鄂爾多斯盆地合水地區(qū)長(zhǎng) 8儲(chǔ)層微觀非均質(zhì)性的試驗(yàn)分析

陳 杰,周鼎武

(1.中國(guó)石油大學(xué)地球資源與信息學(xué)院,山東東營(yíng) 257061;2.山東科技大學(xué)地質(zhì)科學(xué)與工程學(xué)院,山東青島 266510)

鄂爾多斯盆地合水地區(qū)長(zhǎng) 8儲(chǔ)層微觀非均質(zhì)性的試驗(yàn)分析

陳 杰1,周鼎武2

(1.中國(guó)石油大學(xué)地球資源與信息學(xué)院,山東東營(yíng) 257061;2.山東科技大學(xué)地質(zhì)科學(xué)與工程學(xué)院,山東青島 266510)

通過真實(shí)砂巖微觀孔隙模型試驗(yàn),對(duì)鄂爾多斯盆地合水地區(qū)長(zhǎng) 8儲(chǔ)層的微觀非均質(zhì)性進(jìn)行研究。結(jié)果表明:研究區(qū)長(zhǎng) 8儲(chǔ)層的微觀非均質(zhì)性很強(qiáng),且存在儲(chǔ)層物性越好其微觀非均質(zhì)性越強(qiáng)的特點(diǎn);沉積微相和溶蝕作用是影響微觀非均質(zhì)性的主要因素;微觀非均質(zhì)性是影響水驅(qū)油效果和剩余油分布的內(nèi)因;在充分研究合水地區(qū)長(zhǎng) 8儲(chǔ)層 4種主要孔隙類型的基礎(chǔ)上,建議相應(yīng)地針對(duì)原生粒間孔隙和溶蝕孔隙型、微裂縫型、自生礦物晶間微孔隙型制定 3類注水開發(fā)方案。

鄂爾多斯盆地;合水地區(qū);長(zhǎng) 8儲(chǔ)層;微觀非均質(zhì)性;真實(shí)砂巖微觀孔隙模型

合水地區(qū)位于鄂爾多斯盆地中央古隆起的南端,三疊紀(jì)末期抬升幅度較大,曾遭受強(qiáng)烈的風(fēng)化剝蝕,缺失長(zhǎng) 1、長(zhǎng) 2地層,部分地區(qū)也缺失長(zhǎng) 3及長(zhǎng) 4 +5地層,長(zhǎng) 6及長(zhǎng) 8油層是本區(qū)勘探的主要目的層。上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組長(zhǎng) 8油層組砂巖是本區(qū)重要的儲(chǔ)集層。油藏自投入生產(chǎn)以來遇到了諸多問題,其中儲(chǔ)層非均質(zhì)性便是影響本區(qū)剩余油分布和油田開發(fā)的重要因素。基于以上原因,筆者通過真實(shí)砂巖微觀孔隙模型試驗(yàn)[1-4],對(duì)合水地區(qū)長(zhǎng) 8儲(chǔ)層砂巖的微觀非均質(zhì)性進(jìn)行系統(tǒng)研究。

1 巖石學(xué)特征

1.1 巖石類型及碎屑組分

薄片及掃描電鏡觀察結(jié)果表明,研究區(qū)長(zhǎng) 8儲(chǔ)層砂巖以長(zhǎng)石砂巖 (體積分?jǐn)?shù)約為 48.89%)、巖屑質(zhì)長(zhǎng)石砂巖(體積分?jǐn)?shù)約為 40.48%)為主,此外有少量巖屑砂巖(體積分?jǐn)?shù)約為 10.63%)。

砂巖顆粒粒徑一般為 0.1～0.4 mm,分選中等,多呈次棱角狀,顆粒間以線接觸為主。顆粒中石英平均體積分?jǐn)?shù)為 33.3%,長(zhǎng)石平均體積分?jǐn)?shù)為41.1%,巖屑平均體積分?jǐn)?shù)為 25.7%。

1.2 填隙物特征

研究區(qū)長(zhǎng) 8儲(chǔ)層砂巖膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)一般為5%～20%,主要為自生的綠泥石、高嶺石、伊利石、方解石、鐵方解石、白云石和石英。雜基體積分?jǐn)?shù)一般為 2%～10%,主要為高嶺石、伊利石、蒙脫石等黏土礦物,且大多已被鐵質(zhì)浸染。

