鄂尔多斯盆地大路沟地区长6 储层孔隙结构及物性特征研究

黄智涵，喻 意，王小龙，彭述兴，朱 旭，平赵勇

（1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安 710065；2.陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西西安 710065；3.中国石油长庆油田分公司第四采油厂，陕西靖边 718500）

鄂尔多斯盆地目前油气储量十分庞大，每年的石油产量位居全国第一。本文研究区位于鄂尔多斯盆地大路沟地区，大路沟地区已发现的主要油藏为三叠系延长组长2、长6 储层，研究发现长6 储层具有较高的开发潜力。但目前研究区长6 储层剩余油分散，非均质性强，随着油气开发难度的增加，难动用储量日渐增多[1]。然而目前对研究区长6 储层研究仍然比较匮乏，因此，需要对其展开研究。本文主要对研究区长6 储层的孔隙结构及物性特征展开深入研究，为后续油气勘探开发提供一定的借鉴意义。

1 研究区概况

鄂尔多斯盆地是一个稳定的沉降-坳陷转换的多旋回沉积盆地，在中生代晚期从华北盆地分离，演变成了一个巨大的内陆盆地[2]。依据鄂尔多斯盆地的基底性质和现代构造形态与特点，可以将研究区分为伊盟隆起、渭北隆起、晋西挠褶带、伊陕斜坡、天环凹陷和西缘逆冲带六个二级构造单元[3]。大路沟地区位于鄂尔多斯盆地西南部的伊陕斜坡中北部，其构造特征为陕北西倾单斜（每千米坡降6～8 m）上发育的几排鼻状隆起构造，在近东西向鼻隆与有利砂体相匹配的区域出现局部圈闭，成为油气聚集的有利场所。

2 储层岩石学特征

对18 口井岩心进行了观察，结果表明，该区长6 储层砂岩主要呈灰白色，随含油性的增加而逐渐加深。泥岩的颜色以深灰色和黑色为主，这说明他们在水里进行沉积，并具有一定的还原性。砂岩粒度分析结果表明，研究区粒度主要集中在细砂级别（0.125～0.250 mm），长61小层细砂级别的含量达到70.80%，黏土级别的含量达到4.94%，总体较细。研究结果表明，该区的沉积物已离物源区较远，河流的搬运能力较弱，由于重力分异作用，粗粒级的碎屑很早就在该物源区之外沉降；研究区的沉积物主要是细粒碎屑物质[4-6]。

研究区的岩石类型以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主。其岩石组分含量从大到小依次为长石、石英、岩屑，并且还有少量的云母，以黑云母为主[7-8]。通过对研究结果分析得出，在长6 储层最主要的目标层段中，长石和石英分别占碎屑组分含量的51.19%和23.40%，浊沸石、绿泥石等为填隙物的主要矿物，不同小层层位的填隙物分布不均匀，含量分布也不均匀，从长61～长63依次递减，其成分组成比较单一，不同小层组分差别不大。

从研究区长61小层28 块样品中分析得出，石英和长石的含量分别可以达到22.86%和51.29%，岩屑含量为9.54%，填隙物和其他分别占11.26%和5.15%。从长62小层中的6 块样品分析得出，石英含量为24.50%，长石含量为50.62%，岩屑含量为7.72%，其他和填隙物分别占6.58%和10.58%。从长63小层中的13 块样品分析得出，石英和长石含量分别为24.19%和51.23%，岩屑含量为9.69%，填隙物和其他分别占8.88%和6.01%（表1）。

表1 大路沟地区长6 各小层砂岩成分统计表

3 储层孔隙类型及结构特征

3.1 孔隙类型及组合特征

通过对长6 储层砂岩47 块铸体薄片的鉴定，可以得出储集空间的孔隙类型，并对其进行了统计，发现其储集空间类型有粒间孔、粒间溶孔、长石熔孔、沸石熔孔、岩屑熔孔、晶间孔、微裂隙（表2）。

表2 大路沟地区长6 储层孔隙类型统计表

研究表明，长6 储层的粒间孔大部分是绿泥石膜残余粒间孔，且分布范围极其广泛，其中长石溶孔占据了绝大部分，沸石溶孔相对比较少。而沸石溶孔为大路沟地区特有的一种孔隙结构，对提高表面质量有重要影响。粒间孔和溶孔分别占面孔率的70.0%和27.8%，其中长61、长62和长63小层的面孔率分别为4.00%、3.40%和2.00%。

在早期压实作用和后期胶结作用下，储层中的原始粒间孔遭受到了严重损失，然而保留了一些没有被完全压实或堵塞的孔隙，即残余粒间孔[9-10]。残余粒间孔主要分布在骨架颗粒间隙中，总体形状较为规则，孔径在50～100 μm（图1）。通过对研究区残余粒间孔孔隙度的分析，发现长61、长62、长63小层中残余粒间孔面孔率平均分别为2.44%、2.56%、1.58%；占比从大到小依次为长63、长62、长61小层，分别占总面孔率的61.0%、75.3%、79.0%。结果表明，大路沟地区长62小层与长61小层的残余粒间孔面孔率相差不大，而长63小层面孔率最小。

图1 大路沟地区长6 储层铸体薄片和扫描电镜下残余粒间孔特征

大路沟地区长6 储层的长石溶孔占比巨大，长石溶孔的孔径在10～80 μm（图2），对研究区的储集空间起到一定的改善作用，从而提高了储层的渗透率。经研究发现，长61、长62、长63小层的面孔率平均分别为0.56%、0.42%、0.38%，这三个小层分别占总面孔率的14.0%、12.4%、19.0%。整体而言，各个小层溶孔的发育差异不大。

