南泥灣油田長(zhǎng)6儲(chǔ)層分類研究

南泥灣油田長(zhǎng)6儲(chǔ)層分類研究

眾所周知，低滲和特低滲只是相對(duì)概念。本文介紹的特低滲存儲(chǔ)層是根據(jù)趙敬洲提出的分類方法定義的。滲透率為5010-310-3m2，特低滲存儲(chǔ)層為低滲存儲(chǔ)層，1010-3110-3m2。前人大量的研究資料表明,延長(zhǎng)組孔隙結(jié)構(gòu)在縱向上的變化受沉積條件的影響。印證了延長(zhǎng)組沉積相的演化,而油水分布隨孔隙結(jié)構(gòu)的變化而變化。在同一地區(qū),不僅不同層的砂巖存在不同的油水關(guān)系,即使是同一層砂巖,其油水界面亦是不均一的,甚至可以出現(xiàn)自上而下隨孔隙結(jié)構(gòu)變好,含油情況變好的現(xiàn)象。因此,用壓汞法毛管壓力曲線研究油層孔隙結(jié)構(gòu)特征,不僅是認(rèn)識(shí)低滲油層的重要方法,也可以客觀、準(zhǔn)確的反映特低滲儲(chǔ)層的本質(zhì)以及對(duì)其進(jìn)行合理的分類評(píng)價(jià)。1孔隙結(jié)構(gòu)分布特征油氣藏形成過程是油氣運(yùn)移的驅(qū)動(dòng)力(主要是浮力)不斷克服毛管壓力而排驅(qū)水達(dá)到平衡的過程,由于儲(chǔ)層中流體滲流的基本空間是毛管,因此研究油氣水在毛管中出現(xiàn)的特性就顯得十分重要。油氣水分布的現(xiàn)狀是驅(qū)動(dòng)力和毛管壓力相對(duì)平衡的結(jié)果,因此把毛管力與潤(rùn)濕相(或非潤(rùn)濕相)流體飽和度的關(guān)系曲線,稱為毛管壓力曲線。它不僅是孔喉半徑分布和孔隙體積的函數(shù),也是孔喉連接方式的函數(shù),更是孔隙度、滲透率和飽和度的函數(shù),而通過壓汞法取得的毛管壓力資料是孔隙結(jié)構(gòu)分布的主要來源。能夠表征儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征的毛管壓力曲線的定量特征參數(shù)有:排驅(qū)壓力、中值壓力、中值半徑和最大連通孔喉半徑等,而這些參數(shù)直接反映了儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能的好壞。排驅(qū)壓力(Pd):指孔隙系統(tǒng)中最大連通孔隙喉道所對(duì)應(yīng)的毛細(xì)管壓力。該壓力越低,巖石滲透性越好,最大喉道半徑越大,儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能越好;反之,該壓力越高,儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能越差。中值壓力(P50):非潤(rùn)濕相飽和度為50%時(shí)所對(duì)應(yīng)的毛細(xì)管壓力。P50越小,反映巖石的孔喉半徑越大,其滲透性能就越好。中值半徑(R50):與飽和度中值壓力相對(duì)應(yīng)的孔喉半徑。它可近似地代表樣品平均孔喉半徑的大小。最大連通孔喉半徑Rd:與排驅(qū)壓力相對(duì)應(yīng)的孔喉半徑,為非潤(rùn)濕相驅(qū)替潤(rùn)濕相所經(jīng)過的最大連通喉道半徑。由于在實(shí)驗(yàn)室中每塊樣品只能代表該油藏中某點(diǎn)的特征,因此要把具有相同性質(zhì)的毛管壓力曲線平均(即還原)為一條代表油藏特征的毛管壓力曲線,才能有利于反映儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能。2儲(chǔ)層類型及其劃分根據(jù)南泥灣油田區(qū)內(nèi)樣品的壓汞分析資料綜合分析表明,本區(qū)滲透率與孔隙結(jié)構(gòu)相關(guān)性較好,見表1。結(jié)合本區(qū)儲(chǔ)層物性、儲(chǔ)集空間的宏觀特征、微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征、毛管壓力曲線特征以及儲(chǔ)層厚度、巖性等,將本區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層分為Ⅰ、Ⅱ(Ⅱa、Ⅱb亞類)、III三類。各類儲(chǔ)層的毛管壓力曲線特征如表2、圖1所示。3儲(chǔ)層巖性結(jié)構(gòu)(1)Ⅰ類(好)儲(chǔ)層。