丰富川油田长2低渗透砂岩油藏储层特征研究.docx

丰富川油田长2低渗透砂岩油藏储层特征研究.docx

《丰富川油田长2低渗透砂岩油藏储层特征研究.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《丰富川油田长2低渗透砂岩油藏储层特征研究.docx（9页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

丰富川油田长2低渗透砂岩油藏储层特征研究

丰富川油田长2低渗透砂岩油藏储层特征研究

郭卫东

摘要:

丰富川油田长2油层属于典型的中低孔、低~特低渗砂岩油藏，平均孔隙度13.4%，平均渗透率4.7md。

储层为三角洲平原分流河道砂体，以细砂岩为主，分选好。

自生粘土矿物含量高，以绿泥石为主。

影响储层物性的因素主要有沉积相带、碳酸盐含量、岩石类型、粘土矿物类型及产状、成岩作用、裂缝、微观孔隙结构七个方面，孔渗关系复杂，呈明显的指数关系。

成岩后生作用强烈，微观孔隙结构较差，以粒间孔为主，其次为溶蚀孔，喉道类型主要为缩径与管束型。

孔隙结构分可分三个类型。

关键词:

低渗透油藏储层研究

目　　　录

1前言………………………………………………………………3

2储层特征…………………………………………………………3

2.1储层沉积岩石学特征…………………………………………3

2.2储层粘土矿物特征……………………………………………4

2.3储层物性特征…………………………………………………5

2.3.1影响长2储层物性的原因…………………………………5

2.3.1.1沉积相带的影响…………………………………………5

2.3.1.2碳酸盐含量的影响………………………………………5

2.3.1.3储层的岩石类型不同，物性存在差异…………………6

2.3.1.4粘土矿物的影响…………………………………………6

2.3.1.5溶蚀作用的影响…………………………………………6

2.3.1.6裂缝的影响………………………………………………7

2.3.1.7储层微观孔隙结构的影响………………………………7

2.4储层的微观孔隙结构特征……………………………………7

2.5储层的成岩作用………………………………………………9

3结论……………………………………………………………10

参考文献…………………………………………………………11

1、前言

在目前已探明的油藏当中，低渗透砂岩油藏占据着相当大的比例。

据统计，我国渗透率低于50md油藏的探明地质储量约占全部探明地质储量25%，占据着举足轻重的地位。

低渗透砂岩油藏储层特征、油水分布十分复杂，给开发生产带来很大难度。

我国先后以鄂尔多斯盆地为典型，含油面积大、储量丰富。

丰富川油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中南段，含油层系为上三叠统延长组长2油层，为中低孔、低~特低渗油藏。

目前完钻井1260口，取心井82口，各种分析资料比较丰富。

2、储层特征

2．1储层沉积岩石学特征

图1

长2储层为三角洲水上平原亚相沉积，其中分流道和河漫沼泽构成该亚相的主体。

岩石类型为长石石英砂岩类，颜色多为灰、深灰色，岩性组合为中细砂岩、粉砂岩、泥岩、粒度细、分选好，磨圆度呈次棱角状。

粒度概率曲线主要由跳跃和悬浮组分构成，少含滚动组分，跳跃组分含量较高，可达90%；C-M图由递变悬浮QR段和均匀悬浮RS段构成，C、M值变化范围小，具三角洲相的典型特征。

