超低滲儲層微觀孔隙結構及剩余油分布特征
——以吳起油田白豹地區長4+5為例

熊安亮,程國峰,李東濤,丁維盼,劉宇羲,陳 剛,楊 磊,袁耀利,朱玉雙,劉林玉

1.西北大學大陸動力學國家重點實驗室/地質學系,西安 710069

2.中國石油長慶油田分公司第五采油廠,西安 710018

3.延長油田股份有限公司吳起采油廠勘探開發研究所,陜西 延安 717699

0 引言

巖石的微觀孔喉大小、幾何形狀、尺寸分布及連通性等對地下油水運動規律影響巨大。在注水開發時,宏觀上會出現產能下降快、見水早及采收率低等問題。許多宏觀生產規律與滲流特征都只是表象,其事實是儲層微觀孔隙結構特征及地下各相流體運移規律的集中表現,宏觀問題根本是儲層微觀矛盾的顯現[1-4]。微觀孔隙結構特征與水驅效果有著直接關系,巖石喉道大小、孔隙與喉道的連通性等主要影響水驅效果。在水驅過后,會在不同孔隙結構中形成不同類型的微觀剩余油。隨著技術進步,微觀孔隙結構特征研究的方法也不斷豐富且更加精確具體,現今主要方法包括:掃描電鏡、鑄體薄片、高壓壓汞、CT掃描、恒速壓汞及核磁共振等[5-10]。針對后期開發工作中出現的注水開發難度大,采收率低,剩余油大量分布等問題,采用先進技術手段對微觀孔隙結構及微觀剩余油進行清楚認識具有重要意義。當前國內外對剩余油的刻畫主要從宏觀和微觀兩個角度出發。在宏觀上,主要運用巖心分析、示蹤劑測試及油藏數值模擬等方法刻畫宏觀剩余油位置;在微觀上,主要采用核磁共振、冷凍制片熒光顯微鏡技術、真實巖心模型可視化技術等實驗手段研究微觀剩余油[11-12]。

筆者從儲層微觀孔隙特征入手,采用物性測試、鑄體薄片、掃描電鏡、高壓壓汞等實驗測試手段,對白豹地區長4+5儲層所取巖心的巖石學特征、物性及微觀孔隙結構特征進行分類研究。在孔隙結構研究基礎上,制作真實砂巖模型,進行流體驅替可視化實驗,探究不同微觀孔隙結構水驅后的微觀剩余油分布特點及成因,意為后期剩余油開發政策調整提供指導意見。

1 區域地質背景

吳起油田白豹地區位于伊陜斜坡的西南部,地處鄂爾多斯盆地中心(圖1),研究區內地面海拔在1 100～1 580 m,地表高度差較大,局部發育近東西向小鼻隆[13-14]。取心井W171井位于研究區北部,從其單井綜合柱狀圖分析,研究區沉積環境屬于三角洲前緣沉積,發育水下分流河道、分流間灣及水下天然堤3個微相(圖2),砂體沿河道分布,整體發育厚度較大,較薄層的粉沙巖與泥巖夾層多出現于分流河道間。本次研究以發育于層段中部的長4+5儲層為研究對象,該儲層受成巖作用影響明顯,機械壓實和膠結作用影響突出。

圖1 研究區構造位置區域圖

儲層物性屬于特低孔-超低滲,孔隙度分布在1.47%～19.30%之間,平均孔隙度為9.90%;滲透率分布范圍為(0.01～5.72)×10-3μm2,平均滲透率為0.66×10-3μm2。油藏目前處于注水開發階段,層間矛盾嚴重,非均質性強,所出現宏觀問題有油藏天然能量不足,生產井產能低、遞減快、穩產難度大等。

