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1、碳酸盐岩储层孔隙结构研究万云1詹俊2陶卉3 (1 . 重庆科技学院 ; 2 . 成都市勘察测绘研究院 ; 3 . 中国石油西南油气田分公司)摘要 : 孔隙结构特征是储层储渗能力的重要影响因素 , 也是储层保护工作高效开展的基础 。根据常规薄片分析 、压汞实验分析成果 , 详细分析了川东北碳酸盐岩储层孔隙结构特征 。研究表 明 , 嘉陵江组 、长兴组储层有较高的排驱压力和中值压力 , 较小的孔隙喉道半径 , 较细的歪度 ,为较差储层 ; 飞仙关组储层具有较低的排驱压力和中值压力 , 较大的孔隙喉道半径 , 较粗的歪 度 , 为高产高渗储层 。同时分析了孔隙结构特征的描述在评价储层 、分析储层应力
2、敏感性强弱和 钻井完井液暂堵剂粒径选择方面的应用 。 关键词 : 碳酸盐岩 ; 孔隙结构 ; 储层评价 ;应力敏感性 ; 暂堵剂层中未充填或半充填的裂缝以及沿裂缝或缝合线溶 蚀而成的缝洞 。21 2 储层微观孔隙结构(1) 排驱压力 。排驱压力是指孔隙系统中最大 连通孔隙喉道所对应的毛细管压力 。排驱压力与岩石渗透率有明显的关系 , 渗透率高的岩样 , 排驱压 力值就低 ; 渗透率低的岩样 , 排驱压力值就高 。 嘉陵江组储层排驱压力为 01 401 7 M Pa , 排驱压力值比较高 , 说明本区储层渗透性差 ; 飞仙关 组储层排驱压力为 01 004201 007 M Pa , 平均值为0
3、1 007 M Pa , 储层渗透性极好 ; 长兴组储层排驱压 力为 01 27201 71 M Pa 之间 , 储层渗透性较差 。(2) 毛管压力中值 。毛细管压力中值是储层原 始产油气能力的标志 。毛细管压力中值 pc 50 是指 当水银饱 和 度 为 50 %时 所 对 应 的 毛 细 管 压 力 值 。嘉陵江组储层毛管压力中值为 31 69151 36 M Pa ; 飞仙关组储层毛管压力中值为 01 04201 37 M Pa ; 平均值为 01 11 M Pa ; 长兴组储层毛管压力中值为41 44251 36 M Pa 。飞 仙 关 组 毛 细 管 压 力 中 值 最 低 , 产气
4、能力最高 。(3) 孔隙喉道半径平均值 。孔隙喉道半径平均 值是孔隙喉道大小总平均数的度量 。嘉陵江组储层 孔隙喉道半径平均值为 01 0501 20 m ; 飞仙关组 储层孔隙喉道半径为 11 992161 51 m , 平均值为121 70 m ; 长 兴 组 储 层 孔 隙 喉 道 半 径 平 均 值 为01 14201 17 m 。嘉 陵 江组 、长兴 组储 层 孔隙 喉 道半径均小于 1 m (属微喉) 。孔隙喉道半径直接 影响储层渗透性 , 本区 储 层孔 隙喉 道半 径 平均 值 小 , 使得渗透性很差(4) 分选系数 。分选系数能反映孔隙喉道大小 分布 集 中 的 程 度 。嘉
5、 陵 江 组 储 层 分 选 取 系 数 在1川东北碳酸盐岩储层概况工区碳酸盐岩储层以雷口坡组 、嘉陵江组 、飞仙关组 、长兴组为主要目的层段 。储层裂缝发育 , 多压 力 系 统 且 高 低 交 错 , 嘉 二 段 储 层 压 力 系 数21 13 、飞仙关组储层压力系数 11 8 、飞三储层压力 系数 21 16 。储层岩性主要为泥晶白云岩 、硬石膏 岩 、含膏泥晶灰岩 、含膏泥晶白云岩和夹亮晶砂屑 鲕粒灰岩 。储层发育伊利石 、微晶石英 、白云石 、 方解石 和 石 膏 等 。雷 口 坡 组 平 均 孔 隙 度 01 84 % , 平均渗透率 01 002 7 10 - 3 m2 ; 嘉
