直羅油田長6砂巖儲層微觀孔喉結構特征

付明義，賀永紅，宋元威，段昕婷，羅騰躍

（延長石油集團研究院，陜西 西安710075）

0 引言

直羅油田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東南部，上三疊統(tǒng)延長組長6 段（以下簡稱長6）是該盆地中生界最重要的含油層段之一，以三角洲前緣陸相碎屑巖沉積為主，受東北和北部方向物源控制［1-2］。隨著勘探開發(fā)程度的不斷深入和技術條件的提高，直羅油田包括長6 在內(nèi)的多個層系獲得新發(fā)現(xiàn)。目前，該油田長6 已鉆獲多口工業(yè)油流井，但均以中、低產(chǎn)為主，這主要與長6 儲層低孔低滲砂巖、成巖作用復雜、非均質性強及微觀孔喉特征復雜等特征有關［3-5］。因此，儲層微觀孔喉特征研究已成為該區(qū)油氣勘探開發(fā)的核心地質問題之一。

在前人研究的基礎上，本文利用巖心、測井和壓汞等多種分析測試資料，對長6 砂巖儲層的巖石學、物性及微觀孔喉等特征進行了系統(tǒng)研究和評價，以期為今后油田的勘探開發(fā)提供地質依據(jù)。

1 巖性及儲集空間類型

1.1 巖石學特征

研究區(qū)長6 儲層巖性主要為細粒長石砂巖和巖屑長石砂巖，具有長石體積分數(shù)高、石英質量分數(shù)較低、巖屑體積分數(shù)較低，以及中等成分成熟度等特征。碎屑組分中石英體積分數(shù)為12.5%～49.2%，以單晶石英為主；長石體積分數(shù)為15.6%～54.9%，包括變質成因的酸性斜長石、條紋狀長石及少量微斜長石；巖屑體積分數(shù)為2.7%～32.8%。3 大巖類的巖屑均可見到，主要為變質巖巖屑，其次為沉積巖巖屑和火成巖巖屑。填隙物體積分數(shù)較高，平均為14.1%，主要為水云母、鐵方解石及綠泥石等。

儲層巖石結構以細砂巖為主，中砂巖次之，粒級主要分布在0.10～0.25 mm。砂巖分選性為中等，磨圓度多為次棱角狀，顆粒支撐，線接觸為主，接觸式和孔隙式膠結。

1.2 孔隙類型特征

研究區(qū)長6 儲層儲集空間包括原生孔隙、次生孔隙和微裂縫，以原生孔隙為主，占孔隙總體積的62.8%。

1）原生孔隙主要為剩余原生粒間孔隙和基質內(nèi)微孔隙。前者多呈不規(guī)則狀（見圖1a），分布很不均勻，孔徑為20～80 μm，面孔率為0～7%，占孔隙總體積的11.5%；后者在研究區(qū)內(nèi)非常發(fā)育（見圖1b），多為無效孔隙，分布不均勻且連通性差，占孔隙總體積的51.3%，孔徑一般小于0.5 μm，面孔率僅為3.5%，是造成該區(qū)高孔隙度、低滲透率的主要原因。

2）次生孔隙主要為粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、剩余次生粒間孔及膠結作用形成的晶間孔等。粒間溶孔多呈不規(guī)則狀，邊緣為鋸齒狀或港灣狀（見圖1c），孔徑較小，為20～60 μm，占孔隙總體積的21.2%，面孔率4.0%～11.2%；粒內(nèi)溶孔孔徑一般小于20 μm，形態(tài)不規(guī)則，面孔率較低，對儲層貢獻很?。ㄒ妶D1d）；剩余次生粒間孔孔徑為10～40 μm，占孔隙總體積的8.7%（見圖1e）；晶間孔多是呈多邊形的石英晶間孔及云母層間隙（見圖1f），以及黏土礦物膠結物晶體間發(fā)育的微晶間孔隙，對流體滲流不起促進作用。

3）微裂縫多發(fā)育在較致密的粉砂巖中，鏡下可見寬度10～100 μm，延伸數(shù)厘米，呈水平狀（見圖1g），對儲集空間貢獻不大，但對巖石的滲流性影響較大。