2 巖石學特征

對研究區北部、西北部及東北部8口井實取巖心,收集樣品共11塊,通過圖像孔隙、圖像粒度、鑄體薄片及掃描電鏡等測試手段,觀察統計研究區長4+5儲層實際巖心測試結果。結果顯示:研究區巖石碎屑礦物組成中陸源碎屑物體積分數為70.0%～91.0%,平均值為83.8%,以石英和長石為主。其中:石英體積分數為15.0%～32.0%,平均值為27.2%;長石體積分數為30.0%～47.0%,平均值為40.4%;火成巖屑以噴發巖屑為主,體積分數為3.8%;變質巖屑以石英巖和片巖為主,體積分數為5.4%;沉積巖屑以白云巖為主,體積分數為0.9%;其他巖屑有云母和鈣化碎屑,體積分數為6.3%。所測樣品中填隙物體積分數較高,為4.5%～30.0%,平均值為16.2%,以水云母、綠泥石、方解石及硅質為主。儲層巖性主要為灰色、深灰色中--細粒長石砂巖、巖屑長石砂巖(圖3)。

3 微觀孔隙結構特征

3.1 孔隙及喉道類型

鏡下顯示,白豹地區長4+5儲層孔隙結構復雜,孔隙類型以殘余粒間孔(圖4a)和長石溶孔(圖4b)為主,其構成研究區主要儲集空間。發育少量晶間孔(圖4c)及微裂隙(圖4d)。各類孔隙體積分數分別為1.5%、1.3%、0.2%和0.3%。孔隙組合類型多樣,包括微孔、晶間孔-溶孔、溶孔-殘余粒間孔、粒間孔-溶孔及微裂隙。微裂隙的發育增加了流體運動的通道,使得儲層滲透性變好,同時也會造成水驅不均,從而影響水驅效果;但這種微裂隙在鏡下少見,對整個儲層物性改觀并不明顯。孔隙大小分布具有集中的特點,直徑主要分布在0～20 μm之間,平均孔隙直徑為7.34 μm,平均孔喉比為5.92,孔隙配位程度差,連通率低。

a. 殘余粒間孔,粒間孔被填隙物充填后膠結,樣品S1-1-1,1 907.5 m;b. 長石溶孔,樣品T24-1-1,2 002.7 m;c. 晶間孔,樣品W171-1-1,1 827.8 m;d. 長石破裂形成微裂隙,樣品W171-1-2,1 822.6 m。

喉道是連接兩孔隙的橋梁,喉道的類型、大小及其連通性影響著儲集層的滲流能力,是控制儲層物性的關鍵因素之一[11,15-16]。研究區喉道整體較細小,喉道類型為縮頸型喉道、片狀喉道、彎片狀喉道和管束狀喉道(圖5),其中以片狀和彎片狀喉道發育為主。根據測試統計結果,繪制每塊測試樣品喉道分布曲線圖(圖6a),所測試的研究區取心井8塊樣品的喉道直徑分布曲線形態大致相同,主要呈單峰型-偏態-尖峰分布。喉道直徑主要分布在0～47.5 μm之間,峰值在0～5.0 μm之間,平均喉道直徑為1.18 μm,5.0～15.0 μm喉道分布頻率較低,大于15.0 μm喉道極少。該儲層直徑分布在0～5.0 μm之間的微細喉道是該儲層連接兩孔隙和流體通過的主要通道。從平均喉道直徑與滲透率、孔隙度的交會圖(圖6b、c)來看,所測樣品滲透率、孔隙度與喉道直徑具有較好的正相關性。

a. 片狀喉道,縮頸型喉道,彎片狀喉道,樣品W171-1-2,1 822.6 m;b. 管束狀喉道,片狀喉道,樣品W171-1-1,1 827.8 m;c. 片狀喉道,樣品W171-1-1,1 827.8 m;d. 片狀喉道,縮頸型喉道,樣品Z59-1-1,2 211.4 m。

a. 喉道直徑分布曲線圖;b. 滲透率與平均喉道直徑交會圖;c. 孔隙度與平均喉道直徑交會圖。R2. 判定系數。

3.2 孔隙結構特征

儲層的孔隙結構直接影響儲層的物性好壞,對儲層儲集及滲流能力有重要影響[17-18]。本次研究結合高壓壓汞實驗研究儲層孔隙結構特征。收集及測試所用壓汞樣品共計26塊,分選系數在0.051～8.834之間,均質系數在0.056～0.313之間。根據相關實驗結果,將滲透率、平均孔喉半徑及排驅壓力等特征參數作為儲層劃分依據,可將研究區孔隙結構劃分為3類。

