储层孔隙结构的影响因素

储层孔隙结构的影响因素

0低渗透储层微观特征安塞油田h区位于陕西省安塞县西北部，位于鄂尔多斯盆地伊山斜坡的中东部。该区构造稳定,地层平缓,倾角0.5°左右,由于差异压实作用,发育大致由东向西倾没的低幅鼻隆构造。区内三叠系延长组长6油层组属于三角洲沉积体系,三角洲前缘亚相水下分流河道砂体及河口坝砂体是其主要的储集砂体。低渗透油气藏由于储层物性差、油藏压力系数低、自然能量不足,油气井基本没有自然产能,而孔隙结构是影响并决定储层微观孔喉内流体流动和油气运聚的重要地质条件,因此加强对低渗透储层微观特征的研究,有利于低渗透储层及岩性油气藏的勘探开发。笔者通过铸体薄片、扫描电镜、压汞等资料,对安塞油田H区长6油层组储层微观孔隙结构特征进行了深入的研究。1渗透率分布安塞油田H区长6储层孔隙度最大值为15.1%,平均为9.4%,主要分布在7%~12%;渗透率最大值为11.82mD,平均约为0.94mD,主要分布在0.1~5mD。上述物性数据表明,研究区长6储层整体属于低孔、特低渗储层,其孔隙度和渗透率具有很好的正相关性(以长61-2为代表)(图1)。2储层微观孔结构特征2.1储层结构类型对研究区所取样品的铸体薄片和扫描电镜分析表明,安塞油田H区长6油层组在成岩过程中形成了多种孔隙类型,主要有:(1)原生粒间孔(残余粒间孔)(图版Ⅰ-1);(2)溶蚀粒间孔,包括浊沸石溶孔、长石溶孔和岩屑溶孔(图版Ⅰ-2、图版Ⅰ-3、图版Ⅰ-4);(3)溶蚀粒内孔,包括铸模孔、长石溶蚀粒内孔(图版Ⅰ-4、图版Ⅰ-5);(4)微孔隙;(5)微裂隙(图版Ⅰ-6)。其中溶蚀粒间孔、残余粒间孔和粒内溶孔是区内最主要的孔隙类型(表1)。研究区各类孔隙的面孔率分布特征见表1。不同类型孔隙组成的储集空间,其渗透性相差较大。研究区原生粒间孔多呈孤立状,连通性差。储层中的溶蚀孔,若与粒间孔连通状况好,则为较好的储集空间,若与粒间孔等较大孔隙连通状况差,则对渗透率的贡献小;浊沸石溶孔在安塞地区长6油层组中普遍发育,对于延长组下部砂岩储层储集性能的改善非常有利。微孔隙因孔隙喉道狭小,且常以一端敞开的“死胡同孔隙”存在,因而对渗透率的贡献最小。微裂隙在研究区内比较发育,对较差储层物性改善作用比较明显。2.2喉道类型对储层渗流能力的影响据铸体薄片孔隙特征资料统计,研究区长6储层孔隙大小相对中等。大孔隙(平均孔径>100μm)和小孔隙(平均孔径10~50μm)在该区内分布较少,均占总孔隙的15.8%;而中孔隙(平均孔径50~100μm)分布相对较多,占总孔隙的68.4%,为研究区最主要的孔隙类型。喉道为连通孔隙的狭窄通道,对储层的渗流能力有决定性影响。目前,按平均喉道半径,可以将喉道分为粗喉(>3.0μm)、中细喉(1.0~3.0μm)、细喉(0.5~1.0μm)、微细喉(0.2~0.5μm)和微喉(<0.2μm)5种类型。据统计,研究区长6油层组储层孔喉中值半径(近似代表平均孔喉半径)为0.1~0.39μm,平均值为0.247μm,为微细喉道类型。因此,研究区长6油层组储层属中孔、微细喉道类型。2.3孔隙原位数孔隙连通状况常用配位数来表征。配位数指镜下薄片中,连通一个孔隙的喉道数量。对70个薄片的孔隙配位数统计表明,长6储层孔隙配位数多为1~2个,局部为3个,孔隙连通状况一般。统计发现粒度粗且长石、石英含量高处孔隙连通状况较好,方解石、杂基及云母含量高处孔隙连通状况较差。2.4储层微观孔隙结构的主要表征毛管压力曲线能够比较直观地反映储层的孔隙结构,不同的毛管压力曲线代表不同的孔隙结构类型。研究区样品的毛管压力曲线和平均毛管压力曲线总体表现出中等排驱压力、略粗歪度、孔喉分选性好、连通性一般的特点。在前人对鄂尔多斯盆地延长组孔隙结构分类标准研究的基础上,结合研究区长6储层排驱压力、饱和度中值压力、中值半径、平均喉道半径等微观孔隙结构特征参数,将该区长6储层毛管压力曲线分为4类,主要以Ⅱ类和Ⅲ类为主(图2)。Ⅰ类:Ⅰ类曲线以化413井长6毛管压力曲线为代表。曲线有一个明显的平台,相对偏向于横坐标。渗透率为2.44mD,排驱压力为0.22MPa,饱和度中值压力为0.82MPa,中值半径为0.92μm,平均喉道半径为1.09μm。此类曲线的排驱压力和中值压力均较低,渗透率高,孔喉类型为中孔、中喉型,表明储层的孔隙结构和渗流能力好。Ⅱ类:Ⅱ类曲线以化244井长6毛管压力曲线为代表。曲线相对于Ⅰ类有一个不太明显的平台,相对偏向于右上方。