鄂尔多斯盆地H8井区长6油层组砂岩储层特征

梁卫卫，党海龙，杜林徽，尹 虎，崔鹏兴，张 亮.

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075；2.陕西延长油田股份有限公司富县采油厂，陕西延安 727500; 3.陕西省二氧化碳封存与提高采收率重点实验室，陕西西安 710075)

H8井区位于鄂尔多斯盆地二级构造单元陕北斜坡南部，该构造内部结构简单，为一西倾单斜，倾角一般小于1°，局部地区发育鼻状隆起构造[1-3]。工区主要含油层系为三叠系延长组长6油层组，主要为三角洲前缘亚相沉积，水下分流河道砂体发育，为主力储集砂体，该区长6储层属于典型的特低孔、超低渗透储层，较强非均质性及孔隙结构的复杂性给区块开发带来了一定的困难。为此本文利用最新的分析化验资料，采用铸体薄片、物性试验、扫描电镜、压汞等分析测试方法[4-5]，实现了长6油层组岩石组分、微观孔喉、孔渗特征等参数的定量表征，为区块进一步勘探及有效开发提供技术支持。

1 储层岩石学特征

1.1 碎屑组分特征

工区长6储层碎屑主要以长石、石英为主，其中长石占碎屑总体积的27.5%～58.0%，平均45.1%；石英以单晶石英为主，占总体积的15.0%～42.0%，平均26.4%；岩屑占总体积的7.0%～18.5%，平均11.5%(表1)。砂岩岩石类型主要为灰色、深灰色细粒长石砂岩，含少量的岩屑长石砂岩，砂岩成分成熟度较低(图1)。

表1 H8井区长6岩样成分Table 1 Composition statistics of C6 samples in H8 area

图1 H8井区长6油层组砂岩组分Fig.1 Sandstone components of C6 reservoir in H8 area

1.2 填隙物组分特征

通过对工区10口井长6段26块岩样成分进行分析统计可知(表1)，填隙物含量体积分数为4.0%～18.0%，平均10.4%。填隙物主要以胶结物及泥质杂基的形式存在，其中长61小层胶结物(体积分数为7.3%)以铁方解石(体积分数为3.6%)和绿泥石膜(体积分数为1.3%)为主；长62小层胶结物(体积分数为7.1%)以硅质(体积分数为3.4%)和铁白云石(体积分数为2.3%)为主。

1.3 岩石结构特征

根据工区铸体薄片等资料统计表明，长6油层组储层砂岩类型以细砂岩及粉砂岩为主，同时有少量的中-细砂岩及中砂岩，粒径主区间集中在0.08～0.25 mm之间，颗粒分选中等-较好，但磨圆度相对较差，多为棱角-次棱角状，少量为次圆状；颗粒之间以线接触为主，局部为点接触、凹凸接触，胶结类型主要以接触式和孔隙式胶结为主，总体上结构成熟度属于中等-差。

2 储层物性特征

储层物性特征参数主要指岩石的孔隙度及渗透率，其是影响储集层性能的重要参数[6-8]。根据工区岩心分析资料可知(表2)，长6小层岩心孔隙度主要分布范围4.1%～12.2%，平均7.9%，岩心分析渗透率主要分布在0.004×10-3μm2～0.98×10-3μm2，平均0.14×10-3μm2。根据储层孔隙度、渗透率划分标准[9-10]，研究区储层为特低孔、超低渗透储层。工区长6油层组岩心分析孔隙度与渗透率之间基本存在正相关关系(图2)，孔渗关系较为复杂。

表2 H8井区长6物性参数统计Table 2 Physical property stastics of C6 formation in H8 area

图2 H8井区长6孔隙度与渗透率关系Fig.2 Relationship between porosity and permeability of C6 reservoir in H8 area

