鄂爾多斯盆地延安組儲層分形特征研究——以紅河油田為例

薛林青

石油化工

鄂爾多斯盆地延安組儲層分形特征研究——以紅河油田為例

薛林青

（中國石油化工股份有限公司華北油氣分公司石油工程技術研究院，河南 鄭州 450006）

壓汞是研究致密儲層孔喉結構的技術之一，它可以測定總孔體積、孔徑分布以認識致密儲層的孔喉結構。通過對紅河油田延安組紅河207、紅河198等井的19組巖心開展壓汞實驗并結合分形理論的幾何模型，lg和lg的線性相關系數(shù)在0.977~0.998之間變化，標準偏差0.06，說明延安組儲層巖石孔隙具有良好的分形結構；計算的孔隙結構的分形維數(shù)在2.49~2.68之間變化，平均值2.60，標準偏差0.06。經(jīng)研究發(fā)現(xiàn)孔喉分形維數(shù)與孔隙度、滲透率、相對分選系數(shù)、結構系數(shù)、平均孔喉半徑有一定的相關性，說明在延安組層位中分形維數(shù)也可以作為表征儲層孔隙結構特征的參數(shù)，對準確認識儲層有積極意義。

延安組；壓汞；分形理論；孔隙結構

紅河油田地區(qū)位于甘肅省東部，鄂爾多斯盆地南部，延安組儲層低滲、致密，是開發(fā)的難點區(qū)塊。對該油田延安組紅河207、紅河198等井的19組巖心開展壓汞實驗并結合分形理論的幾何模型，計算分形維數(shù)并研究其與孔隙結構參數(shù)的相關性，總結出該油田延安組儲層的分形特征，對準確認識儲層有重要意義。

1 區(qū)域概況

紅河油田地區(qū)位于甘肅省東部，構造上位于鄂爾多斯盆地一級構造單元天環(huán)坳陷的南部，為一傾角0.3°～0.6°的西傾單斜構造，局部發(fā)育近東西走向的鼻狀隆起，未形成較大的構造圈閉[1]。三疊系延長組從下向上細分為5個巖性段10個油層，受印支運動的影響，延長組缺失長4+5或長6以上地層，侏羅系延安組缺失延6以上地層，局部地區(qū)延10未沉積，在延長組頂和延安組頂形成2個剝蝕面[2]。

延安組延10段、延9段的河道砂巖及三角洲前緣分流河道砂巖是主要的儲集體。前侏羅系古地貌形態(tài)不同程度地控制著上覆延安組早期沉積[3]。延安組沉積經(jīng)歷了典型的填平補齊過程[4]。早期延10下以溝壑內河道沉積為主；延10上沉積繼承了延10下沉積輪廓，但沉積范圍沿早期溝壑擴大，坡積物沉積發(fā)育；延92沉積繼續(xù)繼承前期延10上沉積格局，坡積物沉積范圍進一步擴大并在全區(qū)基本實現(xiàn)了填平補齊，僅在局部古地貌高地未沉積，溝壑內河道沉積進一步發(fā)育，形成了延安組延9沉積的主力儲層；至延91時，全區(qū)基本填平補齊，受盆地邊緣抬升及盆地中心湖泊形成的影響，延91河道為北東方向；延8繼承了延91的沉積格局，但南部物源減弱西部物源加強，沉積中心向西部、北部遷移。

2 儲層物性及孔隙結構特征

統(tǒng)計130塊巖心的孔隙度、滲透率數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)滲透率與孔隙度呈現(xiàn)正相關。=0.002 7e0.663 6Φ，2=0.731 9。從統(tǒng)計結果來看孔隙度中值13.3%，滲透率中值17.3 mD，屬于低孔低滲儲層。

