紅河油田延長組長9儲(chǔ)層孔喉結(jié)構(gòu)特征

關(guān) 聞

紅河油田位于甘肅省東部鎮(zhèn)原、崇信和涇川三縣交界處，屬黃河中游黃土高原溝壑區(qū)，區(qū)域構(gòu)造劃分上屬于鄂爾多斯盆地西緣天環(huán)向斜南段，在油田的生產(chǎn)開發(fā)過程中存在采出程度低、注水效果不明顯、驅(qū)替波及效果差等問題。根據(jù)前人研究成果的基礎(chǔ)上[1–5]，本文從巖心樣品分析入手，通過觀察薄片和掃描電鏡微觀結(jié)構(gòu)以及對(duì)壓汞資料的分析等，精細(xì)描述評(píng)價(jià)了紅河油田長9儲(chǔ)層的雙喉道結(jié)構(gòu)，討論其微觀結(jié)構(gòu)特點(diǎn)，為油田注水試驗(yàn)滲流機(jī)理研究提供依據(jù)[1–3]。

1 儲(chǔ)層物性特征

紅河油田中生界三疊系延長組長9期的沉積相為辮狀河三角洲，主要發(fā)育三角洲前緣亞相。長9儲(chǔ)層主要發(fā)育細(xì)粒長石巖屑砂巖及巖屑長石砂巖，15口井 806個(gè)樣品物性統(tǒng)計(jì)表明，孔隙度 2.82%～19.05%，平均值為 13.32%；滲透率 0.003×10-3～42.430×10-3μm2，平均值為 1.580×10-3μm2。該區(qū)滲透率和孔隙度之間具有較明顯的兩段式關(guān)系，為典型的低孔–中孔、特低滲–低滲儲(chǔ)層（圖1）。

2 孔喉結(jié)構(gòu)及特征

2.1 孔隙類型

根據(jù)紅河油田長9砂巖的薄片觀察與描述，結(jié)合掃描電鏡等手段，將長9砂巖儲(chǔ)層的孔隙按成因分為原生孔隙和次生孔隙兩種類型。原生孔隙主要是原生粒間孔；次生孔隙包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、填隙物內(nèi)溶孔、自生礦物晶間孔和微裂縫等五種類型，其中粒間溶蝕孔是長9儲(chǔ)層的主要儲(chǔ)集空間。紅河油田長9砂巖儲(chǔ)層中常見的是殘余原生粒間孔，一般出現(xiàn)在埋深較淺、成巖作用弱的砂巖中。溶蝕粒內(nèi)孔多見于長石中，分布很不均勻，在溶解作用較強(qiáng)的地區(qū)，發(fā)生溶解后的石英表面呈凹凸不平狀，邊緣呈現(xiàn)不規(guī)則狀或港灣狀；溶蝕粒內(nèi)孔也是紅河油田長9砂巖儲(chǔ)層烴類富集的主要孔隙類型之一。自生礦物晶間微孔隙，是碎屑巖在成巖過程中形成的，一般為小孔隙。長9砂巖儲(chǔ)層中長石巖屑砂巖、巖屑長石砂巖中微裂縫較為發(fā)育，最多可達(dá) 5%以上，部分已充填，未充填的微裂隙主要起到孔隙之間的連通作用。

圖1 紅河長9油藏孔隙度–滲透率交會(huì)圖

2.2 孔喉組合類型

長9砂巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間由多種類型的孔隙組合而成?？紫?、喉道的組合類型不同，導(dǎo)致儲(chǔ)層的微觀非均質(zhì)性、物性及孔隙結(jié)構(gòu)類型不同[6]。薄片、掃描電鏡和電子探針等分析結(jié)果表明，長9砂巖儲(chǔ)層喉道以縮頸型、片狀和彎片狀喉道為主，孔隙縮小型和管束型相對(duì)較少。

將儲(chǔ)層孔隙組合分為5 種類型。粒間孔型：以殘余原生粒間孔為主，孔隙式膠結(jié)，分選中等–好，孔隙度和滲透率較高。粒間孔–溶孔型：為殘余原生粒間孔與粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔組合成一種良好的復(fù)合儲(chǔ)滲空間，孔隙–薄膜式膠結(jié)，孔隙度和滲透率較高，該組合類型占60%。溶孔型：以粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔為主，孔隙式膠結(jié)，孔隙度和滲透率中等。粒間孔–微孔型：以粒間溶孔為主，包含各種類型的微孔隙，孔隙–薄膜式膠結(jié)為主，分選為中等，孔隙度稍大，而滲透率偏低。微孔型：主要孔隙空間為各種類型的微孔隙及少量的粒間溶孔，薄膜式膠結(jié)，分選中等，孔隙度和滲透率均較低。

2.3 孔喉大小及分布

根據(jù)紅河油田長9儲(chǔ)層79塊鑄體薄片統(tǒng)計(jì)，孔隙直徑主要分布于 10～150 μm，平均孔隙半徑11～53 μm，面孔率 0.01%～18.90%，平均配位數(shù)0～7.0，平均孔喉比 0～9.97。按照儲(chǔ)層孔隙分類，紅河油田長9儲(chǔ)層孔隙中主要發(fā)育小孔，其次為中孔。

