超低渗储层微观孔隙结构及剩余油分布特征——以吴起油田白豹地区长4+5为例

熊安亮,程国峰,李东涛,丁维盼,刘宇羲,陈 刚,杨 磊,袁耀利,朱玉双,刘林玉

1.西北大学大陆动力学国家重点实验室/地质学系,西安 710069

2.中国石油长庆油田分公司第五采油厂,西安 710018

3.延长油田股份有限公司吴起采油厂勘探开发研究所,陕西 延安 717699

0 引言

岩石的微观孔喉大小、几何形状、尺寸分布及连通性等对地下油水运动规律影响巨大。在注水开发时,宏观上会出现产能下降快、见水早及采收率低等问题。许多宏观生产规律与渗流特征都只是表象,其事实是储层微观孔隙结构特征及地下各相流体运移规律的集中表现,宏观问题根本是储层微观矛盾的显现[1-4]。微观孔隙结构特征与水驱效果有着直接关系,岩石喉道大小、孔隙与喉道的连通性等主要影响水驱效果。在水驱过后,会在不同孔隙结构中形成不同类型的微观剩余油。随着技术进步,微观孔隙结构特征研究的方法也不断丰富且更加精确具体,现今主要方法包括:扫描电镜、铸体薄片、高压压汞、CT扫描、恒速压汞及核磁共振等[5-10]。针对后期开发工作中出现的注水开发难度大,采收率低,剩余油大量分布等问题,采用先进技术手段对微观孔隙结构及微观剩余油进行清楚认识具有重要意义。当前国内外对剩余油的刻画主要从宏观和微观两个角度出发。在宏观上,主要运用岩心分析、示踪剂测试及油藏数值模拟等方法刻画宏观剩余油位置;在微观上,主要采用核磁共振、冷冻制片荧光显微镜技术、真实岩心模型可视化技术等实验手段研究微观剩余油[11-12]。

笔者从储层微观孔隙特征入手,采用物性测试、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等实验测试手段,对白豹地区长4+5储层所取岩心的岩石学特征、物性及微观孔隙结构特征进行分类研究。在孔隙结构研究基础上,制作真实砂岩模型,进行流体驱替可视化实验,探究不同微观孔隙结构水驱后的微观剩余油分布特点及成因,意为后期剩余油开发政策调整提供指导意见。

1 区域地质背景

吴起油田白豹地区位于伊陕斜坡的西南部,地处鄂尔多斯盆地中心(图1),研究区内地面海拔在1 100～1 580 m,地表高度差较大,局部发育近东西向小鼻隆[13-14]。取心井W171井位于研究区北部,从其单井综合柱状图分析,研究区沉积环境属于三角洲前缘沉积,发育水下分流河道、分流间湾及水下天然堤3个微相(图2),砂体沿河道分布,整体发育厚度较大,较薄层的粉沙岩与泥岩夹层多出现于分流河道间。本次研究以发育于层段中部的长4+5储层为研究对象,该储层受成岩作用影响明显,机械压实和胶结作用影响突出。

图1 研究区构造位置区域图

储层物性属于特低孔-超低渗,孔隙度分布在1.47%～19.30%之间,平均孔隙度为9.90%;渗透率分布范围为(0.01～5.72)×10-3μm2,平均渗透率为0.66×10-3μm2。油藏目前处于注水开发阶段,层间矛盾严重,非均质性强,所出现宏观问题有油藏天然能量不足,生产井产能低、递减快、稳产难度大等。

2 岩石学特征

对研究区北部、西北部及东北部8口井实取岩心,收集样品共11块,通过图像孔隙、图像粒度、铸体薄片及扫描电镜等测试手段,观察统计研究区长4+5储层实际岩心测试结果。结果显示:研究区岩石碎屑矿物组成中陆源碎屑物体积分数为70.0%～91.0%,平均值为83.8%,以石英和长石为主。其中:石英体积分数为15.0%～32.0%,平均值为27.2%;长石体积分数为30.0%～47.0%,平均值为40.4%;火成岩屑以喷发岩屑为主,体积分数为3.8%;变质岩屑以石英岩和片岩为主,体积分数为5.4%;沉积岩屑以白云岩为主,体积分数为0.9%;其他岩屑有云母和钙化碎屑,体积分数为6.3%。所测样品中填隙物体积分数较高,为4.5%～30.0%,平均值为16.2%,以水云母、绿泥石、方解石及硅质为主。储层岩性主要为灰色、深灰色中--细粒长石砂岩、岩屑长石砂岩(图3)。