圖1 直羅油田長6 砂巖儲層顯微照片

2 物性特征

2.1 儲層

根據(jù)巖心分析數(shù)據(jù)，滲透率與孔隙度之間表現(xiàn)出一定的相關性（見圖2）。

圖2 長6 砂巖儲層滲透率與孔隙度關系

根據(jù)57 口井428 件樣品孔隙度和滲透率的分析數(shù)據(jù)統(tǒng)計，研究區(qū)長6 儲層孔隙度為0.38%～16.30%，平均7.64%，主要分布在5.0%～13.0%； 滲透率為（0.001～13.490）×10-3μm2，平均0.190×10-3μm2，主要分布在（0.010～0.500）×10-3μm2，具有低孔隙和超低滲透特征［6］。

由圖2可見，滲透率隨孔隙度的增大呈指數(shù)增大，相關系數(shù)達到0.640。這說明，滲透率變化主要受孔隙發(fā)育程度控制［7］，儲集和滲透能力主要依賴于基質孔隙與喉道，微裂縫對改善儲層物性的貢獻有限（去除裂縫巖心樣品數(shù)據(jù)，相關系數(shù)可以達到0.778）。

2.2 沉積相帶

直羅油田長6 儲層為三角洲前緣亞相沉積，主要發(fā)育水下分流河道、分流間灣、河口壩、天然堤及前緣席狀砂等微相，形成一套灰綠、灰黑色泥巖、泥質粉砂巖與灰色、深灰色細砂巖互層［1］。儲層主要由呈北北東—南南西向展布分流河道砂體組成，大致表現(xiàn)為水下分流河道儲層物性最好，其次為河口壩（見表1）。

表1 長6 砂巖儲層沉積微相孔、滲物性統(tǒng)計

3 儲層微觀孔喉特征

3.1 孔喉類型

薄片和掃描電鏡觀察，長6 儲層孔隙尺寸相對偏小。大孔隙（平均孔徑大于100 μm）和中孔隙（平均孔徑50～100 μm）區(qū)內(nèi)分布較少，分別占總孔隙的3.6%和32.2%；而小孔隙（平均孔徑10～50 μm）分布相對較多，占總孔隙的66.2%，為研究區(qū)最主要的孔隙類型。

據(jù)鏡下觀察，研究區(qū)長6 儲層中片狀和彎片狀喉道、收縮喉道及管束狀喉道等類型較為常見（見圖1a，1b，1h）。長6 儲層孔喉中值半徑（近似代表平均孔喉半徑）為0.018～0.331 μm，均值為0.078 μm，其中94.9%樣品的中值半徑小于0.200 μm，為微喉道類型［8-9］。因此，研究區(qū)長6 儲層屬小孔、微喉道類型。

3.2 孔喉結構特征

根據(jù)長6 儲層毛細管壓力測定的參數(shù)統(tǒng)計結果，砂巖的孔隙結構具有如下特征：

1）從孔喉大小來看，儲層具有排驅壓力高、中值壓力高、中值半徑小等特點。排驅壓力分布在0.30～8.45 MPa，平均為3.26 MPa；中值壓力變化范圍較大（2.22～41.58 MPa），表明孔喉分布不均勻； 中值半徑平均為0.078 μm，反映出研究區(qū)孔喉半徑微小的特點。

2）從孔喉分選特征來看，分選系數(shù)分布在0.65～2.54，平均為1.25；均值系數(shù)分布在11.25～13.87，平均為12.91；變異系數(shù)分布在0.050～0.220，平均為0.098。表明成巖作用強烈，孔喉分選一般，分布不均。

3）從孔喉連通性來看，最大進汞飽和度分布范圍較大（53.5%～84.1%），平均72.1%； 退汞效率一般在13.9%～34.5%，平均23.9%，反映出研究區(qū)長6 儲層孔喉連通性較差的特點。

