鄂爾多斯盆地延長組特低滲-致密儲層滲流特征及石油運聚力分析

鄂爾多斯盆地延長組特低滲-致密儲層滲流特征及石油運聚力分析

原油和天然氣的積累過程本質(zhì)上是儲層中空間峽谷的交換過程，即儲層中間隙中的層水，即儲層中的水。油氣進(jìn)入儲集層或輸導(dǎo)層內(nèi)以后的運移過程廣義上都稱為二次運移。油氣二次運移的發(fā)生主要取決于運移通道及其周圍的水動力、毛細(xì)管力及油氣在孔隙水中的浮力三者的平衡關(guān)系。對于常規(guī)儲層而言,由于孔隙和喉道大,石油天然氣主要在浮力和水動力的作用下發(fā)生二次運移,流體的替換過程可以通過圈閉中的油-水、氣-水的重力分異來實現(xiàn),油氣優(yōu)先在圈閉的高部位聚集,如傾斜性圈閉或背斜圈閉。因此,常規(guī)油氣藏的分布主要受構(gòu)造控制,浮力和水動力是常規(guī)儲層油氣運移、聚集的關(guān)鍵動力。鄂爾多斯盆地中生界延長組砂巖儲層普遍具有低孔、低滲的顯著特征,其中長7油層組以及部分地區(qū)的長6、長8油層組為典型致密儲層。目前長慶油田將地面氣測滲透率小于10mD的儲層定義為特低滲油氣藏,滲透率小于0.3mD的儲層定義為致密油藏。隨著勘探的深入,人們認(rèn)識到,低滲透、特低滲透和致密巖性油氣藏可以分布于盆地不同的構(gòu)造單元,并不受構(gòu)造控制。由于儲集體物性的差異,與常規(guī)油藏相比,低滲透、特低滲透和致密儲層具有不同的成藏動力學(xué)特征。本文應(yīng)用高壓壓汞、恒速壓汞、掃描電鏡、啟動壓力梯度等技術(shù)手段,在詳細(xì)分析延長組低滲透-特低滲透砂巖儲層微觀孔喉特征的基礎(chǔ)上,深入探討了低滲-特低滲砂巖儲層的成藏動力學(xué)特征。1特低滲-致密儲層孔隙結(jié)構(gòu)及分布特征依據(jù)鄂爾多斯盆地各地區(qū)中生界延長組儲層均具有低孔、低滲透率的特征,垂向上以長7段為中心,向上、向下物性逐漸變好。高壓壓汞實驗數(shù)據(jù)顯示(見表1),越接近長7的儲層,滲透率越低,其排驅(qū)壓力越大,中值半徑越小。儲層排驅(qū)壓力與滲透率之間具有較好的乘冪相關(guān)關(guān)系(見圖1),滲透率低于1mD的特低滲儲層,排驅(qū)壓力一般都在1MPa以上,滲透率低于0.3mD的致密儲層,排驅(qū)壓力在2.5~3MPa。滲透率在25~2.5mD,排驅(qū)壓力變化不大,滲透率低于2.5MPa以后,排驅(qū)壓力隨滲透率的降低急劇增大。整體來看,延長組長4+5、長6、長7、長8儲層都是特低滲-致密儲層,長2、長3為低滲透儲層。從平面上看,隴東地區(qū)儲層物性較差,陜北地區(qū)儲層孔喉相對較粗,物性相對較好。為了進(jìn)一步認(rèn)識特低滲-致密儲層的孔隙結(jié)構(gòu)、喉道大小及分布特征,本文對15塊樣品開展了恒速壓汞實驗,樣品滲透率分布于0.20~4.47mD,孔隙度分布于10.1%~13.5%。如表2所示,恒速壓汞法測定的特低滲-致密儲層的孔隙半徑與喉道半徑都很小,其中,平均喉道半徑為0.42~2.77μm,主流喉道半徑在0.48~3.84μm,平均孔隙半徑介于116.33~169.26μm。滲透率小于1mD的巖心樣品,其平均喉道半徑多小于1μm。樣品孔隙度與主流喉道半徑之間相關(guān)關(guān)系不明顯,滲透率與平均喉道半徑、主流喉道半徑和中值半徑呈現(xiàn)出顯著的正相關(guān)關(guān)系(見圖2),滲透率越低,吼道半徑越小。主流喉道半徑(平均為1.72μm)普遍大于平均喉道半徑(平均為1.33μm),說明數(shù)量較多的細(xì)小喉道對滲透率的貢獻(xiàn)較小,對滲透率起主要作用的還是數(shù)量相對較少的較大喉道。X1井、X2井砂巖巖心孔隙直徑與喉道半徑的頻率分布圖(見圖3),兩塊樣品滲透率分別為1.00mD和0.28mD。通過分析可以看出,X1井孔隙度和孔隙直徑的主要分布頻率明顯低于X2井,但是滲透率卻比X2井高,說明孔隙度、孔隙大小及分布性質(zhì)對滲透率影響不明顯。