鄂爾多斯盆地姬塬油田長8儲層微觀孔隙結構特征

李永勝 ，劉學剛 ，章志鋒 ，王 榮

（1.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安 710021；2.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西西安 710021；3.中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

姬塬油田位于陜西省定邊縣、吳起縣和寧夏鹽池縣境內。工區總面積9 792.64 km2。區域構造位置橫跨陜北斜坡與天環坳陷中部，構造平緩。區內長8儲層屬于三角洲沉積體系，發育大面積儲集砂體。孔隙結構是影響并決定儲層微觀孔喉內流體流動和油氣運移的重要地質條件，加強儲層微觀特征的研究，對油氣田的開發相當重要。本文通過物性分析、薄片鑒定、掃描電鏡、毛管壓力曲線等資料對姬塬油田長8儲層微觀孔隙結構特征進行深入研究。

1 巖石學特征

通過對431個砂巖樣品薄片鑒定結果統計分析，姬塬油田長8儲層砂巖巖性主要以長石巖屑砂巖為主，其次是巖屑長石砂巖和巖屑砂巖。碎屑顆粒大多具細粒結構，夾少量的中粒碎屑和粉砂級碎屑，顆粒以次棱角狀為主，分選性總體上為中等，結構成熟度低到中等。碎屑組分中石英類占29.1%，長石類占26.74%，火山巖巖屑占8.88%，變質巖巖屑占15.06%，沉積巖巖屑占0.14%。填隙物以綠泥石、鐵方解石、水云母、高嶺石、硅質等為主。從砂巖組分來看，研究區砂巖成分成熟度較低。

圖1 姬塬油田長8儲層砂巖巖石類型三角圖

2 儲層物性特征

通過對姬塬油田長8儲層335塊巖石樣品的孔滲測試結果進行分析匯總，得出該區長8儲層的大部分巖石樣品的孔隙度分布在5%～15%，占所測樣品的85.67%（見圖2a）；滲透率絕大部分小于1.0 mD，占所測樣品的83%（見圖2b）。上述物性數據表明，該區長8儲層整體上屬于低孔、超低滲儲層。孔隙度和滲透率具有較好的正相關性（見圖2c）。

3 儲層微觀孔隙結構特征

3.1 孔隙類型及組合特征

對研究區所取樣品的鑄體薄片和掃描電鏡分析表明，姬塬油田長8砂巖儲集空間主要有粒間孔（見圖3a）、長石溶孔（見圖 3b）、巖屑溶孔（見圖 3c）、微裂隙、晶間孔（見圖3d）等類型（見表1），其中粒間孔和長石溶孔是區內最主要的孔隙類型。孔隙組合類型以溶孔-粒間孔和微孔型為主。

表1 姬塬油田長8儲層各類孔隙參數特征

3.2 孔喉分布特征

圖3 孔隙類型圖

據薄片孔隙特征資料統計，研究區長8儲層孔隙相對較小。大孔隙（平均孔徑>100 μm）在該區內分布較少占1.37%，細孔隙（平均孔徑0.5～10 μm）和中孔隙（平均孔徑 50～100 μm）分別占18.85%和12.30%，小孔隙（平均孔徑10～50 μm）分布相對較多，占總孔隙的67.49%，為研究區最主要的孔隙類型。喉道為連通孔隙的狹窄通道。按平均喉道半徑，可以將喉道分為粗喉（>3.0 μm）、中細喉（1.0～3.0 μm）、細喉（0.5～1.0 μm）、微細喉（0.2～0.5 μm）和微喉（<0.2 μm）5 種類型。據統計，研究區長8儲層的平均喉道半徑分布在 0.06～5.74 μm，平均值為 0.24 μm，為微喉和微細喉道類型。因此，研究區長8儲層整體上屬細小孔、微喉和微細喉道類型。

3.3 微觀孔隙結構特征

毛管壓力曲線常用來定性和半定量描述儲層的微觀孔隙結構特征，包括巖石所具有的孔隙和喉道的幾何形態、大小、分布及其連通狀況。常用的孔隙結構特征參數有：排驅壓力、中值壓力、最大進汞飽和度、最大連通孔喉半徑、平均喉道半徑、分選系數、變異系數、歪度等。

3.3.1 排驅壓力 排驅壓力是劃分巖石儲集性能好壞的主要參數之一，與孔隙度、滲透率具有較好的負相關性。隨著排驅壓力的減小，儲層孔隙度和滲透率增大（見圖4a）。研究區長8儲層排驅壓力一般在0.5～5 MPa（見圖4b）約占分析樣品的77%，少數樣品排驅壓力高達14 MPa，從頻率分布圖可以看出，具有較高排驅壓力值的樣品占絕大多數，說明儲層滲透性較差。

3.3.2 中值壓力 中值壓力主要反映儲層巖石的孔滲性，與孔滲參數呈一定的負相關性（見圖5a）。該值越小，巖石的孔隙度和滲透率越好，產油能力越強。姬塬油田長8儲層中值壓力集中分布在2～20 MPa（見圖5b），所占比例超過了80%，個別樣品高達44 MPa。這說明長8儲層儲集巖巖性致密，滲流能力弱。

3.3.3 最大進汞飽和度 最大進汞飽和度與物性呈正相關性（見圖6a）。最大進汞飽和度越小，巖石中未被汞所飽和的孔喉體積越大，孔喉的連通性越差；最大汞飽和度越大，巖石中未被汞所飽和的孔喉體積越小，孔喉的連通性越好。姬塬油田長8儲層砂巖的最大進汞飽和度集中分布在60%～80%（見圖6b），所占比例約60%。這一參數反映出該儲層的孔喉連通性中等。

