鄂尔多斯盆地某油区延10储层非均质性特征分析正文Word文件下载.docx
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我国大部分油田进入高含水或特高含水阶段,增加注水效果提高油气采收率是老油田迫切需要解决的问题[2]。
本文主要通过岩心资料、测井解释参数和生产动态等资料综合研究了储集层的岩性、物性、含油性等,分析了延10组主要小层储层微观、层间、层内、平面特征从而来描述储层整体非均质性强弱,为下一步的挖潜和措施提供指导。
1地理地质概况
鄂尔多斯盆地是我国第二大含油气盆地,油气资源非常丰富,油气勘探与开发的潜力很大。
根据盆地的地质演化史及其构造特征可将盆地现今构造划分为伊盟隆起、渭北隆起、西缘逆冲带、天环坳陷、伊陕斜坡和晋西挠褶带六个一级构造单元[3]。
研究区域构造位于鄂尔多斯盆地最为宽广的伊陕斜坡带北部,整体表现为西倾单斜,坡度仅1°
左右,平均坡降6-8m/km。
该区构造简单,为平缓的西倾单斜构造。
研究区属内陆干旱型位于陕西省定边县境内与吴起县交界处北部,地面条件较好,为半沙漠地区;
南部地形复杂、沟谷纵横,地面海拔1403m-1846m,相对高差443m左右,气候干旱少雨,属典型的黄土塬地区,交通较为方便。
1.1区域沉积背景
三叠纪末,印支运动使鄂尔多斯盆地整体抬升,遭受长期风化剥蚀,形成了沟壑纵横、起伏不平的广泛而明显的侵蚀古地貌。
下侏罗统在此基础上开始了新的沉积旋回,代表内陆坳陷盆地演化第二阶段沉积,为一套河流—湖泊三角洲沉积,厚300-400m。
下侏罗统富县组和延安组延10段属于河道充填型沉积,延9段为广覆型补偿沉积,至延9段顶古地形被夷平,演化为沼泽化平原环境(图1)。
延安组延10段主要为河流相沉积,因而形成广泛的较薄的河道砂与较厚的泥质岩的交替沉积[4]。
研究区属于辫状河、曲流河亚相充填沉积,主要发育河道砂坝、河道沉积和河漫滩三种沉积微相。
1.2区域构造特征
研究区各含油层段构造面貌,与陕北斜坡的区域构造面貌基本一致,主要为西倾单斜形态,只是在西倾单斜背景上局部发育有小型低幅度构造起伏,在研究区北部延6196-6393井区发育近于东西向的鼻状隆起,该隆起继承性较好,且规模较大。
前人研究表明:
这种构造起伏主要由差异压实作用造成,研究区局部鼻状隆起对区内油气富集没有明显的控制作用,含油性主要受储层岩性、物性控制。
2储层非均质特征
储层非均质性是储层表征的核心内容,储层非均质性是指储层在形成过程中受沉积环境、成岩作用和构造作用的影响,在空间分布及内部属性上都存在不均匀的变化,而这些变化是影响地下油、气、水运动及油气采收率的主要因素[4]。
在结合岩心和测井、录井资料的基础上,分别以微观、层间、层内、平面四个方面来表征储层的非均质性。
2.1微观非均质性描述
储层微观结构研究是储层描述与评价的一个重要方面,目前的主要研究方法是岩心样品分析入手,通过观察岩石薄片、铸体薄片、压汞分析、物性以及扫描电镜和x-衍射分析等,阐明储层的岩矿特征,储集空间、喉道类型和孔隙结构,全面总结储层的微观结构特征,为有利储层的预测与评价提供依据[5]。
2.1.1延10储层岩石学特征
延10储层以岩屑长石砂岩为主,表现为中石英、长石、岩屑组合特征。
长石含量29.6%,石英含量35.9%,岩屑含量16.1%。
风化程度中等,磨圆度以次棱角状为主,粒级以细—中粒为主,分选好—中等,颗粒支撑,接触关系呈线性接触。
填隙物总量约15.3%,主要由高岭石、水云母、铁白云石、硅质、白云石、长石质、铁方解石等组成,其中高岭石含量5.8%,水云母含量4.6%,硅质含量约1.4%,方解石含量2.8%。