Ⅰ類儲(chǔ)層巖性以細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖為主,其次為中-細(xì)粒、中粒長(zhǎng)石砂巖。石英次生加大普遍,溶孔較發(fā)育,主要儲(chǔ)集空間為溶孔-粒間孔組合,以原生粒間孔為主。滲透率在1.29×10-3~2.08×10-3μm2之間,孔隙度在9.5%~12.0%之間。毛管壓力曲線中間平緩段較長(zhǎng),位置靠下,孔喉分選好,喉道半徑大。排驅(qū)壓力及中值壓力分別為0.13~0.39MPa和0.92~1.99MPa。平均喉道半徑及中值喉道半徑分別為0.21~0.82μm和0.37~0.80μm,最大孔喉半徑為4.90~8.17μm,屬中孔細(xì)-小孔細(xì)喉道。評(píng)價(jià)為好儲(chǔ)層。這類儲(chǔ)層主要見于長(zhǎng)61三角洲平原分流河道及長(zhǎng)62三角洲前緣水下分流河道,尤其是在單砂層厚度比較大的主河道上。(2)Ⅱ類(較好-較差)儲(chǔ)層。Ⅱ類儲(chǔ)層是本區(qū)的主要儲(chǔ)層。根據(jù)毛管壓力曲線特征將Ⅱ類儲(chǔ)層分為Ⅱa類和Ⅱb類兩個(gè)亞類。兩個(gè)亞類儲(chǔ)層物性相近,毛管壓力特征參數(shù)也基本相近,但其中Ⅱb類儲(chǔ)層中值壓力較Ⅱa類儲(chǔ)層大,兩者平均中值壓力分別為6.75MPa和31.90MPa。Ⅱa類(較好)儲(chǔ)層特征:巖性主要以細(xì)-中粒長(zhǎng)石砂巖為主,其次為細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖。溶孔較不發(fā)育,主要儲(chǔ)集空間為由溶蝕粒間孔、原生粒間孔和微孔隙組成的復(fù)合孔,以殘余的溶蝕粒間孔為主。這類儲(chǔ)層滲透率在0.24×10-3~1.13×10-3μm2之間,孔隙度一般為8.0%~13.2%。毛管壓力曲線中間平緩段較Ⅱb類儲(chǔ)層長(zhǎng),位置靠下,孔喉分選較好,喉道半徑較大。排驅(qū)壓力及中值壓力分別為0.25~1.51MPa和2.56~16.56MPa。平均喉道半徑及中值喉道半徑分別為0.08~0.40μm和0.04~0.29μm,最大孔喉半徑0.49~7.35μm,屬中孔細(xì)-小孔細(xì)喉道,以小孔細(xì)喉道型為主。這類儲(chǔ)層主要見于長(zhǎng)4+52、長(zhǎng)61三角洲平原分流河道及長(zhǎng)62三角洲前緣水下分流河道沉積砂體,是本區(qū)的主要含油儲(chǔ)層類型。由Ⅱa類儲(chǔ)層參數(shù)特征可見,其中也有孔滲較差的毛管壓力曲線,通過對(duì)照沉積相和有效厚度發(fā)現(xiàn),這種儲(chǔ)層位于薄砂體上或厚砂體邊緣。Ⅱb類(較差)儲(chǔ)層特征:Ⅱb類儲(chǔ)層巖性為細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖及細(xì)-粉砂巖,這類儲(chǔ)層顆粒多為鑲嵌狀接觸,溶蝕較弱,僅見部分長(zhǎng)石顆粒有溶蝕。砂巖致密,物性差。滲透率在0.27×10-3~0.82×10-3μm2之間,普遍較低;孔隙度一般為8.0%~12.6%,但可見少量高值。毛管壓力曲線形態(tài)陡峭,初始段、中間平緩段和末端上翹段無明顯區(qū)分界限,中間平緩段短,孔喉分選差。排驅(qū)壓力及中值壓力高,分別為0.34~1.02MPa和27.02~40.72MPa。平均喉道半徑及中值喉道半徑小,分別為0.08~0.29μm和0.02~0.27μm,最大孔喉半徑為0.92~3.68μm,屬小孔細(xì)喉和細(xì)孔微細(xì)喉。這類儲(chǔ)層主要見于三角洲平原和前緣的細(xì)-粉砂巖或分流間灣沉積,含油性較差。由Ⅱb類儲(chǔ)層參數(shù)特征可見,其中不乏有孔滲較好的毛管壓力曲線,說明部分細(xì)-粉砂巖儲(chǔ)層也具有相對(duì)較好的孔滲條件。(3)Ⅲ類(差)儲(chǔ)層巖性以致密砂巖為主,微孔型孔隙組合?？紫抖刃∮?.0%,滲透率小于0.1×10-3μm2。毛管壓力曲線位置靠上,為高斜坡型,孔喉分選差,喉道半徑微小。排驅(qū)壓力平均11.18MPa,最大孔喉半徑小于0.15μm,孔喉半徑均值小于0.10μm,無中值壓力和中值半徑。這類儲(chǔ)層主要見于三角洲平原和三角洲前緣亞相中的分流間灣沉積,屬致密層,通常為非儲(chǔ)層,一般不含油