1.3 孔隙類型

研究區(qū)長(zhǎng) 8儲(chǔ)層砂巖主要發(fā)育以下 4類孔隙類型:

(1)剩余原生粒間孔隙。研究區(qū)最發(fā)育的孔隙類型,周圍普遍存在黏土膜,約占孔隙總量的 46%。

(2)溶蝕孔隙。主要發(fā)育長(zhǎng)石、碳酸鹽和巖屑溶蝕孔隙,其中長(zhǎng)石溶蝕孔隙約占孔隙總量的 26%,碳酸鹽溶蝕孔隙約占7%,巖屑溶蝕孔隙約占4%。

(3)微裂縫。在薄片鑒定過程中發(fā)現(xiàn)一些微裂縫,既有構(gòu)造作用成因也有成巖作用成因,縫寬為0.01～2 mm,約為孔隙總量的 9%。

(4)自生礦物晶間微孔隙。主要是指自生石英、自生黏土礦物、自生方解石晶體間的微孔隙,約為孔隙總量的8%。

2 真實(shí)砂巖微觀孔隙模型試驗(yàn)

真實(shí)砂巖微觀孔隙模型試驗(yàn)是大陸動(dòng)力學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室的一項(xiàng)國(guó)家專利技術(shù)。優(yōu)點(diǎn)是可以直接利用可視化界面對(duì)儲(chǔ)層內(nèi)油、水滲流過程進(jìn)行觀察,試驗(yàn)?zāi)Ｐ筒捎谜鎸?shí)巖心樣品制作而成,且樣品的真實(shí)孔隙結(jié)構(gòu)得到了很好地保存,可信度較高,是進(jìn)行室內(nèi)水驅(qū)油試驗(yàn)的理想模型[1-2]。缺點(diǎn)是試驗(yàn)儀器不能嚴(yán)格模擬流體在地下儲(chǔ)層中滲流時(shí)的溫壓條件,與流體在地層環(huán)境下儲(chǔ)層中的滲流狀態(tài)有一定的差距。

2.1 樣品選擇及試驗(yàn)?zāi)Ｐ椭谱?/h3>

依據(jù)掃描電鏡、普通薄片、鑄體薄片及染色薄片的觀察分析結(jié)果,從所有樣品中篩選出 12塊具有不同孔隙結(jié)構(gòu)類型的油層樣品(表 1)。在盡可能保護(hù)樣品孔隙結(jié)構(gòu)不被破壞的前提下,經(jīng)切片、洗油、烘干、磨片及最后的上膠合成等一系列嚴(yán)格步驟制成真實(shí)砂巖微觀孔隙模型。

表 1 樣品參數(shù)統(tǒng)計(jì)Table 1 Statistics of samples parameters

2.2 試驗(yàn)儀器及材料

真實(shí)砂巖微觀孔隙模型試驗(yàn)系統(tǒng)由真實(shí)砂巖微觀孔隙模型、抽真空系統(tǒng)、加壓系統(tǒng) (最高壓力為200 kPa)和顯微觀察系統(tǒng)(以光學(xué)顯微鏡為主,配有照相、錄相設(shè)備)4部分組成。試驗(yàn)過程用油是根據(jù)合水地區(qū)長(zhǎng) 8儲(chǔ)層原油物性采用煤油和機(jī)械泵油配制成的模擬油,試驗(yàn)用的模擬水為蒸餾水。為方便觀察,在模擬油中加入少量油溶紅,在模擬水中加入少量甲基藍(lán),使模擬油呈現(xiàn)紅色,模擬水呈現(xiàn)藍(lán)色。

