鄂尔多斯盆地镇北地区延长组长81储层微观孔隙结构研究

2014-10-25秦卫军张庆洲应芳芳李书恒杨军侠

石油地质与工程 2014年1期

秦卫军，张庆洲，应芳芳，李书恒，杨军侠

（1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安 710065；2.中国石油长庆油田分公司超低渗透油藏研究中心）

镇北地区位于鄂尔多斯盆地西南部，范围西起殷家城，东至铜川，南起太平，北至曲子，构造位置横跨天环向斜和伊陕斜坡2个次级构造单元，区内断层不发育，仅在局部发育一些小型鼻状构造［1］。研究区发育多套含油层系，自下而上为长10～长1等油层组，其中长81为其主力含油层系。由于早期的勘探程度较低，基础资料、取心资料以及分析化验资料有限，研究区储层的孔隙结构特征没有进行过细致的研究。鉴于此，通过大量的镜下照片和分析化验数据综合研究与评价，对镇北地区长81储层的微观孔隙结构特征进行综合研究，为后期的开发提出可行性的方案。

1 储集砂岩的岩石学特征

镇北地区长81储层砂岩为一套扇三角前缘亚相［2－4］。根据280多组的岩石薄片数据和粒度分析数据，研究区储集岩主要以中－细粒岩屑长石砂岩为主，其次为长石岩屑砂岩。石英含量17%～50%，平均28.55%，石英主要为花岗岩母岩来源，少量为变质岩来源；长石含量12%～42%，平均29.7%，主要为斜长石，见少量的微斜长石；火山岩岩屑为喷出岩；变质岩岩屑为石英岩、片岩、千枚岩、板岩；沉积岩岩屑为粉砂岩、泥岩、灰岩、白云岩。胶结物主要是粘土矿物胶结物、硅质胶结物和碳酸胶结物（图1）。

2 储集砂岩的物性特征

通过研究区长81油层组150块物性分析化验资料，得出研究区孔隙度4.4%～17.9%，平均值10.25%，中值11.15%；渗透率（0.02～5.8）×10－3μm2，平均值0.54×10－3μm2，中值 0.45×10－3μm2；孔隙度小和渗透率较低的特点反应镇北地区长81储层属于典型的低孔低渗储层（图2）。

3 微观孔隙类型特征

3.1 孔隙类型

通过对30口井92张铸体薄片以及280多张扫描电镜照片分析得出镇北地区长81储层的储集空间主要以原生孔隙为主，其次发育次生孔隙。

3.1.1 原生孔隙

研究区发育的原生孔隙主要是剩余粒间孔隙，即砂质沉积物在埋藏成岩过程中经早期的过机械压实，早期的绿泥石胶结以及硅质胶结，后期的铁方解石胶结和交代作用，以及晚期的伊利石和高岭石胶结之后剩余的孔隙。形状多以三角形和多边形等形态。

3.1.2 次生孔隙

图1 镇北地区长81储层岩屑和填隙物含量分布

图2 镇北地区长81储层孔隙度和渗透率分布

研究区长81储集层中的油气主要来自与其相邻的长7和少量来自于下部的长9油层组。地层中的有机质在高温高压下分解产生的有机酸和CO2在排烃过程中进入储集层当中，储层孔隙的流体由碱性变为酸性，长石和岩屑的碎屑颗粒在酸性化环境下容易发生溶蚀，产生溶蚀孔隙。其中长石常沿解理缝选择性溶蚀，形态不规则，部分长石完全溶蚀，可形成铸模孔，残留有以绿泥石为主的泥晶套，孔内有少量的沿解理蚀变的绢云母残余，部分长石溶孔和粒间孔相连，形成大孔隙［5－6］。镇北地区长81储层经过强烈的成岩作用改造后，原生孔隙减少，而溶蚀产生的次生孔隙有效的改善了储集空间，使得低孔低渗储层在一定程度上得到了改善。

3.1.3 孔隙的大小分布

根据长庆油田低渗透储层开发的动态特征，结合铸体薄片孔隙图像分析，把长81储层中的孔隙大小分为如下5类：大孔（孔隙直径＞100μm），中孔（孔隙直径介于80～50μm），小孔（孔隙直径介于50～10μm），细孔（孔隙直径介于10～0.5μm），微孔（孔隙直径＜0.5μm）。对镇北地区28组图形孔隙分析数据统计见图3。

3.2 喉道类型

目前，按平均喉道半径，可以将喉道分为粗喉（＞3.0μm）、中细喉（1.0～3.0μm）、细喉（0.5～1.0μm）、微细喉（0.2～0.5μm）和微喉（＜0.2μm）5种类型。对36口井85块高压压汞结果分析，镇北地区长81主要发育细喉道、中细喉道和微细喉道，少量的和粗喉道。