2.1.2主要油层组的岩性和电性特征
(1)延101砂岩组
主要为深灰色泥岩,夹灰白色粉细粒长石砂岩不等厚互层构成。
沉积分布极其稳定,厚度4-36m,该套砂层自然电位多表现为指状、视电阻率曲线峰状。
(2)延102砂岩组
主要为灰白色块状中-细粒岩屑石英砂岩、灰色粉砂岩与灰色、深灰色粉砂质泥岩。
深灰色泥岩,夹灰白色粉细粒长石砂岩不等厚互层构成。
沉积分布变化较大,厚度20-65m,有两个单砂层组成,自然电位多表现为多数为钟形和箱形的组合。
2.1.3孔隙结构特征
储岩的孔隙空间是指储集岩中未被固体物质所充填的空间,也称其为储集空间,是储集油气的场所。
它不仅与油、气运移、聚集关系密切,而且,在开发过程中对油气的渗流也具有十分重要的意义[6]。
据铸体薄片和扫描电镜观察资料分析,研究区延10储层的孔隙类型主要有剩余粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙、溶蚀粒内孔隙、自生矿物晶间孔隙和微裂缝孔隙等(图2),分为原生孔隙和次生孔隙两大类。
(1)原生孔隙
原生孔隙包括剩余粒间孔隙和杂基内微孔隙:
剩余粒间孔隙是该区砂岩储集层的主要孔隙类型。
孔隙直径一般为0.03-0.15mm。
此类孔隙分布很不均一,具有强烈的非均质性。
充填孔隙的多为薄膜式胶结的绿泥石和方解石、白云石等胶结物。
此类孔隙广泛分布于长石砂岩中,孔隙分布均匀,连通性较好。
填隙物内微孔隙经过压实作用改造后大部分消失,仅有一部分分布于泥质杂基含量较高的粉细砂岩中。
孔隙个体小,分布不均匀且连通性差。
(2)次生孔隙
本区砂岩次生孔隙以溶蚀型次生孔隙为主,此外有自生矿物晶间微孔隙和裂缝孔隙。
溶蚀粒间孔隙是砂岩储集层主要孔隙类型。
孔隙直径一般为0.08-2.00mm。
此类孔隙连通性好,溶蚀粒内孔隙是本区砂岩的主要孔隙类型之一,其孔径一般为0.02-0.10mm,常见与溶蚀粒间孔隙伴生分布,但分布很不均匀。
铸模孔隙:
指砂岩中的部分易溶碎屑发生全部溶解而保留其矿物晶体假象所产生的一类次生孔隙。
本区砂岩中的铸模孔隙常见的为长石铸模孔隙,其孔隙直径一般为0.02-0.30mm。
自生矿物晶间微孔隙:
指砂岩在成岩过程中形成的分布于碎屑颗粒间自生矿物晶体间的微孔隙[7]。
主要有自生绿泥石晶间微孔隙和自生高岭石晶间微孔隙,孔隙直径一般为15μm,并且具有一定连通性,此类孔隙是该类砂岩储层的主要孔隙类型之一。
图2孔隙类型
综合薄片和扫描电镜等资料分析,研究区孔隙发育具有一定的规律性。
研究区孔隙类型以剩余粒间孔和溶蚀孔为主,溶蚀孔以长石溶蚀孔为主,不过这些溶蚀孔受后期的成岩作用影响较大,尤其是后期的碳酸盐胶结作用较强,破坏了前期形成的孔隙;
剩余粒间孔多数被绿泥石膜环包着,所以在绿泥石膜发育的地方,剩余粒间孔也比较发育,成岩作用相对较弱。
2.1.4孔隙喉道特征
图3邻区延10油组毛管压力曲线图
据区内压汞曲线及图像分析资料,以及对比临近开发区块压汞资料(图3),研究区延安组砂岩平均孔径83μm,排驱压力低(0.08MPa),喉道中值半径大(1.2μm),孔喉分选较差,分选系数2.8,退汞效率36.4%,进汞饱和度高,平均在94.8%,孔隙结构以大孔中喉与中孔、中小喉为主。
2.1.5物性特征
图4延10孔隙度分布频率图图5延10渗透率分布频率图
由延10储层246块岩样分析得到,孔隙度分布范围5.1%-20.3.%,平均孔隙度10.3%,有效孔隙度平均值为12.5%,渗透率范围0.1×
10-3μm2-147×
10-3μm2,渗透率下限值以上的平均渗透率3.45×
10-3μm2,属于特低渗透层(如图4、5所示)。