2.3 試驗(yàn)步驟

首先,對(duì)模型抽真空后及時(shí)飽和水,抽真空要做到盡量徹底,飽和水時(shí)要避免氣泡進(jìn)入模型致使產(chǎn)生較大誤差;其次,測(cè)量模型的滲透率;再次,先后進(jìn)行油驅(qū)水和水驅(qū)油兩次流體驅(qū)替試驗(yàn),在觀察試驗(yàn)現(xiàn)象同時(shí),記錄下油驅(qū)水入口壓力(p1)、原始含油飽和度 (Soi)、水驅(qū)油入口壓力 (p2)、剩余油飽和度(Sor)并計(jì)算驅(qū)油效率 (Ed);最后,依據(jù)試驗(yàn)現(xiàn)象進(jìn)行解釋分析。12塊巖心的測(cè)試及計(jì)算數(shù)據(jù)見表 1。

3 試驗(yàn)結(jié)果

本文中選擇的 12個(gè)真實(shí)砂巖樣品包含了合水地區(qū)長(zhǎng) 8儲(chǔ)層砂巖的上述 4類主要孔隙類型。

3.1 剩余原生粒間孔隙型

莊 111-4、莊 111-7和莊 211-1樣品屬于此種類型,以莊 111-4樣品為例進(jìn)行說明。薄片和掃描電鏡觀察該樣品以剩余原生粒間孔隙為主 (圖 1 (a)),顆粒呈次棱角狀,分選好,泥質(zhì)膠結(jié)較多,少量硅質(zhì)膠結(jié),屬長(zhǎng)石砂巖。油驅(qū)水時(shí),入壓為 8 kPa,油充滿引槽后在模型中形成上、中、下 3條運(yùn)移通道,運(yùn)移速度較快,可捕捉到明顯的動(dòng)態(tài)圖像,之后緩慢向全模型擴(kuò)散,持續(xù)加壓后油浸范圍有所擴(kuò)大,估算原始含油飽和度為 60%。水驅(qū)油時(shí),入壓為 50 kPa,起初水主要沿油驅(qū)水時(shí)的下支路線指狀突進(jìn),之后慢慢向整個(gè)模型擴(kuò)散,亦可捕捉到明顯的動(dòng)態(tài)圖像,增加壓力水驅(qū)油路線無明顯變化,估算剩余油飽和度為 40%。在兩次驅(qū)替過程中,流體均出現(xiàn)小范圍的繞流,致使模型上部始終有部分區(qū)域流體無法波及,體現(xiàn)出樣品的微觀非均質(zhì)性(圖 1(b))。

圖 1 剩余原生粒間孔隙型(莊 111-4樣品,1.8543 km)Fig.1 Types of rema in ing pri mary pores between gra i ns(Sample Zhuang111-4,1.8543 km)

3.2 溶蝕孔隙型

莊 112-4和莊 121-3樣品屬于此種類型,以莊112-4樣品為例進(jìn)行說明。薄片觀察該樣品以溶蝕孔隙為主 (圖 2(a)),顆粒多呈次棱角狀,分選中等,薄膜狀綠泥石膠結(jié)為主,少量鈣質(zhì)膠結(jié)。油驅(qū)水時(shí),入壓為 4 kPa,油充滿引槽后,呈地毯狀迅速進(jìn)入模型,并快速充滿另一端引槽,估算原始含油飽和度為 55%。水驅(qū)油時(shí),入壓為 8 kPa,起初水沿上、中、下 3條通道緩慢前進(jìn),后經(jīng)過合并、再分支的方式抵達(dá)另一側(cè)引槽 (圖 2(b)),估算剩余油飽和度為40%。在兩次驅(qū)替過程尤其是水驅(qū)油過程中,因溶蝕孔隙發(fā)育不均,流體出現(xiàn)較大范圍的繞流現(xiàn)象,至試驗(yàn)結(jié)束,模型中 20%面積仍未被流體波及,存在大片剩余油,增加壓力,驅(qū)油效果無明顯改善。

圖 2 溶蝕孔隙型(莊 112-4樣品,1.7276 km)Fig.2 Types of dissolved pores (Sample Zhuang112-4,1.7276 km)

根據(jù)試驗(yàn)過程,認(rèn)為剩余原生粒間孔隙型和溶蝕孔隙型兩類儲(chǔ)層中流體驅(qū)替特征及剩余油的形成分布特點(diǎn)均主要受控于孔隙空間的分布不均,因此后期可以考慮使用相似的注水開發(fā)方案。

