鄂爾多斯盆地子長(zhǎng)油田新寨河區(qū)塊長(zhǎng)2油層組儲(chǔ)層特征研究

趙 淼，成 城

(延長(zhǎng)油田股份有限公司 定邊采油廠，陜西 定邊 718600)

隨著勘探開(kāi)發(fā)程度的深入，我國(guó)低滲透油氣資源占比不斷增加，勘探開(kāi)發(fā)潛力巨大[1-2]。低滲儲(chǔ)層物性差、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜多變等，導(dǎo)致油藏中流體滲流特征等方面與常規(guī)油藏差異較大，致使低滲透油藏的開(kāi)發(fā)難度大[3-4]。

儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)直接影響巖石的儲(chǔ)集特性和滲流特性。開(kāi)展低滲透油藏開(kāi)展儲(chǔ)層特征包含孔隙、吼道特征研究有利于尋找優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的分布，對(duì)低滲透儲(chǔ)層研究具有重要意義[5-8]。本文以鄂爾多斯盆地子長(zhǎng)新寨河區(qū)長(zhǎng)2油層組儲(chǔ)層為例，利用巖心描述、掃描電鏡鑒定及高壓壓汞等方法，對(duì)低滲透儲(chǔ)層特征進(jìn)行研究，為低滲透率油藏進(jìn)一步勘探開(kāi)發(fā)提供參考。

1 研究區(qū)地質(zhì)背景

子長(zhǎng)油田新寨河區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中東部，整體呈現(xiàn)為東高西低的低傾角單斜構(gòu)造，面積 20 km2(圖1)。對(duì)鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組沉積演化過(guò)程的研究認(rèn)為，隨著構(gòu)造抬升，長(zhǎng)2層沉積時(shí)期湖盆收縮至消亡，子長(zhǎng)新寨河區(qū)塊長(zhǎng)2層為辮狀河河流沉積，河道為低彎度河道沉積，長(zhǎng)2沉積時(shí)期研究區(qū)物源為北東方向，在物源方向砂體呈條帶狀分布，河道砂體較為發(fā)育，砂體呈多層結(jié)構(gòu)[9-11]，顆粒相對(duì)較粗，是油氣的主要聚集區(qū)。通過(guò)分析巖心資料，結(jié)合測(cè)井資料、試油及生產(chǎn)情況，按照旋回對(duì)比原則，研究區(qū)長(zhǎng)2油層組劃分為長(zhǎng)21、長(zhǎng)22和長(zhǎng)23等3個(gè)砂組，其中長(zhǎng)21又進(jìn)一步劃分為3小層，其中長(zhǎng)213為主力含油層位。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置

2 儲(chǔ)層特征研究

2.1 巖石學(xué)特征

通過(guò)對(duì)新寨河區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層巖心描述記錄、薄片鑒定等資料統(tǒng)計(jì)分類可知：研究區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層巖性以淺灰色中砂質(zhì)細(xì)粒砂巖為主，其余為中砂巖、粉細(xì)砂巖及粉砂巖。砂巖的礦物成分為長(zhǎng)石為主，長(zhǎng)石相對(duì)含量52%～56%，平均54.29%；其次為石英，相對(duì)含量26%～28%，平均為27.3%；巖屑相對(duì)含量5%(圖2)。以方解石膠結(jié)和黏土礦物膠結(jié)為主，黏土礦物中綠泥石含量最高，自生高嶺石普遍存在，但含量較少。碎屑顆粒呈次圓到次棱角狀，分選好，支撐方式顆粒支撐，線接觸或點(diǎn)～線接觸，膠結(jié)類型為薄膜～孔隙式，方解石呈嵌晶式膠結(jié)。

(Ⅰ：石英砂巖，Ⅱ長(zhǎng)石質(zhì)石英砂巖，Ⅲ：巖屑石英砂巖，Ⅳ：長(zhǎng)石砂巖，Ⅴ：巖屑長(zhǎng)石砂巖或長(zhǎng)石巖屑砂巖，Ⅵ：長(zhǎng)石質(zhì)巖屑砂巖，Ⅶ：巖屑砂巖)圖2 新寨河區(qū)長(zhǎng)2油層組砂巖成分分類圖