图2 大路沟地区长6 储层铸体薄片和扫描电镜下长石溶孔特征

岩屑溶孔属于大路沟地区长6 储层中的另一个主要储集空间，主要是由于酸性火山岩岩屑易溶组分被选择性溶蚀形成，且在研究区含量相对较高。孔径在5～30 μm（图3），可以看到许多分布较为广泛且能清楚看到大的溶孔。在长61、长62小层的岩屑溶孔中，其中前者占总面孔率的4.5%，而后者占总面孔率的2.4%，平均面孔率分别为0.18%、0.08%。

图3 大路沟地区长6 储层铸体薄片和扫描电镜下岩屑溶孔特征

3.2 孔隙结构特征

从大路沟地区长6 储层挑选出的19 块岩样，并对其压汞数据和毛管压力曲线进行分析得出了对储层毛管压力曲线形态的主要影响因素有：孔喉半径、排驱压力、分选系数和汞饱和度（表3）。

表3 大路沟地区长6 储层常规压汞孔隙结构参数统计表

结合毛管压力曲线形态的特征，可以将研究区长6 储层孔隙结构划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三类，其中三类孔隙结构占总孔隙结构的大小依次为Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅰ类，占比分别为57.6%、27.2%、15.2%（表4）。

表4 大路沟地区长6 储层常规压汞孔隙结构参数统计表

（1）Ⅰ类：排驱压力小于0.5 MPa，处于较低范围，中值半径大于0.3 μm，孔喉属于中孔-中细喉型、分选性中等，属于研究区储集、渗流能力最好的储层类型。此类孔隙结构在长61小层最多，占17.5%；长63小层最少，占5.9%。

（2）Ⅱ类：排驱压力在0.5～1.5 MPa，中值半径在0.2～0.3 μm，孔喉属于中小孔-细喉型、分选性较好，是研究区一种具有良好储集、渗流能力的储层类型，仅次于Ⅰ类孔隙结构。此类孔隙结构在长61小层最多，占61.9%；长63小层最少，占41.2%。

（3）Ⅲ类：排驱压力大于1.5 MPa，处于较高范围，中值半径小于0.2 μm，孔喉属于小孔-微细喉型、分选性为三类中最好，在研究区中，比Ⅰ类和Ⅱ类的储集、渗流能力都差，属于最差的孔隙结构类型。此类孔隙结构在长63小层最多，占52.9%；长61小层最少，占20.6%。

4 储层的物性特征

储层物性是影响储集体储集性能、产油能力的重要因素，孔隙度、渗透率的大小是其最直接的反映。储层物性受沉积微相的控制，在分流河道中央和河道的交叉点，孔隙度和渗透率最佳，而在河道的两翼，则依次递减。

大路沟地区长61小层2 892 块岩心分析样品，孔隙度在10%～15%，平均为12%，渗透率在0.3～1.5 mD，平均渗透率为0.5 mD，物性较好（图4、图5）。

图4 大路沟地区长61 小层岩心分析孔隙度分布频率

图5 大路沟地区长61 小层岩心分析渗透率分布频率

长62小层1 963 块岩心分析样品，孔隙度在9%～12%，平均为10%。渗透率分布在0.3～1.1 mD，平均渗透率为0.4 mD（图6、图7）。

图6 大路沟地区长62 小层岩心分析孔隙度分布频率

图7 大路沟地区长62 小层岩心分析渗透率分布频率

大路沟地区长63小层1 113 块岩心分析样品，孔隙度在9%～13%，平均为10%；渗透率在0.3～0.9 mD，平均为0.6 mD（图8、图9）。

图8 大路沟地区长63 小层岩心分析孔隙度分布频率

图9 大路沟地区长63 小层岩心分析渗透率分布频率

根据物性分析得出，研究区长61、长62、长63小层的平均孔隙度分别为12%、10%、10%；长61、长62、长63小层的平均渗透率分别为0.5、0.4、0.6 mD。根据以上结论，可以得出储集物性从长63小层到长61小层逐渐变好。根据石油行业的储层标准[11]，大路沟地区长6 储层为低孔、低渗透储层。

5 主要认识和结论

通过对大路沟地区长6 储层的岩石学、孔隙类型、孔隙结构等方面进行了系统的研究后，主要取得以下认识：

（1）研究区长6 储层岩石类型以长石砂岩为主，各小层砂岩成分差异较小，粒度为细砂级别，岩石颜色呈灰白色。其中矿物含量从大到小依次为长石、石英、岩屑，并含有少量云母。

（2）研究区长6 储层孔隙类型主要为粒间孔和长石溶孔，前者含量略高于后者；长6 储层的孔隙度在9%～15%，长6 储层的渗透率在0.3～1.5 mD，平均孔隙度和平均渗透率分别为11%和0.5 mD。小层的平均面孔率占比从大到小依次为长61、长62、长63，分别为4.00%、3.40%、2.00%。

（3）研究区长6 储层孔隙结构种类主要是由毛管压力曲线形态所决定。主要可以将其划分为三类，分别为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类。其中以Ⅱ类孔隙结构为主、其次为Ⅲ类孔隙结构、最后为Ⅰ类孔隙结构。综合评价大路沟地区长6 储层为低孔、低渗透储层。