毛細(xì)管壓力曲線測(cè)定的參數(shù)反映了喉道大小特征，表征參數(shù)主要包括中值半徑、最大喉道半徑。長9砂巖的最大喉道半徑為0.03～8.42 μm，中值半徑0.02～1.93 μm，表明長9致密儲(chǔ)層喉道半徑較小，主要發(fā)育微細(xì)喉和微喉，同時(shí)發(fā)育一定比例的中、細(xì)喉。孔喉分布特征參數(shù)中，分選系數(shù)、變異系數(shù)變化范圍較大，壓汞曲線平臺(tái)短而陡，儲(chǔ)層分選差，微觀非均質(zhì)性強(qiáng)，均值系數(shù)、歪度偏小，喉道偏微細(xì)。

2.4 孔喉連通性

反映孔喉連通性的參數(shù)有排驅(qū)壓力、中值壓力、退汞效率和最大進(jìn)汞飽和度等參數(shù)，它們的大小直接反映了儲(chǔ)層的儲(chǔ)滲能力。長9油藏砂巖儲(chǔ)層壓汞測(cè)試數(shù)據(jù)顯示：最大進(jìn)汞飽和度49.9%～99.9%，表明儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)；排驅(qū)壓力 0.01～19.90 MPa，平均值為1.82 MPa，退汞效率12.0%～63.5 %，平均值為37.1%，表明儲(chǔ)層喉道分選較差，連通性差，滲流能力較低（表1）。

表1 紅河油田長9砂巖儲(chǔ)層孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)

3 孔喉滲流特征

根據(jù)紅河油田長9油層189塊壓汞資料統(tǒng)計(jì)，喉道分布呈兩種類型，一類是雙峰分布，喉道半徑峰值為0.04 μm、0.62 μm的樣品占78.6%，儲(chǔ)層滲透溝通主要貢獻(xiàn)為大于0.40 μm的細(xì)喉[7]；另一類為單峰狀分布，喉道半徑峰值0.03 μm，占21.4%，滲透率貢獻(xiàn)主要為半徑大于0.10 μm的喉道。

核磁共振解釋也證實(shí)了長9儲(chǔ)層發(fā)育的雙喉道儲(chǔ)層。所謂雙喉道儲(chǔ)層是指在低孔、低滲碎屑儲(chǔ)集層中，經(jīng)常發(fā)育相對(duì)較大喉道網(wǎng)絡(luò)和微喉道網(wǎng)絡(luò)的儲(chǔ)集層[8]。該類砂巖巖石顆粒分布呈雙眾數(shù)，喉道分布呈雙峰態(tài)，即巖石發(fā)育兩組喉道系統(tǒng)，滲流喉道與微喉道并存，具有較高的微喉道，黏土礦物含量較高，黏土礦物孔及巖屑、雜基微溶孔比較發(fā)育。壓汞曲線呈雙拐點(diǎn)特征，喉道半徑表現(xiàn)為雙峰特征，說明大喉道和微喉道共存，屬雙喉道系統(tǒng)。

毛管壓力曲線表明，不同區(qū)間的進(jìn)汞量代表一系列相互連通的、孔喉大小相近的孔喉系列。根據(jù)實(shí)驗(yàn)室常用統(tǒng)計(jì)分類方法[9]，很多情況使用累計(jì)滲透率貢獻(xiàn)值達(dá)到99%的喉道半徑作為儲(chǔ)層下限的喉道半徑[10]，也有將滲透率貢獻(xiàn)累計(jì)99.99%時(shí)所對(duì)應(yīng)的喉道半徑即難流動(dòng)喉道半徑作為喉道下限。

圖2可見，為滲透率做貢獻(xiàn)的主要為大于0.20 μm和小于0.04 μm的喉道；油浸、油斑砂巖中非潤濕相主要富集于大于 0.20 μm喉道和小于 0.04 μm的微喉道，累計(jì)分別占飽和度的72.00%、65.76%，為典型的雙喉道結(jié)構(gòu)特征；在油跡和無顯示砂巖中，半徑小于0.04 μm的喉道占約50%，小于0.10 μ m的喉道占約70%，為典型的單喉道結(jié)構(gòu)特征，說明含油性受控于微觀物性。

圖2 不同喉道半徑巖樣汞飽和度分布

圖3a為不同含油級(jí)別細(xì)砂巖滲透率貢獻(xiàn)值對(duì)應(yīng)的汞飽和度與喉道半徑0.04 μm所對(duì)應(yīng)的滲透率對(duì)應(yīng)的汞飽和度的差值，累計(jì)滲透率貢獻(xiàn)越大，對(duì)應(yīng)的喉道半徑越小，二者差值偏向于正；反之亦然，所對(duì)應(yīng)的喉道半徑越大，二者差值偏向于負(fù)。以滲透率累計(jì)貢獻(xiàn) 99%時(shí)為例，油浸砂巖對(duì)應(yīng)汞飽和度39.1%，喉道半徑0.04 μm對(duì)應(yīng)汞飽和度為77%，差為-37.9%，表明中細(xì)和微細(xì)喉道較發(fā)育；不含油砂巖對(duì)應(yīng)汞飽和度55.3%，喉道半徑0.04 μm對(duì)應(yīng)汞飽和度50.4%，差為4.9%，表明微喉道較發(fā)育。含油性越高的砂巖相對(duì)大喉道對(duì)滲透率貢獻(xiàn)越大，而微喉道幾乎沒有作用[11]。