6、陵江组储层平 均孔隙 度 41 79 % , 平 均 渗 透 率 01 15 10 - 3 m2 ;飞仙关组储层平均孔隙度 121 03 % , 渗透率 01 001 10 - 3 603 10 - 3 m2 , 其中渗透率分布在 01 0410 - 3 100 10 - 3 m2 之间的占 651 9 % ; 长兴组 储层平均孔隙度为 71 88 % , 平均渗透率 01 07 10 - 3 m2 , 各层位的孔隙度和渗透率的相关性均较差 1 。 2 孔隙结构特征描述21 1孔隙类型(1) 晶间溶孔 。发育在白云石晶粒之间 ,孔径一般小于白云石晶粒 , 孔隙边缘白云石被溶蚀的特 征明显 。(
7、2) 粒 间溶 孔 。溶 蚀孔 洞 明显 大于 白云 石 晶 粒 , 甚至大于由白云石晶粒组成的岩石颗粒而成为 超大溶蚀孔洞 , 多发育在残余砂屑白云岩中 。(3) 晶间孔 。晶间孔发育在白云岩储层中 , 通 常较小 , 多数为四面体孔 , 常被储层沥青所充填 。 晶间孔常常被溶蚀作用改造成其它孔隙 , 以单一晶 间孔为储集空间的储层很少见 。(4) 构造缝及溶蚀缝 。构造缝及溶蚀缝是指储基金论文 : 国家自然科学基金项目 ( 50604022) ; 重庆市教委自然科学基金项目 ( KJ081412)油气田地面工程第 27 卷第 12 期 (20081 12)1421 418 921 764
8、6 之间 ; 飞仙关组储层分选取系数 在 01 96221 63 之 间 , 平 均值 为 11 60 ; 长兴 组 储 层分选取系数在 11 56221 50 之间 。所有层位储层 孔喉分选性均较好 。显 。储层中发育的裂缝会加重储层应力敏感性 (同 一层位裂缝岩样应力敏感性大于基块岩样) 4 。表 3 应力敏感性评价结果应力敏感 程 度应力敏感 程 度层 位备 注备 注 从以上分析可见 ,嘉陵江组 、长兴组储层具有嘉陵江组 飞仙关组 长兴组弱 弱 弱基块岩样 基块岩样 基块岩样中强 中 -裂缝岩样 裂缝岩样 裂缝岩样较高的排驱压力 和中 值 压力 , 较小 的孔 隙喉 道 半径 , 较细
9、的歪 度 , 储 层 孔隙 结构 不 好 , 为 较 差 储 层 。飞仙关组储层 具有 较低 的 排驱 压力 和中 值 压31 3在屏蔽暂堵技术暂堵剂选择上的应用 目前 , 屏蔽暂堵技术已经广泛应用到各个油田 钻井完井作业中 , 屏蔽暂堵关键技术是泥浆中含有 能在裂缝 (喉道) 处架桥的粒子 , 这类粒子以长轴 尺寸与裂缝狭缝处宽度相当的纤维状粒子最有效 。 暂堵剂粒度级配根据油气层裂缝宽度及孔隙分布规 律选择 , 研究认为 , 基块暂堵剂与地层平均孔喉直径最合理的匹配关系是 2 3 , 暂堵剂与裂缝宽度 匹配的关系是 (01 851) 1 。 川东北碳酸盐岩储层使用屏蔽暂堵技术保护油 气层效
10、果明显 。官 10 井须家河组 4 段完井测试天力 , 较大的孔隙喉道半径 , 较粗的歪度 , 结构很好 , 是高孔高渗储层 。储层孔隙3 应用分析31 1在储层评价中的应用本文以主流动孔隙为标准评价储层 ,所谓主流动孔隙是指压汞曲线中渗透率累积贡献在 95 %处所对应的孔喉半径与最大进汞饱和度的乘积2 。根 据主流动孔隙度对川东北区嘉陵江组 、飞仙关组 、 长兴组储层进行了评价和分类 , 该方法与传统方法 分类结果有较好的一致性 (见表 1 、表 2) 。表 1 主流动孔隙法评价储层结果3然气产量只有 709 m / d ,经酸洗天然气后 , 测试43无阻流量达到 251 22 10m /
