鄂爾多斯盆地南泥灣超低滲油藏物性及孔隙結(jié)構(gòu)特征

董新秀，邵先杰，武 澤，王海洋，李士才，喬雨朋，接敬濤

(燕山大學(xué) 石油工程系，河北 秦皇島 066004)

隨著我國(guó)經(jīng)濟(jì)的快速發(fā)展，對(duì)能源的需求不斷增長(zhǎng)，經(jīng)過(guò)近幾十年的勘探開(kāi)發(fā)，我國(guó)陸地上的常規(guī)油氣資源潛力逐漸降低，已經(jīng)遠(yuǎn)遠(yuǎn)不能滿足經(jīng)濟(jì)發(fā)展的需要。而低滲、超低滲油藏越來(lái)越受到人們的普遍重視，并且已經(jīng)成為全球油氣勘探開(kāi)發(fā)的一個(gè)重要領(lǐng)域［1］。我國(guó)的低滲透油氣資源十分豐富，已經(jīng)成為石油儲(chǔ)量、產(chǎn)量增長(zhǎng)的重要方向，是未來(lái)若干年石油勘探開(kāi)發(fā)的主要領(lǐng)域之一［2］。然而，由于超低滲油藏孔隙度小、孔隙間連通性差，滲透率低，產(chǎn)量低，技術(shù)難度大，經(jīng)濟(jì)上風(fēng)險(xiǎn)性高，超低滲油藏的開(kāi)發(fā)一直是世界性難題。

要實(shí)現(xiàn)對(duì)低滲、超低滲油氣資源的有效開(kāi)發(fā)，儲(chǔ)層物性特征及微觀孔隙結(jié)構(gòu)的研究是一項(xiàng)重要的基礎(chǔ)性工作。只有查明了其孔隙結(jié)構(gòu)特征，才能針對(duì)性地采取措施，提高產(chǎn)量和開(kāi)發(fā)效果。

1 區(qū)域背景及地質(zhì)特征

鄂爾多斯盆地為南北向矩形盆地，按現(xiàn)今構(gòu)造特征可劃分為六個(gè)二級(jí)構(gòu)造單元，包括西緣逆沖帶、天環(huán)坳陷、陜北斜坡、晉西撓褶帶、伊盟隆起及渭北隆起。南泥灣油田位于二級(jí)構(gòu)造單元——陜北斜坡東南部(圖1)。陜北斜坡為西傾大單斜構(gòu)造，坡降不足1°，區(qū)域構(gòu)造線近于南北走向。

圖1南泥灣油田位置圖

南泥灣油田主力油層為三疊系延長(zhǎng)組，巖性主要由淺灰色、灰綠色細(xì)砂巖與深灰色粉砂巖、灰黑色泥巖、碳質(zhì)泥巖組成，偶見(jiàn)薄層凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)泥巖及煤線。與下伏紙坊組呈平行不整合接觸，與上覆侏羅系富縣組也為的平行不整合接觸。地層總厚度800～1000 m，根據(jù)沉積旋回與巖性的變化，延長(zhǎng)組自上而下可分為10個(gè)油層組，其中長(zhǎng)4+5和長(zhǎng)6油組含油。長(zhǎng)4+5油層組細(xì)分為兩個(gè)油層亞組，長(zhǎng)6油層組進(jìn)一步細(xì)分為4個(gè)油層亞組。主要的目的層長(zhǎng)4+5(2)、長(zhǎng)61、長(zhǎng)62小層屬于三角洲平原和三角洲前緣亞相。