而從喉道半徑來看,X1井儲層喉道半徑主要分布于0.4~1.2μm,X2井儲層喉道半徑主要分布于0.2~0.6μm,后者明顯小于前者,說明特低滲透-致密儲層滲透率主要由喉道控制,不同滲透率級別的巖心儲層,其差異主要體現(xiàn)在喉道大小和分布上。2砂層特低滲特征2.1特低滲-致密砂巖啟動壓力梯度測試前人研究表明[9,10,11,12,13,14,15,16,17,18,19],特低滲-致密儲層在低速滲流時,不符合線性滲流規(guī)律(即Darcy定律),存在較高的啟動壓力梯度。在低速滲流時,滲流速度和驅(qū)動壓力之間的關(guān)系是一條曲線(見圖4中曲線AD),當(dāng)滲流速度增加到一定程度時,滲流速度和驅(qū)動壓力之間的關(guān)系變成一條直線(見圖4中DE段),但是該直線不再通過原點,其延長線對應(yīng)的壓力梯度(見圖4中C點對應(yīng)的壓力梯度)稱為擬啟動壓力梯度。本文了選取鄂爾多斯盆地延長組10塊特低滲-致密砂巖樣品進(jìn)行了啟動壓力梯度測試。樣品滲透率分布于0.07~2.30mD,孔隙度分布于7.33%~14.27%。測試結(jié)果表明(見圖5),隨著滲透率的降低,擬啟動壓力梯度增大,但在滲透率大于0.5mD時,擬啟動壓力梯度增加的幅度并不明顯;當(dāng)滲透率小于0.5mD時,擬啟動壓力梯度急劇增大。擬啟動壓力梯度與滲透率之間呈現(xiàn)較好的乘冪關(guān)系特征。啟動壓力梯度是儲集層滲流非線性程度和儲層滲流能力的表征參數(shù),是孔隙結(jié)構(gòu)、固液作用的綜合體現(xiàn)。啟動壓力梯度越大,滲流非線性越強(qiáng),儲層滲流能力越低。本次測試結(jié)果顯示,鄂爾多斯盆地特低滲-致密儲層滲流能力差,啟動壓力梯度較大,這主要是由儲層小孔隙、微喉道的微觀形態(tài)和孔隙、喉道中粘土礦物含量高等因素所決定的。滲透率小于0.3mD的致密油儲層,其啟動壓力梯度一般大于1MPa/m,在這種情況下,石油在特低滲-致密儲層中運移需要較大的動力。2.2毛細(xì)管壓力的大小油氣成藏過程中,有機(jī)質(zhì)流體在進(jìn)入儲層之前,巖石顆粒表面大多為水所潤濕,所以油氣在儲層中運移的過程實際上是一個由非潤濕相(油相)驅(qū)替潤濕相(水相)的過程,必然要受到毛細(xì)管力的限制,且此時毛細(xì)管力主要表現(xiàn)為阻力。毛細(xì)管力的大小取決于兩種流體間的界面張力、毛細(xì)管半徑和介質(zhì)的潤濕性。在單根毛細(xì)管中,在油水兩相處于平衡的狀態(tài)下,毛細(xì)管力的大小可用公式表示為:式中:pc-毛細(xì)管力,N/m2或Pa;σow-油水界面張力,N/m;θow-潤濕角;r毛細(xì)管半徑,m。油水界面張力受溫度、壓力等影響,但壓力的影響小得多,可忽略不計,文獻(xiàn)中報道在51℃地面條件下測得長慶油田油水界面張力為0.0286N/m,筆者用采自長慶油田西峰油田的原油與濃度為30mg/L的鹽水所測試的油水界面張力為0.0317N/m,原油與砂巖儲層實測潤濕角為68°,在本次計算中綜合采用油水界面張力0.03N/m,潤濕角68°。將以上參數(shù)帶入前文公式計算,在喉道半徑為0.2~2μm(以表2所示中值半徑為準(zhǔn))時,毛細(xì)管壓力的大小為0.11~0.01MPa。因此,石油需要在一定的壓力驅(qū)動下,才能注入特低滲-致密儲層、并發(fā)生運移。此外,掃描電子顯微鏡照片可以看到(見圖6),在特低滲-致密儲層中,孔隙形狀不規(guī)則,礦物顆粒表面以及喉道表面粘土礦物發(fā)育,造成比表面積大,摩擦阻力較大,油氣運移需要更大的壓力。2.3“倒轉(zhuǎn)”相比較在特低滲-致密儲層中,由于孔隙較小、喉道極細(xì),喉道處毛細(xì)管阻力較大,因此儲層中油水難以靠自然浮力發(fā)生重力分異。Hobson和Berg認(rèn)為,在不考慮水動力的條件下,油二次運移的浮力必須大于毛細(xì)管阻力。