塔中4油田東河砂巖儲集層變差函數(shù)規(guī)律

阿克庫勒地區(qū)東河砂巖以石英砂巖為主,成熟度較好,但物性較差,平均孔隙度小于10%,平均滲透率為5.41×10-3μm2.該區(qū)東河砂巖具極強的非均質(zhì)性,這種非均質(zhì)性與沉積相類型和成巖作用有關(guān).濱岸相沉積的東河砂巖一般具較好物性,而潮坪相沉積的東河砂巖儲集層物性較差.對東河砂巖物性影響較大的成巖作用包括膠結(jié)作用和大氣降水淋濾作用.其中,碳酸鹽巖膠結(jié)是主要膠結(jié)類型,對儲集層物性的破壞作用最大,石英次生加大和粘土礦物膠結(jié)降低了儲集層物性,也降低了孔隙的連通性,大氣降水的淋濾作用使東河砂巖段頂部砂體儲集物性變好.由于哈得遜地區(qū)和塔中地區(qū)東河砂巖沉積相類型和構(gòu)造位置不同于研究區(qū),其儲集層物性較研究區(qū)好.

通過巖心鏡下薄片和電子探針對粘土礦物的含量分析,得出東河油田1井區(qū)石炭系東河砂巖段儲層粘土礦物以高嶺石為主,其次是伊利石,伊蒙混層和綠泥石礦物含量低。粘土礦物結(jié)構(gòu)較穩(wěn)定。結(jié)合巖心敏感性測試分析得知,東河砂巖段儲層主要以堿敏和酸敏為主。所以在注水開發(fā)過程中,要防止堿敏和酸敏對儲層的傷害。

根據(jù)野外露頭、鉆井、測井和地震資料,將塔北隆起泥盆系東河砂巖劃分為一個三級層序,該層序具有明顯的從水進到水退的沉積結(jié)構(gòu),中部為最大水進期,自下而上可明顯地劃分為海侵體系域和高位體系域。東河砂巖主要形成于浪控濱岸環(huán)境,主體巖性為巖屑石英砂巖,具有較高的成分和結(jié)構(gòu)成熟度,發(fā)育交錯層理、平行層理、沖洗層理、塊狀層理以及生物擾動構(gòu)造。根據(jù)地震剖面上的疊瓦狀前積結(jié)構(gòu)和巖芯觀察,認為在東河20井,賽克低凸起和草4井附近發(fā)育有浪控三角洲體系。

為了深入探討成巖作用對東河砂巖儲層質(zhì)量的影響,對阿克庫勒凸起20口井的巖芯樣品進行了系統(tǒng)的鑄體薄片、電子探針、掃描電鏡、x衍射等分析,結(jié)果顯示:本區(qū)東河砂巖儲集砂體以石英砂巖、巖屑石英砂巖為主,并有巖屑砂巖、長石巖屑砂巖以及長石石英砂巖;成巖作用的類型有壓實作用、膠結(jié)作用、溶解作用及交代作用;溶解作用為主要建設(shè)性成巖作用,包括早期碳酸鹽膠結(jié)物溶解、長石顆粒的溶解和巖屑的溶解;晚期碳酸鹽膠結(jié)作用對本區(qū)儲層的破壞性最大。綜合成巖作用的組合類型和演化序列,認為東河砂巖的成巖演化主體已進入中成巖階段a期。在本區(qū)主要識別出4種成巖相:晚期鈣質(zhì)強烈膠結(jié)成巖相,弱石英次生加大與較強溶解成巖相,較強石英次生加大與較弱溶解成巖相和較強壓實較弱溶解成巖相。弱石英次生加大與較強溶解成巖相為本區(qū)有利成巖相,有利于次生孔隙的形成與保留。

篩選有機地球化學(xué)參數(shù)中不受或者很少受其他地質(zhì)因素干擾的地球化學(xué)指標(biāo)作為油氣示蹤的有效參數(shù),探討塔中地區(qū)泥盆系東河砂巖中油氣充注方向。泥盆系東河砂巖中地球化學(xué)指標(biāo)(1,3,6-)/(1,3,6-+1,2,5-)三甲基萘(tmnr)、4-甲基二苯并噻吩/1-甲基二苯并噻吩(4-/1-mdbt)、咔唑類化合物含量(w)、c2烷基咔唑的結(jié)構(gòu)類型(g1、g2、g3)存在一定的運移分餾作用。表現(xiàn)為隨著油氣運移距離的增長,tmnr值、4-/1-mdbt值、w值和g3值呈現(xiàn)出有序的降低;而c2烷基咔唑的結(jié)構(gòu)類型g1值、g2值和c3-咔唑/c2-咔唑值則隨著石油運移距離的延伸而逐漸增大。根據(jù)對上述地球化學(xué)指標(biāo)的綜合分析,塔中東部泥盆系東河砂巖的油氣充注表現(xiàn)為自nw向se方向和自se向nw方向往構(gòu)造高部位充注,塔中西段則表現(xiàn)為自nw向se方向和自ne向sw方向充注。同時研究結(jié)果也表明該區(qū)的油氣可能經(jīng)歷了相當(dāng)長距離的運移。