巖石類型以巖屑砂巖為主，其次為長石巖屑砂巖。磨圓度為次圓-次棱、次棱-次圓，分選性中-好；以中、細砂巖為主，少量為粗砂巖，個別含有少量礫石。骨架顆粒中的巖屑類型有：酸性噴出巖、花崗巖、石英巖等，少量云母。常見粒間溶孔，部分顆粒黏土化（蒙皂石、伊利石、高嶺石）。面孔率約為7%~15%。礦物X衍射全巖分析結果顯示主要礦物為石英和長石，黏土礦物質量分數(shù)低，在 3.4%~5.4%之間。掃描電鏡結果顯示，孔隙類型以粒間孔為主，孔隙發(fā)育好。填隙物較多，以膠結物為主，膠結物主要是伊利石和石英，高嶺石次之。

3 分形模型及分形維數(shù)計算

3.1 分形理論

分形幾何的研究對象是不規(guī)則幾何形態(tài)中具有某種統(tǒng)計自相似性的現(xiàn)象，分形維數(shù)是分形空間內最基本的特征量[5]。理論實踐證明多數(shù)沉積巖孔隙是具有分形特征的[6]。巖石結構是多層次嵌套的多孔結構, 每一層次之間是自相似或近似相似或統(tǒng)計意義上的相似，根據(jù)分形理論，在拓撲維數(shù)的空間孔隙體積分布表示式[7]應為：

∝3-。（1）

式中：—半徑為的孔隙占有的體積；

—孔徑分布分形維數(shù)。

將式 （1） 對 r求導，得到孔徑分布函數(shù) ( d/d) 的表示式：

d/d∝2-。（2）

根據(jù)分形幾何原理，將式（2）進行積分，可以得到孔隙半徑大于的累積孔隙體積(＞) 的表達式：

V(>r)=。 （3）

式中：max—儲層巖石最大孔隙半徑；

—比例常數(shù)。

=/( 3-)。 （4）

儲層的總孔隙體積為：

在壓汞曲線測試中，孔隙半徑大于的累積體積百分數(shù)為非潤濕相（汞）的飽和度m。

取對數(shù)即有：

3.2 分形維數(shù)的計算

通過壓汞資料將半徑與濕相飽和度投入到雙對數(shù)坐標中，發(fā)現(xiàn)呈現(xiàn)雙段式。孔隙半徑小于7.5 μm后，孔隙結構呈現(xiàn)明顯的分形特征。由于孔隙半徑小于0.1 μm后，流體很難動用，因此對于壓汞數(shù)據(jù)，只統(tǒng)計大于0.1 μm的數(shù)據(jù)。對19塊巖心壓汞資料進行統(tǒng)計，lg和lg的線性相關系數(shù)在0.977~0.998之間變化，標準偏差0.06，說明延安組儲層巖石孔隙具有良好的分形結構。經(jīng)計算統(tǒng)計，這些巖樣的分形維數(shù)在2.49~2.68之間，平均2.60，標準偏差0.06，計算結果見表1。

表1 分形維數(shù)計算結果

分形維數(shù)與孔隙度和滲透率呈現(xiàn)弱負相關。結構系數(shù)表征了真實巖心與假想的等長和等截面積平行管柱狀毛管束之間的差別，它的數(shù)值是影響這種差別的各種因素的度量。結構系數(shù)表示流體在孔隙中滲流迂回程度，結構系數(shù)越大，孔隙彎曲迂回越強烈[8]。相對分選系數(shù)是表征孔隙大小均勻程度的參數(shù)。相對分選系數(shù)越小孔隙分布越均勻。通過數(shù)據(jù)分析可知，孔隙度、滲透率變大，分形維數(shù)有減小的趨勢。孔隙分形維數(shù)變大，結構系數(shù)增大，孔喉的迂曲程度增加；孔隙分形維數(shù)變大，相對分選系數(shù)增大，分選性變差；分形維數(shù)增大，平均孔徑有減小的趨勢。以上表明分形維數(shù)可以作為描述孔隙結構復雜程度的一個參考值，孔隙結構越復雜，孔喉半徑越小，分形維數(shù)越大，反之則越小。這些都與分形維數(shù)的幾何意義相吻合。分形維數(shù)與其他參數(shù)擬合結果見表2。

