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裂缝型低渗透储层剩余油分布规律研究

杨亿前  
【摘要】:随着油气勘探程度不断提高,常规油气资源日趋减少,储量品位越来越差,特低渗透油藏将成为今后我国油田开发的主要对象。我国石油可采资源量约150×108t,其中低渗透可采资源量56×108t。低渗透储层中,由于岩石致密程度增加,岩石的强度和脆性加大,因而在构造应力场的作用下,岩石会不同程度的产生裂缝,形成裂缝型低渗透储层。低渗透油藏裂缝在油藏注水开发中具有明显的双重作用:一方面可以提高注水井吸水能力,弥补渗透率天然不足;另一方面容易形成水窜,使采油井过早见水和水淹,而离裂缝较远的孔隙中剩余油富集。所以低渗透储层中有关裂缝的认识对剩余油的研究有着重要的现实意义。 鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地,位于中国大陆中西部,是一个多旋回沉积型克拉通类含油气盆地,油气资源十分丰富,具有油气分布广、含油层位多、油层厚度大、孔隙度和渗透率低等特点,是我国重要的能源基地。白豹油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡南部,为一东高西低的单斜,构造平缓,坡度较小,构造形态有很好的继承性。白209区长63储层孔喉细小且连通性较差,为典型的特低渗致密型储层,并发育滑塌及构造裂缝,严重增加了储层非均质性及评价难度,部分油区由于对储层裂缝认识不清,造成裂缝线上油井暴性水淹,而侧向油井注水不见效,使整个开发效果不佳。 本文正是针对上述问题,以裂缝型低渗透储层为研究对象,将鄂尔多斯盆地白豹油田白209区作为研究区域,选择储层非均质性作为研究的重点。在此框架内,基于测井地质学、储层沉积学、石油地质学、储层地质学、开发地质学等基本理论,综合应用静态与动态资料,对白豹油田白209区长63储层进行系统的储层地质研究。在分析研究区砂体岩石学特征、构造应力场概况、沉积相带展布及组合方式的基础上,重点明确储层的非均质性,并对影响储层非均质性的因素进行剖析,厘清储层非均质性对剩余油分布的控制,对剩余油分布规律作出合理的判断,为滚动开发方案的设计和调整提供地质依据,指导中后期开发实践,达到延长低含水开采期及长期稳产的目的。 通过研究,论文取得的主要成果及认识包括以下几个方面: (1)砂岩薄片的显微镜下鉴定结果表明,白豹油田延长组长63地层岩石类型以细—粉砂岩为主,中砂岩含量较少。物质组分比较复杂,碎屑颗粒成分以长石和石英为主,岩屑含量较低;杂基多为陆源粘土,胶结物成分有碳酸盐矿物、硅质等。储层物性为低孔、特低渗储层。 (2)白豹油田白209井区长63砂层组沉积相类型以浊积扇相沉积的中扇亚相为主,细分为四种沉积微相:即浊积水道、浊积叶状体、浊积漫溢和半深湖泥,区内浊积水道主要呈北东—南西向条带状展布,水道发育稳定,砂体连片,厚度较大,为本区的主要含油砂体,而浊积叶状体次之。 (3)从各小层砂体分布来看,长6331砂体厚度主要分布在7-11米之间,长6322砂体厚度主要分布在8-14米之间,这两个小层砂体最为发育,几乎覆盖全区,连片性较好,厚度、相变也较大。工区中部即浊积水道通过的中心部位砂体厚度大,向两侧砂体厚度有所减薄。 (4)研究区储层呈强非均质性,孔、渗平面分布特征与沉积微相展布和砂体发育状况密切相关,沉积相带控制着储层渗透性的好坏。各小层层内夹层发育比较普遍,主要有泥质夹层和钙质夹层两种类型。长631和长632、小层储层层间、层内非均质性较强,长633小层平面非均质性强。 (5)在古构造应力场的作用下,盆地内延长组地层大量发育裂缝,主要为燕山期形成的E-W向、S-N向裂缝和喜山期形成的NE向裂缝。E-W向和S-N向裂缝以剪性闭合缝为主,而NE向裂缝则以张性缝为主,主应力方向控制了延长组裂缝的走向以北东—南西向为主。 (6)白209区长6油藏渗透率变异系数为2.8,渗透率极差1000—5700,突进系数42.33,明显高于强非均质性的标准,反映出油层裂缝发育的特征。裂缝对注水开发效果影响十分显著,主要表现在注入水沿裂缝快速推进,裂缝方向上油井过早见水、水窜甚至水淹,而侧向上油井见效过慢。 (7)研究区剩余油分布受基质非均质性和裂缝非均质性的控制,平面上主要受沉积微相展布、砂体连通性以及裂缝的走向、充填、注水压力特征影响,纵向上则受控于夹层的分布和裂缝的沟通。 (8)研究区剩余油主要分布于浊积水道微相与浊积叶状体微相的边缘,中部距离裂缝较远的孔隙中剩余油也较为富集,全区整体剩余油丰度较高。


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