近年來在塔河地區(qū)鉆揭了一套典型的河控三角洲相"東河砂巖",它與東河塘、塔中和哈得遜等地區(qū)發(fā)現(xiàn)的前濱相和濱面相"東河砂巖"明顯不同。鉆井巖心上該套三角洲相砂巖表現(xiàn)為板狀交錯層理、平行層理厚砂體;粒度概率具有河道、河口壩微相特征;平面上地震振幅、反射強度斜率屬性異常呈以s99、t728井為中心的"鳥足狀"外形;古鹽度測試結(jié)果反映在三角洲河口附近的s109、t727井為半咸水沉積。綜合鉆井、測井、地震、地球化學(xué)等資料的分析,塔河地區(qū)"東河砂巖"除發(fā)育濱海沉積外,同時還發(fā)育三角洲前緣分流河道、河口壩沉積,該區(qū)"東河砂巖"為河控型朵狀三角洲—濱海沉積體系。

從東河砂巖段單井沉積相類型劃分出發(fā),詳細研究了沉積相分類及特征、沉積相區(qū)域展布特征,提出該地區(qū)的東河砂巖段沉積環(huán)境主要為浪控濱岸環(huán)境的前濱—臨濱環(huán)境,并在此基礎(chǔ)上預(yù)測出砂體展布范圍和有利儲層分布,最后建立了東河砂巖段的沉積模式.

東河砂巖是塔里木盆地晚泥盆世—早石炭世一套穿時的巖石地層單元,是盆地重要的含油層系。應(yīng)用層序地層學(xué)理論,以露頭、鉆井和地震資料為基礎(chǔ),分析了東河砂巖的地層展布模式、沉積前古地貌特征、砂巖發(fā)育期次、沉積環(huán)境演化和砂巖分布規(guī)律。結(jié)果表明,東河砂巖是海侵背景下從西南向東北,即依次由麥蓋提斜坡、巴楚凸起向塔中凸起、塔北隆起超覆的沉積砂體;東河砂巖沉積前古地貌有兩隆兩凹的特征;由早到晚可劃分為5期砂體。第1期砂體主要分布在麥蓋提斜坡和巴楚凸起,第2期砂體主要分布在巴楚凸起和塔中凸起,第3期砂體主要分布在塔中凸起和塔北隆起,第4期砂體主要分布在塔北隆起,第5期砂體主要分布在塔北隆起及塔東低凸起周緣。東河砂巖的巖相主要有砂礫巖、粗砂巖、中砂巖和細砂巖,沉積環(huán)境主要為河口灣和濱岸環(huán)境。由于不同地區(qū)、不同期次砂體的沉積特征、儲蓋組合及成藏條件不同,對不同地區(qū)和不同期次砂體需采用不同的油氣勘探對策。

水驅(qū)特征曲線是預(yù)測油藏開發(fā)動態(tài)和標(biāo)定油藏采收率的一種重要方法。本文通過繪制東河砂巖油藏四種水驅(qū)特征曲線,結(jié)合上報可采儲量、數(shù)值模擬預(yù)測,找出適合目前東河砂巖油藏開發(fā)的水驅(qū)特征曲線,并分區(qū)預(yù)測東河砂巖油藏可采儲量、采收率、產(chǎn)水量、綜合含水等開發(fā)指標(biāo),為東河砂巖油藏下步開發(fā)調(diào)整,提供理論依據(jù)。

塔北的哈拉哈塘地區(qū)是東河砂巖油氣勘探的重點地區(qū),該地區(qū)目前已發(fā)現(xiàn)并探明了東河塘和哈得4兩個東河砂巖油氣藏,油氣儲量豐富,顯示出良好的勘探前景?；诠恋貐^(qū)東河砂巖段和角礫巖段的巖性段穿時沉積現(xiàn)象異常明顯,根據(jù)層序地層學(xué)原理和方法對哈拉哈塘地區(qū)東河砂巖段—角礫巖段進行了重新分層和對比,在層序分層等時地層框架的基礎(chǔ)上重新進行了東河砂巖段—角礫巖段沉積模式研究,弄清該地區(qū)地層分布規(guī)律、演化規(guī)律、砂體分布及儲層分布規(guī)律對該地區(qū)的油氣勘探具有重要指導(dǎo)意義。

