吉林紅崗北致密油特征及開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀

吉林紅崗北致密油特征及開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀

致密油是指除砂巖、砂巖、石灰?guī)r和白云巖外的致密儲(chǔ)層（泉巖、白云巖等）。分布在負(fù)向構(gòu)造單元附近的靠近泉巖的斜坡面上。在強(qiáng)排烴的壓力下，通過(guò)短距離內(nèi)的滲流擴(kuò)散，充分利用地積層。松遼盆地南部扶楊油層致密油分布廣、埋藏深。在青一段40～100m烴源巖強(qiáng)排烴壓力下,垂向運(yùn)移至下伏的泉四段大面積連續(xù)分布三角洲砂體為此從吉林紅崗北致密油入手,綜合運(yùn)用物性分析、鑄體薄片、電鏡掃描和壓汞資料詳細(xì)描述其特征和確定致密油儲(chǔ)層形成的主控因素,通過(guò)調(diào)研國(guó)內(nèi)致密油動(dòng)用區(qū)塊,細(xì)致梳理其開(kāi)發(fā)技術(shù),為吉林致密油開(kāi)發(fā)政策的制定提供依據(jù)。1致密油特征1.1扶楊油層沉積體系紅崗北位于松遼盆地中央坳陷紅崗大安階地北部,扶楊油層屬于白堊系下統(tǒng)泉頭組四段時(shí)期(簡(jiǎn)稱泉四段)沉積的地層,區(qū)域沉積環(huán)境研究表明:紅崗北地區(qū)扶楊油層沉積時(shí)期受西北物源中—低彎度河流—三角洲沉積體系控制1.2高壓壓汞實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析研究區(qū)薄片鑒定定量分析表明,扶余油層主要巖性為偏細(xì)的長(zhǎng)石巖屑細(xì)砂巖和粉砂巖,顆粒間呈線接觸,面孔率一般小于6%,孔隙類型多為殘余粒間孔。吉林紅崗北致密油儲(chǔ)層16塊樣品高壓壓汞實(shí)驗(yàn)測(cè)試結(jié)果表明,儲(chǔ)層的喉道整體細(xì)小,孔喉分布曲線呈單峰形態(tài),峰值小于1μm,每條線表征1塊樣品(圖1)。電鏡掃描鏡下觀察,顆粒排列緊密,絕大部分顆粒呈鑲嵌狀,伊利石呈發(fā)絲狀在粒間糾纏,喉道類型以片狀喉道、彎片狀喉道及管束狀喉道居多,形狀不規(guī)則,喉道分選系數(shù)為2.3,喉道分布不均勻,呈網(wǎng)狀,連通性差,排驅(qū)壓力高達(dá)2.3MPa。通過(guò)紅崗北對(duì)15口取心井近600個(gè)巖心樣品進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析:紅崗北地區(qū)扶余油層的孔隙度為5.9%～14.6%,平均值為11.97%,滲透率為(0.01～50.01)×101.3儲(chǔ)層低孔儲(chǔ)層的延長(zhǎng)高度致密油儲(chǔ)層普遍發(fā)育潛在微裂縫,利用成像測(cè)井資料和CT掃描觀察,裂縫多數(shù)發(fā)育在儲(chǔ)層內(nèi),一般延長(zhǎng)高度3～8m,平均4.7m,不穿層,裂縫傾角大,近于直立,與東西向夾角一般小于12°,它的存在有效改變了本區(qū)儲(chǔ)層低孔低滲物性,提高了孔隙的連通程度。根據(jù)開(kāi)發(fā)區(qū)動(dòng)態(tài)特征分析,紅75區(qū)塊東西向水井排4口油井快速出現(xiàn)水淹現(xiàn)象,水淹時(shí)間為6～73d。1.4油氣充注程度低致密油原油性質(zhì)較好,密度為0.7160～0.7638g/cm油氣充注期與成巖作用的錯(cuò)配導(dǎo)致泉四段儲(chǔ)層的油氣充注程度較低,儲(chǔ)量豐度低為33×102致密油形成的主要因素2.1儲(chǔ)集層石英礦物組成結(jié)構(gòu)致密砂巖儲(chǔ)集層巖性主要為巖屑長(zhǎng)石砂巖,粒徑為細(xì)砂和粉砂巖占到80%以上,巖屑、黏土礦物等塑性組分平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)高達(dá)39%(圖3(a)),造成儲(chǔ)集層整體抗壓實(shí)能力極差,在強(qiáng)大壓實(shí)力作用下塑性顆粒變形伸展擠入孔隙,石英長(zhǎng)石顆粒定向排列、緊密接觸(圖3(b)),顆粒間以線狀、齒狀接觸為主,紅75區(qū)塊砂體的視壓實(shí)率為67.4%。