定邊地區長82儲層微觀非均質性試驗分析

魏晨陽，朱玉雙

(大陸動力學國家重點實驗室，西北大學地質學系,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)

定邊地區長82儲層微觀非均質性試驗分析

魏晨陽，朱玉雙

(大陸動力學國家重點實驗室，西北大學地質學系,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性特征是儲層地質學研究的重要內容之一。通過真實砂巖微觀孔隙模型試驗，并結合薄片鑒定、物性分析、掃描電鏡等分析測試對孔隙結構進行深入分析，對鄂爾多斯盆地定邊地區長82儲層的微觀非均質性進行研究。研究表明，研究區長82儲層的微觀非均質性很強；沉積微相和成巖作用是影響微觀非均質性的根本原因；微觀非均質性所導致的繞流是影響水驅油效果和剩余油分布的主要原因；研究區主要發育剩余粒間孔隙、溶蝕孔-剩余粒間孔隙和致密孔隙，建議相應地針對上述孔隙類型制定不同的注水開發方案。

定邊地區；長82儲層；真實砂巖微觀模型；微觀非均質性；滲流特征

鄂爾多斯盆地為一大型多旋回克拉通盆地，定邊地區位于盆地西部，西接天環坳陷,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延長組長82油層也有新的油氣發現，并在池46井等井區取得了良好的鉆采效果。

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

1 巖石學特征

1.1巖石類型

為了更精確地進行試驗，每塊樣品均做了相應的薄片鑒定、掃描電鏡、壓汞分析等測試。薄片及掃描電鏡觀察結果表明，定邊地區長82油層巖石類型主要由灰色、灰綠色細粒巖屑質長石砂巖、長石質巖屑砂巖組成，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，80%以上為細砂巖。以線性接觸方式為主,膠結類型為孔隙-薄膜型,磨圓度為次棱角狀砂巖的結構成熟度中等，成分成熟度較低。

1.2填隙物特征

研究區長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%，其次為碳酸鹽膠結物(2.01%)，另有一定量的硅質(1.72%)及少量濁沸石和長石質。

1.3孔隙特征

據巖心分析資料統計，定邊地區長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 研究區最為發育的孔隙類型，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，研究區還發育長石溶孔及少量的巖屑溶孔，溶蝕孔的發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%。孔隙個體小且連通性差,溶蝕粒內孔隙和溶蝕粒間孔隙均不發育,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的細砂巖中。

2 試驗部分

2.1試驗模型制作

選用研究區長82儲層具有代表性天然巖心，經抽提、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構特征、巖石表面物理性質及大部分填隙物，使研究結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，用少量甲基藍染成藍色，用油主要是機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進行油驅水至飽和油結束,利用顯微觀察系統進行拍照錄像及圖像解釋處理，試驗結束后,統計原始含油飽和度；④水驅油,觀察試驗現象,統計殘余油飽和度；⑤計算驅油效率,根據所觀察到的試驗現象進行分析解釋。

3 試驗結果與分析

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 真實砂巖模型參數統計

3.1殘余粒間孔為主要滲流通道

研究區長82儲層殘余粒間孔經歷了機械壓實作用、壓溶作用和膠結作用。壓實作用較為強烈,具體表現為碎屑顆粒的接觸關系由點到線,局部為凹凸接觸;礦物的柔性組分變形;剛性礦物發生破裂;礦物顆粒發生定向排列。機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,殘余粒間孔較發育,形成殘余孔隙型孔隙組合關系(見圖1(a)、(b))。該類砂巖多因綠泥石膜的保護形成大量殘余粒間孔隙[8]。

圖1 殘余粒間孔及水驅油鏡下照片(D6樣品,2385.7m)

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

3.2溶蝕孔-殘余粒間孔為主要滲流通道

據鑄體薄片和掃描電鏡觀察,發現研究區長82儲層砂巖在成巖過程中砂巖的溶解作用發育較為普遍,主要表現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重要的作用。該類砂巖溶蝕型次生孔隙較為發育[9-10],孔隙連通性好,長石碎屑溶蝕作用非常強烈,多呈“蜂巢”出現(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系，該類孔隙組合關系非均質性較弱。

圖2 溶蝕孔-殘余粒間孔及水驅油鏡下照片(D2樣品,2619.5m)

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

3.3致密孔隙為主要滲流通道

據鑄體薄片和掃描電鏡鑒定該類樣品一般鈣質膠結發育,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，因為微孔本身細小，所以在油驅水實驗過程中，油不會一開始就進入孔隙，而是在壓力達到一定程度時，油才進入孔隙并緩慢前行。最終模型D3、D11分別在140kPa和155kPa下才完成飽和油。在水驅油過程中，以D3為例，在170kPa下水緩慢進入模型(見圖3(b))，并逐漸增壓至195kPa，經過長時間驅替，最終模型出口端見水，此時模型內大部分油仍未被驅走(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，水才緩慢進入模型。然而最終驅油效率差別較大，D11驅油較為徹底，驅油效率達61.76%，而D3只有35.42%。這是由于特低滲儲層致密孔隙結構復雜，微孔的發育程度不一，水驅壓力有限，因此水驅油效果也存在較大差異。

4 微觀非均值性影響因素

通過對油水驅替試驗中各種現象的分析以及結合研究區儲層砂巖的形成過程,認為影響定邊地區長82儲層微觀非均質性主要有以下2個原因:

4.1沉積微相

研究區長82儲層為淺水三角洲前緣亞相沉積環境[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。由于沉積環境有所差異，沉積微相的變化直接導致其巖石學特征不同,顆粒大小分選、填隙物含量組分均有所不同，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。

4.2成巖作用

定邊地區長82儲層成巖作用處于中成巖B期,經歷了各類復雜的成巖作用，成巖過程中各種成巖作用對砂巖孔隙結構的影響較大，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長8儲層微觀非均質性都具有重要作用。其中,溶蝕作用在研究區內尤為重要,多種類型溶蝕孔隙的大量發育在很大程度上改善了研究區內長82儲層的物性。

5 結 論

1)定邊地區長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系,真實砂巖微觀模型實驗說明儲層砂巖的微觀非均質性很強。

2)定邊地區長82儲層微觀非均質性的主要影響因素是沉積微相和成巖作用。

3)指進現象普遍存在。這主要是因為研究區長82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。指進現象所導致的繞流是研究區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油效率最高，粒間孔型孔隙的驅油效率較低，而致密孔隙型孔隙的驅油效率因其受微孔發育不一、水驅壓力的限制等，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