2 物性特征

儲(chǔ)層物性的好壞是評(píng)價(jià)油氣藏條件優(yōu)劣的重要標(biāo)志之一，直接影響著油氣的分布和產(chǎn)油能力［3］。根據(jù)對(duì)南泥灣油田的巖心分析結(jié)果統(tǒng)計(jì)，儲(chǔ)層孔隙度的變化范圍為0.83% ～14.5%，平均8.105%?？紫抖确逯捣植荚?% ～10%之間，占總樣品數(shù)的47.58%;孔隙度分布在6% ～8%的樣品占32.30%，孔隙度小于6%的樣品仍然占8.33%，大于12%的僅占1.96%(圖2)。儲(chǔ)層滲透率分布在0.01 ～19.1 ×10－3μm2，平均0.532 ×10－3μm2，滲透率集中分布在0.01～1×10－3μm2之間，占總樣品數(shù)的92.65%，其中0.01～0.6×10－3μm2之間的占78.92%(圖3)。由此可見(jiàn)，南泥灣油田屬于典型的低孔、超低滲油藏。

圖2 孔隙度分布直方圖

圖3 滲透率分布直方圖

3 孔隙結(jié)構(gòu)特征

儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)表征的是巖石所具有的孔隙和喉道的幾何形狀、大小、分布及其連通關(guān)系［4］。

3.1 孔隙類(lèi)型

根據(jù)鑄體薄片鑒定結(jié)果，儲(chǔ)層面孔率分布在1.9% ～5.2%之間，平均為3.42%?？紫额?lèi)型主要為殘余粒間孔和溶蝕孔。殘余粒間主要為石英和長(zhǎng)石顆粒間的孔隙，孔隙直徑10～50 μm，面孔率1%～3%。溶蝕孔有粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、填隙物溶孔和鑄?？?。粒間溶孔主要是長(zhǎng)石顆粒邊緣和膠結(jié)物溶解而形成的孔隙，邊緣不整齊，多呈蠶食狀，孔隙直徑30～80 μm，面孔率2% ～4%。粒內(nèi)溶孔以長(zhǎng)石粒內(nèi)溶孔最為常見(jiàn)，多沿長(zhǎng)石解理溶蝕，形成細(xì)小溶孔或小溶縫，一些巖屑、黑云母碎屑也可見(jiàn)到細(xì)小的溶孔，孔隙直徑一般＜10 μm，面孔率＜1%。填隙物溶孔主要為濁沸石膠結(jié)物內(nèi)溶孔，多沿濁沸石解理溶蝕形成不規(guī)則的溶蝕孔或細(xì)小的溶蝕縫隙，平均孔隙直徑＜8 μm，面孔率＜0.5%。鑄?？字饕獮殚L(zhǎng)石顆粒溶解而形成的，具有長(zhǎng)石顆粒的晶體外形，甚至隱隱約約可以看到節(jié)理結(jié)構(gòu)，孔隙直徑30～100 μm，面孔率 ＜1%。

孔隙組合為粒間孔－溶蝕孔與溶蝕孔－粒間孔。

3.2 喉道類(lèi)型

喉道的大小和分布，以及它們的幾何形狀對(duì)儲(chǔ)層的滲流能力起著決定性的作用。所有的孔隙都受與其連通的喉道所控制［5］。因此，研究喉道的大小及其分布是研究?jī)?chǔ)層巖石微觀孔隙結(jié)構(gòu)的中心問(wèn)題。

南泥灣油田的喉道從細(xì)喉道到粗喉道均有(圖4)，72.3%的喉道寬度都集中分布在5.0～15.0 μm之間，平均喉道寬度10.0 μm。中細(xì)喉道占絕大部分，個(gè)別樣品為粗喉。平均孔隙配位數(shù)＜1.5，由此可見(jiàn)，大部分孔隙只有一個(gè)連通吼道，孔隙之間連通性差。

圖4 喉道寬度分布直方圖

根據(jù)統(tǒng)計(jì)，無(wú)喉道的孤立孔隙占22.3%，片狀或彎片狀喉道占29.6%，可變斷面收縮部分喉道占34.8%，孔隙縮小型喉道僅占13.3%。

由上述分析可以看出，儲(chǔ)層整體上喉道寬度小，數(shù)目少，分布不均勻。有效孔隙的比例較低，連通性差，這一特征造成了油層天然產(chǎn)量低。

3.3 孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)