塔北的哈拉哈塘地區(qū)是東河砂巖油氣勘探的重點地區(qū),該地區(qū)目前已發(fā)現(xiàn)并探明了東河塘和哈得4兩個東河砂巖油氣田,油氣儲量豐富,凹陷中心部位的哈6井在角礫巖段地層中測試獲低產(chǎn)油流,顯示出良好的勘探前景。加強該地區(qū)的基礎(chǔ)研究工作,弄清該地區(qū)東河砂巖段-角礫巖段的巖性地層和層序地層分布規(guī)律、沉積相展布及演化規(guī)律、砂體分布及儲層分布規(guī)律對該地區(qū)的油氣勘探具有重要指導(dǎo)意義。

在綜合研究阿克庫勒凸起西南緣托浦臺錄井、測井、巖芯、薄片資料和三維地震資料的基礎(chǔ)上,認為研究區(qū)東河砂巖主要是無障壁海岸沉積體系。自下發(fā)育遠濱和近濱沉積組合,向上為近濱和前濱沉積,為向上變深和再變淺的沉積旋回,刻畫了東河砂巖在研究區(qū)域的縱橫向變化特征。

本文利用儲層地質(zhì)學(xué)理論,結(jié)合巖心、鑄體薄片以及分析測試資料,對哈拉哈塘地區(qū)晚泥盆世東河砂巖儲層特征進行研究。研究認為東河砂巖以巖屑石英砂巖和巖屑砂巖為主,發(fā)育殘余原生粒間孔—粒間溶孔組合為主的孔隙結(jié)構(gòu)特點。并對東河砂巖段的物性特征進行分析,孔隙度與滲透率具有很好的相關(guān)性。通過統(tǒng)一儲層評價標(biāo)準(zhǔn),對研究區(qū)進行儲層的綜合評價。

通過對塔里木盆地巴麥地區(qū)多口典型探井泥盆系東河塘組薄片的觀察與鑒定,東河塘組石英含量高,長石和巖屑含量都在1%～4%范圍,成分成熟度高;主要的成巖作用有壓實作用、膠結(jié)作用、溶蝕(溶解)作用等。綜合判斷認為,泥盆系東河砂巖處在中—晚成巖階段,原生孔隙少,表生成巖溶解作用和埋藏溶蝕作用可以溶解多種可溶性雜基和碳酸鹽巖類基質(zhì),使儲層發(fā)育粒內(nèi)溶孔、鑄模孔、溶蝕擴大等孔隙類型。但是由于儲層成巖作用過程有疊置,所以儲層的改善作用也有限,物性相對較差。

針對疏松砂巖油藏開發(fā)過程中油井出砂與提高產(chǎn)能之間的矛盾,在綜合考慮流體滲流、儲層變形或破壞等因素的基礎(chǔ)上,基于連續(xù)介質(zhì)力學(xué)理論,建立了一種流固耦合形式的疏松砂巖合理壓差預(yù)測模型,并應(yīng)用所開發(fā)的有限元程序模擬分析了渤海疏松砂巖油田某油井生產(chǎn)壓差波動對砂巖儲集層骨架應(yīng)力和變形的影響規(guī)律,提出了適合該井區(qū)的合理壓差。

大寧縣位于晉西呂梁山南端,黃河?xùn)|岸,臨汾市西部,是國家重點扶貧開發(fā)縣,近兩年來,大寧縣在重新審視縣情的基礎(chǔ)上,立足境內(nèi)外豐富的黃河砂巖資源,把石材開發(fā)確定為一項主導(dǎo)產(chǎn)業(yè)來抓,以打造石材之鄉(xiāng)為目標(biāo),以開放開發(fā)、招商引資為手段。不斷加大宣傳力度,創(chuàng)造寬松環(huán)境,積極引老板,引資金,引技術(shù),石材產(chǎn)業(yè)開發(fā)取得了突破性進展。

針對砂巖儲層影響因數(shù)多,孔滲關(guān)系復(fù)雜,非均質(zhì)性較強,儲層評價難度大的實際,以王集油田東區(qū)的砂巖儲層為研究對象,運用聚類分析理論,優(yōu)選孔隙度、滲透率、含油飽和度和儲層的小層厚度等4個變量作為儲層評價因數(shù),對該區(qū)砂巖儲層進行評價,采用聚類分析法確定各評價因數(shù)的權(quán)重系數(shù),應(yīng)用聚類綜合評價方法對該區(qū)目的層段砂巖儲層質(zhì)量進行了分類評價,并研究了其儲層平面分布的特征。其評價結(jié)果與其他評價方法的結(jié)果類似,表明這種基于聚類分析理論的砂巖儲層評價的結(jié)果是較為可靠的。