3.3 微裂縫型

莊 111-1、莊 111-2和莊 113-4樣品屬于此種類型,以莊 111-1樣品為例進(jìn)行說明。薄片鑒定本樣品膠結(jié)較致密,顆粒間以凹凸接觸為主,呈次棱角狀,分選差,膠結(jié)物以方解石和黏土膜為主,屬細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖。在油水驅(qū)替試驗(yàn)系統(tǒng)的顯微鏡下觀察發(fā)現(xiàn)模型內(nèi)存在 4條大致平行的微裂縫,最大寬度為 2 mm。油驅(qū)水時(shí),入壓為 2 kPa,起初油沿兩條裂縫突進(jìn),當(dāng)?shù)竭_(dá)與其他裂縫疊加區(qū)域時(shí)迅速進(jìn)入鄰近裂縫繼續(xù)突進(jìn),并很快進(jìn)入另一端引槽(圖 3(a)),估算原始含油飽和度為60%。水驅(qū)油時(shí),入壓為2.5 kPa,水進(jìn)入樣品后即沿與油驅(qū)水時(shí)相同路線突進(jìn),然后迅速進(jìn)入另一端引槽,測(cè)得剩余油飽和度為 43%。本樣品剩余油較多,注入水沿微裂縫竄流是剩余油形成的主要原因(圖 3(b)),增加壓力對(duì)驅(qū)油效率幾乎沒有影響[5]。

圖 3 微裂縫型(莊 111-1樣品,1.8495 km)Fig.3 Types of m icro-cracks (Sample Zhuang111-1,1.8495 km)

試驗(yàn)表明,微裂縫的發(fā)育讓本類儲(chǔ)層更易產(chǎn)生流體竄流現(xiàn)象,受其影響,流體驅(qū)替及剩余油的形成和分布特征明顯不同于上述兩種儲(chǔ)層類型,制定后期注水方案時(shí)須充分考慮微裂縫產(chǎn)生的影響。

3.4 自生礦物晶間微孔隙型

莊 172-3、莊35-5、寧42-7和莊 50-3樣品屬于此種類型,以寧 42-7樣品為例進(jìn)行說明。薄片鑒定該樣品鈣質(zhì)膠結(jié)發(fā)育,顆粒呈次棱角狀,分選好,孔隙類型以自生礦物晶間微孔隙為主,孔隙個(gè)體小且連通性差。油驅(qū)水時(shí),入壓為 45 kPa,油緩慢充滿引槽后,主要沿上端進(jìn)入模型,但只能行至模型約 1/3處(圖 4(a)),之后不斷加壓至 158 kPa,油才緩慢進(jìn)入末端引槽,測(cè)得原始含油飽和度為 55%。水驅(qū)油時(shí),壓力增至 190 kPa時(shí),水才在模型中緩慢推進(jìn),最終測(cè)得剩余油飽和度為 10%(圖 4(b))。本樣品物性較差,水驅(qū)油速度緩慢,但驅(qū)油效率較高,達(dá)82%。針對(duì)研究區(qū)內(nèi)本類儲(chǔ)層物性較差而非均質(zhì)性較弱的特點(diǎn),后期注水開發(fā)方案應(yīng)當(dāng)滿足高注壓長(zhǎng)時(shí)間作業(yè)的特點(diǎn)。

圖 4 自生礦物晶間微孔隙型 (寧 42-5樣品,1.5979 km)Fig.4 Types of m icro pores between subsequent m ineral(Sample Ning42-5,1.5979 km)

4 試驗(yàn)分析

(1)指進(jìn)現(xiàn)象在試驗(yàn)過程中普遍存在。這主要是因?yàn)楹纤貐^(qū)長(zhǎng) 8儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜,樣品潤(rùn)濕性存在差異,形成了不同的毛細(xì)管力。因此,當(dāng)模擬水進(jìn)入不同類型孔隙結(jié)構(gòu)后便會(huì)以不同速度向前推進(jìn),從而產(chǎn)生指進(jìn)現(xiàn)象。指進(jìn)現(xiàn)象是導(dǎo)致研究區(qū)剩余油形成的直接原因。