主要发育交错层理、水平层理、波状层理、塌构造、生物潜穴与原地堆积植物茎叶碎片。

长2储层发育中砂岩、中细砂岩、细砂岩、粉细砂岩、细粉砂岩与粉砂岩6种岩性，以细砂岩为主，占统计样品的42.3%，其次为粉砂岩，占统计样品的28.8%。

平均粒径0.11mm，平均标准偏差0.72，磨园度较差，多呈次棱角状。

碎屑颗粒间点~线状接触、颗粒支撑，胶结物成分以绿泥石为主，方解石次之，胶结类型为孔隙式~接触式，岩石致密坚硬。

岩石矿物成分以长石为主，平均含量47.7%，其次为石英，平均含量28.2%。

填隙物成分以绿泥石为主，其次为方解石。

镜下观察，钾长石的含量远大于斜长石，长石风化程度深、表面不干净，斜长石娟云母化现象多见，少量长石被方解石交化。

2．2储层粘土矿物特征

图2b

图2a

长2储层自生粘土矿物含量较高，绝对含量8%~12%，主要有绿泥石、高岭石、伊利石和伊/蒙混层。

以绿泥石为主，相对含量73%，其次为高岭石，

相对含量11.2%，伊利石与伊/蒙混层的含量较低，相对含量分别为10.6%与5.2%。

绿泥石多呈片状或花瓣状分布在碎屑颗粒表面或朝向孔隙方向生长衬垫式产出，厚度一般在1μm左右（图2a）。

伊利石多呈丝状或搭桥状分布在粒间堵塞喉道（图2b）。

伊蒙混层粘土矿物结晶细小，常与伊利石伴生，镜下不易区分。

2．3储层物性特征

图3

长2储层物性较差，属于中低孔、低渗~特低储层。

统计1573块样品可知，平均孔隙度13.4%，平均渗透率4.7md，碳酸盐含量平均为2.6%。

纵向上，自下而上物性有逐渐变好的趋势，平面上，物性主要受沉积相带控制，多沿北东方向呈条带状展布。

分流河道微相发育的部位，储层物性好，河漫沼泽部位的物性最差。

孔隙度与渗透率的关系复杂，呈明显的指数关系，随着孔隙度增大，渗透率值指数递增，与中高渗透率储层明显不同。

由于裂缝和封闭孔隙的存在，致使一部分样品的孔、渗值不符合上述规律，从一个侧面也说明了低渗储层物性特征的复杂性（图3）。

2.3.1影响长2储层物性的原因：

2.3.1.1沉积相带的影响

不同的沉积相带，因为水动力条件不同，碎屑物质的粒度分布各异，最终导致储层物性的差异。

统计表明，分流河道部位的物性最好，天然堤与决口扇部位的物性相对较差，河漫沼泽相带的物性最差。

2.3.1.2碳酸盐含量的影响

储层中的碳酸盐是影响储层物性的主要因素之一。

统计表明，物性与碳酸盐含量之间呈反比关系，当碳酸含量小于3%时，对储层物性的影响较小，含量大于3%时，随着碳酸盐含量的增加，岩石变得致密、坚硬，大部分孔喉被碳酸盐堵塞，物性明显变差。

2.3.1.3储层的岩石类型不同，物性存在差异

统计表明，随着储层岩性变细，物性变差，即中砂岩的物性最好，其次是细砂岩，粉砂岩的物性最关，另外，储层岩石对于渗透率的影响要明显大于孔隙度。

2.3.1.4粘土矿物的影响

图4

不同类型的粘土矿物，对储层物性的影响不同，高岭石、伊利石与伊/蒙混层粘土矿物多充填粒章或以搭桥状堵塞孔喉，是导致物性变差的主要粘土矿物。

绿泥石对储层物性的影响比较复杂，绿泥石薄膜的存在，一定程度上阻止了石英与长石颗粒的次生加大。

当含量低于5%时，对砂岩的孔隙起到一定的保护作用，在缺少绿泥石薄膜的砂岩中，长石与石英的次生加大十分普遍，堵塞孔隙喉道，导致物性变差；当其含量大于5%时，绿泥石薄膜的厚度过大，会缩小孔喉尺寸，降低储层的孔、渗性。

2.3.1.5溶蚀作用的影响

长2储层中长石含量、溶孔发育（图4），当有较大的喉道与之匹配时，常可形成中孔、中低渗储层，改善了储层的物性。

但是，当溶孔间的喉道发育较差时，也常常形成中孔、特低渗~超低渗储层，这时，溶孔对改善储层的意义不大。

2.3.1.6裂缝的影响

长2储层局部发育微裂缝，主要见于碳酸盐含量较高的细粉砂岩中，由于微裂缝的存在，改善了储层的渗流条件。

由于本区构造比较平缓，构造应力不集中，构造裂缝不发育，主要以成岩缝为主，规模较小、分布分散，但对于改善储层的物性，也起到了一定的作用。

2.3.1.7储层微观孔隙结构的影响

图5

储层的微观孔隙结构是影响物性的最直接因素，上面提到的各种因素从本质上都是通过影响孔隙结构间接地影响储层物性。

表征孔隙结构的参数很多，其中对物性影响最大的是孔喉的大小与分选程度。

随着喉道半径增大、分选变差，储层物性明显变好。

大孔喉对渗透率贡献值较大，可达40%，但这部分孔喉占有的比较低，对于物性较好的储层（Φ＞10%），累积频率一般20%~35%；在物性较差（Φ＞10%）的储层中，累积频率仅为5%~10%。