综上所述,该区砂岩类型主要以剩余粒间孔隙和溶蚀型孔隙为主,喉道中值半径大,孔喉分选差,有效孔隙度小,渗透率变化范围大,因此可见本区储层微观非均质性较强。
2.2层间非均质性特征描述
层间非均质性是指储层纵向上砂体间的物性差异及其分布特征,包括砂体的层间渗透率非均质性及隔层的分布。
砂岩与泥岩间互组成的含油层系中,由于储集层与非储层(或隔夹层)交替出现而具有的非均质性,称之为层间非均质性[8]。
层间非均质性研究是确定开发层系和选择开发工艺技术的重要依据。
层系规模的储层常用分层系数、砂岩密度和隔层间非均质程度、层间隔层的分布等来描述。
2.2.1分层系数
是指一套层系内单砂层的层数,由于相变的原因,平面上同一层系内的砂层层数会发生变化,常用平均单井钻遇砂层层数来表示(钻遇砂层总层数/统计井数)。
分层系数越大,表明层间非均质性越严重,油层开采效果一般越差。
统计分析延101单层砂体数为1-2个,平均分层系数为1.1个;
延102-1单层砂体数为1-3个,平均分层系数为1.9个;
延102-2单层砂体数为1-2个,平均分层系数为1个。
因此评价认为,研究区层间非均质性中等。
2.2.2砂岩密度
砂岩密度,即砂岩系数,指垂向剖面上砂岩总厚度占地层总厚度的百分比[9]。
当砂岩密度大于50%时,砂体为大面积连片分布,且砂体的连通性好,在垂向上砂体连续盈置:
当砂体密度为30-50%时,为局部连通的带状分布砂体;
小于30%时为连通性差的孤立性砂体。
图6延101砂岩的密度图7延102-1砂岩的密度图8延102-2砂岩的密度
延101砂岩的密度一般为53-80%,平均为68%呈带状砂体,连通性较好(图6)。
延102-1砂岩的密度一般为50-82%,平均为69%,部分呈片状分布,连通性好(图8)。
延102-2砂岩的密度一般为30-78%,平均为52%呈带状砂体,连通性一般(图9)。
砂岩密度各不相同,反映了其非均质性的差异。
综上所述可得出,研究区延101与延102-1砂体密度大,连通性好,延102-2砂体部分连通岩密度较小,砂体分布不均匀,连通性较差。
2.2.3层间隔层分布特征
层间隔层对流体运动起隔挡作用,它的存在增加了油层的非均质性,是体现储层层间非均质性的另一个方面。
隔层是影响非均质的重要指标,隔层岩性主要为泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩和砂泥岩薄互层,主要属河间洼地及分流间湾沉积[9]。
从油层组到小层可划分出三个级别的隔层。
Ⅰ级隔层:
对应于油层组之间的隔层,如延9与延10油层组之间的隔层,岩性主要为泥岩和粉砂质泥岩,一般4-30m,平均15m,钻遇率为90%。
Ⅱ级隔层:
对应于各亚组之间的隔层,如101与延102、长101与长102亚组间隔层,主要为泥质粉砂岩夹泥岩。
延101与延102之间,一般为4-47m,平均为14.4m,钻遇率100%,平均厚度大于10m,不易压开,可真正起到对流体运动的隔挡作用。
且隔层的分布基本上呈北东-南西走向展布,和沉积相带的展布呈现出一致性,表明主要是沉积环境影响储层的分布。
Ⅲ级隔层:
对应于各小层之间的隔层如延102-1、延102-2、延102-3之间,以及长101-1、101-2和长101-3等。
这类隔层厚度小,分布较不稳定。
总体来看,研究区延102-1与延102-2层间隔层分布一般为3-16m,这几个小层之间的隔层总体上还是呈北东-南西走向展布,大体上与沉积相带的展布相关,但局部变化比较大,表明这些小层之间的隔层除了主要受沉积环境的影响外,还受到成岩和构造等其他因素的影响。
2.3层内非均质特征描述
