南泥灣油田WL地區(qū)長8儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征研究

閆鳳平，李孫翼，白二林，黃春梅，武富禮，蔣司淋

（1.延長油田股份有限公司南泥灣采油廠，陜西 延安 716000；2.西安石油大學地球科學與工程學院，陜西 西安 710065）

長8油藏勘探開發(fā)至今，一直缺乏有效的儲層孔隙結(jié)構(gòu)研究。為實現(xiàn)儲層準確預測，利用鑄體薄片、常規(guī)物性、高壓壓汞等分析測試資料，對該區(qū)長8儲層孔隙結(jié)構(gòu)及其分類特征進行研究，為識別優(yōu)質(zhì)儲層提供依據(jù)。

1 儲層特征

根據(jù)研究區(qū)鑄體薄片鑒定結(jié)果表明，南泥灣油田萬花-柳林區(qū)域長8儲層巖性為長石砂巖，石英含量32.0%～41.0%，平均為36.58%，長石含量為48.0%～57.0%，平均為53.09%，巖屑含量3.5%～16.0%，平均10.33%，其中以火成巖和變質(zhì)巖巖屑為主，含少量沉積巖巖屑。填隙物中云母含量較高，平均為4.37%。粘土雜基平均含量為3.89%。膠結(jié)物以自生綠泥石和方解石為主，硅質(zhì)膠結(jié)不發(fā)育。

長8致密砂巖儲層粒徑分布在0.13～0.40mm，平均為0.25mm，以顆粒支撐為主，接觸關系以點-線接觸為主，膠結(jié)類型以孔隙-薄膜膠結(jié)為主，分選中等-好，磨圓度為次棱-次圓狀，根據(jù)29個常規(guī)物性分析測試數(shù)據(jù)顯示，長8儲層平均孔隙度為6.67%，平均滲透率為 0.10×10-3μm2，為典型的低孔-特低滲致密砂巖儲層。

2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

2.1 孔隙類型

對研究區(qū)4口井23個砂巖鑄體薄片觀察，本區(qū)長8儲層的主要發(fā)育殘余粒間孔、次生溶蝕孔（粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔）及晶間微孔。面孔率在0.6%-6.0%，平均為1.02%。其中殘余粒間孔面孔率在0.2%～2.0%，平均為0.39%，次生溶蝕孔面孔率在0.1%～2.5%，平均為0.52%，是研究區(qū)長8儲層最主要的孔隙類型。粒內(nèi)溶孔面孔率分布在0.1%～0.8%,平均為0.12%，粒間溶孔面孔率在0.1%～2.5%，平均為0.4%。殘余粒間孔隙及次生溶蝕孔隙提供了研究區(qū)長8儲層的主要儲集空間。

2.2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

高壓壓汞技術(shù)是表征儲層孔隙結(jié)構(gòu)的重要手段。通過測試得到的毛管壓力曲線可表征巖石孔喉大小及分布特征，壓汞實驗求取的孔喉參數(shù)能有效表征儲層孔隙結(jié)構(gòu)[2]。利用研究區(qū)4口井29個巖樣壓汞測試數(shù)據(jù)，在前人提出的鄂爾多斯盆地中生界碎屑巖儲集層孔隙結(jié)構(gòu)分類評價標準基礎上，選取孔隙度、滲透率、中值壓力、排驅(qū)壓力、最大進汞飽和度、毛管壓力曲線形態(tài)特征等參數(shù)，對本區(qū)長8儲層孔隙結(jié)構(gòu)級別進行劃分，識別出4類孔隙結(jié)構(gòu)。