Ⅰ類孔隙結構孔隙組合類型為粒間孔-溶孔,平均孔喉半徑均大于0.200 μm,滲透率大于0.5×10-3μm2,排驅壓力小于1 MPa,壓力等級屬低排驅壓力。以Z62-1-1樣品(表1)為代表樣,毛管壓力曲線(圖7a)平滑段長且較低,孔喉半徑分布頻率曲線(圖7b)存在左低右高雙峰,平均孔喉半徑為0.265 μm,最大進汞飽和度為95.524%,退汞效率為22.4%,所發育孔隙以不規則多邊形粒間孔為主。該類孔隙結構儲集性能和滲流能力較好,鏡下見黏土礦物、鐵方解石膠結堵塞孔隙。

表1 研究區長4+5孔隙結構劃分標準

圖7 研究區典型樣品毛管壓力曲線(a,c,e)與孔喉半徑分布頻率曲線(b,d,f)

Ⅱ類孔隙結構孔隙組合類型為溶孔-殘余粒間孔,平均孔喉半徑在0.100～0.200 μm之間,滲透率在0.1×10-3～0.5×10-3μm2之間,排驅壓力在1.0～2.5 MPa之間,壓力等級屬中排驅壓力。代表樣品為W171-1-1樣,毛管壓力曲線如(圖7c)所示,其平滑段高度高于Ⅰ類孔隙結構代表樣(Z62-1-1),孔喉半徑分布頻率曲線(圖7d)形態呈雙峰狀,平均孔喉半徑為0.169 μm,最大進汞飽和度為94.960%,排驅壓力為1.359 MPa,退汞效率為26.6%。該類孔隙結構所發育孔隙以殘余粒間孔和長石溶孔為主,儲集能力弱于Ⅰ類孔隙結構,但是其退汞效率較高,所反映出該類儲層孔喉分布均勻,孔喉連通率高于其他兩類。

Ⅲ類孔隙結構孔隙組合類型為晶間孔-溶孔,平均孔喉半徑小于0.100 μm,滲透率小于0.1×10-3μm2,排驅壓力大于2.5 MPa,壓力等級屬中高排驅壓力。以T36-1-1樣品為代表樣,毛管壓力曲線(圖7e)平滑段最高,孔喉半徑分布頻率曲線(圖7f)形態呈單峰狀,平均孔喉半徑為0.048 μm,喉道半徑最小,分選系數為1.573,最大進汞飽和度為94.278%,退汞效率為20.8%,排驅壓力為4.121 MPa。排驅壓力越高,說明喉道半徑越小,汞越難進入巖石喉道,該類儲層孔喉較小,所發育孔隙以晶間孔為主,黏土礦物含量較高,多見高嶺石、綠泥石等膠結物質,其儲滲能力最差。

3.3 孔隙結構影響因素

儲層的微觀孔隙結構特征受沉積環境、成巖演化、構造作用、黏土礦物含量及礦物組分及排列方式影響。經研究,研究區成巖作用及填隙物含量對孔隙結構起主要影響作用。

3.3.1 成巖作用影響

研究區破壞性成巖作用主要包括機械壓實作用和膠結作用。機械壓實作用與油藏埋深有直接關系,隨著油藏深度增加,壓實作用效果也會更加明顯[19-24]。本次測試所采用樣品來自實際儲層真實巖心,埋深都在2 000 m左右。在所測樣品(圖8)當中觀察到礦物顆粒定向排列,云母被擠壓扭曲變形(圖8a、b)、高嶺石(圖8c)、伊利石(圖8d)、鐵方解石(圖8e、f)膠結填充孔隙。兩種破壞性成巖作用在3類儲層中作用明顯,加強了儲層非均質性,嚴重影響了儲層物性。