圖 3b為利用飽和度中值 50%時(shí)的汞飽和度減去不同喉道半徑下所對(duì)應(yīng)的汞飽和度，其差值反映了大小喉道所占比例。含油性砂巖物性好、孔喉大，毛管壓力曲線向左偏移，在相同喉道半徑下，含油性越高的巖樣，進(jìn)汞飽和度越大，滲透性越好，與飽和度中值的差值越大；在同等的進(jìn)汞飽和度下，含油性越高的巖樣所對(duì)應(yīng)喉道半徑越大，油浸砂巖中值半徑越接近于0.20 μm，油斑砂巖中值半徑越接近0.10 μm，油跡砂巖和非含油性砂巖中值半徑越接近于0.04 μm。

圖3 不同含油性砂巖汞飽和度對(duì)比

4 孔喉結(jié)構(gòu)分類評(píng)價(jià)

通過壓汞曲線可以看到，長9油藏的砂巖儲(chǔ)層大部分分選較差，曲線整體呈現(xiàn)陡斜式，未見明顯啟動(dòng)壓力，無平臺(tái)發(fā)育，大部分曲線具有雙拐點(diǎn)平臺(tái)特征，呈現(xiàn)雙喉道組合儲(chǔ)集層發(fā)育特征。排驅(qū)壓力、中值壓力較高，隨著物性的變差，孔喉分選較差，曲線向右上方迅速抬高，孔喉結(jié)構(gòu)較為復(fù)雜。結(jié)合毛管壓力曲線類型及其特征參數(shù)、儲(chǔ)層特征、電性特征等，將紅河油田長9儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)分為四種類型（圖4），儲(chǔ)層物性依次變差[12–19]。

Ⅰ類儲(chǔ)層主要為中細(xì)砂巖，發(fā)育分流河道微相，孔隙類型為原生粒間孔和粒間溶蝕孔，孔隙度大于等于15.0%，滲透率大于等于4.0×10-3μm2，壓汞曲線形態(tài)稍微向左下凹，呈雙拐特征，主要發(fā)育大于1 μm的細(xì)喉道和微細(xì)喉道。

Ⅱ類儲(chǔ)層主要為細(xì)砂巖，發(fā)育分流河道微相，孔隙類型為粒間溶蝕孔，孔隙度為 13.0%～15.0%，滲透率為 0.5×10-3～4.0 ×10-3μm2，壓汞曲線形態(tài)為雙拐陡斜式，主要發(fā)育0.2～1.0 μm的微細(xì)喉道和微喉道。

圖4 長9儲(chǔ)層平均毛管壓力曲線類型

Ⅲ類儲(chǔ)層為細(xì)砂巖，發(fā)育分流河道、河口壩微相，孔隙類型為粒間溶蝕孔，孔隙度為 10.0%～13.0%，滲透率為 0.2×10-3～0.5×10-3μm2，壓汞曲線形態(tài)微向右上拱，主要發(fā)育0.06～0.20 μm微喉道，發(fā)育一定的微細(xì)喉道。

Ⅳ類儲(chǔ)層主要為粉砂巖、細(xì)砂巖，發(fā)育遠(yuǎn)砂壩、河口壩微相，孔隙類型為粒內(nèi)溶蝕孔和晶間微孔，孔隙度小于10.0%，滲透率小于0.2×10-3μm2，壓汞曲線形態(tài)微向右上拱，主要發(fā)育小于0.02 μm的微喉道。

5 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）紅河油田延長組長9油藏屬于低孔–中孔、特低滲–低滲儲(chǔ)層，孔隙類型以粒間溶蝕孔為主，孔喉半徑小，分選一般，歪度偏細(xì)，喉道半徑呈現(xiàn)單峰或雙峰特征，毛管壓力呈現(xiàn)特低滲–低滲儲(chǔ)層顯著特征，無明顯平臺(tái)、多呈傾斜狀。

（2）長9儲(chǔ)層中細(xì)喉道占比小，但對(duì)改善研究區(qū)儲(chǔ)層物性起到主要作用；微喉道占比大，但對(duì)滲透率幾乎無貢獻(xiàn)。有效動(dòng)用微喉道占比較大儲(chǔ)層所控制的儲(chǔ)量、有效封堵對(duì)滲透率貢獻(xiàn)較高的中細(xì)喉道，是解決采出程度低、注水效果不明顯及驅(qū)替波及效果差等開發(fā)問題的重要手段。

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