红河油田延长组长9储层孔喉结构特征

2018-05-23关闻

石油地质与工程 2018年2期

关闻

红河油田位于甘肃省东部镇原、崇信和泾川三县交界处，属黄河中游黄土高原沟壑区，区域构造划分上属于鄂尔多斯盆地西缘天环向斜南段，在油田的生产开发过程中存在采出程度低、注水效果不明显、驱替波及效果差等问题。根据前人研究成果的基础上[1–5]，本文从岩心样品分析入手，通过观察薄片和扫描电镜微观结构以及对压汞资料的分析等，精细描述评价了红河油田长9储层的双喉道结构，讨论其微观结构特点，为油田注水试验渗流机理研究提供依据[1–3]。

1 储层物性特征

红河油田中生界三叠系延长组长9期的沉积相为辫状河三角洲，主要发育三角洲前缘亚相。长9储层主要发育细粒长石岩屑砂岩及岩屑长石砂岩，15口井 806个样品物性统计表明，孔隙度 2.82%～19.05%，平均值为 13.32%；渗透率 0.003×10-3～42.430×10-3μm2，平均值为 1.580×10-3μm2。该区渗透率和孔隙度之间具有较明显的两段式关系，为典型的低孔–中孔、特低渗–低渗储层（图1）。

2 孔喉结构及特征

2.1 孔隙类型

根据红河油田长9砂岩的薄片观察与描述，结合扫描电镜等手段，将长9砂岩储层的孔隙按成因分为原生孔隙和次生孔隙两种类型。原生孔隙主要是原生粒间孔；次生孔隙包括粒间溶孔、粒内溶孔、填隙物内溶孔、自生矿物晶间孔和微裂缝等五种类型，其中粒间溶蚀孔是长9储层的主要储集空间。红河油田长9砂岩储层中常见的是残余原生粒间孔，一般出现在埋深较浅、成岩作用弱的砂岩中。溶蚀粒内孔多见于长石中，分布很不均匀，在溶解作用较强的地区，发生溶解后的石英表面呈凹凸不平状，边缘呈现不规则状或港湾状；溶蚀粒内孔也是红河油田长9砂岩储层烃类富集的主要孔隙类型之一。自生矿物晶间微孔隙，是碎屑岩在成岩过程中形成的，一般为小孔隙。长9砂岩储层中长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩中微裂缝较为发育，最多可达 5%以上，部分已充填，未充填的微裂隙主要起到孔隙之间的连通作用。

图1 红河长9油藏孔隙度–渗透率交会图

2.2 孔喉组合类型

长9砂岩储层储集空间由多种类型的孔隙组合而成。孔隙、喉道的组合类型不同，导致储层的微观非均质性、物性及孔隙结构类型不同[6]。薄片、扫描电镜和电子探针等分析结果表明，长9砂岩储层喉道以缩颈型、片状和弯片状喉道为主，孔隙缩小型和管束型相对较少。

将储层孔隙组合分为5 种类型。粒间孔型：以残余原生粒间孔为主，孔隙式胶结，分选中等–好，孔隙度和渗透率较高。粒间孔–溶孔型：为残余原生粒间孔与粒间溶孔和粒内溶孔组合成一种良好的复合储渗空间，孔隙–薄膜式胶结，孔隙度和渗透率较高，该组合类型占60%。溶孔型：以粒间溶孔和粒内溶孔为主，孔隙式胶结，孔隙度和渗透率中等。粒间孔–微孔型：以粒间溶孔为主，包含各种类型的微孔隙，孔隙–薄膜式胶结为主，分选为中等，孔隙度稍大，而渗透率偏低。微孔型：主要孔隙空间为各种类型的微孔隙及少量的粒间溶孔，薄膜式胶结，分选中等，孔隙度和渗透率均较低。

2.3 孔喉大小及分布

根据红河油田长9储层79块铸体薄片统计，孔隙直径主要分布于 10～150 μm，平均孔隙半径11～53 μm，面孔率 0.01%～18.90%，平均配位数0～7.0，平均孔喉比 0～9.97。按照储层孔隙分类，红河油田长9储层孔隙中主要发育小孔，其次为中孔。

毛细管压力曲线测定的参数反映了喉道大小特征，表征参数主要包括中值半径、最大喉道半径。长9砂岩的最大喉道半径为0.03～8.42 μm，中值半径0.02～1.93 μm，表明长9致密储层喉道半径较小，主要发育微细喉和微喉，同时发育一定比例的中、细喉。孔喉分布特征参数中，分选系数、变异系数变化范围较大，压汞曲线平台短而陡，储层分选差，微观非均质性强，均值系数、歪度偏小，喉道偏微细。

2.4 孔喉连通性

反映孔喉连通性的参数有排驱压力、中值压力、退汞效率和最大进汞饱和度等参数，它们的大小直接反映了储层的储渗能力。长9油藏砂岩储层压汞测试数据显示：最大进汞饱和度49.9%～99.9%，表明储层非均质性较强；排驱压力 0.01～19.90 MPa，平均值为1.82 MPa，退汞效率12.0%～63.5 %，平均值为37.1%，表明储层喉道分选较差，连通性差，渗流能力较低（表1）。