2.2 物性特征

通過(guò)對(duì)區(qū)塊內(nèi)長(zhǎng)2儲(chǔ)層390塊巖心物性分析結(jié)果統(tǒng)計(jì)表明(圖3～圖6)，子長(zhǎng)新寨河長(zhǎng)2孔隙度在1.40%～21.50%，平均12.43%，主要分布在10%～18%之間，占總樣品數(shù)的79.23%；滲透率在(0.03～195.09)×10-3μm2，平均27.43×10-3μm2，主要分布在(0.5～30.0)×10-3μm2，占全部樣品數(shù)的53.7%；含油飽和度在12.7%～66.3%之間，平均值為41.8%。根據(jù)孔隙度與滲透率散點(diǎn)圖分析，滲透率及孔隙度間原油明顯的正相關(guān)性。根據(jù)以上孔滲測(cè)試資料統(tǒng)計(jì)，總體認(rèn)為，研究區(qū)長(zhǎng)2油層屬于低孔低滲儲(chǔ)層[12]。

圖4 新寨河區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層滲透率頻率分布圖

圖5 孔隙度與滲透率散點(diǎn)圖

圖6 含油飽和度頻率分布圖

2.3 孔隙結(jié)構(gòu)特征

2.3.1 孔隙類型及大小

鑄體薄片結(jié)合掃描電鏡對(duì)研究區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層大量巖心進(jìn)行觀察，研究區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層孔隙以殘余粒間孔及為粒間溶孔主，少量粒內(nèi)溶孔，局部可見(jiàn)微裂縫和鑄模孔(圖7)。殘余粒間孔為研究區(qū)長(zhǎng)2層主要儲(chǔ)集空間，其是在經(jīng)受了機(jī)械壓實(shí)或經(jīng)石英次生加大后保留的孔隙；粒間溶蝕孔是黏土礦物、碳酸鹽礦物，以及長(zhǎng)石、巖屑等碎屑顆粒邊緣溶蝕形成的孔隙，它使原生孔隙部分恢復(fù)和擴(kuò)大或形成新的次生孔隙，孔隙多呈不規(guī)則狀，邊緣為鋸齒狀或港灣狀，粒間溶孔能夠改善孔喉間的連通性以及儲(chǔ)層儲(chǔ)集能力。

a.石英充填溶蝕粒間孔；b.長(zhǎng)石溶孔；c.碎屑顆粒溶蝕粒間孔；d.殘余粒間孔(粒間孔)圖7 長(zhǎng)2儲(chǔ)層孔隙類型

研究區(qū)長(zhǎng)2層孔隙形態(tài)多呈三角形、四邊形及不規(guī)則狀，孔徑分布均一性差，平均孔徑分布范圍在30～230 μm，平均喉道直徑分布在0.13～7.86 μm。按照孔喉分級(jí)標(biāo)準(zhǔn)[13]，研究區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層為孔喉組合類型劃分為中孔-中喉型。

2.3.2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

儲(chǔ)層的微觀孔隙結(jié)構(gòu)是指孔隙和喉道的幾何形狀、大小、分布及其相互連通的關(guān)系[14]。孔隙結(jié)構(gòu)的好壞直接影響儲(chǔ)集巖的儲(chǔ)集性能。本次研究選擇壓汞法研究孔隙結(jié)構(gòu)，通過(guò)壓汞實(shí)驗(yàn)?zāi)軌虻牡玫娇缀硖卣鞯囊幌盗袇?shù)，可定量地描述儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)特征。

對(duì)研究區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層48塊巖心樣品進(jìn)行壓汞實(shí)驗(yàn)，排驅(qū)壓力分布范圍較為集中，主要分布在0.026～2.750 MPa，平均值 0.65 MPa；最大連通孔喉半徑分布在1.463～29.062 μm，平均為 12.452 μm；中值壓力分布范圍不均勻，主要分布在0.162～3.592 MPa，平均為 0.949 MPa；中值孔喉半徑0.209～5.828 μm，平均為 1.917 μm；分選系數(shù)0.011～3.311，多為0.5～2；最大進(jìn)汞飽和度在62.45%～94.92%，平均為80.22%；退出效率在18.58%～53.22%，平均為33.45%。

通過(guò)壓汞實(shí)驗(yàn)得到參數(shù)，結(jié)合壓汞曲線形態(tài)特征與壓汞系數(shù)[15]對(duì)研究區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層進(jìn)行評(píng)價(jià)。壓汞系數(shù)的計(jì)算公式為：

(1)