a. 云母、有機質填充形成的致密結構,樣品S1-1-3,1 822.6 m;b. 壓實云母,樣品W171-1-1,1 827.8 m;c. 高嶺石,樣品T36-1-1,2 024.8 m;d. 伊利石,樣品Z59-1-1,2 211.4 m;e. 泥化水云母、鐵方解石填隙物,樣品T36-1-1,2 024.8 m;f. 鐵方解石膠結物,樣品Z59-1-1,2 211.4 m;g. 巖屑部分溶解,樣品Z62-1-1,2 085.1 m;h. 長石溶蝕,樣品T36-1-1,2 024.8 m;i. 長石、巖屑不均勻溶蝕,樣品T36-1-2,2 024.8 m。

在所劃分的3類孔隙結構中建設性成巖作用主要是溶蝕、溶解作用。溶蝕作用在本區作用更為明顯,主要是長石的溶蝕作用形成長石溶孔,這是砂巖次生孔隙形成的主要途徑。溶蝕、溶解現象主要是碳酸鹽膠結物、長石、巖屑的溶解(圖8g、h),鑄體薄片鏡下觀察,填充在巖石粒間孔之間的巖屑填隙物發生部分溶解現象,這使得被充填膠結的原生孔隙重新加大。長石溶蝕程度的不均一性較強(圖8i),部分顆粒僅發生弱溶蝕,而有的則溶蝕強烈,僅殘余顆粒的外形,這種不均勻溶蝕作用使得長石出現蜂窩狀小孔隙(圖8h、i),Ⅲ類孔隙結構主要以這種長石溶蝕的小孔隙為主。由于溶蝕、溶解作用存在,對儲集層物性有著一定的正向改善作用。但是相比較而言,建設性成巖作用對儲層物性的改善作用并不大,壓實、膠結作用在成巖過程中發生在溶解、溶蝕之前,鐵方解石,在孔隙中發生膠結成巖之后,后期溶解、溶蝕作用就很難再改變孔隙大小,因此所觀察到的大部分的填隙物依然作為膠結物,充填于巖石孔隙中,使得儲層儲滲能力下降。

3.3.2 填隙物影響

填隙物也是影響微觀孔隙結構的主要因素。研究區主要填隙物包括高嶺石、水云母、綠泥石、鐵方解石、白云石、鐵白云石和硅質,平均體積分數為16.2%,其中水云母和鐵方解石體積分數最高,分別為7.1%和3.4%(圖9a)。Ⅰ類孔隙結構中填隙物平均體積分數為14.0%,填隙物以云母為主;Ⅱ類孔隙結構填隙物平均體積分數為10.5%,主要以鐵方解石為主;Ⅲ類孔隙結構平均體積分數為17.3%,填隙物見云母、綠泥石及高嶺石。從所測樣品滲透率孔隙度交會圖上(圖9b)看,孔滲之間存在著較好的正相關特性。作孔滲與填隙物體積分數交會圖(圖9c、d),所測樣品中的填隙物體積分數與滲透率、孔隙度有著明顯的負相關特性,判定系數分別為0.794 0、0.715 6,填隙物的發育在3類孔隙結構中負影響作用明顯。

a. 膠結物類型及其體積分數直方圖;b. 滲透率與孔隙度交會圖;c. 滲透率與填隙物交會圖;d. 孔隙度與填隙物交會圖。

4 水驅后微觀剩余油分布特征

砂體發育程度、構造特征、儲層物性及微觀孔隙結構等地質因素影響油區剩余油分布,剩余油刻畫首先需要結合儲層特征對水驅后形成微觀剩余油有清楚認識。儲層的微觀孔隙結構特征對水驅后微觀剩余油分布有著重要影響作用[18,25]。本次研究在前期對研究區儲層孔隙結構深入研究的基礎上,進行油水相滲及真實砂巖模型油水驅替可視化實驗,探究水驅后孔隙結構中的油水運動規律及微觀剩余油分布情況,并對其形成原因進行分析。

