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鄂尔多斯盆地陇东地区低渗透储层特征及分级评价

赵新智  
【摘要】:鄂尔多斯盆地是我国重要的含油气盆地和油气生产基地,其油气资源总量巨大,但迄今为止在盆地内已发现的油气储量90%以上赋存于低渗透储层之中,油气藏(田)开发以低渗、低产为主要特征。随着勘探开发的进一步展开与深入,长庆油田资源接替转为0.5×10-3μm2左右的储层,并且低渗(超低渗)储量的总量及其所占比例将不断上升。如何有效评价与开发这类低渗(超低渗)储层,提高低渗透储量的动用程度和利用价值,已成为亟待攻关解决的重大课题与难题。 储层评价是油气田开发过程中的核心研究内容。鄂尔多斯盆地西南部陇东地区以往的研究多是仅利用静态资料,集中在对长8油层组的岩石学与矿物学特征、微观非均质性、成岩作用及其对低渗透的影响作用等储层特征的单因素分析方面,但长8油层组低渗透储层的地质条件复杂,垂向上和横向上的非均质性均极强,要求相应的研究工作必须更为细化和深化,开展多学科协同攻关与综合研究。 本次研究以位于鄂尔多斯盆地西南部的陇东地区为剖析工区,旨在分析上三叠统延长组长8油层组低渗透储层的形成地质背景、沉积—成岩条件及其宏观与微观特征,筛选出有效的评价指标并对低渗透储层进行综合评价。本文在广泛调研目前国内外低渗透储层研究现状及最新进展的基础上,充分收集研究区的地质、钻井、测试化验及生产动态等资料,以层序地层学、石油地质学、沉积学、储层地质学、油气田开发地质学及地质统计学等理论为指导,多学科系统、综合研究了长8油层组砂岩储层的沉积相、成岩相、宏观与微观非均质性等特征,优选了低渗透储层的分级评价参数,确定出分级标准,并评价了不同级别低渗透储层的纵、横向展布特征及其对油气储量的贡献。 1.地层划分与对比 以高分辨率层序地层学理论为指导,应用高频旋回的分析对比方法,根据地层接触关系、沉积层序或旋回、岩性组合等要素,选定标志层,选择标准井建立综合柱状剖面对长8油层组进行小层划分,在此基础上对全区进行骨架连井剖面的小层对比和层位闭合。将长8油层组划分为长8,和长82两个砂层组,长81砂层组自上而下细分为长811、长812及长813三个小层;长82砂层组自上而下进一步细分为长821和长822两个小层。 2.沉积相分析 在岩心观察和显微薄片鉴定的基础上,结合测井资料,进行重点钻井的长8油层组沉积相分析;结合测井相(识别泥质岩、粉砂岩和砂岩)和砂地比分析,采取突出水下分流河道微相的方法,确定各小层沉积微相的剖面和平面分布特征。 长8油层组发育辫状河三角洲的三角洲前缘和前三角洲2个亚相,其中三角洲前缘亚相以水下分流河道微相和水下分流河道间微相为主,次为河口坝微相;前三角洲亚相划分1个前三角洲微相。 三角洲前缘砂体类型主要为截削河、叠加河、孤立河、坝上河、河上坝、孤立坝等6类,其中截削河砂体厚度大、分布频率高,为最佳储渗砂体。 水下分流河道是油层赋存的主要微相,各小层水下分流河道微相“捕获”的油层累计厚度平均占钻遇油层累计厚度的88.9%。 3.成岩相分析 基于岩心观察、薄片鉴定、压汞分析等资料,分析长8油层组砂岩储层的岩性特征、孔隙类型及孔喉组合,确定成岩作用类型及其成岩作用阶段和孔隙演化历史,划分成岩相类型并分析其在单井、剖面和平面上的展布特征,分小层、分区评价成岩相。 长8储层以细-中粒、极细-细粒长石岩屑砂岩为主,具成份成熟度低、结构成熟度较低和填隙物含量高并以成岩矿物为主等特点。成岩矿物含量18.5%,杂基仅1.6%。成岩矿物以自生的绿泥石、方解石最发育,含量分别为5.7%、5.1%。砂岩可见孔以粒间孔为主,长石溶孔次之;微孔分布于杂基和胶结物中。粒间孔含量为1.6%,多分布在单层厚度较大且主要由绿泥石胶结的砂岩中。砂岩的孔喉组合以中孔-中-微喉型为主。可见孔多呈由胶结物包围的四面体、多面体,喉道为颗粒间片状、弯片状间隙(张开宽度多1μm);而微孔既是孔隙又是管束状喉道。 砂岩经历以压实压溶、胶结为主的多种成岩作用,现今处于中成岩阶段A期的A2亚期。成岩作用发生的序次大致为:压实压溶-早期方解石胶结-绿泥石胶结-硅质胶结-高岭石胶结-中期方解石胶结-长石加大-伊利石胶结-溶蚀-自生石英充填。 