本論文以非常規(guī)油氣儲層地質學、模糊數(shù)學等理論為指導,在大量巖心觀察,薄片鑒定,掃描電鏡、能譜分析、場發(fā)射掃描電鏡以及普通壓汞、恒速壓汞實驗的基礎上,深入研究鄂爾多斯盆地西南部延長組致密儲層的巖石學特征、微觀儲集空間、儲集性能、致密化成巖作用及成藏與致密的耦合關系,在此基礎上,探討致密儲層的控制因素,進而對本區(qū)致密儲層進行模糊層次綜合評價。取得了如下成果與認識:鄂爾多斯盆地延長組致密儲層沉積相主要以三角洲前緣亞相及半深湖-深湖相為主,巖石學特征具有粒度較細、分選中等、磨圓差、雜基高的特點,云母含量較高,伊利石膠結含量突出,是本區(qū)致密儲層的主要特點。致密儲層的孔隙小、喉道細、物性較差�？紫抖确植挤秶鸀�8~11%,平均孔隙度為8.22%;滲透率介于0.01~1×10~(-3)μm~2之間,平均滲透率為0.27×10~(-3)μm~2。致密油儲層孔隙度與滲透率相關性較好。但在致密油儲層埋藏與成巖過程中,滲透率與孔隙度的關系并非單一函數(shù),致密油儲層與常規(guī)儲層的物性區(qū)別關鍵在于其在相近的孔隙度下,致密油儲層的滲透率卻大大低于常規(guī)儲層,這是由于本區(qū)致密油儲層的伊利石含量較高,伊利石在孔隙和喉道中呈毛發(fā)狀搭橋膠結,嚴重堵塞孔隙和喉道,影響儲層的滲流能力,儲層滲透率在伊利石大量形成的時期內大幅度降低,而此時期,正是致密儲層形成的關鍵。因此,致密油儲層滲透率與孔隙度的研究具有同等重要的意義。致密儲層物性表現(xiàn)與粒度粗細呈顯著的正相關關系,粒度越大,物性表現(xiàn)越好。研究區(qū)平面上北部和西部的孔隙度和滲透率普遍偏高,這是由于平面上北部和西部以三角洲前緣相為主,沉積物粒度相對較粗,而南部、中部以湖泊相為主。干層與油層、油水同層在物性上差別并不明顯,而決定致密儲層為油層、干層或油水同層的因素主要體現(xiàn)在巖石微觀特征、其距烴源巖的距離和儲層中裂縫的疏導連通等方面,也與儲層的致密與成藏時序關系有關。致密儲層內,粒間溶孔、粒內溶孔、自生黏土晶間微孔常見,其中晶間微孔以伊利石、高嶺石晶間微孔居多。晶間孔雖可作為有效的油氣儲集空間,但連通性較差。致密儲層中溶蝕孔雖比較常見,但由于儲層致密,滲流能力差,溶蝕作用范圍并不大,溶蝕孔連通性差。致密油儲層孔徑多為微米級(1μm)和納米級(1μm),與常規(guī)儲層相比,孔徑明顯偏小。致密儲層孔喉配置的總體特征表現(xiàn)為:巖石喉道平均為0.08μm,分選較好,孔喉連通性較為理想。最大連通孔喉半徑、中值半徑、最大進汞飽和度與顆粒粒徑正相關關系明顯,細砂巖喉道峰值明顯大于粉砂質細砂巖。應用相關分析、因子分析與聚類分析等方法,選取孔隙度、滲透率、排驅壓力、最大孔喉半徑等8個參數(shù)作為孔隙結構評價的指標,對致密儲層孔隙結構進行劃分,分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類。四類孔隙結構從孔隙度、滲透率、排驅壓力、中值半徑以及毛管壓力曲線等特征均表現(xiàn)出不同的特點。鄂爾多斯盆地延長組致密油孔隙結構以Ⅰ類、Ⅱ類為主,Ⅲ類次之,Ⅳ類最少。在沉積粒度細、雜基含量高的原始沉積條件下,研究區(qū)致密化成巖作用以壓實作用和膠結作用為主。壓實作用表現(xiàn)尤為明顯。致密油砂巖粒度細,雜基、云母含量豐富,受壓實作用強烈,鏡下壓實作用現(xiàn)象表現(xiàn)為碎屑顆粒有定向排列趨勢,顆粒接觸以線接觸為主,剛性顆粒可發(fā)生破裂,塑性巖屑、云母及粒間雜基受壓實變形明顯。壓實作用使儲層孔滲大幅度減小,并貫穿整個埋藏過程。膠結作用也是本區(qū)致密儲層物性變差的重要原因,膠結作用中硅質膠結程度不高,碳酸鹽膠結普遍發(fā)育,膠結類型以晚期含鐵碳酸鹽膠結為主;值得注意的是,本區(qū)致密儲層中黏土礦物伊利石膠結非常常見,對滲透性影響尤為突出,其可使有效的大孔隙及喉道變成滲流能力較差的小孔隙及無效喉道,是本區(qū)致密儲層滲流能力差的重要原因。通過對成巖作用及自生礦物的形成次序的論述及分析,結合礦物形成的環(huán)境及儲層流體性質,綜合各成巖作用特征,確定了研究區(qū)致密儲層的成巖演化序列。根據本區(qū)致密儲層膠結-溶解作用序列,將致密儲層成巖過程劃分為四個階段,分別為:早期壓實階段;堿性膠結階段;酸性溶蝕階段以及鐵方解石、鐵白云石膠結階段。針對這四個階段,對致密儲層的物性演化進行模擬。由于壓實作用是致密儲層孔隙度降低的最重要原因,故首先需對壓實量進行分配。