基于壓汞曲線的峰點孔喉半徑與含油性關(guān)系研究惠民凹陷沙河街組三段巖性油藏儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征及油氣意義

基于壓汞曲線的峰點孔喉半徑與含油性關(guān)系研究惠民凹陷沙河街組三段巖性油藏儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征及油氣意義

儲層孔結(jié)構(gòu)決定了儲層微孔中液體的運動和聚集。Washburn(1921)首次建議利用實驗室壓汞實驗確定巖石孔喉分布。Schowalter通過壓汞電導率研究認為汞飽和度為10%時的壓力為排替壓力。而Katz和Thompson(1984,1985)則把門限壓力定為汞能形成整個巖樣連通通道時的壓力,并指出實測門限壓力對應(yīng)于壓汞曲線圖上的拐點(壓汞曲線上凸的地方);EdwordD(1992)對壓汞曲線進行重新變換,以汞飽和度除以壓力為縱坐標,汞飽和度為橫坐標繪圖,壓汞曲線為雙曲線型,壓汞曲線的峰點所對應(yīng)的孔喉半徑稱為峰點孔喉半徑(apexversusporeaperture),并認為該值對油氣圈閉具有重要意義。儲層峰點孔喉半徑的物理意義是單位壓差下進汞量最大的位置。峰點處于優(yōu)勢孔徑分布區(qū)間。所以一旦油氣突破峰點孔喉半徑,含油飽和度能迅速增加,也只有突破峰點孔喉半徑,儲層才成為有效的油層。1儲層及油層的壓汞特性惠民凹陷包括滋鎮(zhèn)洼陷、中央隆起帶、臨南洼陷、惠民南斜坡、里則鎮(zhèn)洼陷、陽信洼陷等構(gòu)造單元。其中,巖性油藏中多為層狀油層,油層與水層、干層間互出現(xiàn)。那么,砂層含油與否的控制因素是什么?很多學者進行了探索并從不同方面得出一些認識。總體看,若具備油源供給,根據(jù)“短板效應(yīng)”,砂巖是否可以成為輸導層或富集油氣,受其油氣滲濾過程中最大阻力控制,也就是受控于儲層孔喉半徑。中央隆起帶基山砂體、臨南洼陷、夏口斷裂帶附近,以巖性油藏和構(gòu)造-巖性油藏為主?；缴绑w主要為極細粒巖屑長石砂巖和細粒巖屑長石砂巖,孔隙度9.0%～23.0%,滲透率0.16×10-3～20.00×10-3μm2,平均孔喉半徑0.17～0.52μm,排驅(qū)壓力0.5～1.5MPa。臨南洼陷沙河街組三段儲層以中-細粒巖屑長石砂巖為主,孔隙度5.6%～30.9%,滲透率1.0×10-3～1765.9×10-3μm2,平均孔喉半徑0.12～10.89μm,排驅(qū)壓力0.002～10.0MPa。夏口斷裂帶,砂巖孔隙度15.2%～22.5%,滲透率50.0×10-3～1160.0×10-3μm2。物性、壓汞實驗結(jié)果反映,沙河街組三段砂巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)復雜,非均質(zhì)性強?；缴绑w、臨南洼陷、夏口斷裂帶沙河街組三段樣品的壓汞曲線,按照EdwordDP的方法進行了重新整理。結(jié)果表明,10口井中沙河街組三段45條壓汞曲線中,44條為雙曲線。位于基山砂體的商852井、位于臨南洼陷的夏942井沙河街組三段油層的壓汞曲線特征如圖1所示。根據(jù)處理后的壓汞曲線,確定每一壓汞曲線的峰點孔喉半徑及對應(yīng)的汞飽和度,同時確定汞飽和度為35%時對應(yīng)的孔喉半徑r35,進而統(tǒng)計峰點孔喉半徑(rp)、孔喉半徑r35與√k/pk/p???√之間的關(guān)系,關(guān)系式為:rp=7.5732(√k/p)4-22.639(√k/p)3+21.385(√k/p)2-5.2805(√k/p)+0.623(1)rp=7.5732(k/p???√)4?22.639(k/p???√)3+21.385(k/p???