表1 红河油田长9砂岩储层孔喉结构参数

3 孔喉渗流特征

根据红河油田长9油层189块压汞资料统计，喉道分布呈两种类型，一类是双峰分布，喉道半径峰值为0.04 μm、0.62 μm的样品占78.6%，储层渗透沟通主要贡献为大于0.40 μm的细喉[7]；另一类为单峰状分布，喉道半径峰值0.03 μm，占21.4%，渗透率贡献主要为半径大于0.10 μm的喉道。

核磁共振解释也证实了长9储层发育的双喉道储层。所谓双喉道储层是指在低孔、低渗碎屑储集层中，经常发育相对较大喉道网络和微喉道网络的储集层[8]。该类砂岩岩石颗粒分布呈双众数，喉道分布呈双峰态，即岩石发育两组喉道系统，渗流喉道与微喉道并存，具有较高的微喉道，黏土矿物含量较高，黏土矿物孔及岩屑、杂基微溶孔比较发育。压汞曲线呈双拐点特征，喉道半径表现为双峰特征，说明大喉道和微喉道共存，属双喉道系统。

毛管压力曲线表明，不同区间的进汞量代表一系列相互连通的、孔喉大小相近的孔喉系列。根据实验室常用统计分类方法[9]，很多情况使用累计渗透率贡献值达到99%的喉道半径作为储层下限的喉道半径[10]，也有将渗透率贡献累计99.99%时所对应的喉道半径即难流动喉道半径作为喉道下限。

图2可见，为渗透率做贡献的主要为大于0.20 μm和小于0.04 μm的喉道；油浸、油斑砂岩中非润湿相主要富集于大于 0.20 μm喉道和小于 0.04 μm的微喉道，累计分别占饱和度的72.00%、65.76%，为典型的双喉道结构特征；在油迹和无显示砂岩中，半径小于0.04 μm的喉道占约50%，小于0.10 μ m的喉道占约70%，为典型的单喉道结构特征，说明含油性受控于微观物性。

图2 不同喉道半径岩样汞饱和度分布

图3a为不同含油级别细砂岩渗透率贡献值对应的汞饱和度与喉道半径0.04 μm所对应的渗透率对应的汞饱和度的差值，累计渗透率贡献越大，对应的喉道半径越小，二者差值偏向于正；反之亦然，所对应的喉道半径越大，二者差值偏向于负。以渗透率累计贡献 99%时为例，油浸砂岩对应汞饱和度39.1%，喉道半径0.04 μm对应汞饱和度为77%，差为-37.9%，表明中细和微细喉道较发育；不含油砂岩对应汞饱和度55.3%，喉道半径0.04 μm对应汞饱和度50.4%，差为4.9%，表明微喉道较发育。含油性越高的砂岩相对大喉道对渗透率贡献越大，而微喉道几乎没有作用[11]。

图 3b为利用饱和度中值 50%时的汞饱和度减去不同喉道半径下所对应的汞饱和度，其差值反映了大小喉道所占比例。含油性砂岩物性好、孔喉大，毛管压力曲线向左偏移，在相同喉道半径下，含油性越高的岩样，进汞饱和度越大，渗透性越好，与饱和度中值的差值越大；在同等的进汞饱和度下，含油性越高的岩样所对应喉道半径越大，油浸砂岩中值半径越接近于0.20 μm，油斑砂岩中值半径越接近0.10 μm，油迹砂岩和非含油性砂岩中值半径越接近于0.04 μm。

图3 不同含油性砂岩汞饱和度对比

4 孔喉结构分类评价

通过压汞曲线可以看到，长9油藏的砂岩储层大部分分选较差，曲线整体呈现陡斜式，未见明显启动压力，无平台发育，大部分曲线具有双拐点平台特征，呈现双喉道组合储集层发育特征。排驱压力、中值压力较高，随着物性的变差，孔喉分选较差，曲线向右上方迅速抬高，孔喉结构较为复杂。结合毛管压力曲线类型及其特征参数、储层特征、电性特征等，将红河油田长9储层的孔隙结构分为四种类型（图4），储层物性依次变差[12–19]。

Ⅰ类储层主要为中细砂岩，发育分流河道微相，孔隙类型为原生粒间孔和粒间溶蚀孔，孔隙度大于等于15.0%，渗透率大于等于4.0×10-3μm2，压汞曲线形态稍微向左下凹，呈双拐特征，主要发育大于1 μm的细喉道和微细喉道。

Ⅱ类储层主要为细砂岩，发育分流河道微相，孔隙类型为粒间溶蚀孔，孔隙度为 13.0%～15.0%，渗透率为 0.5×10-3～4.0 ×10-3μm2，压汞曲线形态为双拐陡斜式，主要发育0.2～1.0 μm的微细喉道和微喉道。