层内非均质性是指一个单砂层内其岩性、物性和含油性的变化。
本研究以从储集砂岩的粒度韵律性、沉积构造的垂向演变、层内渗透率非均质程度、层内不连续夹层等方面进行分析研究。
层间非均质性是指砂体之间在旋回性、砂体间渗透率分布梯度、隔夹层分布及构造裂缝等的差异性,层间非均质性主要受沉积相带展布规律控制,是对一套含油层系的总体研究[10]。
2.3.1层内韵律特征
根据取心井的物性资料分析结果,可以看出本区延10储层单砂体内部渗透率的变化比较复杂,有正韵律型、反韵律型以及由正、反韵律叠加组成的复合韵律型3种类型,以复合韵律型最为普遍。
①正韵律型:
表现为高孔、高渗段分布于砂体底部,向上渗透率逐渐减小,可细分为简单正韵律性及叠加正韵律性两种。
单一正韵律型由一个正韵律组成,下部岩性较粗,上部岩性变细,依据特征又可分为完全正韵律及不完全正韵律,完全正韵律表现为粒度的渐变,是主要的正韵律类型,不完全正韵律粒度往往出现突变现象。
叠加性正韵律内部往往由两个或三个以上单一正韵律段叠加,中间为泥质或物性夹层分隔,层内冲刷面发育。
这种韵律的砂体主要为河道沉积成因。
②反韵律型:
表现为渗透率向上逐渐增大,高孔、高渗段分布于砂体顶部,一般多为河口砂坝及远砂坝沉积成因。
本区单个反韵律型的情况不多。
多数反韵律砂体只是复合韵律砂体的一部分。
③复合韵律型:
这种韵律的砂体在本区最为常见,表现为单砂体在垂向上高、低渗透率段或正韵律与反韵律层交替分布。
本区最常见的是反-正韵律和正-正韵律型两种类型。
统计表明研究区正韵律砂体韵律段厚6-12m,单个韵律2-4m,其间渗透率变异系数平均为1.05,突进系数4.3,级差125,非均质性相对较强。
图9层内渗透率纵向分布韵律模式图
2.3.2层内夹层特征
层内不连续夹层对液体流动起到不渗透隔层的作用或极低渗透的高阻层作用,因而对驱油过程影响极大,层内夹层分布是非均质研究中又一重要内容[10]。
研究中利用自然电位的异常幅度和微电极的幅度差来辨认区段内的隔夹层。
根据该地区的岩心观察结果和夹层的岩性、物性特征,可以将研究区内的夹层划分为以下3种类型:
(1)泥质夹层
主要包括泥岩、页岩、粉砂质泥岩和泥质粉砂岩。
河流相中的夹层常常产生于层理构造形成过程中,在测井曲线上主要反映为泥岩特征,具体表现为自然电位靠近基线,井径曲线明显显示为扩径[11]。
研究区泥质岩类夹层的出现比较频繁。
(2)物性夹层
主要包括杂基支撑的中细砾岩和砂岩、颗粒支撑的中砾岩以及和周围相比物性偏低的岩层。
泥质含量高、物性差、微观非均质性强。
在测井曲线上表现为:
微电极曲线介于泥岩和钙质层之间,有一定的幅度差,自然电位幅度低,自然伽马值高。
(3)钙质夹层
主要与沉积物碳酸盐胶结作用、溶解作用等成岩作用的不均匀性有关系,分布随机性较强,在纵向上出现的频率相对较小。
钙质夹层导电性差,密度大,渗透率低,在测井曲线上表现为:
深侧向电阻率高于或接近油层电阻率;
声波时差明显低值,一般小于300μs/m,井径曲线无限扩径[12]。
研究区层内夹层主要以泥质夹层为主,主要发育不稳定夹层,岩性为低渗砂岩、泥质砂岩、钙质砂岩和砂质泥岩,夹层分布不均匀,连续性差。
延101砂体内部一般有1-2个夹层,单夹层厚度多在0.5-1m左右,多数在0.4m左右。
延102-1砂体内部一般有2-3个夹层,单层夹层的厚度一般在0.2-0.8m左右,多数不到1m;
延102-2砂体内部一般有2-3个夹层,单层夹层的厚度1.2-2m左右,一般不到1.5m(见表2)。
表2研究井区层内夹层统计表
小层
夹层个数(个)
夹层钻遇率(%)
夹层频率(个/m)
最小
最大
平均
延101
1
2
0.9
30
0.09
延102-1