假定某一孔隙直徑為100μm,表面被水所潤濕(見圖7),孔隙中有1個直徑約為100μm的油珠,油珠密度為0.9g/cm3,在靜水條件下油珠上浮,可計算得出油珠所受浮力約為0.2Pa,而喉道在0.2~2μm時毛細(xì)管阻力約為0.11~0.01MPa,相比較下,浮力遠(yuǎn)小于毛管阻力。同時由于鄂爾多斯盆地在地質(zhì)歷史中一直保持著整體升降、平起平落的特點,巖漿活動弱,地層較為平緩,延長組縱向上多層含油,但單個儲層厚度較小,縱向非均質(zhì)性強(qiáng),浮力不足以克服毛細(xì)管阻力,使得石油在儲層中難以由于重力差異發(fā)生游離相“自發(fā)”運移。油水難以重力分異使得在特低滲-致密儲層中,油水的分布常常呈現(xiàn)出“倒轉(zhuǎn)”的現(xiàn)象,表現(xiàn)在同一砂體中上部含油飽和度與下部含油飽和度接近或者下部含油飽和度顯著高于上部的情形,這種現(xiàn)象在長慶油田十分普遍。特低滲-致密儲層中油水重力分異困難的特點,使得油藏的規(guī)模、富集程度與油藏分布往往受控于石油充注運聚過程,在石油充注運聚過程結(jié)束后,后期改造對油藏的影響十分有限。3異常高壓動力鄂爾多斯盆地延長組縱向呈現(xiàn)多層段含油,長7優(yōu)質(zhì)烴源巖是其主力烴源巖,越靠近烴源巖的層段,儲層越致密。前文已述,特低滲-致密儲層浮力遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于毛管阻力,油水難以發(fā)生自然重力分異,因此浮力不是油氣運移的主要動力。在水動力方面,延長組壓實程度高,地層基本喪失水交替能力,水動力也不是油氣運移的主要動力。因此,長7優(yōu)質(zhì)烴源巖生成的油氣進(jìn)入長6、長7特低滲-致密油層并通過其運移到延長組上部地層甚至侏羅系地層,應(yīng)有其他原因形成的異常高壓動力。李明誠等認(rèn)為,超壓是低滲透致密儲層油氣運移的主要動力,超壓主要由臨近的烴源巖在大量生烴期間所產(chǎn)生,并在幕式排烴過程中傳遞到儲層中。作者認(rèn)為,鄂爾多斯盆地延長組長7優(yōu)質(zhì)烴源巖的強(qiáng)烈排烴形成的異常高壓是特低滲-致密儲層油氣運移的主要動力。楊華、張文正等對鄂爾多斯盆地延長組長7優(yōu)質(zhì)烴源巖進(jìn)行了大量研究,認(rèn)為長7優(yōu)質(zhì)烴源巖具有以下特點:(1)有機(jī)質(zhì)含量高,殘余有機(jī)碳含量達(dá)到6%~14%,最高可達(dá)30%以上;(2)產(chǎn)烴率高,成熟階段主要以油相排烴為主,產(chǎn)油率達(dá)357~417kg/t;(3)排烴效率高,排烴率高達(dá)55%~90%,平均為72%,累計生成油體積可達(dá)烴源巖體積的8%~18.7%,甚至更高。Swarbrick等認(rèn)為,含10%干酪根體積的烴源巖在大量生烴過程中,當(dāng)其干酪根消耗一半時可產(chǎn)生10MPa的超壓。保守估計,以長7優(yōu)質(zhì)烴源巖原始平均有機(jī)碳含量10%計(對應(yīng)干酪根體積應(yīng)大于10%),按照產(chǎn)烴率為50%估算,其大量生烴過程中產(chǎn)生的超壓應(yīng)大于10MPa,遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于特低滲-致密儲層排驅(qū)壓力,完全可以促使石油在特低滲-致密儲層中產(chǎn)生二次運移。由于長7優(yōu)質(zhì)烴源巖的高產(chǎn)烴率和高排烴率,加之排烴方式主要以體積難以被壓縮的油相排烴為主,導(dǎo)致生烴體積膨脹作用明顯,產(chǎn)生超壓,構(gòu)成鄂爾多斯盆地延長組特低滲-致密儲層石油運移的主要動力。4特低滲-致密儲層運移動力特征(1)鄂爾多斯盆地延長組特低滲-致密儲層孔隙小、喉道細(xì)的顯著特征,滲透率的大小主要受到喉道大小的影響。不同滲透率級別的儲層,其滲透率往往由不同級別的喉道半徑所控制。(2)特低滲-