在計算出總壓實量的基礎上,根據各階段對應埋藏深度的變化,按比例將壓實量分配至早期壓實階段,堿性膠結階段,酸性溶蝕階段三個階段中。根據計算,以上三個階段壓實損失孔隙度分別為18.39%,4.29%,6.74%。通過對膠結物的含量、溶孔面孔率和微孔面孔率等測試數(shù)據的統(tǒng)計,進行孔隙度演化定量模擬,估算各階段末期儲層孔隙度分別為19.01%,16.88%,13.42%,10.1%。由于致密儲層在埋藏過程中,滲透率與孔隙度的關系并非單一函數(shù),故建立不同時期孔滲相關模擬曲線,通過各階段末期孔隙度估算滲透率的大小,計算結果分別為1.33×10~(-3)μm~2、0.43×10~(-3)μm~2、0.27×10~(-3)μm~2、0.152×10~(-3)μm~2。本區(qū)致密儲層樣品實測空氣滲透率為0.18×10~(-3)μm ~2,擬合滲透率相對誤差為16%。通過模擬結果可知:儲層滲透率在堿性膠結階段驟減,在酸性溶蝕階段末期達到致密儲層界限。通過儲層致密史與埋藏史、生烴史的動態(tài)恢復,在儲層達到致密界限之前,成熟油已開始充注;儲層的致密化過程中,石油開始大規(guī)模充注成藏;但致密儲層形成后,致密油充注并未立即停止。致密與成藏的耦合關系應為邊成藏邊致密,致密后繼續(xù)成藏。基于對致密儲層控制因素的分析,選取巖石學特征(Ⅰ)、孔隙特征(Ⅱ)、儲層物性(Ⅲ)及孔隙結構(Ⅳ)4個一級指標延伸出的12個二級評價指標,對儲層進行綜合評價。應用層次分析法計算出,致密儲層評價的一級主控因素由大到小依次為:儲層物性孔隙結構孔隙特征巖石學特征(0.42330.27050.16080.1453)。根據綜合權重也可判斷各二級指標對于總目標層的影響大小。其中孔隙度、滲透率、面孔率對于總目標層的影響最大。應用模糊數(shù)學方法,建立致密儲層模糊層次綜合評價模型,對研究區(qū)五個區(qū)塊,分別進行各等級隸屬度計算,根據最大隸屬度原則,計算出每個區(qū)塊的評價等級。優(yōu)選出耿灣-環(huán)縣地區(qū)作為致密儲層綜合評價的有利區(qū),是進一步進行致密油勘探開發(fā)的首選地區(qū)。耿灣-環(huán)縣地區(qū)巖性以長石巖屑細砂巖為主,分選好,雜基和云母含量中等,面孔率較高,均值為2.57%,巖心物性均顯示出良好孔滲性,平均孔隙度達到11.42%,平均滲透率達0.35×10~(-3)μm~2;儲集空間以粒間孔、溶孔為主,含少量微孔,孔隙及喉道較粗且連通性好,排驅壓力小于3MPa,最大進汞飽和度均值大于70%,具有良好的儲集性能,為優(yōu)質致密儲層。合水-塔兒灣地區(qū)和慶城-慶陽地區(qū)為次級有利區(qū)。以上工作可為研究區(qū)下一步的致密油勘探開發(fā)工作提供參考,具有重要的理論與現(xiàn)實意義。
【學位單位】：中國礦業(yè)大學(北京)
【學位級別】：博士
【學位年份】：2018
【中圖分類】：P618.13
【部分圖文】：

圖 1.1 不同粒徑巖石孔滲關系特征[20]Fig.1.1 Porosity and permeabilitycharacteristics of different grades of pores[20]圖 1.2 不同大小孔隙的孔滲關系特征[20]Fig.1.2. Rock porosity and permeabilitycharacteristics of different particle sizes[20]

圖 1.1 不同粒徑巖石孔滲關系特征[20]Fig.1.1 Porosity and permeabilitycharacteristics of different grades of pores[20]圖 1.2 不同大小孔隙的孔滲關系特征[20]Fig.1.2. Rock porosity and permeabilitycharacteristics of different particle sizes[20]

5圖 1.3 油氣聚集孔喉結構模型[4]Fig.1.3. Oil and gas accumulation pore throat structure model[4]離子拋光場發(fā)射掃描電鏡等。應用這些方法，從致密儲層不同的方、更具有針對性的研究，使得致密儲層微觀特征的研究更加直觀，物性、成巖演化、孔喉配置等方面也取得了諸多成果。速壓汞對于致密油儲層的研究具有針對性，在致密儲層微觀特征研
【參考文獻】

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本文編號：2857140