√)2?5.2805(k/p???√)+0.623(1)公式(1)相關(guān)性R2=0.9459,樣品數(shù)45。r35=5.8778(√k/p)4-16.707(√k/p)3+14.398(√k/p)2-2.3989(√k/p)+0.2596(2)r35=5.8778(k/p???√)4?16.707(k/p???√)3+14.398(k/p???√)2?2.3989(k/p???√)+0.2596(2)公式(2)相關(guān)性R2=0.8784,樣品數(shù)45。式中:rp為峰點孔喉半徑,μm;r35為示飽和度為35%時對應(yīng)的孔隙半徑,μm;k為空氣滲透率,×10-3μm2;?為有效孔隙度,小數(shù)。統(tǒng)計關(guān)系表明,峰點孔喉半徑rp與√k/pk/p???√相關(guān)性最好,孔喉半徑r35與√k/pk/p???√相關(guān)性次之。2油柱-液孔結(jié)構(gòu)惠民凹陷壓力-深度關(guān)系反映,地層壓力在靜水壓力帶附近較為集中,負壓現(xiàn)象表現(xiàn)較明顯,超壓現(xiàn)象不明顯,僅3200m以下局部出現(xiàn)超壓異常?；菝癜枷菡w上流體壓力方面的運移動力較弱(圖2)。綜合前人研究成果認為,沙河街組三段除臨南洼陷街斜2、臨83、夏50、夏941井所圍限區(qū)域存在明顯壓力異常外,油氣成藏主要動力是油水密度差產(chǎn)生的浮力(驅(qū)動力),浮力(驅(qū)動力)和毛細管壓力(阻力)的相互作用下,引起油氣運移與聚集。浮力:F=(ρw-ρo)Ηg(3)毛細管力:F1=2σowcosθow(1/r1-1/r2)(4)油氣成藏的必要條件為:F≥F1(5)式中:ρw為地層水密度,103kg/m3;ρo為地層原油密度,103kg/m3;H為油柱高度,m;g為重力加速度,9.8m/s;σow為地層條件下油和水的張力,N/m;θow為油和水對巖石的潤濕角,°;r1為喉道半徑,m;r2為孔隙半徑,m。浮力大小取決于地層條件下油水密度差和油柱高度;而影響阻力(即毛細管力)大小的主要因素是孔喉半徑和油水界面張力、潤濕角。根據(jù)潤濕性分析結(jié)果和油層原油油藏地層流體分析、地層水分析結(jié)果,計算出基山砂體、臨南洼陷以及夏口斷裂帶附近沙河街組三段油層浮力梯度為2.696kPa/m。那么,當?shù)叵掠退再|(zhì)變化不大時,油柱越高,浮力越大,油氣就能克服更大的毛管阻力,進入更小的孔隙,孔喉半徑越小的儲層就有可能成為油層。根據(jù)臨南洼陷及其周圍地區(qū)的壓汞分析資料、原油分析結(jié)果,合理選取參數(shù)后計算油柱高度與最小孔喉半徑關(guān)系(表1)。在不考慮其他動力的情況下,油柱高度250m時,含油儲層喉道半徑可達0.109μm。中央隆起帶、臨南洼陷以及夏口斷裂帶中,構(gòu)造圈閉幅度一般20～130m,個別構(gòu)造圈閉幅度200～300m,構(gòu)造-巖性圈閉幅度一般20～100m,巖性油藏圈閉幅度一般幾米至幾十米。根據(jù)上述特征推測,常壓或負壓條件下,若構(gòu)造圈閉幅度為100m,油源充足可以充滿圈閉,含油儲層最小喉道半徑約0.273μm。同理,常壓或負壓條件下的巖性油藏中,由于其圈閉幅度小于100m,含油儲層最小喉道半徑應(yīng)大于0.273μm。臨南洼陷夏942井沙河街組三段3631.0～3634.0m壓裂后試油,結(jié)果為油層。3631.05m處壓汞分析資料表明,峰點孔喉半徑0.14μm。夏942井油層峰點孔喉半徑較小這一特征反映,除其與油柱高度有關(guān)外,還與壓力有關(guān)。壓裂段儲層被成熟烴源巖包裹,且該區(qū)處于相對高壓區(qū)(圖2)。夏942井鄰井夏941井3808.6～3878.98m油頁巖段測試折算日產(chǎn)油6.67t,靜壓62.92MPa,壓力系數(shù)1.69,反映該區(qū)具有較強的動力條件。