3.3.4 最大連通孔喉半徑 最大連通孔喉半徑與孔滲呈明顯的正相關性（見圖7a）。最大連通孔喉半徑越大，儲層巖石的物性越好。在分析的樣品中最大連通孔喉半徑集中分布在0.2～1 μm（見圖7b），占所測樣品的68%，表明姬塬油田長8儲層砂巖的孔隙最大連通孔喉相對較細，總體物性較差。

3.3.5 平均喉道半徑 平均喉道半徑與孔滲參數呈正相關性（見圖8a）。平均喉道半徑越大，儲層巖石的物性越好。在分析的樣品中平均喉道半徑集中分布在小于0.5 μm的范圍內，占所測樣品的97%（見圖8b），表明姬塬油田長8儲層砂巖平均喉道相對較細，以微喉道和微細喉道為主。

3.3.6 分選系數 分選系數用來描述喉道大小的分選程度，與物性參數呈良好的正相關性（見圖9a），分選系數越大，孔喉分選越差，物性反而越好。這就說明在低滲透儲層中，以微細喉道為主，當具有一定量的較大孔喉時，孔喉分選性變差，而儲集性相對變好。孔喉分選系數主要集中分布在 1～2（見圖9b），表明該區長8儲層喉道分選系數相對偏大，分選較差。

3.3.7 變異系數 變異系數反映儲集層巖石孔隙結構的好壞，與物性呈良好的正相關性（見圖10a）。一般來說，該值越大，儲集巖的孔隙結構越好。該區長8儲層的變異系數主要集中分布在0.1～0.2（見圖10b），約占64%，說明孔隙結構較差。

3.3.8 歪度 歪度表示孔喉富集位置的一個參數，與物性參數不具備相關性（見圖11a）。孔喉歪度越小，巖石孔喉大小分布則越偏于小孔，孔喉歪度越大，巖石孔喉大小分布則越偏于大孔。該區長8儲層砂巖中孔喉歪度主要集中分布在-1～0.5，約占87%（見圖11b）。因而多數樣品的孔喉分布相對于平均值屬細歪度，偏小孔。

3.4 毛管壓力曲線分類

毛管壓力曲線能夠比較直觀地反映儲層的孔隙結構，不同的毛管壓力曲線代表不同的孔隙結構類型。研究區樣品的毛管壓力曲線和平均毛管壓力曲線總體上表現出較高的排驅壓力、略細歪度，孔喉分選性較差。結合前人對鄂爾多斯盆地延長組孔隙結構分類標準和研究區長8儲層排驅壓力、飽和度中值半徑、平均喉道半徑等微觀孔隙結構特征參數，將研究區內長8儲層毛管壓力曲線分為四類（見圖12），主要以I類和II類為主。

I類：I類曲線以黃81井長8毛管壓力曲線為代表。曲線有一個明顯的平臺，相對偏向于橫坐標。樣品孔隙度為15.6%，滲透率為6.53 mD，排驅壓力為0.16 MPa，飽和度中值壓力為3.79 MPa，平均喉道半徑為0.5 μm。此類曲線的排驅壓力和中值壓力均較低，滲透率高，孔喉類型為中孔、細喉型，儲層的孔隙結構和滲流能力好。

II類：II類曲線以黃215井長8毛管壓力曲線為代表。曲線相對于I類曲線在縱向上稍有抬升。樣品孔隙度為11.5%，滲透率為0.38 mD，排驅壓力為0.89 MPa，飽和度中值壓力為15.91 MPa，平均喉道半徑為0.2 μm。此類曲線反映的儲層微觀孔隙結構各項參數都沒有I類好，孔喉類型為小孔、微細喉型，表明儲層的孔隙結構和滲流能力中等。

III類：III類曲線以羅103井長8毛管壓力曲線為代表。曲線相對于II類曲線在縱向上稍有抬升，橫向上變短。樣品孔隙度為6%，滲透率為0.04 mD，排驅壓力為4.60 MPa，飽和度中值壓力為31.07 MPa，平均喉道半徑為0.1 μm。此類曲線反映的儲層微觀孔隙結構各項參數都沒有前2類好，孔喉類型為小孔、微喉型，表明儲層的孔隙結構和滲流能力差。

IV類：IV類曲線以黃133井長8毛管壓力曲線為代表。曲線為陡坡狀，偏向于右上方。樣品孔隙度為2.8%，滲透率為0.02 mD，排驅壓力為12.89 MPa，平均喉道半徑為0.1 μm。此類曲線反映的儲層孔隙結構和滲流能力差，為非有效儲層。

4 結論與認識

（1）姬塬油田長8組儲層砂巖巖性主要以長石巖屑砂巖為主，其次是巖屑長石砂巖和巖屑砂巖；其孔隙度主要分布在5%～15%，占所測樣品的85.67%，滲透率絕大部分小于1.0 mD，占所測樣品的83%，在整體上屬低孔、超低滲儲層。

（2）研究區儲層孔隙類型多樣，粒間孔和長石溶孔是最主要的孔隙類型，組合類型以溶孔-粒間孔和微孔型為主，孔喉分布整體上屬細小孔、微喉和微細喉道類型。

（3）研究區孔隙結構特征參數中，排驅壓力、中值壓力與孔滲呈負相關關系，最大進汞飽和度、最大連通孔喉半徑、平均孔喉半徑、分選系數、變異系數與物性呈正相關關系，歪度與物性基本不具有相關性。表明物性是多種因素綜合作用的結果。

（4）研究區樣品毛管壓力曲線和平均毛管壓力曲線總體表現為較高排驅壓力、略細歪度、孔喉分選性較差、連通性一般的特點。根據孔隙結構特征相關參數將毛管壓力曲線分為4類，從I類到IV類儲層的微觀孔隙結構和滲流能力由好變差，區內毛管壓力曲線主要以I類和II類為主。

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