壓汞曲線是定量化研究砂巖儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)最為有效的方法之一［6，7］。根據(jù)實(shí)驗(yàn)資料(圖 5)，孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)具有以下特征:

(1)最大連通喉道半徑小，排驅(qū)壓力高。排驅(qū)壓力在0.1 MPa以下的樣品占樣品總數(shù)的5.99%，0.1～1 Mpa之間的占26.73%，1～10 Mpa之間的占62.67%，大于10 Mpa的占4.61%，平均排驅(qū)壓力為2.1343 Mpa，最大孔喉半徑平均值為8.2445 μm，最大連通喉道半徑比較小。

(2)喉道均值小，細(xì)孔喉占多數(shù)。均值表示全孔喉的分布的平均位置，其值越大，粗孔喉越多。研究區(qū)目的層喉道均值分布范圍0～1.078 φ，平均0.1537 φ，明顯偏小，說(shuō)明細(xì)孔喉比例高。

(3)孔隙連通性差，退汞效率低。退汞效率分布范圍1% ～73.63%，平均21.40%，其中在20%以下的樣品占45.16%，超出40%的樣品只占3.22%。喉道的粗細(xì)及孔隙的大小以及相互連通關(guān)系直接控制退汞效率的高低。該區(qū)喉道細(xì)，孔隙連通性較差，存在比較多的無(wú)效孔隙，導(dǎo)致退汞效率低。

3.4 儲(chǔ)層分類(lèi)

依據(jù)壓汞曲線特征，按照吼道類(lèi)型，可以將儲(chǔ)層劃分為4種類(lèi)型:粗歪度型、中細(xì)歪度型、細(xì)歪度型和未分選型［8］(圖5)。

圖5 南泥灣油田長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)4毛管力曲線類(lèi)型

(1)粗歪度型

平緩段位置靠下，粗孔喉占有一定的比例，對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)較大，但是由于細(xì)孔喉占據(jù)了儲(chǔ)集空間的絕大部分，最大汞飽和度和退汞效率較低，對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)較低，反映出特低滲透砂巖儲(chǔ)層滲透率主要由含量較少的較大喉道所貢獻(xiàn)的特點(diǎn)。

(2)中細(xì)歪度型

壓汞曲線臺(tái)階明顯，平緩段位置較靠上，退汞效率比較低，一般在20% ～35%，屬于中細(xì)孔喉且不均勻。

(3)細(xì)歪度型

壓汞曲線臺(tái)階較為明顯，壓力值位于10 Mpa以上，說(shuō)明喉道半徑細(xì)小，退汞效率低，只有6.61% ～10%左右。

(4)未分選型

曲線沒(méi)有出現(xiàn)明顯的平臺(tái)，無(wú)中值壓力，退汞效率只有35.5%，細(xì)孔喉所占比例較大，但對(duì)滲透率貢獻(xiàn)較少，大于23.20 μm的喉道體積只占9.69%，對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)值卻達(dá)到了90.58%。

4 儲(chǔ)層物性及孔隙結(jié)構(gòu)的影響因素

4.1 巖石性質(zhì)的影響

不同沉積環(huán)境有不同的水動(dòng)力條件，水動(dòng)力條件的差異造成顆粒搬運(yùn)方式的不同，從而形成不同的粒度分布［9］。根據(jù)粒度分析資料，粒度中值0.0536～0.4023 mm，平均 0.2182 mm，為細(xì)砂、粉砂、中砂?？傮w粒度細(xì)，說(shuō)明南泥灣油田沉積時(shí)水動(dòng)力較弱。石英含量平均17.97%，長(zhǎng)石平均含量72.67%，礦物成熟度低，抗風(fēng)化能力弱。由于沉積物巖性細(xì)，顆粒間的孔隙直徑和喉道細(xì)小，滲透率低。礦物成熟度低，長(zhǎng)石含量高，不耐風(fēng)化，風(fēng)化后轉(zhuǎn)化為高嶺土，降低孔隙度，堵塞喉道，降低滲透率。