4.1 不同孔隙結構滲流特征

孔隙結構影響著油、水兩相的滲流規律,從油水兩相滲流特征也能反映出孔隙結構的好壞。相對滲透率實驗結果(表2)表明:Ⅰ類(Z62-1-1)孔隙結構滲流能力最好,束縛水飽和度為34.4%,為3類中最低,殘余油飽和度為29.4%,等滲點含水飽和度最低(57.0%),等滲點相對滲透率平均為0.08,共滲區范圍最廣泛(圖10a),但由于非均質性較強,從而使得驅油效率不是最好,為38.2%。Ⅱ類(W171-1-1)和Ⅲ類(T36-1-1)孔隙結構滲流能力依次變差,物性也依次下降。其中Ⅱ類束縛水飽和度(39.6%)、殘余油飽和度(30.0%)、等滲點含水飽和度(59.5%)和等滲點相對滲透率(0.07)與Ⅰ類孔隙結構較為接近,驅油效率最高,為47.0%,其兩相滲流區略小于Ⅰ類(圖10b)。Ⅲ類孔隙結構滲流能力最差,其油水相對滲透率特征參數及物性相相比其他兩類明顯等滲點降低、兩相區變窄、殘余油飽和度升高,驅油效率降低(圖10c)。

Kro. 油相相對滲透率;Krw. 水相相對滲透率。

4.2 微觀剩余油類型與特征

油藏在二次采油之后,大約還有一半或一半以上石油作為剩余油被俘留或閉鎖在巖石孔隙當中,微觀孔隙結構特征和巖石表面潤濕性主要影響孔道中微觀剩余油的狀態和特征,不同大小的孔隙結構和潤濕性,微觀剩余油分布規律也不相同,所形成的主要微觀剩余油類型有孤島狀(圖11a)、珠狀(圖11b)、索狀(圖11c)、環狀(圖11d)及簇狀(圖11e)[26]。

在對微觀孔隙結構清楚認知的基礎上,制作真實砂巖模型,觀察該儲層不同孔隙在水驅之后的微觀剩余油分布類型與特征。孤島狀、珠狀與索狀微觀剩余油在水驅后,一般出現在較大的水濕性巖石孔道中,環狀出現在巖石油濕性較強的孔道中,在非均質較強的細小孔道中極易造成簇狀微觀剩余油。

本次實驗,利用真實砂巖模型進行流體驅替可視化實驗(圖12)。實驗步驟如下。1)選取本次研究儲層不同井的巖心,將巖心切片放入酒精和苯混合溶液中進行抽提洗油,然后烘干,目的是為了將巖心中的油處理干凈,方便實驗。2)將抽提洗油后的巖心薄片上下面打磨光滑制作成25 mm×25 mm×0.5 mm(標準尺寸)的真實砂巖模型,利用兩塊特殊材質的透明玻璃將其膠固,防止側流、面流。留出兩端流體通過面,確保流體從巖心中滲流通過。3)在抽真空飽和水測取液測滲透率之后依次進行油驅水(成藏過程)—水驅油實驗(注水開發)[27-28]。分別在驅替時及結束后置于顯微鏡下觀察每塊樣品的流體驅替特征及微觀剩余油分布特征。

a. 模型示意圖;b. 真實砂巖模型。

從流體驅替實驗結果得出,研究區孔喉當中微觀剩余油主要形式有簇狀和環狀。按照所劃分孔隙結構類型,Ⅰ類孔隙結構發育直徑較大孔喉,在水驅過程中油水優先通過大孔道,水驅后形成環狀微觀剩余油,在一些較大孔道中,甚至出現孤島狀微觀剩余油,但是由于小孔隙居多和填隙物堵塞,在水驅后鏡下多見小面積連片簇狀微觀剩余油(圖13a)。Ⅱ類孔隙結構驅替均勻,在水驅過后,微觀剩余油主要以環狀存在(圖13b)。孔喉較小,儲滲能力較差的Ⅲ類孔隙結構,驅替均勻,從水驅后圖像來看,主要為不同大小、不同規則的連片簇狀剩余油(圖13c)[2,12,29]。

