鄂尔多斯盆地致密油储层微观特征研究

鄂尔多斯盆地致密油储层微观特征研究

0致密油储层微观孔隙结构的研究致密油是指以吸附或游离为特征的黑岩、粘土粉砂岩和砂岩浆岩的自生、储、连续分布的石油集合。它是继黄岩气之后，全球石油勘探和开发的另一个热点。石油行业称之为“黑金”。目前,北美是致密油资源开发最多和最成功的地区,已开发了Bakken,EagleFord及Barnet等多个致密油气藏,预计2020年全美致密油产量将达到1.5亿t,可使美国的原油总产量增加1/3,大大减少对外依存度,在一定程度上改变世界能源格局。国外在致密油储层微观孔隙结构研究方面起步较早,研发了多种微观测试技术和方法,并形成了新的理论体系,但国内的相关研究才刚刚起步。以鄂尔多斯盆地致密油储层为例,三叠系延长组长7油层组为主要致密油储层发育段,目前已成功实现了对渗透率为0.3~1.0mD的超低渗透油藏的规模开发,并已掌握其岩性及物性等基本特征,但对其微观孔隙结构表征和孔隙结构分类等方面的研究仍存在诸多困难。由于先进的测试技术和方法均还处于探索阶段,而目前使用的常规测试技术和方法均难以满足致密油研究的需要,因此加大致密油储层微观特征研究对我国致密油发展具有重要意义。1新的研究手段致密油是一种典型的非常规油气资源,其储层与常规储层相比,具有以下2个方面的显著特点:储层物性差是致密油储层最基本的特征,北美地区致密油储层孔隙度一般为5%~10%,基质覆压渗透率一般为0.01~0.10mD,而我国致密油储层孔隙度相对较低,一般<12%,空气渗透率<1mD,并且横向非均质性强;孔隙和喉道直径一般均为0.03~2.00μm,而且从微米级别到纳米级别连续分布。针对致密油储层特征研究,常规的研究手段已难以满足需要,如光学显微镜薄片鉴定,其分析尺度一般为毫米级别,并且只能研究储层矿物组成及平面孔隙特征,无法了解孔喉配置及三维立体分布。因此,为了满足研究需要,新的研究手段迅速发展,如纳米级CT扫描、场发射扫描电镜、恒速压汞及核磁共振等技术。(1)纳米级CT扫描技术。利用高精度的纳米级CT扫描技术(三维空间分辨率可达50nm),可以实现纳米级别的微观孔隙观察和测试,也可实现岩石原始状态下的无损三维成像,从而确定致密砂岩储层纳米孔喉分布、大小及连通性等,以表征石油在纳米级孔喉系统中的赋存状态。从2012年开始,中国石油勘探开发研究院和胜利油田等单位均陆续引入进口或国产的纳米CT系统,并开展了一系列应用研究(图版Ⅰ-1)。(2)场发射扫描电镜技术。在高真空状态下,被加速的高能电子束照射到样品上时,入射电子束与样品相互作用而产生各种信号,然后使用不同的探测器检测这些信号,便可直接得到样品表面的图像信息。目前,场发射扫描电镜精度可达0.5nm,其最大特点是具备超高分辨扫描图像的能力,是纳米级孔喉结构测试和形貌观察的最有效仪器,近年来已广泛应用于致密储层和页岩的超微孔隙结构研究中(图版Ⅰ-2)。(3)恒速压汞技术。与常规压汞不同,恒速压汞是以极低的恒定速度(通常为5×10-5mL/min)向岩样喉道及孔隙内进汞,可实现对喉道数量的测量,克服了常规压汞的缺陷。利用该技术可将孔隙与喉道分开进行测量,并能够定量分析孔喉结构,所得到的信息能较好地反映油藏内流体在渗流过程中的动态孔喉特征。(4)核磁共振技术。利用该技术不仅可以测定不同状态下的含油量及不同孔径内剩余油的分布情况,以精确计算油相采出程度,还可以测量不同大小喉道内的油相分布情况。2储层岩石类型鄂尔多斯盆地延长组长7油层组是中生界的主力产油层,砂岩为其主要致密油储层(图1)。