3 微观孔隙结构特征

3.1 孔隙及喉道类型

镜下显示,白豹地区长4+5储层孔隙结构复杂,孔隙类型以残余粒间孔(图4a)和长石溶孔(图4b)为主,其构成研究区主要储集空间。发育少量晶间孔(图4c)及微裂隙(图4d)。各类孔隙体积分数分别为1.5%、1.3%、0.2%和0.3%。孔隙组合类型多样,包括微孔、晶间孔-溶孔、溶孔-残余粒间孔、粒间孔-溶孔及微裂隙。微裂隙的发育增加了流体运动的通道,使得储层渗透性变好,同时也会造成水驱不均,从而影响水驱效果;但这种微裂隙在镜下少见,对整个储层物性改观并不明显。孔隙大小分布具有集中的特点,直径主要分布在0～20 μm之间,平均孔隙直径为7.34 μm,平均孔喉比为5.92,孔隙配位程度差,连通率低。

a. 残余粒间孔,粒间孔被填隙物充填后胶结,样品S1-1-1,1 907.5 m;b. 长石溶孔,样品T24-1-1,2 002.7 m;c. 晶间孔,样品W171-1-1,1 827.8 m;d. 长石破裂形成微裂隙,样品W171-1-2,1 822.6 m。

喉道是连接两孔隙的桥梁,喉道的类型、大小及其连通性影响着储集层的渗流能力,是控制储层物性的关键因素之一[11,15-16]。研究区喉道整体较细小,喉道类型为缩颈型喉道、片状喉道、弯片状喉道和管束状喉道(图5),其中以片状和弯片状喉道发育为主。根据测试统计结果,绘制每块测试样品喉道分布曲线图(图6a),所测试的研究区取心井8块样品的喉道直径分布曲线形态大致相同,主要呈单峰型-偏态-尖峰分布。喉道直径主要分布在0～47.5 μm之间,峰值在0～5.0 μm之间,平均喉道直径为1.18 μm,5.0～15.0 μm喉道分布频率较低,大于15.0 μm喉道极少。该储层直径分布在0～5.0 μm之间的微细喉道是该储层连接两孔隙和流体通过的主要通道。从平均喉道直径与渗透率、孔隙度的交会图(图6b、c)来看,所测样品渗透率、孔隙度与喉道直径具有较好的正相关性。

a. 片状喉道,缩颈型喉道,弯片状喉道,样品W171-1-2,1 822.6 m;b. 管束状喉道,片状喉道,样品W171-1-1,1 827.8 m;c. 片状喉道,样品W171-1-1,1 827.8 m;d. 片状喉道,缩颈型喉道,样品Z59-1-1,2 211.4 m。

a. 喉道直径分布曲线图;b. 渗透率与平均喉道直径交会图;c. 孔隙度与平均喉道直径交会图。R2. 判定系数。

3.2 孔隙结构特征

储层的孔隙结构直接影响储层的物性好坏,对储层储集及渗流能力有重要影响[17-18]。本次研究结合高压压汞实验研究储层孔隙结构特征。收集及测试所用压汞样品共计26块,分选系数在0.051～8.834之间,均质系数在0.056～0.313之间。根据相关实验结果,将渗透率、平均孔喉半径及排驱压力等特征参数作为储层划分依据,可将研究区孔隙结构划分为3类。

Ⅰ类孔隙结构孔隙组合类型为粒间孔-溶孔,平均孔喉半径均大于0.200 μm,渗透率大于0.5×10-3μm2,排驱压力小于1 MPa,压力等级属低排驱压力。以Z62-1-1样品(表1)为代表样,毛管压力曲线(图7a)平滑段长且较低,孔喉半径分布频率曲线(图7b)存在左低右高双峰,平均孔喉半径为0.265 μm,最大进汞饱和度为95.524%,退汞效率为22.4%,所发育孔隙以不规则多边形粒间孔为主。该类孔隙结构储集性能和渗流能力较好,镜下见黏土矿物、铁方解石胶结堵塞孔隙。

表1 研究区长4+5孔隙结构划分标准

图7 研究区典型样品毛管压力曲线(a,c,e)与孔喉半径分布频率曲线(b,d,f)