式中：CHg為壓汞系數(shù)；φ為孔隙度，%；SHgmax為最大進(jìn)汞飽和度，%；R50為中值半徑，μm；Pd為排驅(qū)壓力，MPa；Cs為分選系數(shù)。

根據(jù)不同的壓汞曲線特征結(jié)合樣品的壓汞系數(shù)，將區(qū)塊內(nèi)58塊巖心樣品歸類，劃分為3類曲線形態(tài)，在以上分類的基礎(chǔ)上，將研究區(qū)儲(chǔ)層劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類。

1)Ⅰ類，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。儲(chǔ)層巖性主要為細(xì)～中粒長(zhǎng)石砂巖，曲線形態(tài)表現(xiàn)比較統(tǒng)一，都有一個(gè)較窄的平臺(tái)，排驅(qū)壓力多小于 0.08 MPa，最大進(jìn)汞飽和度高，多大于80%，壓汞系數(shù)大于8[圖8(a)]。該類儲(chǔ)層主要位于分流河道砂體的中心位置，多分布在鼻狀隆起區(qū)域內(nèi)，縱向多分布在河道砂體的底部，孔隙以剩余原生粒間孔為主，粒間溶孔較發(fā)育，儲(chǔ)層連通性好，所占比例約為15.22%。該種曲線對(duì)應(yīng)井段試油數(shù)據(jù)顯示，I類優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的產(chǎn)液量一般大于 8 m3/d。

圖8 新寨河區(qū)長(zhǎng)2油層組不同孔隙結(jié)構(gòu)類型壓汞曲線特征

2)Ⅱ類，中等儲(chǔ)層。儲(chǔ)層巖性以細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖為主，排驅(qū)壓力多為0.1～0.5 MPa，最大進(jìn)汞飽和度中等，多為75%～85%，壓汞系數(shù)為5-8[圖8(b)]。該類曲線屬中等儲(chǔ)層，主要位于分流河道或河道邊部，縱向多分布在河道砂體的中部，剩余原生粒間孔為主，其次為溶孔，部分孔隙相互連通，連通性較好，所占比例為50.0%。該種曲線對(duì)應(yīng)井段試油數(shù)據(jù)顯示，II類中等儲(chǔ)層的產(chǎn)液量一般為3～4 m3/d。

3)Ⅲ，較差儲(chǔ)層。儲(chǔ)層主要為粉細(xì)砂巖及部分的細(xì)砂巖和粉砂巖，排驅(qū)壓力比Ⅱ類儲(chǔ)層高，為1.0～2.7 MPa，最大進(jìn)汞飽和度多為60%～80%，壓汞系數(shù)為小于5[圖8(c)]。該類曲線屬于較差儲(chǔ)層，其儲(chǔ)集性能和滲流能力均一般，主要位于分流河道邊部，縱向多分布在河道砂體的上部及天然堤，主要剩余原生粒間孔，粒間溶孔不發(fā)育，個(gè)別孔隙相互連通，所占比例約為34.7%。同井段的試油數(shù)據(jù)顯示，好儲(chǔ)層的產(chǎn)液量一般小于 2 m3/d。

研究區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層以中等儲(chǔ)層居多，占比50%，較差儲(chǔ)層占比34.7%，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層占比15.3%。余34井長(zhǎng)213屬于I類優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，孔隙內(nèi)發(fā)育較多溶蝕孔，構(gòu)造位于鼻狀隆起上(圖9)，平均孔隙度15.59%，初產(chǎn)單井日產(chǎn)液 11 m3，產(chǎn)油 7 t。

圖9 余34井長(zhǎng)2段砂體連井剖面圖

3 結(jié)論

1)子長(zhǎng)新寨河區(qū)長(zhǎng)2層為辮狀河流相沉積，儲(chǔ)層巖性主要為中砂質(zhì)長(zhǎng)石細(xì)砂巖，以方解石和綠泥石膠結(jié)為主，分選好。長(zhǎng)2儲(chǔ)層具有典型的為低孔低滲儲(chǔ)層特征，孔隙類型主要巖石溶蝕孔及粒間孔，局部可見(jiàn)微裂縫和鑄模孔，儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)。

2)根據(jù)壓汞系數(shù)及壓汞曲線特征將儲(chǔ)層為優(yōu)質(zhì)、中等和較差3類。研究區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層以中等儲(chǔ)層居多，占比50%，較差儲(chǔ)層占比34.7%，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層占比15.3%。