表2 分形維數(shù)與其他參數(shù)擬合結果

壓汞法測量速度快，可以測定巖心的毛管壓力。利用毛管壓力曲線，可以得出孔隙喉道大小分布。利用毛管壓力曲線得出的孔徑分布、壓汞曲線形態(tài)、歪度與分形維數(shù)進行研究，發(fā)現(xiàn)巖心孔隙結構分形維數(shù)，如果相差不大（不大于0.02）無論是毛管壓力曲線、歪度還是孔喉半徑分布都極其相似（見 圖1）。這樣進一步證明了在紅河油田延安組儲層中，分形維數(shù)也可以表達出儲層內部孔徑分布情況的非均質性。

圖1 壓汞曲線圖

這些巖樣最大孔徑2.66~13.34 μm之間變化，均值是8.43 μm，標準偏差3.87 μm；計算的孔隙結構的分形維數(shù)在2.49~2.68之間變化，平均值2.60，標準偏差0.06，說明盡管各巖樣的最大孔徑相差懸殊，孔徑均值亦相差懸殊，但孔隙分形維數(shù)卻彼此相近，這些巖樣同時又具有相近的巖性和孔隙結構。

4 結 論

1）對19塊巖心壓汞資料進行統(tǒng)計，lg和lg的線性相關系數(shù)在0.977~0.998之間變化，標準偏差0.06，說明延安組儲層巖石孔隙具有良好的分形結構。從壓汞數(shù)據(jù)來看，延安組儲層巖心，半徑與濕相飽和度在雙對數(shù)坐標下具有很好的相關性，半徑小于7.5 μm的孔喉具有分形結構，利用壓汞數(shù)據(jù)可以快速計算出分形維數(shù)。

2）從統(tǒng)計結果來看，分形維數(shù)反映孔隙結構的復雜程度，孔隙結構越復雜，相對分選系數(shù)和結構系數(shù)越大，孔隙喉道的分選性變差，迂曲程度增加，分形維數(shù)越大。

3）對延安組儲層，孔隙度、滲透率、平均孔徑與分形維數(shù)有一定的相關性。孔隙性滲透性越好，分形維數(shù)越小；平均孔徑越大，分形維數(shù)越小。分形維數(shù)可以作為表征儲層微觀孔隙結構的復雜性的參考值。

4）巖樣最大孔徑2.66~13.34 μm之間變化、均值是8.43 μm，標準偏差3.87 μm，說明盡管各巖樣的最大孔徑相差懸殊，孔徑均值亦相差懸殊，但孔隙分形維數(shù)卻彼此相近，這些巖樣具有相近的巖性和孔隙結構。

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Study on Reservoir Fractal Characteristics of Yan'an Formation in Ordos Basin—Taking Honghe Oilfield as an Example

（Engineering Technology Research Institute of SINOPEC North China Company, Zhengzhou Henan 450006, China）

Mercury injection is one of the techniques to study pore throat structure of tight reservoir. It can measure total pore volume and pore diameter distribution to understand pore throat structure of tight reservoir. The linear correlation coefficients of lgand lgis between 0.977 and 0.998, and the standard deviation is 0.06.Aaccording to HH 207, HH 198 wells’ 19 cores mercury injection experiments of Yan’an formation in Honghe oilfield, the pore of Yan'an formation has a good fractal structure, and the fractal dimension of the pore structure varies from 2.49 to 2.68, with an average value of 2.60 and a standard deviation of 0.06. It is found that fractal dimension of pore throat is related to porosity, permeability, relative sorting coefficient, structural coefficient and average pore throat radius, it shows that the fractal dimension can also be used as a parameter to characterize the pore structure of the reservoir in Yan'an formation, which is of positive significance to accurately know the reservoir.

Yan'an formation; Mercury injection; Fractal theory; Pore structure

十三五國家科技重大專項“中國典型盆地陸相頁巖油勘探開發(fā)選區(qū)與目標評價”課題六“中西部盆地頁巖油勘探開發(fā)目標評價”（項目編號：2017ZX05049006）。

2020-11-17

薛林青（1991-），女，山東省德州市人，工程師，2013年畢業(yè)于西安石油大學石油工程專業(yè)，研究方向：巖心分析與油氣田開發(fā)。

TE143

A

1004-0935（2021）04-0549-03