3 孔隙类型及结构特征

通过岩心铸体薄片、扫描电镜，压汞曲线等分析，详细描述储层孔隙、喉道类型和孔隙结构的类型及特征。

3.1 孔隙类型

长6储层孔隙类型按照成因分为原生孔隙及次生孔隙。其中原生孔隙主要以残余粒间孔为主，次生孔隙主要以溶蚀孔为主。残余粒间孔占总孔隙类型百分比最大，分布范围0.2%～5.0%之间，平均2.33%，平均面孔率为3.35%，占总面孔率的53.3%；溶蚀孔分布范围0.1%～2.0%之间，平均0.80%；长6储层孔隙孔径变化区间为10～100 μm，平均33.9 μm，孔径较小。

(1)原生孔隙。

工区长6储层原生孔隙主要包括残余粒间孔及填隙物内微孔隙。残余粒间孔为长6储层的主要孔隙类型，薄片观察得出，直径在10～50 μm之间，整体呈孔隙式充填，未被充填的粒间孔多呈三角形或多边形，孔隙边缘整齐平直，填隙物主要为方解石、浊沸石及薄膜式胶结的绿泥石(图3A、3B)，这类粒间孔孔径较大，连通性好；此外可见石英与长石加大的硅质胶结(图3C)，石英、长石多呈自形状生长充填使得残余粒间孔隙孔径变小，连通性变差。同时，基质内微孔也是原生孔隙的重要组成部分，该类孔隙经过压实作用改造后大部分消失，仅小部分分布于泥质含量较高的粉细砂岩中(图3D)，孔隙个体小，分布不均匀且连通性较差。

图3 H8井区长6储层主要孔隙类型Fig.3 Pore types of C6 reservoir in H8 area

(2)次生孔隙。

工区长6储层次生孔隙主要包括溶蚀型孔隙及微裂缝(隙)。溶蚀粒间孔较为发育(图3E)，溶解组分主要为长石及方解石，此外还有云母、岩屑及粘土矿物等，被溶蚀的矿物颗粒边缘不规则，基本呈现港湾状，该类次生孔隙对储层连通性有一定贡献。溶蚀粒内孔多见于长石、云母和部分岩屑内，长石溶蚀粒内孔相对发育，工区内主要发育沿长石的解理缝溶蚀孔，溶蚀粒内孔常见与溶蚀粒间孔隙伴生分布，且互相连通，但分布很不均匀。微裂缝(隙)主要指颗粒间缝隙和云母碎屑、长石碎屑的解理缝(图3F)，微裂缝可以连通粒间孔及粒内孔，对储层孔隙具有积极作用。

3.2 喉道特征

工区长6储层喉道主要以片状和弯片状喉道、管束状喉道为主，喉道细小，形状不规则，绿泥石膜充填或基质中的微孔组成(图3B、3D)，该类喉道孔隙小，渗透率低，因此造成原油渗流过程中出现卡段及绕流现象[11]，同时也会形成“死油区”。

3.3 孔隙结构特征

分析工区内岩心样品的压汞及毛管压力数据，将工区长6储层划分为三大类(图4、表3)。Ⅰ类储层为低门槛压力-高进汞饱和度型，毛管压力曲线表现为“S”型，孔隙尺寸较均匀，门槛压力相对较低，平均在0.9～1.2 MPa，排驱压力分布范围0.9～3.3 MPa，平均喉道半径0.14～0.25 μm，分选系数0.1～1.1之间，分选较好，中值压力分布范围4.2～9.2 MPa，中值半径为0.09～0.18 μm，最大进汞饱和度83.0%以上，退汞效率25.8～36.6%；以上参数反映储层微小孔隙连通性较好，孔隙度7.0%～11.8%，渗透率0.14×10-3μm2～0.36×10-3μm2，属于目的层优质储层。

图4 H8井区长6储层毛管压力曲线Fig.4 The capillary pressure curves of C6 reservoir in H8 area

表3 H8井区长6储层孔喉结构分类Table 3 Classification of pore-throat structure of C6 formation in H8 area