3
2.9
40
0.14
延102-2
2.4
45
0.2
2.4平面非均质性特征
平面非均质性是指储层的几何形态、规模、孔隙度、连通行和渗透率差异引起的非均质性,以及其对油田生产动态与剩余油分布的控制作用[13]。
研究区内发育的砂体成因类型主要有河道砂体。
河道单砂体呈下凸上平的透镜状,但往往是多个单砂体切割叠置,形成不规则板状体,兼夹有不连续的泥岩条带或透镜,平面上河道砂体呈平行于物源方向,即东北向西南方向展布,多个河道相互拼接往往形成大片连通的大型复合砂体。
将以上砂体分布形态归纳为4种类型:
即:
①透镜状分布砂体:
砂体较薄,一般2-3m,物性差,岩性表现为粉砂岩、泥质粉砂岩,在自然电位曲线上多表现为低幅度的指形或齿化钟形,微电极曲线表现为幅度差较小。
主要见于分支窄河道、决口扇。
②断续条带状分布砂体:
分布规模较小,主要见于水下分支窄河道和天然堤。
③条带状分布砂体:
砂体厚度4-5m,该类砂体主要见于水下河道沉积环境中。
④大片连通分布砂体:
砂体成因类型主要是分流河道复合体为本区主要储集层,砂体分布范围广,厚度大,连通性好。
表3延10油层组单砂层延伸长度分级统计表
项目
油层
<500m
500-700m
700-900m
900-1100m
1100-1300m
>1300m
平行物源
27%
50%
23%
36%
39%
12%
13%
25%
12.5%
垂直物源
14.8%
57.1%
19.1%
33%
17%
10%
57%
从表3可以看出,在平行物源的东北至南西方向,90%的砂体延伸长度介于500-1300m之间,在垂直物源方向80%的砂体延伸长度介于200-900m之间。
2.4.1各小层储层砂体平面展布特征
(1)延101砂体展布特征
研究区延101时期砂体由砂体由北西-南东向延伸的2支条带状砂体组成,分流河道呈北东南西向分布,河道规模较大,厚度6m-10m。
由西至东,第一支河道,由6004-4井流入,由6166-1井流出本区;
第二支河道,由6192-3井流入,最后沿6322-1井流出本区(见图10)。
图10延101砂体展布平面图
(2)延102-1砂体展布特征
延102-1时期研究区砂体较发育,主要发育2支河道,主河道呈北南向分布,砂体厚度8-26m,主河道砂体厚度大于12m,总体来看,该期砂岩厚度大,厚度大于16m的砂岩基本连片分布。
由西至东,第一支河道,由6346井流入,沿6166-1井流出本研究区;
第二支河道规模较大,由6362-7井流入,经6101井,最后沿6322-3井流出本研究区(见图11)。
图11延102-1砂体展布平面图
(3)延102-2砂体展布特征
研究区延102-2时期分流河道呈北东南西向分布,砂体厚度8m-28m,总体来看,砂体局部呈片状分布,厚度大于16m的砂岩基本连片分布,局部可有砂体砂厚达到28m。
由西至东,第一支河道规模较小,由6003-1井流入,沿6348井流出本区;
第二支河道,由探6192-2井流入,经6341井,最后沿6166-1井流出本区(见图12)。
图12延102-2砂体展布平面图
2.4.2平面孔渗的分布
(1)延101研究区小层的有效孔隙度平面分布总体上呈片状展布,孔隙度的高值区主要分布在6362-2井组和6192-3井区,而低值区主要分布在6345,6388-4井区;
与渗透率大小分布大体一致。
如图13所示,
图13延101孔渗结构特征
(2)延102-1研究区小层的有效孔隙度平面分布总体上呈片状展布,延102-1孔隙度的高值区主要
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