4.3 微觀剩余油成因

白豹地區長4+5儲層當中所發育的孔隙、喉道大小及其填隙物含量直接影響水驅過后微觀剩余油存在的類型。代表不同孔隙結構的實驗樣品中,不同的孔喉大小及填隙物含量,其油水驅替方式、微觀剩余油類型及驅油效率都存在差異,實驗結果見(表3)。在所劃分的3類孔隙結構中:Ⅰ類孔隙結構雖然發育少量較大孔道,利于流體滲流通過。但由于孔喉分布相對不均及破壞性成巖作用明顯,在水驅過程中,水會沿著大孔道發生水竄、繞流,使得驅替不均勻,致使在細小孔道容易出現剩余油連片情況,在大孔隙當中出現油滴,驅替類型呈網狀-指狀,驅油效率為35%,最終微觀剩余油主要以小面積連片簇狀的形式存在。Ⅱ類驅油效率最高,驅替相對均勻,驅替類型呈網狀,驅油效率為43%,見環狀和簇狀微觀剩余油。同一儲層的巖石顆粒表面物理性質具有微觀非均值性,能表現出混合潤濕的特征[30-32]。在Ⅱ類孔隙結構中,這一巖石特性表現明顯,在油濕孔隙水驅后會形成環狀微觀剩余油,當水驅繞過小孔隙是形成簇狀微觀剩余油。Ⅲ類孔隙結構孔喉較小,驅油效率較低,為21%。在水驅時,水驅動力較小,水所波及到孔隙形成環狀、簇狀剩余油,大部分孔隙中水都未波及到,水驅通道單一,類型呈指狀,水驅后形成連片簇狀剩余油。結合微觀孔隙結構特征觀研究成果分析,該地區所發育的主要為微細孔隙、喉道,另外填隙物含量及成巖作用對微觀孔隙結構影響突出,從而影響水驅效果和微觀剩余油分布形式。后期開發,應清楚認識儲層微觀特征,在此基礎上調整開發政策。

表3 研究區真實砂巖微觀模型油水可視化驅替實驗結果

5 結論

1)吳起油田白豹地區長4+5儲層巖石類型以石英和長石為主,巖性主要以陸源碎屑組成巖屑長石砂巖、長石砂巖為主,填隙物含量較高,體積分數為16.2%。所發育孔隙類型以粒間孔和長石溶孔為主,喉道類型以片狀喉道和彎片狀喉道為主。

2)研究區孔隙結構類型可分為3類,Ⅰ類孔隙組合類型為粒間孔-溶孔,油水兩相滲流特征最好,驅油效率不是最高;Ⅱ類孔隙結構孔隙組合類型溶孔-殘余粒間孔,油水兩相滲流特征接近Ⅰ類,驅油效率最高;Ⅲ類孔隙結構孔隙組合類型晶間孔-溶孔,儲滲能力及兩相滲流特征最差。3類孔隙結構物性主要受到壓實、膠結作用影響,其中對Ⅲ類孔隙結構影響較大,Ⅱ類孔隙結構發育利于研究區后期開發。

3)白豹地區在水驅過后,微觀剩余油主要以簇狀和環狀形式存在。其中Ⅰ類物性最好,但水驅不均勻,驅油效率35%,驅替形式呈網狀-指狀,水驅后微觀剩余油以小面積連片簇狀存在;Ⅱ類驅油效率最高,驅油效率43%,驅替形式呈均勻網狀,微觀剩余油以簇狀和環狀形式存在;Ⅲ類孔隙較小,驅油效率最低,為21%,驅替形式呈指狀,最終微觀剩余油以連片簇狀及少量環狀形式存在。成巖作用及填隙物含量主要影響研究區孔隙結構,從而影響剩余油的分布。