砂岩初始孔隙度为30-37%,现今孔隙度8.3-17.2%。在成岩过程中,因压实压溶作用减少的孔隙量为1.3-20.4%,胶结作用减少的为3.3-19.5%;因溶蚀作用增加的为0.2-2.5%。 砂岩划分为早期胶结、压实压溶-微孔、压实胶结-微孔、绿泥石胶结-粒间孔微孔、溶蚀-粒间孔微孔、绿泥石胶结-粒间孔、溶蚀-溶孔粒间孔等7个成岩相。其中,绿泥石胶结-粒间孔微孔、绿泥石胶结-粒间孔等2个成岩相储渗透性较好分布且分布较广(分布频率10%),属有利成岩相;溶蚀-溶孔粒间孔、溶蚀-粒间孔微孔(分布频率4%±)属较有利成岩相;压实胶结-微孔成岩相储渗性差且分布又广(分布频率64.5%),属不利成岩相。 4.储层非均质性分析 依据压汞曲线特征将长8储层划分为3大类、6亚类:Ⅰ大类为低门槛压力、相对高渗型,岩心分析孔隙度均在10%以上,分析渗透率在1mD以上;根据孔喉的分布状况又可分为分选较差型和分选较好型。Ⅱ大类为中等门槛压力、中等渗透率型,岩心分析孔隙度在8%-10%之间,渗透率在0.3-1mD之间;根据门槛压力和分选特征又可分为较低门槛压力、分选较好型和较高门槛压力、分选较好型。Ⅲ大类为高门槛压力、低渗透率型,岩心分析孔隙度在10%以下,渗透率在0.3mD以下:根据门槛压力、渗透率、分选类别又可细划分为高门槛压力、低渗透率、分选较好型和很高门槛压力、极低渗透率、分选较差型。 敏感性试验结果揭示长8储层具有弱速敏、弱-无水敏、弱-无盐敏、强-极强土酸敏及中等-弱盐酸敏等敏感性特征。 单砂层内砂岩的粒度、粒序、物性的韵律性变化与层内夹层分布特征及渗透率的纵向变化相关分析表明岩性对物性有一定的控制作用,但不是唯一的控制因素。 对28口井的层间渗透率变异系数和渗透率突进系数统计分析表明,层间渗透率变异系数呈现双峰特征,其中弱非均质和强非均质所占比例较高;层间渗透率突进系数呈现单峰偏态特征,弱非均质所占比例较高。综合来看,研究区长8储层内砂层间的非均质性并不强。 用岩心取芯井段的分析孔隙度、渗透率计算流动层指数,分成不同的流动单元级别,再利用对应层段的孔隙度、渗透率、含油饱和度、泥质含量等参数建立流动单元的判别函数,将研究区长8油层组分为A、B、C、D四类流动单元,其中A类流动单元分布局限,多呈孤立状分布;B、C两类流动单元多呈顺河道方向的条带状分布;D类流动单元多分布于河道的边部。 5.储层综合评价 建立了一套适用于研究区乃至整个鄂尔多斯盆地0.3毫达西低渗透储层评价的指标体系及其评价流程,其中以物性参数作为分类评价的关键参数,岩性参数和含油性参数为重要参数,孔隙结构参数为重要参考参数。据此将研究区长8砂岩储层划分为为五类(级),其中Ⅰ类储层(特低渗储层)为最好的储集层,Ⅱ类储层(超低渗Ⅰ类)为有利储层,Ⅲ类储层(超低渗Ⅱ类)为较有利储层,Ⅳ储层(超低渗Ⅲ类)为不利储层,V类储层为非有效层。 研究区储集层在纵向分布、平面展布上均受沉积相带的控制。超低渗透储层在纵向上层位相对集中发育,且非均质性强,构成了不同分类的砂岩层叠置分布;纵向上厚度较大的水下分流河道砂体在小层中具较强的继承性。顺延水流方向砂体延伸距离较远,构成了储集主体,横向上(垂直物源方向)的砂体呈透镜状,延伸距离有限。在平面上,不同类别的储层有呈环带分布的特点,类储层在主砂体的主体核部位置,环绕其外呈环带状分布依次为差一级的储集砂层。总体上,陇东地区纵向上好的储层集中于长811和长822,且长811优于长822,其后依次为长812、长821、长8,3。 在分析各类(级)储集层纵、横向分布的基础上,应用容积法,对不同类别的储集岩做储量分析,并对不同小层和不同类别储层的储量进行计算。陇东地区长8油层组油气储量总计为44963.58×104t,其中Ⅰ类储层的储量为996.88×104t,占总储量的2.22%;Ⅱ类储层的储量为4440.61×104t,占总储量的9.88%;Ⅲ类储层的储量为21022.49×104t,占总储量的46.75%;Ⅳ类储层的储量为18533.6×104t,占总储量的41.22%。Ⅲ类和Ⅳ类储层的储量占总储量的87.97%,是研究区油气开发的主要对象。


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