不同成岩相微观渗流特征研究<br/>——以华庆地区长6储层为例

不同成岩相微观渗流特征研究
——以华庆地区长6储层为例

2012-11-22大陆动力学国家重点实验室西北大学地质学系陕西西安710069

长江大学学报(自科版) 2012年25期

关键词：粒间长石云母

马婧，孙卫 (大陆动力学国家重点实验室，西北大学地质学系，陕西西安 710069)

施磊 (中石油长庆油田分公司第八采油厂，陕西西安 710000)

师调调 (陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710069)

梁晓伟，牛小兵 (中石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710018)

不同成岩相微观渗流特征研究
——以华庆地区长6储层为例

马婧，孙卫 (大陆动力学国家重点实验室，西北大学地质学系，陕西西安 710069)

施磊 (中石油长庆油田分公司第八采油厂，陕西西安 710000)

师调调 (陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710069)

梁晓伟，牛小兵 (中石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710018)

华庆地区长6储层属于典型的低孔、特低渗储层。利用不同成岩相真实砂岩微观模型进行了微观水驱油试验，对不同成岩相的微观渗流特征以及残余油的分布进行了研究。研究结果表明，不同成岩相的微观渗流特征存在明显差异，主要体现在流体进入孔道的启动压力、波及面积、驱替方式以及残余油的赋存状态等方面。造成这种现象的主要原因是不同成岩相的物性和孔隙结构微观非均质性的不同，结合真实砂岩微观水驱油试验驱油效率的估算结果，综合分析得出水云母胶结-残余粒间孔+长石溶蚀相是研究区最有利的成岩相，也是油气富集的最主要相带之一，长石溶蚀+绿泥石膜胶结-残余粒间孔相次之。长石溶蚀+水云母胶结-残余粒间孔相和水云母胶结+长石溶蚀相是主要的残余油赋存的成岩相，在以后的开发中应加大对这类成岩相的研究。

成岩相；渗流特征；长6储层；华庆地区

华庆地区长6储层地处甘肃省华池县-庆阳县境内，鄂尔多斯盆地湖盆中部。构造位置处于伊陕斜坡西部。研究范围：西起八珠，东至金鼎，北起高崾岘，南至三十里铺，面积约为7100km2。盆地内主要存在东北、西南2大物源区，东北部主要发育河流-冲积平原-曲流河三角洲相沉积；西南部主要发育冲积扇-辫状河三角洲相沉积。

1 储层特征

根据岩心和铸体薄片观察统计，华庆地区长6储层岩石类型主要为灰黑色、灰色、灰白色极细-细粒长石砂岩、岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩，细粒岩屑长石砂岩、长石砂岩。碎屑成分以石英、长石为主，长石含量最高，平均为37.85%；石英含量次之，平均为30.58%，岩屑含量平均为15.98%。胶结物主要有水云母(6.7%)、铁方解石(2.1%)、铁白云石(1.7%)、绿泥石(1.3%)、方解石(0.3%)、硅质与少量的泥铁质；主要粒径介于0.01～0.50mm；颗粒分选好-中等；磨圆度以次棱角状为主；胶结类型以孔隙胶结为主，其次为加大-孔隙和薄膜-孔隙式胶结；华庆地区长6储层孔隙度主要介于8%～12%之间，渗透率主要介于(0.1～0.5)×10-3μm2之间，属于典型的低孔、特低渗储层。

2 成岩相的划分

通过大量铸体薄片和扫描电镜微观成岩特征研究，并采用胶结物类型+孔隙类型的复合命名方式[1-2]，将华庆地区长6储层划为6种成岩相：水云母胶结-残余粒间孔+长石溶蚀相(该成岩相平均孔隙度为11.58%，平均渗透率为0.27×10-3μm2，为研究区优势成岩相类型之一)；长石溶蚀+绿泥石膜胶结-残余粒间孔相(该成岩相物性最好，平均孔隙度为10.98%，平均渗透率为0.35×10-3μm2)；长石溶蚀+水云母胶结-残余粒间孔相(该相带孔渗性能较好，仅次于长石溶蚀+绿泥石膜胶结-残余粒间孔相)；水云母胶结+长石溶蚀相(该成岩相储层性能较差，平均孔隙度为10.28%，平均渗透率为0.28×10-3μm2，属于低产区)；水云母胶结相(该类成岩相在研究区物性最差，平均孔隙度为9.98%，平均渗透率为0.13×10-3μm2，基本属于无效储层)；碳酸盐胶结相(为研究区物性最差的成岩相之一，基本属于无效储层)。

3 不同成岩相微观渗流特征

3.1真实砂岩微观水驱油试验

1)试验模型在保持原岩心各类性质和孔隙结构的条件下，经洗油、烘干、切片、磨平等工序后，粘在2块玻璃之间，制作成真实砂岩微观模型，由于其精细的制作技术，保留了储层岩石本身的孔隙结构特征、岩石表面物理性质及部分填隙物，使研究结果可信度较其他模型大大增加。试验所用砂岩模型样品尺寸一般为2.5cm×2.5cm，厚度约0.6mm，承压能力为0.2～0.3MPa，耐温能力为200℃，加压耐温能力在100℃左右。试验共选取了4块典型的砂岩模型，砂岩模型基本信息如表1所示。