Ⅱ类孔隙结构孔隙组合类型为溶孔-残余粒间孔,平均孔喉半径在0.100～0.200 μm之间,渗透率在0.1×10-3～0.5×10-3μm2之间,排驱压力在1.0～2.5 MPa之间,压力等级属中排驱压力。代表样品为W171-1-1样,毛管压力曲线如(图7c)所示,其平滑段高度高于Ⅰ类孔隙结构代表样(Z62-1-1),孔喉半径分布频率曲线(图7d)形态呈双峰狀,平均孔喉半径为0.169 μm,最大进汞饱和度为94.960%,排驱压力为1.359 MPa,退汞效率为26.6%。该类孔隙结构所发育孔隙以残余粒间孔和长石溶孔为主,储集能力弱于Ⅰ类孔隙结构,但是其退汞效率较高,所反映出该类储层孔喉分布均匀,孔喉连通率高于其他两类。

Ⅲ类孔隙结构孔隙组合类型为晶间孔-溶孔,平均孔喉半径小于0.100 μm,渗透率小于0.1×10-3μm2,排驱压力大于2.5 MPa,压力等级属中高排驱压力。以T36-1-1样品为代表样,毛管压力曲线(图7e)平滑段最高,孔喉半径分布频率曲线(图7f)形态呈单峰狀,平均孔喉半径为0.048 μm,喉道半径最小,分选系数为1.573,最大进汞饱和度为94.278%,退汞效率为20.8%,排驱压力为4.121 MPa。排驱压力越高,说明喉道半径越小,汞越难进入岩石喉道,该类储层孔喉较小,所发育孔隙以晶间孔为主,黏土矿物含量较高,多见高岭石、绿泥石等胶结物质,其储渗能力最差。

3.3 孔隙结构影响因素

储层的微观孔隙结构特征受沉积环境、成岩演化、构造作用、黏土矿物含量及矿物组分及排列方式影响。经研究,研究区成岩作用及填隙物含量对孔隙结构起主要影响作用。

3.3.1 成岩作用影响

研究区破坏性成岩作用主要包括机械压实作用和胶结作用。机械压实作用与油藏埋深有直接关系,随着油藏深度增加,压实作用效果也会更加明显[19-24]。本次测试所采用样品来自实际储层真实岩心,埋深都在2 000 m左右。在所测样品(图8)当中观察到矿物颗粒定向排列,云母被挤压扭曲变形(图8a、b)、高岭石(图8c)、伊利石(图8d)、铁方解石(图8e、f)胶结填充孔隙。两种破坏性成岩作用在3类储层中作用明显,加强了储层非均质性,严重影响了储层物性。

a. 云母、有机质填充形成的致密结构,样品S1-1-3,1 822.6 m;b. 压实云母,样品W171-1-1,1 827.8 m;c. 高岭石,样品T36-1-1,2 024.8 m;d. 伊利石,样品Z59-1-1,2 211.4 m;e. 泥化水云母、铁方解石填隙物,样品T36-1-1,2 024.8 m;f. 铁方解石胶结物,样品Z59-1-1,2 211.4 m;g. 岩屑部分溶解,样品Z62-1-1,2 085.1 m;h. 长石溶蚀,样品T36-1-1,2 024.8 m;i. 长石、岩屑不均匀溶蚀,样品T36-1-2,2 024.8 m。

在所划分的3类孔隙结构中建设性成岩作用主要是溶蚀、溶解作用。溶蚀作用在本区作用更为明显,主要是长石的溶蚀作用形成长石溶孔,这是砂岩次生孔隙形成的主要途径。溶蚀、溶解现象主要是碳酸盐胶结物、长石、岩屑的溶解(图8g、h),铸体薄片镜下观察,填充在岩石粒间孔之间的岩屑填隙物发生部分溶解现象,这使得被充填胶结的原生孔隙重新加大。长石溶蚀程度的不均一性较强(图8i),部分颗粒仅发生弱溶蚀,而有的则溶蚀强烈,仅残余颗粒的外形,这种不均匀溶蚀作用使得长石出现蜂窝状小孔隙(图8h、i),Ⅲ类孔隙结构主要以这种长石溶蚀的小孔隙为主。由于溶蚀、溶解作用存在,对储集层物性有着一定的正向改善作用。但是相比较而言,建设性成岩作用对储层物性的改善作用并不大,压实、胶结作用在成岩过程中发生在溶解、溶蚀之前,铁方解石,在孔隙中发生胶结成岩之后,后期溶解、溶蚀作用就很难再改变孔隙大小,因此所观察到的大部分的填隙物依然作为胶结物,充填于岩石孔隙中,使得储层储渗能力下降。