4.2 填隙物的影響

填隙物的類(lèi)型及含量也是影響孔隙結(jié)構(gòu)最主要的因素之一［10］。填隙物包括雜基和膠結(jié)物，研究區(qū)內(nèi)雜基主要是泥質(zhì)，膠結(jié)物包括灰質(zhì)、自生粘土和濁沸石等?；屹|(zhì)對(duì)儲(chǔ)集層的影響具有雙重性，早期可以抑制壓實(shí)作用，減少對(duì)原生孔隙的破壞，適量的灰質(zhì)也可為晚期的溶蝕提供物質(zhì)基礎(chǔ)，利于溶蝕孔隙發(fā)育，但其含量過(guò)多則會(huì)完全封閉原生粒間孔隙，地層水難以進(jìn)入，影響溶蝕作用［11］。晚期灰質(zhì)的充填會(huì)使儲(chǔ)層物性變差，破壞儲(chǔ)集性能。研究區(qū)灰質(zhì)含量一般1%－5%，雖然整體上含量不高，但對(duì)滲透率的影響比較明顯，隨著灰質(zhì)含量增大，滲透率呈急劇降低的趨勢(shì)。

粘土礦物主要發(fā)育為片狀集合體和絨球狀集合體，附著在顆粒表面或充填于孔隙中，降低孔隙度，堵塞喉道［12］。

4.3 成巖作用的影響

根據(jù)對(duì)鑄體薄片的觀察和掃描電鏡的分析，成巖作用對(duì)孔隙和孔隙結(jié)構(gòu)影響十分明顯。其中壓實(shí)作用影響程度最高、其他依次為重結(jié)晶作用和膠結(jié)作用。

研究區(qū)壓實(shí)程度高，顆粒多鑲嵌狀接觸，殘余粒間孔較小。由于顆粒排列緊密，喉道變窄(圖6－b)，大部分吼道呈片狀，孔喉直徑比大，甚至導(dǎo)致大量無(wú)效孔隙的存在。

自生的二氧化硅膠結(jié)物在原生孔隙中直接沉淀，使孔隙半徑減小，甚至堵塞孔隙，連通性變差。自生的綠泥石、濁沸石等晶粒充填于孔隙中，使其縮小變成喉道(圖6－a)。由于重結(jié)晶作用使晶體再生長(zhǎng)，其再生長(zhǎng)邊之間包圍的孔隙變得較小，這些孔隙互相連通的喉道是晶體之間的晶間隙，形狀為片狀或彎片狀［13，14］(圖 6 － c)，有效張開(kāi)寬度很小，喉道極細(xì)。

由于膠結(jié)作用，部分孔隙被泥質(zhì)、方解石等充填、被綠泥石薄膜覆蓋，喉道被堵死，成為無(wú)效孔隙［15］(圖6 －d)。

圖6 四種喉道類(lèi)型的鑄體膜片照片

5 結(jié)論

南泥灣油田是典型的低孔、超低滲油藏?？紫额?lèi)型主要包括粒間殘余孔、溶蝕孔;孔隙直徑小，分布不均勻，面孔率低。喉道總體上為細(xì)喉，以片狀和彎片狀喉道類(lèi)型為主，連通性差。儲(chǔ)層巖性細(xì)、壓實(shí)程度高以及重結(jié)晶作用是造成孔隙度小，喉道狹窄，滲透率低的主要原因。灰質(zhì)含量對(duì)滲透率的影響也十分明顯。

對(duì)于這類(lèi)超低滲油藏的開(kāi)發(fā)，單一措施往往難以奏效，建議把壓裂、酸化、高壓注水、低頻脈沖、二次壓裂等多項(xiàng)技術(shù)進(jìn)行優(yōu)化組合，在不同的開(kāi)發(fā)階段采取不同的措施，延長(zhǎng)油井的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間，提高開(kāi)發(fā)效果。

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