紅河油田延長組長9儲層含油飽和度值域探討

關(guān) 聞

（中國石化華北油氣分公司勘探開發(fā)研究院，河南鄭州 450006）

紅河油田位于甘肅省東部鎮(zhèn)原、崇信和涇川三縣交界處，屬黃河中游黃土高原溝壑區(qū)，延長組長9儲層屬于典型的低孔–中孔、特低滲–低滲儲層，非均質(zhì)性強(qiáng)，油水分布規(guī)律復(fù)雜，而原始含油飽和程度低是其產(chǎn)量低、穩(wěn)產(chǎn)差的根本原因之一。前人研究表明[1–5]，紅河油田長9原油富集受斷裂、有利烴源巖分布、地層壓差等因素影響；充注程度受砂體發(fā)育程度、疊置關(guān)系和物性條件控制。本文擬通過實(shí)驗室化驗資料的對比分析，探討紅河油田延長組長9儲層的含油飽和度值域，為長9油藏注水開發(fā)提供依據(jù)。

1 儲層特征與含油性關(guān)系

中生界三疊系延長組長9期主要發(fā)育三角洲前緣亞相水下分流河道、分流間灣和河口壩等沉積微相，儲層巖石類型主要為細(xì)粒長石巖屑及巖屑長石砂巖，儲層發(fā)育雙孔喉結(jié)構(gòu)，大孔隙和微孔隙共存，孔隙度為 2.82%～19.05%，平均 13.32%，滲透率0.003×10-3～42.430×10-3μm2，平均 1.58×10-3μ m2。錄井顯示油斑、油跡較多，油浸、熒光級別顯示相對較少，油跡及以上級別的油氣顯示占62.9%，且所有錄井顯示層段巖性均以細(xì)砂巖為主，次為中砂巖，巖石類型對其含油性起到有效控制作用。根據(jù)長9段189塊壓汞資料和79塊鑄體薄片資料，將砂巖含油產(chǎn)狀進(jìn)一步劃分為無顯示、油跡、油斑、油浸四類進(jìn)行統(tǒng)計。該區(qū)儲層滲透率和孔隙度之間具有較明顯的兩段式關(guān)系（圖1），油浸與油斑砂巖物性分布在物性關(guān)系圖上的高滲儲層段，即長9儲層含油性受控于物性。

從鑄體薄片、壓汞資料統(tǒng)計分析看（圖2），后半段砂體儲層空間類型主要發(fā)育原生殘留孔和粒間溶孔，平均最大孔隙半徑為286～340 μm，主要孔徑為 20～250 μm，孔喉相對較發(fā)育，以細(xì)喉和微細(xì)喉為主，其次為中喉，平均孔喉半徑0.12～2.00 μ m；前半段砂體儲層空間類型主要發(fā)育粒間溶孔，平均最大孔隙半徑小于162 μm，主要孔徑為10～150 μm，孔喉發(fā)育以微喉為主，其次為微細(xì)喉，平均孔喉半徑0.01～0.20 μm。由此可見，長9儲層孔喉結(jié)構(gòu)發(fā)育有效控制著儲層含油產(chǎn)狀及油氣顯示級別。

圖2 長9儲層喉道半徑與汞飽和度關(guān)系

2 原始含油飽和度分析

根據(jù)國內(nèi)外研究成果，0.1 μm厚度大致相當(dāng)于水濕性碎屑巖表面附著水膜厚度。油藏形成過程中油氣驅(qū)替水需克服非常高的毛管壓力[6]，當(dāng)儲層的孔喉小于0.1 μm時，油氣難以進(jìn)入其中而形成有效的儲層，故將0.1 μm作為儲層的孔喉下限。

2.1 通過壓汞資料分析原始含油飽和度

壓汞資料顯示（表 1），油浸砂巖孔喉半徑 0.1 μm時汞飽和度49.9%～74.3%，平均值58.9%；油斑砂巖孔喉半徑0.1 μm時汞飽和度35.2%～58.7%，平均值 49.2%；油跡砂巖孔喉半徑 0.1 μm時汞飽和度7.97%～49.40%，平均值28.80%；無含油顯示砂巖孔喉半徑0.1μm時汞飽和度0.025%～59.700%，平均值 27.8%。以孔喉半徑 0.1 μm時汞飽和度作為紅河油田長9油藏原始含飽和度，即從油跡到油浸砂巖原始含油飽和度 7.97%～74.30%，平均值47.1%，中值49.2%。

根據(jù)中值半徑與中值壓力關(guān)系，以0.1 μm作為長9儲層最小孔喉半徑，充分飽和油氣時所需壓力為7.1 MPa（圖3），在平均毛管壓力曲線上求取所對應(yīng)的汞飽和度為 38.5%～74.1%，平均汞飽和度58.5%（圖4），從而得到紅河油田長9儲層理論平均原始飽和度為58.5%。