渗透率为1.23mD,排驱压力为0.50MPa,饱和度中值压力为2.70MPa,中值半径为0.27μm,平均喉道半径为0.40μm。此类曲线反映的储层微观孔隙结构各项参数都没有Ⅰ类好,孔喉类型为中孔、细喉型,表明储层的孔隙结构和渗流能力中等。Ⅲ类:Ⅲ类曲线以化214井长6毛管压力曲线为代表。曲线有2个不太明显的平台,相对Ⅱ类稍偏向于右上方。渗透率为0.61mD,排驱压力为0.70MPa,饱和度中值压力为3.61MPa,中值半径为0.20μm,平均喉道半径为0.34μm。此类曲线反映的储层微观孔隙结构各项参数都没有前2类好,孔喉类型为中孔、细喉型,连通性较差,表明储层的孔隙结构和渗流能力较差。Ⅳ类:Ⅳ类曲线以化151井长6毛管压力曲线为代表。曲线具较为平缓的平台,相对Ⅲ类偏向于右上方。渗透率为0.10mD,排驱压力为4.28MPa,饱和度中值压力为11.23MPa,中值半径为0.06μm,平均喉道半径为0.09μm。此类曲线反映的储层微观孔隙结构各项参数都没有前3类好,且饱和度中值压力较高,孔隙度虽发育,但喉道为微喉,连通性差,表明储层的孔隙结构和渗流能力差,为非有效储层。2.5岩性孔隙类型压汞法常用来定性和半定量描述储层的微观孔隙结构特征,包括岩石所具有的孔隙和喉道的几何形态、大小、分布及其连通状况。常用的孔隙结构特征参数有:排驱压力、中值压力、中值半径、孔隙结构系数、孔喉均值、均质系数、分选系数。2.5.1孔隙度和渗透率随着排驱压力减小,储层孔隙度和渗透率增大。研究区长6油层组排驱压力一般在0.15~1.33MPa,孔隙度和渗透率相对较高;少数储层排驱压力大于2.0MPa,物性相对较差(图3a)。孔隙度、渗透率与排驱压力具有较好的负相关性,相关系数分别达到了0.68和0.79,这与中、高渗透储层中排驱压力与物性的关系相一致。2.5.2储层自然渗流能力中值压力越大,储层物性越差,中值压力与孔隙度和渗透率具有较好的负相关性。研究区中值压力变化较大,相对好的储层其中值压力小于1MPa,大部分样品在1.24~5.8MPa,个别较差的其中值压力达到12.56MPa(图3b)。这表明长6油层组储集岩岩性致密,若不进行压裂改造,储层自然渗流能力将非常弱。同中值压力相对应的中值半径变化也较大,与物性具有很好的正相关性。2.5.3储层渗流回流程度及渗流储层结构系数孔隙结构系数表征了真实岩心与假想的等长和等截面积平行圆柱状毛管束模型之间的差别,其值是影响这种差别的各种综合因素的度量。它表示流体在孔隙中的渗流迂回程度,即孔隙结构系数越大,孔隙弯曲迂回的程度越强烈。一般来说,中、高渗透储层的孔隙结构系数随着渗透率的降低而增大,即储层的迂曲度增大,从而增加了储层中油水流动的难度。安塞油田H区长6油层组孔隙结构系数与物性的关系也遵循此规律。研究区孔隙结构系数在0.18~14.43,随着孔隙结构系数的增大,储集层的有效孔隙度、渗透率逐渐降低(图3c),孔隙结构系数与物性具有很好的负相关性。2.5.4孔喉均值对储层储层性能的影响研究区孔喉均值较小,孔喉半径一般在0.05~1.5μm(图3d),属于微细—细喉道类型储层。由于储层为低孔、特低渗储层,因此孔喉均值的大小与储层的储集性能相对应,且具有正相关性,即孔喉均值越大,储层储集空间就越大,有效孔隙度值就越大。孔喉均值与有效渗透率也有此相关性。2.5.5均质系数对储层物性的影响均质系数与储层孔隙度、渗透率基本不具有相关性。在中、高渗储层中,均质系数与物性具有很好的相关性,而研究区属于低孔、特低渗储层,均质系数在0.1~1.31,分布较为分散(图3e),砂岩均质程度对储层物性影响不大。2.5.6储层选择性的影响随着分选系数增大,储层物性变好。在中、高渗储层中,分选系数越小,孔隙结构越好,储层物性也越好;反之亦然。研究区孔喉分选系数总体变化比较大,一般在0.1~3。相对好的储层分选系数大,相对差的储层分选系数小(图3f)。在低渗透储集层中,粒间孔或溶孔不发育时,以微孔隙为主,分选性较好,分选系数小;当具有一定量的较大的粒间孔隙或溶蚀孔隙时,储集性相对较好,孔喉分选性相对较差,分选系数大。3孔隙结构特征分析(1)安塞油田H区长6油层组储层孔隙度平均值为9.4%,渗透率平均值约为0.94mD,属低孔、特低渗储层。研究区储层孔隙类型多样,主要以溶蚀粒间孔、残余粒间孔和粒内溶孔为主。孔喉中值半径为0.1~0.39μm,孔隙直径主要为50~100μm,属于中孔、微细喉道类型,孔隙连通状况一般。(2)研究区样品毛管压力曲线和平均毛管压力曲线总体表