(2)至試驗(yàn)結(jié)束,所有樣品模型中均出現(xiàn)水驅(qū)油效果明顯區(qū)域、剩余油較多區(qū)域和流體未波及區(qū)域,而微觀非均質(zhì)性則是這 3類區(qū)域形成和分布的控制因素。

(3)各模型入口端驅(qū)油效率均高于出口端驅(qū)油效率,而與各樣品的滲透率無關(guān)。這是由于水驅(qū)產(chǎn)生的壓力和注入水無法瞬時(shí)遍布整個(gè)模型,而是需要一個(gè)能量逐漸傳遞的過程,于是便形成前端水驅(qū)油,末端油驅(qū)油的現(xiàn)象,使入口端驅(qū)油效率偏高[3-4]。

(4)水驅(qū)油過程中,在注入水到達(dá)入壓值后,壓力增加不會(huì)明顯擴(kuò)大注入水的波及面積和提高驅(qū)油效率,并且若增加壓力過快,還易導(dǎo)致入壓值測(cè)量不準(zhǔn)確和形成流體竄流,從而進(jìn)一步導(dǎo)致剩余油的形成。

(5)物性好的樣品驅(qū)油效果不一定好,而物性差的樣品驅(qū)油效果不一定差,例如寧 42-7樣品,雖然物性較差,驅(qū)油速度緩慢,但由于其孔隙結(jié)構(gòu)均質(zhì)性好,最終驅(qū)油效率較高。

(6)試驗(yàn)結(jié)果表明,合水地區(qū)長(zhǎng) 8儲(chǔ)層物性越好,微觀非均質(zhì)性越強(qiáng)。這是因?yàn)檠芯繀^(qū)長(zhǎng) 8儲(chǔ)層除了由于沉積微相不同導(dǎo)致的先天物性存在差別之外,有更多的儲(chǔ)層其物性能夠得到改善是由于溶蝕作用導(dǎo)致了溶蝕孔隙的發(fā)育,或者是由于破裂作用、構(gòu)造等原因形成了微裂縫等,而這些改善儲(chǔ)層物性的方法在研究區(qū)長(zhǎng) 8段整體為低孔低滲型儲(chǔ)層的背景下,在使得局部區(qū)域儲(chǔ)層物性得到改善的同時(shí)也加劇了該區(qū)域儲(chǔ)層的微觀非均質(zhì)性。

5 微觀非均質(zhì)性的影響因素

由試驗(yàn)可以可以看出,同為研究區(qū)長(zhǎng) 8儲(chǔ)層油層樣品,驅(qū)油效率結(jié)果卻相差很大。在復(fù)雜多孔介質(zhì)內(nèi)部的兩相滲流方式、被驅(qū)替相殘余的多寡、驅(qū)替效率的高低受多種因素的影響,即最終驅(qū)替效果是多種因素共同作用的體現(xiàn)[6-7]。通過對(duì)油水驅(qū)替試驗(yàn)中各種現(xiàn)象的分析,認(rèn)為影響合水地區(qū)長(zhǎng) 8儲(chǔ)層微觀非均質(zhì)性主要有以下 4個(gè)因素:

(1)沉積微相。研究區(qū)長(zhǎng) 8儲(chǔ)層為辮狀河三角洲前緣沉積環(huán)境,大的沉積環(huán)境相對(duì)比較單一,但亦存在水下分流河道、河口壩、前緣砂等多種沉積微相。不同沉積微相上發(fā)育的儲(chǔ)層,其巖石學(xué)特征不同,進(jìn)而在相同的成巖史下其孔隙結(jié)構(gòu)的演化便產(chǎn)生明顯的差異,即反映為儲(chǔ)層的微觀非均質(zhì)性。

(2)成巖作用。合水地區(qū)長(zhǎng) 8儲(chǔ)層成巖作用比較復(fù)雜,主要表現(xiàn)為溶蝕作用、壓實(shí)作用、膠結(jié)作用及破裂作用。溶蝕作用下溶蝕孔隙的形成,壓實(shí)、膠結(jié)作用下原生孔隙的破壞,破裂作用下微裂縫的形成對(duì)加劇研究區(qū)長(zhǎng) 8儲(chǔ)層微觀非均質(zhì)性都具有重要作用[8]。其中,溶蝕作用在研究區(qū)內(nèi)尤為重要,多種類型溶蝕孔隙的大量發(fā)育在很大程度上改善了研究區(qū)內(nèi)長(zhǎng) 8儲(chǔ)層的物性[9-12]。