表1 紅河油田長9儲層壓汞資料統(tǒng)計

圖3 中值半徑與中值壓力關(guān)系

根據(jù)壓汞資料進(jìn)行長9儲層物性與含油產(chǎn)狀相關(guān)分析，油浸與油斑砂巖物性分布在二者物性關(guān)系圖第二段上，油氣明顯分布在長9中孔中高滲儲層中；對滲透率大于0.3×10-3μm2的壓汞0.1 μm汞飽和度進(jìn)行統(tǒng)計，0.1 μm汞飽和度為 15.4%～74.3%，平均值為49.5%，峰值為35%～65%（圖5）。

2.2 通過相滲資料分析原始含油飽和度

圖4 長9儲層平均毛管壓力曲線

據(jù)紅河油田長9儲層90塊巖心樣品相滲化驗分析結(jié)果（表2），束縛水飽和度23.4%～68.2%，平均值39.2%，中值39.3%。以此推算紅河油田長9油藏充分飽和充注情況下，其原始含油飽和度可達(dá)23.4%～68.4%，原始含油飽和度平均值60.8%。

2.3 通過核磁測井解釋原始含油飽和度

根據(jù)核磁共振測井定量評價的定義[7]，孔喉半徑大于0.2 μm的孔喉體積為可采出流體體積。根據(jù)紅河油田長9儲層189塊壓汞資料統(tǒng)計，油浸砂巖孔喉半徑 0.2 μm時可采出流體體積占比為34.2%～63.3%，平均值 49.3%，油斑砂巖孔喉半徑0.2 μm時可采出流體體積占比為20.4%～47.3%，平均值 34.9%；油跡砂巖孔喉半徑 0.2 μm時可采出流體體積占比為0～23.2%，平均值10.3%，無顯示砂巖孔喉半徑0.2 μm時可采出流體體積占比為0～48.9%，平均值15.4%。

核磁測井解釋束縛水飽和度為 34.9%～58.5%，平均值43.5%（表3），以此推算紅河油田長9油藏充分飽和充注情況下，其原始含油飽和度可達(dá)42.5%～65.1%，平均值57.5%；扣除長9油藏可動水部分，含油飽和度可達(dá) 22.3%～50.3%，平均值37.2%，中值38.0%。

圖5 0.1μm含油飽和度頻率分布

表2 紅河油田長9儲層樣品化驗分析統(tǒng)計

2.4 通過密閉取心分析原始含油飽和度

據(jù)HH4XP3井長9儲層密閉取心分析校正后統(tǒng)計，油斑砂巖分析含油飽和度為13.0%～48.1%，平均值 32.5%；油跡砂巖分析含油飽和度為 3.8%～20.5%，平均值13.8%。與壓汞資料、相滲統(tǒng)計和核磁測井解釋數(shù)據(jù)對比分析來看，砂巖孔喉半徑 0.1 μm時對應(yīng)的汞飽和度與核磁測井和相滲分析的束縛水飽和度具有較好的對應(yīng)關(guān)系?？缀戆霃?0.1 μ m時對應(yīng)的汞飽和度能有效地反映紅河油田長9儲層理論上的原始含油飽和度值，但密閉取心分析含油飽和度小于壓汞0.1 μm時對應(yīng)的汞飽和度值。

據(jù)前期鄂爾多斯盆地近源儲層與遠(yuǎn)源儲層具有不同的石油運(yùn)移充注成藏條件成果分析[8-9]，紅河油田長9油藏油源來自相對較厚的張家灘泥頁巖，與張家灘泥頁巖呈非接觸式上生下儲生儲蓋組合，主要通過“源”斷裂、“相–壓”耦合選擇性成藏[10–11]，長7張家灘泥頁巖生成的油沿斷縫漸進(jìn)式賦存在孔隙半徑大于0.1μm的長9儲層空間之中，因此，遠(yuǎn)離“油源”斷裂的紅河油田長9儲層未得到油氣飽和充注。

3 長9儲層含油飽和度值域探討

從6口井核磁測井解釋數(shù)據(jù)統(tǒng)計來看，可動水飽和度為3.5%～33.9%，平均值20.1%（表3）；據(jù)6口井錄井碎屑核磁實(shí)驗分析數(shù)據(jù)統(tǒng)計，可動水飽和度為8.1%～49.1%，可動水飽和度平均值25.3%。結(jié)合 12口井在未注水前試采統(tǒng)計，含水率 2.2%～77.5%，平均值37.6%。由于紅河油田延長組長9油藏主要是通過“油源”斷裂、“相-壓”耦合選擇性成藏，并未得到油氣飽和充注，因此，根據(jù)以上四種方法討論紅河油田長9儲層含油性及原始含油飽和度分布情況，認(rèn)為長9油層原始含油飽和度為15%～55%，峰值為25%～45%，平均值32.7%，中值33.0%（圖6）。

圖6 長9儲層原始含油飽和度分布

4 結(jié)論

紅河油田長9儲層通過長7烴源巖的“源”斷裂方式充注成藏，綜合化驗分析與核磁測井解釋長9儲層可動水飽和度及生產(chǎn)產(chǎn)水情況，認(rèn)為紅河油田長9油藏含油飽和度主要為25%～45%。

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