综上所述，研究区孔隙主要以中小孔为主，导致了镇北地区储层的低孔的特征；喉道主要以中－细喉道为主，决定了储层的渗流能力中等－差。

图3 镇北地区长81储层孔隙分布直方图

4 微观孔隙结构特征

碎屑岩的孔隙结构复杂，喉道和孔隙大小分布不均，目前国内主要利用扫描电镜、常规压汞来研究储层的微观孔隙结构，用毛细管压力曲线形态及各特征参数［7－14］来表示。

4.1 反映储集层储集性能渗流能力的定量参数

中值半径R50反映了总的孔隙喉道大小受到岩石的物理、化学成因及随后的任何变化的影响。研究区中值半径0.03～0.4μm，平均0.15μm，总体分布比较分散，多数分布在0.01～0.1μm之间，总体上都比较小，反映镇北地区储岩较致密，渗透性较差，渗流能力弱。

中值压力P50，是反映当孔隙中存在油、水两相时，用以衡量油的产能大小。P50越小，则表明岩石（对油的）渗滤性能越好，具有高的生产能力。研究区中值压力在1.83～22.88 MPa，平均9.18 MPa，主要分布在8～20 MPa之间，占到了70%以上，个别样品达到40 MPa以上，总体中值压力偏大，反映镇北地区长81储层较致密，渗透性差，产油能力较差。

排驱压力Pd是孔隙系统中最大的连通孔隙的毛细管压力。排驱压力越小，岩石渗透率越好；排驱压力越大，岩石渗透率则越差［11－17］。研究区排驱压力分布范围0.18～7.39 MPa，平均值1.59 MPa，总体分布在1.0～7.3 MPa之间，占到了样品总数的62%，反映研究区储层砂岩致密程度较高，渗流能力较差。

最大孔喉半径Rmax：与排驱压力相对应的最大孔喉半径越大，储层岩石的物性越好［8－13］。研究区最大孔喉半径分布在0.4～4.02μm，平均1.52 μm，多数样品分布在0.6～2.0μm，占到总样品的80%以上，反映镇北地区孔喉相对较集中而且孔喉相对较细，总体的物性相对较差。

最大进汞饱和度Smax：最大汞饱和度越大，岩石中未被汞所饱和的孔喉体积越小，孔喉的连通性越好；最大进汞饱和度越小，岩石中未被汞所饱和的孔喉体积越大，孔喉的连通性越差。镇北地区最大进汞饱和度的范围为61.85%～92.05%，平均为78.16%，集中分布在75%～85%之间，这一特征参数反映镇北地区储层的孔喉的连通性中等。

综上选取能够反应孔喉大小的定量参数Rmax和R50两个参数，Rmax分布在0.40～4.02μm，平均1.52μm；R50分布在0.03～0.40μm，平均0.15μm，总体反映孔隙结构具有中细孔喉的特点。选取能够反映连通性和渗流能力两个参数Pd和P50，P50介于1.83～22.88 MPa，平均9.18 MPa；Pd介于0.18～7.39 MPa，平均值1.59 MPa，总体反映研究区储层的渗流能力较差，非均质性强，产油能力较差。

4.2 反映储集层分选性的统计参数

分选系数Sp是对样品中孔隙喉道大小标偏差的量度，直接反映了孔隙喉道分布的集中程度。镇北地区分布范围为0.3～3.3之间，集中分布在1～3之间，占到总样品数的90%以上，而大多数分选系数较大，反映研究区孔隙喉道分布不够集中，分选性中等－差。

歪度系数Skp是孔隙喉道大小分布不对称性量度。一般对于储层来说，歪度越粗越好。研究区歪度系数分布范围为－1.5～2.44之间，平均值0.88。集中分布在－0.4～1.5之间，多数样品的孔喉分布相对的粗歪度，反映出镇北地区储层砂岩的孔喉偏向于中小孔。

综上分选系数和歪度系数两个参数反映镇北地区长81储层分选中等－差，偏向于中小孔。

5 综合分类评价

毛管压力曲线能够比较直观地反映储层的孔隙结构，不同的毛管压力曲线代表不同的孔隙结构类型［18－21］。在前人对鄂尔多斯盆地延长组孔隙结构分类标准研究的基础上［9－11］，结合镇北地区长81储层毛管压力的形态以及储层的孔隙度、渗透率、中值压力、排驱压力、最大进汞饱和度、以及中值半径等参数对镇北地区的压汞曲线进行分类评价（表1）。

表1 镇北地区长81储层各类微观结构特征

I类是以ZH277井为代表的长81储层高压压汞曲线（图4）。曲线有一个明显的平台，拥有相对较高的孔隙度和渗透率，较低的排驱压力和中值压力，较高的最大进汞饱和度，较高的退汞效率，以粗孔喉为主，孔喉的连通性较好（表1）。然而该类储层的分选系数和歪度系数较大，说明孔喉的大小分布不集中，储层的孔隙结构和渗流能力好。

II类是以ZH265井为代表的长81储层高压压汞曲线（图4）。曲线平台明显高于I类储层，拥有中等－好的物性，较低的排驱压力和中值压力，高的最大进汞饱和度，以细孔喉为主，孔喉的连通性较好（表1）。然而该类储层的分选系数和歪度系数的较大，说明孔喉的集中程度较差，该类储层的孔隙结构和渗流能力中等。

III类是以井ZH101井为代表的高压压汞曲线（图4）。物性差，相对较高的排驱压力和中值压力，低最大进汞饱和度，较低的退汞效率，以微细孔喉为主，连通性较差，孔喉的分布相对较分散，该类储层孔隙结构和渗流能力较差。