储层岩石类型主要为细粒长石砂岩和长石岩屑砂岩,平均孔隙度为10.1%,平均空气渗透率为0.18mD。致密油储层与一般低渗透率储层相比,平均孔隙度差别较小,但二者的渗透率差别较大,这主要是由于致密油储层的微观孔隙、喉道及其相互配置都控制了储层的渗流能力。2.1储层储集特征结果笔者将纳米级CT扫描和场发射扫描电镜技术相结合,可以将孔隙剥离出来单独测量,以还原真实孔隙体积,从而对储层孔隙类型、大小和体积等参数进行定量分析,还可以直观地观察孔隙与孔隙之间的平面连接状态(图版Ⅰ-3)。通过对鄂尔多斯盆地延长组长7致密油储层64口井138个样品进行微观特征综合研究发现,该储层的孔隙类型主要为长石溶蚀孔隙(图版Ⅰ-4)和晶间孔隙(图版Ⅱ-1),其大小决定了致密油储层的储集能力,平均孔隙半径为15~20μm,其中物性较好样品(渗透率≥0.1mD)的孔隙半径为15~30μm,物性较差样品(渗透率<0.1mD)的孔隙半径为10~20μm(图版Ⅱ-2、图版Ⅱ-3);平均单位孔隙体积为0.05,其中物性较好样品的单位孔隙体积为0.06,物性较差样品的单位孔隙体积为0.04(图版Ⅱ-4、图版Ⅱ-5)。2.2长7致密油储层喉道结构模型与常规储层不同,致密储层中喉道对储层输导渗流能力控制作用更强,因此,加强喉道及孔喉配置关系研究对致密油储层研究具有重要意义。然而,采用常规的研究手段无法了解孔喉的平面及三维立体特征,本次研究主要利用场发射扫描电镜、恒速压汞和纳米级CT扫描等技术对喉道大小、喉道体积及孔喉比等评价参数进行分析,并建立孔喉的三维立体结构模型。针对喉道研究,首先利用场发射扫描电镜技术对储层喉道大小进行直接测量。长7致密油储层喉道大小主要为0.10~0.75μm(图版Ⅱ-6)。然后利用恒速压汞技术分别对储层喉道及孔喉结构特征进行定量描述,并分别评价致密油储层喉道体积和孔喉比等结构指标。长7致密油储层的单位喉道体积为0.022,喉道进汞饱和度为15.27%(表1)。另外,通过对YC1,X233和YC2等井的3个样品进行对比发现,物性较好的YC1井样品的孔喉比远小于物性较差的YC2井样品,也就是说渗透率低的样品其孔喉比高,说明大孔隙被小喉道控制,即喉道大小控制了储层的输导能力(表1)。最后利用岩心CT扫描系统建立长7致密油储层孔喉三维立体结构模型(图版Ⅱ-7、图版Ⅱ-8)和球棍模型(图版Ⅱ-9、图版Ⅱ-10),以表征致密油储层的孔喉配置结构。通过对比分析不同物性的样品发现,物性较好的储层(渗透率>0.1mD)存在30%~40%连通性较好的大喉道,其半径≥0.5μm,而物性较差的储层(渗透率<0.1mD)喉道细小,半径<0.1μm的喉道约占60%,连通性差。2.3储层可动流体特征利用核磁共振技术不仅可对油相采出程度进行精确计算,而且能测定水驱油过程中不同状态下的含油量、不同孔径内剩余油的分布情况,以及不同大小喉道内的油相分布情况,从而定量评价长7致密油储层中可动流体的特征。在饱和油状态下70%的原油分布于大孔隙,在水驱油最终状态下原油采出程度为58%,剩余油主要分布于小孔隙,而小孔隙中80%(占原始含油量的20%~30%)的剩余油滞留于孔隙(图2)。通过核磁共振结合岩心离心法,最终测得致密油储层中半径为0.1~0.5μm的喉道控制了储层中60%的可动流体(表2)。3喉道大小及储层制约因素(1)孔隙大小决定了致密油储层的储集能力。鄂尔多斯盆地延长组长7致密油储层的平均孔隙半径为15~20μm,平均单位孔隙