华庆地区东部长6储层成岩相特征及综合评价

发布时间：2020-04-22 14:54

【摘要】：鄂尔多斯盆地华庆地区长6段致密砂岩储层为国内致密油开发的主战场之一,致密砂岩由于复杂成岩作用而导致的特殊的微观孔隙结构使其与常规储层开发方式及评价体系有所不同,因此有必要建立一套适合于该类储层的评价体系。本次研究在储层沉积背景、砂体展布、岩性特征概述的基础上,利用镜下鉴定手段识别储层典型成岩作用,并依照划分结果,结合储层孔隙类型开展研究区成岩相带划分,并针对不同成岩相采取常规及恒速压汞两种实验方法对储层微观孔隙结构开展精细表征,最终依据各类宏观及微观实验开展储层综合评价,同时对不同类型储层开展产能响应研究。研究成果如下:(1)华庆地区长6段储层岩性主要为岩屑长石砂岩及长石砂岩,粒间孔(1.42%)及长石溶孔(0.67%)为主要孔隙类型,片状喉道是研究区发育最广泛的喉道类型;研究区储层平均孔隙度为10.06%,渗透率为0.36m D,为典型的致密砂岩储层。(2)根据面孔率大小、孔隙发育情况、成岩作用主导性、碎屑颗粒及填隙物含量及分布情况将研究区储层划分为绿泥石膜残余粒间孔相、伊利石残余粒间孔相、伊利石长石溶蚀相、伊利石胶结相、碳酸盐胶结相五类成岩相,面孔率逐渐降低,物性不断减小,破坏性成岩作用比例逐渐增高,孔径逐渐减小,孔隙结构逐渐复杂且连通性逐渐变差。(3)喉道半径是控制储层储渗能力的最重要的参数,孔喉配置关系越好则物性越佳,单位体积岩样有效孔隙/喉道体积大小对渗透率的增长有明显相关性,体积越大则储层渗流能力越强;对于孔隙0.1μm的孔喉区间,利用更加先进的恒速压汞毛管压力曲线表征准确性更高,而对于孔隙0.1μm的储层压力限制采用高压压汞毛管压力曲线表征该区间孔喉分布。(4)综合各宏观及微观参数,建立了一套适用于研究区的储层分类评价标准,其中绿泥石膜-残余粒间孔相为储层品质最好的成岩相带,伊利石-残余粒间孔相及伊利石-长石溶蚀相储层品质其次,胶结相品质最差。(5)不同成岩相带与产能有明显对应关系。伊利石胶结相和碳酸盐胶结相产油及产液量为各相最差;伊利石残余粒间孔相初期产油及产液较高,含水率较低,稳产周期较长;绿泥石膜残余粒间孔相初期产油及产液最高,但递减快,稳产周期短;伊利石长石溶蚀相产油、产液及含水率均较低,稳产周期较长。
【图文】：

（2）砂体垂向展布特征选取纵剖面：剖面元 188-元 414-元 430-元 435-里 54-里 126-里 88-里 123-里 58-里172（图 2-11），和横剖面：元 423-元 414-元 296-白 138-白 428-白 191-白 165-山 130-午 76（图 2-12）和里 123-里 56-里 93-白 116-白 284-山 104-午 61-庄 46-午 58 井（图 2-13）为例，介绍研究区目的层砂体的垂向展布特征。纵剖面上的砂体的延伸方向为顺河道的南西-北东走向，沉积微相属于水下分流河道，砂体厚度大，连通好。砂体越往南延伸，随着物源供给减少，砂体厚度随之变小，，连通性变差。砂体的展布受物源和沉积微相的严格控制。横剖面上的砂体的延伸方向为垂直河道的东西向展布，沉积微相属于水下分流河道和水下分流间湾，物源主要来自于东北。不同层位的砂体间受河道摆动的影响厚度差异较大。

纵剖面上的砂体的延伸方向为顺河道的南西-北东走向，沉积微相属于水下分流河道，砂体厚度大，连通好。砂体越往南延伸，随着物源供给减少，砂体厚度随之变小，连通性变差。砂体的展布受物源和沉积微相的严格控制。横剖面上的砂体的延伸方向为垂直河道的东西向展布，沉积微相属于水下分流河道和水下分流间湾，物源主要来自于东北。不同层位的砂体间受河道摆动的影响厚度差异较大。图2-11剖面1：华庆地区元188-里172井长63砂体连通图
【学位授予单位】：西北大学
【学位级别】：硕士
【学位授予年份】：2018
【分类号】：P618.13

【参考文献】

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本文编号：2636632