4 孔喉特征與物性關系

為進一步分析研究區(qū)長6 儲層微觀孔喉特征與物性間的關系，筆者對儲層孔喉特征參數(shù)與孔隙度和滲透率進行了相關性分析（見表2）。

分析發(fā)現(xiàn)，長6 儲層孔喉特征參數(shù)與孔隙度和滲透率的相關性具有較好的繼承性，與滲透率的相關性好于孔隙度。多數(shù)重要參數(shù)與孔隙度和滲透率均存在較好的相關性（如pd，pc50，R50，DM，Sp，Rmax，C 等），說明這些參數(shù)對儲層物性的控制作用較大。而最大進汞飽和度和退汞效率與孔隙度和滲透率間基本不具有相關性，說明這2 個參數(shù)的影響因素更加繁雜，同時也反映出特低滲透儲層微觀孔喉結構的復雜性［10-13］。

以上研究說明，研究區(qū)長6 砂巖儲層物性和孔喉結構的影響因素復雜，儲層現(xiàn)狀是多種因素綜合作用的結果［14-15］。

表2 長6 砂巖儲層微觀孔喉特征與物性關系

5 儲層綜合評價

以長6 儲層砂巖滲透率為基準，以微觀孔喉結構參數(shù)與滲透率的相關性為主要依據(jù)，結合鑄體薄片、掃描電鏡及壓汞等資料，對長6 儲層進行綜合評價與分類，最終將其分為3 種類型（見表3）。

表3 直羅油田長6 砂巖儲層分類評價

6 結論

1）長6 儲層巖性以細砂巖為主，砂巖分選性中等；孔隙類型多樣，主要為粒間孔和微孔。

2）受多種因素共同影響，長6 儲層物性較差，表現(xiàn)為低孔、超低滲特征；水下分流河道和河口壩沉積的儲層物性最好。

3）利用儲層巖性、物性、微觀孔喉結構特征、單井產(chǎn)能等資料，可將長6 儲層劃分為3 類，其中Ⅰ類、Ⅱ類儲層是未來開發(fā)的首選儲層。

［1］范萌萌.鄂爾多斯盆地東南部延長組沉積相研究［D］.西安：西北大學，2010.

［2］張惠，孟祥振，郭燕琴，等.鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)延長組長6 儲層特征［J］.石油實驗地質，2010，32（3）：242-246.

［3］謝正溫，謝淵，王劍，等.鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)延長組主要油層組儲層特征［J］.石油實驗地質，2005，27（6）：575-582.

［4］李春玉，謝淵，劉紹光，等.陜北富縣延長組特低孔滲儲層控制因素分析［J］.成都理工學院學報，2001，29（3）：285-289.

［5］王彩萍.鄂爾多斯盆地直羅油田長6 油層組成巖作用及孔隙演化研究［J］.地球科學與環(huán)境學報，2010，32（2）：161-165.

［6］趙澄林，胡愛梅，陳碧玨，等.SY/T 6285—1997 油氣儲層評價方法［S］.北京：石油工業(yè)出版社，1998：16.

［7］何自新，付金華，席勝利，等.蘇里格大氣田成藏地質特征［J］.石油學報，2003，24（2）：6-12.

［8］朱曉燕，趙永剛，田隨良，等.城華油田華152 井區(qū)外圍長3 儲層孔隙結構類型及特征［J］.巖性油氣藏，2010，22（增刊1）：22-26.

［9］王道富.鄂爾多斯盆地特低滲透油田開發(fā)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2008：55-56.

［10］康立明，蘇道敏，曹林川.鄂爾多斯盆地元城地區(qū)儲層微觀孔隙結構特征［J］.斷塊油氣田，2011，18（3）：338-341.

［11］耿斌，胡心紅.孔隙結構研究在低滲透儲層有效性評價中的應用［J］.斷塊油氣田，2011，18（3）：187-190.

［12］伏海蛟，湯達禎，許浩，等.致密砂巖儲層特征及氣藏成藏過程［J］.斷塊油氣田，2012，19（1）：47-50.

［13］高輝，孫衛(wèi)，費二戰(zhàn)，等.特低—超低滲透砂巖儲層微觀孔喉特征與物性差異［J］.巖礦測試，2011，30（2）：244-250.

［14］王瑞飛，陳明強，孫衛(wèi).鄂爾多斯盆地延長組超低滲透砂巖儲層微觀孔隙結構特征研究［J］.地質論評，2008，54（2）：270-277.

［15］楊希濮，孫衛(wèi)，高輝，等.三塘湖油田牛圈湖區(qū)塊低滲透儲層評價［J］.斷塊油氣田，2009，16（2）：5-8.