夏942井油層的峰點孔喉半徑特征反映,較強成藏動力條件下,喉道半徑較小的砂巖中同樣可以聚集油氣。臨南洼陷街斜2、夏942、夏941、夏50、夏103、夏105、夏101井區(qū),位于臨南洼陷沙河街組三段深凹陷區(qū),該區(qū)沙河街組三段主要為三角洲前緣末端砂、滑塌濁積巖、深水濁積扇沉積砂體。砂體整體巖性細且較致密,但由于大多呈透鏡狀或上傾尖滅狀,被烴源巖包裹或鄰近烴源巖,又處于相對高壓區(qū)域,雖然其儲集性能相對差,但是由于具有充足的油源和足夠的成藏動力條件,在較小喉道半徑的砂巖儲層中,可以聚集油氣形成巖性油藏。因此,系統(tǒng)分析儲層特征及其成藏動力條件之間的匹配關(guān)系,有利于油氣富集區(qū)域的分析評價。3峰點孔喉半徑惠民凹陷與巖性油藏有關(guān)的產(chǎn)層統(tǒng)計結(jié)果表明,大部分油層的峰點孔喉半徑分布優(yōu)勢區(qū)域為0.65～6.00μm;油水同層的峰點孔喉半徑分布優(yōu)勢區(qū)域為0.30～5.0μm;含油水層的峰點孔喉半徑分布優(yōu)勢區(qū)域為0.20～0.90μm;水層的峰點孔喉半徑分布存在0.10～0.30μm,0.65～1.00μm和1.5～6.00μm3個優(yōu)勢區(qū)域;干層與油干層的峰點孔喉半徑分布區(qū)域為0.30～0.5μm(圖3)。油層、油水同層所對應(yīng)的儲層峰點孔喉半徑相對大,但夏942、夏510井油層的資料已經(jīng)揭示,較小峰點孔喉半徑的砂巖中,也富集油氣,也就是說,油氣富集除與儲層條件有關(guān)外,還要考慮油氣成藏動力條件。巖性油藏中的儲層常常具有較小峰點孔喉半徑。因此,對于油氣運移和聚集來說,烴源巖生成的油氣從源巖排出之后,以非潤濕相通過輸導層驅(qū)替儲層中水,最后到達毛細管壓力大于油柱的浮力位置時,油氣即被圈閉。為了評估油氣運移和聚集能力,必須弄清導致油氣聚集的孔喉大小。惠民凹陷具有多物源、近物源特征,基山砂體、江家店地區(qū)、臨南洼陷內(nèi)致密儲層相對發(fā)育。在不同成藏動力條件下,隨著成藏動力條件增強,含油層的最小峰點孔喉半徑值相應(yīng)減小,一些致密儲層可以儲存油氣;反之,如果成藏動力條件較弱,最小峰點孔喉半徑值相應(yīng)就大。同時,砂巖孔隙結(jié)構(gòu)的差異性,往往導致其含油性的差異,在一定成藏動力條件下,只有儲層峰點孔喉半徑大于某一臨界值,儲層才能聚集成藏,峰點孔喉半徑大小決定了儲層內(nèi)是否有油氣聚集。對于透鏡狀砂體和上傾尖滅砂體,由于一般被烴源巖包裹,且大多位于有效烴源巖發(fā)育區(qū),油源供給充足,并且具有一定的成藏動力條件,因此,儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征成為控制其成藏的主要控制因素。4圈閉幅度及其他成藏動力條件1)沙河街組三段儲層孔隙結(jié)構(gòu)復雜,在具備油源和巖性圈閉的情況下,巖性油藏中含油砂巖峰點孔喉半徑分布于0.10～6.60μm,常壓背景下,0.65～6.6μm為油層和油水同層的峰點孔喉半徑分布優(yōu)勢區(qū)域。油層與油水同層的峰點孔喉半徑變化范圍較大,反映了油氣富集除與儲層儲集性能有關(guān)外,還與圈閉幅度及其他成藏動力條件有關(guān)。2)在一定成藏動力條件下,峰點孔喉半徑?jīng)Q定了儲層內(nèi)是否有油氣運移與聚集;在不同成藏動力條件下,成藏動力條件強,含油層的最小峰點孔喉半徑值相應(yīng)小,反之,如果成藏動力條件弱,最小峰點孔喉半徑值大。峰點處在優(yōu)勢孔徑分布區(qū)間,峰點孔喉半徑是決定儲層成藏的至關(guān)重要的孔喉位置。3)巖性油藏中砂