Ⅱ类储层为中门槛压力-中进汞饱和度型，门槛压力1.0～2.5 MPa，排驱压力分布范围3.4～6.7 MPa，平均喉道半径0.08～0.15 μm，分选系数0.8～2.0之间，分选一般，中值压力分布范围6.8～33.5 MPa，中值半径为0.05～0.09 μm，最大进汞饱和度55.0%～83.0%以上，退汞效率18.9～24.0%；以上参数反映储层微小孔隙连通性一般，孔隙度5.9%～10.5%，渗透率0.12×10-3μm2～0.19×10-3μm2，属于目的层一般储层。

Ⅲ类储层为高门槛压力-低进汞饱和度型，门槛压力>2.5 MPa，排驱压力分布范围4.2～8.2 MPa，平均喉道半径0.04～0.09 μm，分选系数1.2～3.3之间，分选相对较差，最大进汞饱和度38.0%～55.0%以上，退汞效率21.0%～25.9%；以上参数反映储层微小孔隙连通性较差，孔隙度5.1%～6.9%，渗透率0.08×10-3μm2～0.12×10-3μm2，属于目的层较差储层。

4 储层物性影响因素

4.1 沉积相带影响

原始矿物组成和其结构是低渗透储层物性参数的重要影响因素，从本质上而言依然是沉积作用的影响，不同沉积环境下储层岩性不同，进而导致储层物性也不相同[12-13]。本次研究的H8井区长6油层组主要发育三角洲前缘亚相沉积，水下分流河道砂体为主力储集砂体，物源主要来自北东及西南两个方向，且工区西南部水下分流河道砂体发育较好。目的层砂岩主要以长石砂岩为主，成熟度较低，在河道砂体后期形成过程中，岩屑组分中的塑性颗粒容易发生变形[6]，随着埋深的增大，使得砂岩变得易于压实，造成储层孔隙度变差，当岩屑含量从7%增大到18%的过程中，储层孔隙度由14%下降到8%左右，下降幅度明显(图5A)。同时砂岩中填隙物含量也回造成储层砂岩原生粒间孔隙减小，当填隙物含量从6%增大到20%的过程中，储层孔隙度由13%下降到9%左右(图5B)。研究区沉积物经过远距离搬运后砂岩颗粒结构偏细，以细粒结构为主，平均粒度中值仅0.12 mm，沉积过程中水下分流河道砂岩颗粒最粗，水下天然堤次之，水下分流河道间砂岩颗粒最细，从实验数据可知砂岩粒度中值越大，孔隙度及渗透率参数属性越高，呈正相关关系(图5C、5D)。统计工区目的层不同沉积相带下岩心孔、渗参数值可以得出(表4)，沉积相带对储层物性起控制作用，水下分流河道砂体储层物性较好，水下天然堤次之。

图5 H8井区长6储层物性参数与岩屑含量、填隙物、粒度中值关系Fig.5 Relationship between physical parameters and debris content, chink, median grain diameter of C6 reservoir in H8 area

表4 H8井区长6油层组不同沉积微相下储层物性参数表Table 4 Physical property stastics of different microfacies of C6 reservoir in H8 area

4.2 成岩作用影响

工区长6储层砂岩成岩作用主要包括压实压溶、胶结及溶蚀作用三大类[14]，其中压实及胶结作用对储层物性起到破坏作用，而溶蚀起到建设性作用。

(1)压实压溶作用。压实是导致储层原生孔隙度降低的主要因素。根据试验数据可知，石英颗粒的抗压强度最强，长石次之，岩屑最差[15]。工区长6储层碎屑组分中长石占碎屑总体积的45.1%，石英为26.4%，岩屑为11.5%，长石及岩屑含量高，结构成熟度较低，造成长6储层压实作用较强。铸体薄片资料显示碎屑颗粒磨圆度差，以线接触为主，少量为点接触、凹凸接触；柔性碎屑颗粒，如泥岩岩屑、云母等塑性颗粒因压实造成弯曲，假杂基化(图3B)；脆性颗粒，如石英、长石等受应力作用发生脆性破裂，小的碎屑颗粒被嵌入到大的孔隙中，使得原本点接触形式变为线接触，造成原生粒间孔隙较小(图3F)；压溶作用使得储层颗粒边缘呈现港湾状溶蚀边，颗粒之间多呈现凹凸或缝合接触，造成原生孔隙减小，主要以石英及长石次生加大为主(图3C)。