11、d 。普光 4 井飞仙关43组 1 段完井测试天然气产量达到 641 9 10 m / d , 而没有使用屏蔽暂堵技术的普光 2 井飞仙关组 1 段 完井测试的天然气产量仅 221 65 104 m3 / d 5 。孔喉半径/ m进汞饱和度/ %层 位主流动孔隙评价结果嘉陵江组 飞仙关组 长兴组01 161 121 282 01 194781 725 881 358 891 994121 70 1 0851 21 171 46 4结语(1) 工区嘉陵江组 、飞仙关组 、长兴组碳酸盐表 2传统方法评价储层结果渗透率/ 10 - 3 m2孔隙度/ %层 位评价结果岩储层的主要孔隙类型为粒间 、晶间
12、溶孔和溶洞 , 其次有晶间孔 、粒间孔 、粒内溶孔等 。(2) 嘉陵江组 、长兴组储层具有较高的排驱压 力和中值压力 , 较小的孔隙喉道半径 , 较细歪度 , 储层孔隙结构不好 , 为较差储层 ; 飞仙关组储层具有低的排驱压力 和中 值 压力 , 较大 的孔 隙 喉道 半 径 , 较粗的歪度 , 是高孔高渗储层 。 (3) 孔隙结构特征的描述可以用来评价储层 ,分析储层应力敏感性强弱及选择钻井完井液暂堵剂 粒径 。 参考文献 1 刘大伟 ,康毅力 ,李前贵 ,等. 高含酸性气碳酸盐岩气藏流体敏感性实验研究J . 油田化学 ,2007 ,27 ( 3) : 193 - 1961 2 廖明光 ,巫
13、祥阳. 毛管压力曲线分析新方法及其在油藏描述中的 应用J . 西南石油学院学报 ,1997 ,19 ( 2) :581 3 刘大伟. 川东北裂缝漏失性碳酸盐岩储层损害机理及保护技术 研究 D . 成都 :西南石油大学石油工程学院 ,20061 4 何健 ,康毅力 ,刘大伟 ,等. 孔隙型与裂缝 - 孔隙型碳酸盐岩储层应力敏感研究J . 钻采工艺 ,2005 ,28 ( 2) :84 - 871 5 周世良 ,李真祥 ,陈仕仪 ,等. 南方海相地区深井钻井技术的实践 与认识J . 石油钻探技术 ,2005 ,33 ( 5) : 72 - 761( 栏目主持 杨 军)飞仙关组 飞仙关组 嘉陵江组
14、、 长兴组14500 1300 01 230519 312 29 31 2 在分析储层应力敏感性中的应用 应力敏感性是指在施加一定的有效应力时 , 岩 样的物性参数 (孔隙度 、裂缝参数 、渗透率) 随应 力变化而改变的性质 。工区应力敏感程度如表 3 所示 , 分析认为 , 岩 石的孔隙结构特征是影响嘉陵江组 、飞仙关组 、长兴组储层应力敏感性的最主要因素 。长兴组鲕粒发 育且多为半充填或未充填 , 连通性差 , 因此在有效 应力增加时孔喉受到压缩变化空间大 , 渗透率降低明显 。而其它几个层位储层 , 岩石胶结性好 , 岩石 骨架可以承受较大压力 , 孔喉变化小 , 因此长兴组 储层应力敏感性要强于嘉陵江组 、飞仙关组 (长兴组储层岩样应力敏感系数大于其它层位) 3 。在有 效应力开始增加阶段 , 孔喉压缩发生弹性形变容易 且变化范围大 , 致使岩石渗透率降低明显 , 当岩石 有效应力继续增加到一定值后岩石发生塑性形变 ,孔喉压缩变小 , 变化范围窄 , 致使渗透率降低不明