2．4储层的微观孔隙结构特征

长2储层的孔隙类型主要为粒间孔、溶孔及微裂隙，其中以粒间孔为主，占总孔隙的47.3%，多呈三角形或多边形，原生粒间孔的边缘比较整齐平直。

溶蚀粒间孔的边缘极不规则，多呈港湾状，对流体流动不利。

溶孔多沿长石的双晶纹理发育（图5），局部可以见到长石颗粒完全溶蚀形成的铸模孔，方解石胶结物也可不同程度地遭到溶蚀，形成一部分溶孔。

据统计，长2储层中溶孔占总孔隙的31.9%。

微裂隙多为成岩过程中形成的一些微裂缝，数量很少，仅占总孔隙的1.6%。

喉道类型见有孔隙缩小型、缩径型、弯曲片状与管束型。

以缩径型与管束型喉道为主。

长2储层具有小孔隙、低面孔率、中高孔喉比、低配位数的特点。

平均孔宽10~25μm，面孔率6.7~8.3%，配位数1~4，孔喉比变化大，一般为6~10。

储层的毛管压力曲线形态比较复杂多样，不同物性的储层，毛管压力曲线形态差别很大。

长2储层孔隙结构可分为三种类型：

①以粒间孔—溶蚀孔、溶蚀孔—粒间孔孔隙组合为主，主要为富含油~油浸中砂岩、中细砂岩与细砂岩。

渗透率值一般大于10md，排驱压力0.1~0.174Mpa，喉道均值0.87~3.96μm，平均孔宽25μm，1~10μm的孔喉占总数的54.3%，分选系数2.73，为中孔隙度、低渗透率、细孔、中细喉、精歪度、不均匀型。

②以粒间孔—溶蚀孔、溶蚀孔—粒间孔孔隙组合为主，主要为油浸~油斑细砂岩、粉细砂岩。

渗透率值一般1~10md，排驱压力0.152~0.331Mpa，喉道均值0.6~1.3μm，平均孔宽20μm，孔喉分布以1~10μm和0.1~1μm为主，分选系数2.5，属于中低孔隙度、特低渗透率、小孔、中细喉~细喉、粗歪度、不均匀型。

③以微孔—粒间孔孔隙组合为主，主要为油迹，荧光细粉砂岩、粉砂岩，渗透率值一般小于1md，排驱压力0.744~1.859Mpa，喉道均值平均为0.04μm，平均孔宽10~15μm，以＜0.1μm的微喉道为主，占喉道总数的90%以上，分选系数1.72，属于低~特低孔隙度、超低渗透率、小孔、微吼、细歪度、较均匀型。

①、②类为有效储层，③类为非有效储层。

2．5储层的成岩作用

长2储层经受了强烈的成岩作用，微观结构变得面目全百，形成现今的低~特低渗储层。

研究表明，经机构压实、化学压溶、胶结、交代与重结晶等成岩作用后，原生粒间孔隙急缩小甚至堵塞，岩石变得致密坚硬。

随着沉积物理深加大，有机质逐渐成熟，羧基酸从干酪根中脱离出来，释放出CO2，随着粘土脱水反应进入储层，在酸性水的作用下，长石等易溶颗粒与少量的方解石、浊沸石等胶结物发生溶解，形成粒间溶孔、粒内溶孔与铸孔，改善了储层的物性。

图6

长2储层石英次生加大Ⅲ级，并可见到自生微晶石英（图6），部分斜长石被铁方解石交代，镜质体反射率（Ro）0.71%，伊蒙混层粘土矿物中蒙脱石含量小于30%，岩石致密坚硬，溶蚀孔隙比较发育，表明长2储层已进入晚成岩阶段。

3、结论

3．1长2储层为一套三角洲水上平原亚相沉积，以分流河道为有利储集相带，岩性细、分选好，以中细砂岩为有效储层。

3．2储层中自生粘土矿物含量高，主要有绿泥石、高岭石、伊利石和伊/蒙混层，多以孔隙衬边或丝缕状产生，降低了储层的物性。

3．3长2储层物性较差，属于中低渗~特低渗储层。

平均孔隙度为13.4%，平均渗透率4.7md，碳酸盐含量平均2.6%，储层孔隙度与渗透率呈明显的指数关系，随着孔隙度增大，渗透率值指数递增。

3．4影响储层物性的因素主要有沉积相带、碳酸盐含量、岩石类型、粘土矿物类型及产状、成岩作用、裂缝、微观孔隙结构七个方面，其中微观孔隙结构是影响物性的最直接因素。

3．5长2储层发育粒间孔、溶孔及微裂隙，其中以粒间孔为主，其次为溶蚀孔。

喉道类型主要为缩径型与管束型。

孔隙结构具有小孔隙、低面孔率、中高孔喉比、低配位数的特点。

可分为三种类型；①即中孔隙度、低渗透率、小孔、中细孔、中细喉、粗歪度、不均匀型；②中低孔隙度、特低渗透率、小孔、中细喉~细喉、粗歪度、不均匀型；③低~特低孔隙度、超低渗透率、小孔、微喉、细歪度、较均匀型，以前两种类型的储层为有效储层。

参考文献

〖1〗裘怿楠刘雨芬等编著·《低渗透砂岩油葳开发模式》·北京：

石油工业出版社，1998

〖2〗杨俊杰主编码·《低渗透油气藏勘探开技术》·北京：

石油工业出版社，1993