儲層隔夾層是流體在儲層中流動的重要影響因素之一。開展儲層隔夾層認識和表征研究對油田中后期剩余油分布研究及開發(fā)方案的編制有著重要意義。本文針對塔里木盆地塔中地區(qū)東河砂巖段海相砂巖儲層,以巖心觀察為基礎(chǔ),分析隔夾層的成因機理,將其分為沉積作用和成巖作用形成的兩大類隔夾層。從巖心井隔夾層識別入手,開展電性特征對比、物性分析資料研究,識別出泥質(zhì)、鈣質(zhì)和物性3類隔夾層,確立了非取心井隔夾層劃分識別標(biāo)準(zhǔn)。進一步探討了隔夾層的厚度、分布范圍、垂向滲透率和產(chǎn)狀4個主要因素在油田開發(fā)中的控制作用。隔夾層對油水的封堵能力與厚度、分布范圍呈明顯的正相關(guān),垂向滲透率決定著注入水向上向下的波及程度和速度,順夾層傾向方向注水往往易形成剩余油富集區(qū)。

在砂巖油藏開發(fā)過程中,粘土礦物的影響越來越不容忽視。這些粘土礦物充填在砂巖孔隙空間或覆蓋于巖石顆粒表面,對巖層表面和液體的吸附力、界面張力、毛管力以及潤濕性,都有很大影響。尤其對注水開發(fā)的油田來說,粘土礦物常常引起儲層性質(zhì)、孔隙結(jié)構(gòu)和水驅(qū)油效率的改變。因此,針對含不同粘土礦物的油層,采用不同的開發(fā)措施,對于保持良好的油層物性和提高采收率,關(guān)系極大。近年來,利用電子掃描顯微鏡觀察各種粘土礦物微觀存在的形態(tài)特征和分布規(guī)律,

多層砂巖油藏是遼河稀油重要油藏類型之一,已達到開發(fā)的中后期,多具有以下特點:由幾條多級別斷層所控制,斷層多、斷塊小、單個斷塊含油面積小；受沉積影響,砂體分布不連續(xù)、連通性差,造成儲層非均質(zhì)嚴(yán)重；經(jīng)過長期注水沖刷,儲層性質(zhì)和油水性質(zhì)發(fā)生了變化,剩余油分布狀況復(fù)雜。這些特點決定該類型油藏的研究重點是開展儲層井震聯(lián)合精細表征,建立油藏單元的等時地層格架,解析油藏的小斷層、微構(gòu)造的特征,描述井間各類砂體的內(nèi)部非均質(zhì)性和三維空間分布規(guī)律,建立精細的三維油藏地質(zhì)模型,為揭示剩余油的空間分布特征和規(guī)律提供有力的技術(shù)支撐。

應(yīng)用鑄體薄片、掃描電鏡、x-衍射和壓汞等技術(shù)方法,分析鹽家油田沙四上亞段砂礫巖儲層的巖石學(xué)特征、成巖作用、孔隙類型與孔隙結(jié)構(gòu),劃分儲層類型。結(jié)果表明,鹽家油田沙四上亞段砂礫巖結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度較低,有效儲層以礫狀砂巖和含礫砂巖為主,孔隙類型主要為次生粒間溶孔、次生粒內(nèi)溶孔;儲層屬低孔隙度低滲透率儲層,孔隙結(jié)構(gòu)以中—小孔隙、細—微喉道為主,喉道非均質(zhì)性強。

該文以輪南油田ln2tⅰ油藏為例,統(tǒng)計了水洗作用對早期取樣巖石物性的影響,利用取自該油田的流體和巖心進行了高溫高壓下的水洗模擬實驗。統(tǒng)計及模擬實驗表明:水洗后未形成大孔道,造成水提前突破的主要原因可能是ti層內(nèi)存在平面與縱向非均質(zhì)性;現(xiàn)場生產(chǎn)過程中注入水量較小,對儲集層物性影響微弱;多倍水洗后束縛水飽和度均略有升高,殘余油飽和度略有降低,變化幅度隨滲透率降低而變大;巖心滲透率在水洗100倍孔隙體積范圍內(nèi)時變化很小,在100～450倍之間隨倍數(shù)增加而略有下降,超過450倍后之后幾乎保持不變;巖心潤濕性向親水方向轉(zhuǎn)化。