(3)微裂縫。微裂縫一旦形成,往往會(huì)形成流體優(yōu)勢(shì)滲流通道,尤其是在本區(qū)長(zhǎng) 8儲(chǔ)層以連通孔隙為主的儲(chǔ)滲背景下,無疑會(huì)大大增強(qiáng)儲(chǔ)層非均質(zhì)性。微裂縫的存在,還常導(dǎo)致注入水的波及面積極大地減小并且分布僅局限于微裂縫周圍,并伴隨有連片狀剩余油的形成。

(4)填隙物。雜基及膠結(jié)物的類型、含量、產(chǎn)狀也是影響驅(qū)替效果的重要因素,它們可以堵塞大量的原生孔隙,進(jìn)而改變巖石的孔隙結(jié)構(gòu)和增強(qiáng)巖石的微觀非均質(zhì)性。

6 結(jié) 論

(1)合水地區(qū)長(zhǎng) 8儲(chǔ)層剩余油按形態(tài)可分為連片狀剩余油和分散狀剩余油兩類,裂縫竄流多形成前一種類型,常規(guī)孔隙分布的非均質(zhì)性多形成后一種類型。微觀非均質(zhì)性是影響水驅(qū)油效果和剩余油形成的內(nèi)因,指進(jìn)現(xiàn)象是剩余油形成的直接原因。

(2)合水地區(qū)長(zhǎng) 8儲(chǔ)層微觀非均質(zhì)性的影響因素包括沉積微相、成巖作用、微裂縫和填隙物等,沉積微相和溶蝕作用是主要的影響因素。

(3)合水地區(qū)長(zhǎng) 8儲(chǔ)層微觀非均質(zhì)性很強(qiáng),并且表現(xiàn)為物性越好微觀非均質(zhì)性越強(qiáng)的特點(diǎn)。

(4)針對(duì)研究區(qū)長(zhǎng) 8儲(chǔ)層后期注水開發(fā),建議根據(jù) 4種孔隙類型相應(yīng)地制定 3類注水方案,剩余原生粒間孔隙型和溶蝕孔隙型歸為一類,微裂縫型為一類,自生礦物晶間微孔隙型為一類。

感謝 感謝西北大學(xué)柳益群教授在試驗(yàn)過程中給予的悉心指導(dǎo),感謝中國(guó)石油大學(xué) (華東)查明教授對(duì)本文的支持。

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(編輯 徐會(huì)永)

Experi mental analysis on m icro-an isotropy of Chang 8 reservoir in Heshuiarea,Ordos Basin

CHEN Jie1,ZHOU Ding-wu2
(1.College of Geo-Resources and Info rm ation in China University of Petroleum,Dongying257061,China; 2.College of Geological Science and Engineering in Shandong University of Science and Technology,Q ingdao266510,China)

The micro-anisotropy of Chang 8 reservoir in Heshui area in Ordos Basin was analyzed by real sandstone micropore model experiment.The results show that Chang 8 reservoir has heavymicro-anisotropy,and the better the quality of the reservoir is,the heavier the micro-anisotropy is.The sedimentary microfacies and dissolution are the main factors affecting the micro-anisotropy.Themicro-anisotropy is the inner reason affecting the oil displacement effectofwaterflooding and remaining oil distribution.Based on a large sum of research on the fourmain types of pore structures of Chang 8 reservoir in study area,it is better to make three types ofwaterflooding development schemes according to the experimental results,the remaining primary pores between grains and the dissolved pores belong to the firstone,themicro-cracks belong to the second one, and the micro-pores between subsequentmineral belong to the third one.

OrdosBasin;Heshui area;Chang 8 reservoir;micro-anisotropy;real sandstone micro-pore model

1673-5005(2010)04-0013-06

P 588.21

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2010.04.003

2010-01-20

陳杰(1983-),男(漢族),山東無棣人,博士研究生,主要從事油氣地質(zhì)研究。