表1 华庆地区长6储层不同成岩相真实砂岩微观水驱油试验基本信息表

2)试验流体试验用水参照地层水的矿化度，粘度约为1mPa·s，为了便于观察，配制的地层水加入甲基蓝；试验用油参照地层油，粘度约为2.24mPa·s，配制而成后加入油溶红。

3.2结果分析

1)油驱水过程的渗流特征油驱水过程中，油进入模型时主要有2种方式，一种是油沿连通较好的大孔道指进和绕流，较短时间内在模型中形成比较稳定的渗流通道，连通不好或小孔隙群中进入的油较少或者不进；另一种是油比较均匀的进入模型。流体(油)进入各模型的启动压力的不同，表明了不同成岩相对流体渗流控制作用的不同。

试验过程中发现，通过提高油驱水压力，模型内部油的通道会增加，在之前较低压力下不进入的部分也开始进油，油的波及面积增大；但是有些模型随着压力的增加，所进入的油仍然是沿着原有的通道进行渗流，油的波及面积并没有增大。造成这一现象的主要原因是模型内部孔隙结构的非均质性，对于孔隙大小分布较均匀且连通性好的模型，压力的升高会使油的波及面积增大。

试验结果表明，C、D模型的原始含油饱和度相对较高(见表2)，所对应的成岩相分别是长石溶蚀+水云母胶结-残余粒间孔相、长石溶蚀+绿泥石膜胶结-残余粒间孔相。造成这种现象的主要原因在于水云母等其他粘土矿物以及绿泥石膜的存在一定程度上阻碍了压实作用和胶结作用的进行，使原生粒间孔得以保留，加上后期溶蚀作用产生的长石溶孔，改善了储层物性。因此，孔隙结构的非均质性是决定油驱水过程中渗流特征的主要因素。

表2 各模型油驱水驱替类型与原始含油饱和度统计表

2)水驱油过程的渗流特征不同物性储层的微观水驱油渗流特征与油驱水的渗流特征相似，水驱油特征不同导致驱油效率也不同。由于模型表面润湿性和孔隙结构非均质的共同作用，水驱油主要表现方式为活塞式和非活塞式2种[3]。在本次水驱油试验中发现，对于研究区的模型来说，无论是非均质性强的模型还是非均质性弱的模型，水进入模型的孔道时，总是沿着主要的渗流通道进行驱替，大量的油被驱替出去，只残留少量的油膜残余油或者少量的油滴卡断现象；而对于不是主要渗流通道的部位，注入水主要有2种现象[4]：一种是注水不进；一种是开始有水进入孔道，但是由于该类孔道细小，连通性差等原因，往往在驱替了较短的时间后，水就不再进入，只有少量的油被驱替出来，因而产生了大量的残余油。因此，主要的渗流通道的驱替方式以活塞式驱油为主，而非主要渗流通道多发生非活塞式驱油或者流体无法进入孔道而未发生驱替。

3)残余油赋存状态水驱油后，观察到仍然有大量的油未被驱出，形成残余油。残余油的主要类型均为绕流残余油：水云母胶结-残余粒间孔+长石溶蚀相以及长石溶孔+绿泥石膜-残余粒间孔相的模型注入水时，水进入模型流动的通道比较多，形成小范围绕流；长石溶蚀+水云母胶结-残余粒间孔相和水云母胶结+长石溶蚀相的模型，水进入模型流动的通道比较单一、平直，形成大范围绕流。造成这种现象的原因在于水云母胶结-残余粒间孔+长石溶蚀相、长石溶孔+绿泥石膜-残余粒间孔相物性、孔隙结构相对较好，孔喉比较小，注入水在比较低的压力下就能进入孔道，水的流通路线曲折，将大部分的油驱替，最终形成小范围的绕流残余油；而长石溶蚀+水云母胶结-残余粒间孔相和水云母胶结+长石溶蚀相的物性较差，孔喉比较大，孔隙结构较前2种成岩较差，水驱油时需要较大的压力才能使水进入孔道，并且由于孔道的连通性差，水只能沿着少量的孔道推进，最终形成大范围的绕流残余油[5]。

3.3估算驱油效率

水驱结束后，统计残余油饱和度，根据公式[6]：

驱油效率=[(原始含油饱和度-残余油饱和度)/原始含油饱和度]×100%

得到驱油效率(见表3)。由表3可以看出，水云母胶结-残余粒间孔+长石溶蚀相驱油效率最高，长石溶蚀+绿泥石膜胶结-残余粒间孔相次之，长石溶蚀+水云母胶结-残余粒间孔相驱油效率较长石溶蚀+绿泥石膜胶结-残余粒间孔相稍低，水云母胶结+长石溶蚀相驱油效率最低。结合真实砂岩微观水驱油试验估算的驱油效率，综合分析得出水云母胶结-残余粒间孔+长石溶蚀相是研究区最有利的成岩相，也是油气富集的最主要地区之一，长石溶孔+绿泥石膜胶结-残余粒间孔相次之。