(2)胶结作用。胶结作用是影响储层物性的重要因素之一，在成岩阶段早期，胶结作用可以避免强烈的压实作用造成的原生孔隙被大量充填，在成岩作用晚期，胶结作用固化碎屑颗粒使得储层孔隙变小，造成储层物性变差[13]。工区长6储层胶结物主要为碳酸盐岩、粘土矿物及硅质，其中碳酸盐胶胶结为储层主要胶结类型。

碳酸盐岩胶结物主要为铁方解石、铁白云石，它们既充填于原生粒间孔隙，也充填与溶蚀的次生孔隙中(图3A、3E)，使得储层物性变差。同时，碳酸盐岩溶蚀程度弱，铁方解石的析出比方解石晚，主要为基底式及孔隙式胶结，部分以交代长石的形式存在，铁白云石析出时间最晚，通常为交代铁方解石析出。从碳酸盐岩含量与储层物性关系曲线可以得出(图6)：当碳酸盐胶结物含量<5.0%时，储层孔隙度只要分布在6.0%～14.5%之间，渗透率分布在0.06×10-3～2.5×10-3μm2之间，当碳酸盐胶结物含量>5.0%时，孔隙度及渗透率随碳酸盐胶结物含量的增高而明显降低，这主要是由于碳酸盐胶结物主要形成于晚成岩A-B期，晚于粘土胶结物及硅质胶结物充填在残余粒间孔及溶蚀孔隙中，因此碳酸盐胶结是造成长6储层物性较差的主要原因。

图6 H8井区长6储层碳酸盐岩胶结物含量与物性关系曲线Fig.6 Relationship between carbonate cement and properties of C6 reservoir in H8 area

(3)溶蚀作用。溶蚀作用可以在储层中形成大量的次生孔隙，对储层物性起到建设性作用。工区长6储层溶蚀作用以长石溶蚀为主，岩屑溶蚀次之，根据试验数据可知，长石溶蚀作用发生在颗粒表面及其内部，主要沿解理缝溶蚀，溶蚀作用有强有弱，工区长石溶蚀主要包括两种类型，一是长石、岩屑等不稳定颗粒直接溶解形成溶蚀粒内孔隙(图3F)，二是长石、岩屑等颗粒先被碳酸盐矿物交代，后交代物发生溶解形成的溶蚀粒内孔及粒间孔(图3E)。

5 结论

(1)工区长6储层岩石类型主要为细粒长石砂岩，颗粒分选中等-较好，磨圆度较差，颗粒之间以线接触为主；填隙物主要为胶结物及泥质杂基，体积分数平均10.4%；储层平均孔隙度7.9%，平均渗透率0.14×10-3μm2，为特低孔、超低渗透储层。主要发育残余粒间孔隙及溶蚀次生孔隙，喉道类型以片状和弯片状喉道、管束状喉道为主，喉道细小，形状不规则，孔喉结构复杂。

(2)根据压汞数据及毛管压力曲线数据将长6储层划分为三种类型：Ⅰ类为低门槛压力-高进汞饱和度型，Ⅱ类为中门槛压力-中进汞饱和度型；Ⅲ类为高门槛压力-低进汞饱和度型。Ⅰ类储层是目的层最优储层，Ⅱ类次之，Ⅲ类最差。

(3)H8井区长6油层组储层特征受沉积物源及成岩作用多因素控制，其中三角洲前缘水下分流河道储层物性最好，水下天然堤次之。工区成岩作用主要包括压实、胶结及溶蚀作用，其中胶结作用以碳酸盐胶结为主，其对储层物性起破坏性作用，溶蚀作用以长石溶蚀最为普遍，其对储层物性起建设性作用。