3.3.2 填隙物影响

填隙物也是影响微观孔隙结构的主要因素。研究区主要填隙物包括高岭石、水云母、绿泥石、铁方解石、白云石、铁白云石和硅质,平均体积分数为16.2%,其中水云母和铁方解石体积分数最高,分别为7.1%和3.4%(图9a)。Ⅰ类孔隙结构中填隙物平均体积分数为14.0%,填隙物以云母为主;Ⅱ类孔隙结构填隙物平均体积分数为10.5%,主要以铁方解石为主;Ⅲ类孔隙结构平均体积分数为17.3%,填隙物见云母、绿泥石及高岭石。从所测样品渗透率孔隙度交会图上(图9b)看,孔渗之间存在着较好的正相关特性。作孔渗与填隙物体积分数交会图(图9c、d),所测样品中的填隙物体积分数与渗透率、孔隙度有着明显的负相关特性,判定系数分别为0.794 0、0.715 6,填隙物的发育在3类孔隙结构中负影响作用明显。

a. 胶结物类型及其体积分数直方图;b. 渗透率与孔隙度交会图;c. 渗透率与填隙物交会图;d. 孔隙度与填隙物交会图。

4 水驱后微观剩余油分布特征

砂体发育程度、构造特征、储层物性及微观孔隙结构等地质因素影响油区剩余油分布,剩余油刻画首先需要结合储层特征对水驱后形成微观剩余油有清楚认识。储层的微观孔隙结构特征对水驱后微观剩余油分布有着重要影响作用[18,25]。本次研究在前期对研究区储层孔隙结构深入研究的基础上,进行油水相渗及真实砂岩模型油水驱替可视化实验,探究水驱后孔隙结构中的油水运动规律及微观剩余油分布情况,并对其形成原因进行分析。

4.1 不同孔隙结构渗流特征

孔隙结构影响着油、水两相的渗流规律,从油水两相渗流特征也能反映出孔隙结构的好坏。相对渗透率实验结果(表2)表明:Ⅰ类(Z62-1-1)孔隙结构渗流能力最好,束缚水饱和度为34.4%,为3类中最低,残余油饱和度为29.4%,等渗点含水饱和度最低(57.0%),等渗点相对渗透率平均为0.08,共渗区范围最广泛(图10a),但由于非均质性较强,从而使得驱油效率不是最好,为38.2%。Ⅱ类(W171-1-1)和Ⅲ类(T36-1-1)孔隙结构渗流能力依次变差,物性也依次下降。其中Ⅱ类束缚水饱和度(39.6%)、残余油饱和度(30.0%)、等渗点含水饱和度(59.5%)和等渗点相对渗透率(0.07)与Ⅰ类孔隙结构较为接近,驱油效率最高,为47.0%,其两相渗流区略小于Ⅰ类(图10b)。Ⅲ类孔隙结构渗流能力最差,其油水相对渗透率特征参数及物性相相比其他两类明显等渗点降低、两相区变窄、残余油饱和度升高,驱油效率降低(图10c)。

Kro. 油相相对渗透率;Krw. 水相相对渗透率。

4.2 微观剩余油类型与特征

油藏在二次采油之后,大约还有一半或一半以上石油作为剩余油被俘留或闭锁在岩石孔隙当中,微观孔隙结构特征和岩石表面润湿性主要影响孔道中微观剩余油的状态和特征,不同大小的孔隙结构和润湿性,微观剩余油分布规律也不相同,所形成的主要微观剩余油类型有孤岛状(图11a)、珠状(图11b)、索状(图11c)、环状(图11d)及簇状(图11e)[26]。

在对微观孔隙结构清楚认知的基础上,制作真实砂岩模型,观察该储层不同孔隙在水驱之后的微观剩余油分布类型与特征。孤岛状、珠状与索状微观剩余油在水驱后,一般出现在较大的水湿性岩石孔道中,环状出现在岩石油湿性较强的孔道中,在非均质较强的细小孔道中极易造成簇状微观剩余油。

本次实验,利用真实砂岩模型进行流体驱替可视化实验(图12)。实验步骤如下。1)选取本次研究储层不同井的岩心,将岩心切片放入酒精和苯混合溶液中进行抽提洗油,然后烘干,目的是为了将岩心中的油处理干净,方便实验。2)将抽提洗油后的岩心薄片上下面打磨光滑制作成25 mm×25 mm×0.5 mm(标准尺寸)的真实砂岩模型,利用两块特殊材质的透明玻璃将其胶固,防止侧流、面流。留出两端流体通过面,确保流体从岩心中渗流通过。3)在抽真空饱和水测取液测渗透率之后依次进行油驱水(成藏过程)—水驱油实验(注水开发)[27-28]。分别在驱替时及结束后置于显微镜下观察每块样品的流体驱替特征及微观剩余油分布特征。