致密砂巖儲(chǔ)集層泥質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)高,平均為12.1%,成分主要是質(zhì)量分?jǐn)?shù)為79.6%的伊利石,呈片狀、毛發(fā)狀、纖維狀盤踞在顆粒間(圖3(c)),將有效孔隙切割成無(wú)效的微孔,大大降低了儲(chǔ)集層的滲流能力;碳酸鹽膠結(jié)物主要是晚期方解石,呈連晶集合體分布(圖3(d))。石英多為Ⅲ—Ⅴ級(jí)次生加大自形晶面發(fā)育,可見(jiàn)石英小晶體(圖3(e))。視壓實(shí)膠結(jié)率為66%,屬于強(qiáng)膠結(jié)。微孔隙發(fā)育,溶孔、微孔為主(圖3(f)),殘余粒間孔隙次之。強(qiáng)烈的壓實(shí)、膠結(jié)和黏土礦物轉(zhuǎn)化等成巖作用造成致密砂巖儲(chǔ)集層孔喉細(xì)小,結(jié)構(gòu)復(fù)雜,連通性差。2.2油頁(yè)巖、染色泥巖地層青一段沉積期為最大湖泛期,湖盆強(qiáng)烈坳陷,沉積了一套厚達(dá)40～100m的富有機(jī)質(zhì)的油頁(yè)巖、暗色泥巖,其中油頁(yè)巖厚10～20m,區(qū)域面積2.95×103開(kāi)發(fā)高效水平井。在水2011年,在國(guó)內(nèi)鉆井壓裂技術(shù)日漸成熟的背景下,受到北美地區(qū)致密油成功開(kāi)發(fā)的技術(shù)啟示國(guó)內(nèi)致密油的開(kāi)發(fā)還處于起步階段,地質(zhì)條件比國(guó)外更加復(fù)雜,工程技術(shù)還遠(yuǎn)遠(yuǎn)落后,除此之外還面臨開(kāi)發(fā)難題:提高儲(chǔ)層預(yù)測(cè)精度,降低地質(zhì)風(fēng)險(xiǎn);選擇合理的開(kāi)發(fā)方式,實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)量控制的最大化;設(shè)計(jì)優(yōu)質(zhì)高效的水平井,達(dá)到產(chǎn)量最高與效益的最優(yōu);產(chǎn)量恢復(fù)、增長(zhǎng)和激活,以保證采收率達(dá)到最大化,這幾個(gè)問(wèn)題制約著國(guó)內(nèi)致密油合理有效開(kāi)發(fā),只有在深化致密油認(rèn)識(shí)的基礎(chǔ)上,吃透國(guó)外致密油生產(chǎn)技術(shù)要點(diǎn),不斷更新理念,發(fā)展技術(shù),降低成本,才是實(shí)現(xiàn)致密油經(jīng)濟(jì)有效開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵。4儲(chǔ)層致密化原因(1)吉林紅崗北致密油分布于青一段烴源巖下伏的扶楊地層,儲(chǔ)集體以薄互層為主,單砂層厚度小,主力層單一;儲(chǔ)層物性差,孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、喉道微小;發(fā)育微裂縫,受注水壓力作用易張開(kāi)形成水竄通道;原油性質(zhì)好,受到微小孔隙的影響可動(dòng)流體飽和度低,由于油氣充注程度低,含油級(jí)別以油浸—油斑為主,油水分離差,屬于特低儲(chǔ)量豐度儲(chǔ)層。(2)強(qiáng)烈的壓實(shí)和膠結(jié)作用是儲(chǔ)層致密化的外因,黏土礦物含量偏高和低成熟度是儲(chǔ)層致密化的內(nèi)因,流體充注窗口期與儲(chǔ)層致密化在時(shí)空重合,充注阻力加大,充注程度低,加之砂體的平緩,油水分離作用分異極不明顯,造成