。

2)研究區(qū)毛管壓力曲線主要表現(xiàn)為細(xì)歪度型，整體呈斜坡狀，排驅(qū)壓力平均為2.85 MPa，中值壓力平均為12.16 MPa，研究區(qū)具有排驅(qū)壓力和中值壓力較高的特點(diǎn)，砂體滲透性差，主要孔喉結(jié)構(gòu)類型為小孔、細(xì)-微細(xì)喉道。

3)Ⅰ類儲層滲透率相對較高，有效厚度大，產(chǎn)能較好，是研究區(qū)較好的儲層;Ⅱ類儲層厚度大、分布廣，評價認(rèn)為該區(qū)儲層品質(zhì)較差;Ⅱ類儲層儲量能否有效動用是該區(qū)有效開發(fā)的關(guān)鍵。