a. 模型示意图;b. 真实砂岩模型。

从流体驱替实验结果得出,研究区孔喉当中微观剩余油主要形式有簇状和环状。按照所划分孔隙结构类型,Ⅰ类孔隙结构发育直径较大孔喉,在水驱过程中油水优先通过大孔道,水驱后形成环状微观剩余油,在一些较大孔道中,甚至出现孤岛状微观剩余油,但是由于小孔隙居多和填隙物堵塞,在水驱后镜下多见小面积连片簇状微观剩余油(图13a)。Ⅱ类孔隙结构驱替均匀,在水驱过后,微观剩余油主要以环状存在(图13b)。孔喉较小,储渗能力较差的Ⅲ类孔隙结构,驱替均匀,从水驱后图像来看,主要为不同大小、不同规则的连片簇状剩余油(图13c)[2,12,29]。

4.3 微观剩余油成因

白豹地区长4+5储层当中所发育的孔隙、喉道大小及其填隙物含量直接影响水驱过后微观剩余油存在的类型。代表不同孔隙结构的实验样品中,不同的孔喉大小及填隙物含量,其油水驱替方式、微观剩余油类型及驱油效率都存在差异,实验结果见(表3)。在所划分的3类孔隙结构中:Ⅰ类孔隙结构虽然发育少量较大孔道,利于流体渗流通过。但由于孔喉分布相对不均及破坏性成岩作用明显,在水驱过程中,水会沿着大孔道发生水窜、绕流,使得驱替不均匀,致使在细小孔道容易出现剩余油连片情况,在大孔隙当中出现油滴,驱替类型呈网状-指状,驱油效率为35%,最终微观剩余油主要以小面积连片簇状的形式存在。Ⅱ类驱油效率最高,驱替相对均匀,驱替类型呈网状,驱油效率为43%,见环状和簇状微观剩余油。同一储层的岩石颗粒表面物理性质具有微观非均值性,能表现出混合润湿的特征[30-32]。在Ⅱ类孔隙结构中,这一岩石特性表现明显,在油湿孔隙水驱后会形成环状微观剩余油,当水驱绕过小孔隙是形成簇状微观剩余油。Ⅲ类孔隙结构孔喉较小,驱油效率较低,为21%。在水驱时,水驱动力较小,水所波及到孔隙形成环状、簇状剩余油,大部分孔隙中水都未波及到,水驱通道单一,类型呈指状,水驱后形成连片簇状剩余油。结合微观孔隙结构特征观研究成果分析,该地区所发育的主要为微细孔隙、喉道,另外填隙物含量及成岩作用对微观孔隙结构影响突出,从而影响水驱效果和微观剩余油分布形式。后期开发,应清楚认识储层微观特征,在此基础上调整开发政策。

表3 研究区真实砂岩微观模型油水可视化驱替实验结果

5 结论

1)吴起油田白豹地区长4+5储层岩石类型以石英和长石为主,岩性主要以陆源碎屑组成岩屑长石砂岩、长石砂岩为主,填隙物含量较高,体积分数为16.2%。所发育孔隙类型以粒间孔和长石溶孔为主,喉道类型以片状喉道和弯片状喉道为主。

2)研究区孔隙结构类型可分为3类,Ⅰ类孔隙组合类型为粒间孔-溶孔,油水两相渗流特征最好,驱油效率不是最高;Ⅱ类孔隙结构孔隙组合类型溶孔-残余粒间孔,油水两相渗流特征接近Ⅰ类,驱油效率最高;Ⅲ类孔隙结构孔隙组合类型晶间孔-溶孔,储渗能力及两相渗流特征最差。3类孔隙结构物性主要受到压实、胶结作用影响,其中对Ⅲ类孔隙结构影响较大,Ⅱ类孔隙结构发育利于研究区后期开发。

3)白豹地区在水驱过后,微观剩余油主要以簇状和环状形式存在。其中Ⅰ类物性最好,但水驱不均匀,驱油效率35%,驱替形式呈网状-指状,水驱后微观剩余油以小面积连片簇状存在;Ⅱ类驱油效率最高,驱油效率43%,驱替形式呈均匀网状,微观剩余油以簇状和环状形式存在;Ⅲ类孔隙较小,驱油效率最低,为21%,驱替形式呈指状,最终微观剩余油以连片簇状及少量环状形式存在。成岩作用及填隙物含量主要影响研究区孔隙结构,从而影响剩余油的分布。