I類孔隙結(jié)構(gòu)樣品主要發(fā)育在三角洲前緣水下分流河道微相主體上，處于強水動力環(huán)境、多期疊置而成的砂體中，巖性為深灰色細粒長石砂巖，主要儲集空間為殘余粒間孔，孔喉連通性較好。孔隙度介于6.6%～8.7%，平均為7.73%，滲透率介于 （0.07～0.22） ×10-3μm2，平均為 0.12×10-3μm2。毛細管壓力曲線呈較窄的平臺，中值壓力介于2.42～4.1MPa，平均為3.29MPa，排驅(qū)壓力介于0.53～0.59MPa，平均為0.56MPa，分選系數(shù)介于0.19～0.22，平均為0.20，平均孔喉半徑介于0.22～0.28μm，平均為0.24μm，最大進汞飽和度介于83.75%～85.94%，平均為84.78%。

II類孔隙結(jié)構(gòu)樣品同樣發(fā)育在水下分流河道微相之中，巖性主要為暗灰色細粒長石砂巖，其主要儲集空間為殘余粒間孔、粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔，具有小孔-細喉孔隙組合特征，孔隙度介于5.6%-9.5%，平均為7.47%，滲透率（0.07～0.15）×10-3μm2，平均為 0.10×10-3μm2，其毛細管壓力曲線較I類孔隙結(jié)構(gòu)變陡，平臺段不明顯，中值壓力介于7.23～8.37MPa，平均為7.80MPa，排驅(qū)壓力介于1.05～2.33MPa，平均為1.70MPa，分選系數(shù)介于0.04～0.09，平均為0.07，平均孔喉半徑介于0.06～0.12μm，平均為0.24μm，最大進汞飽和度介于74.93%～87.54%，平均為81.50%。

Ⅲ類孔隙結(jié)構(gòu)樣品主要發(fā)育在水下分流河道側(cè)翼微相中，巖性主要為暗灰色細粒-極細粒長石砂巖為主，泥質(zhì)含量較高，孔喉連通率較低，主要儲集空間為少量殘余粒間孔和溶蝕孔，具有細孔-微喉孔隙組合特征，毛細管壓力曲線形態(tài)基本統(tǒng)一，呈陡斜型，孔隙度介于3.91%～8.50%，平均為6.4%，滲透率介于（0.03～0.15）×10-3μm2，平均為 0.09×10-3μm2，該類孔隙結(jié)構(gòu)中值壓力較I、II類孔隙結(jié)構(gòu)顯著增大，介于17.66～29.70MPa，平均為21.45MPa，排驅(qū)壓力介于4.15～8.24MPa，平均為5.97MPa，分選系數(shù)介于0.01～0.12，平均為0.07，平均孔喉半徑介于0.03～0.05μm，平均為0.04μm，最大進汞飽和度介于58.56%～85.47%，平均為69.55%，發(fā)育該類孔隙結(jié)構(gòu)的儲層較為致密。

IV孔隙結(jié)構(gòu)樣品主要發(fā)育在分流間灣微相中，水動力條件較弱，巖性為主要為極細粒長石砂巖。孔隙度介于2.02%～5.40%，平均為3.53%，滲透率介于 （0.06～0.09） ×10-3μm2，平均為0.07×10-3μm2，發(fā)育該類孔隙結(jié)構(gòu)的儲層物性極差。該類樣品中值壓力高，平均為35.91MPa，排驅(qū)壓力介于8.53～11.89MPa，平均為 10.04MPa，分選系數(shù)平均為0.01，平均孔喉半徑僅為0.02μm，最大進汞飽和度介于33.15%～75.41%，平均僅56.86%。根據(jù)鑄體薄片鑒定結(jié)果，發(fā)育該類孔隙結(jié)構(gòu)的砂巖樣品面孔率極低，僅有極少的殘余粒間孔和次生溶孔，一般為非儲集層。

3 結(jié)論

南泥灣油田WL區(qū)域長8儲層主要發(fā)育細粒長石砂巖，孔隙結(jié)構(gòu)復雜，非均質(zhì)性強，基于常規(guī)物性、高壓壓汞等分析測試資料，選取孔隙度、滲透率、中值壓力、排驅(qū)壓力、最大進汞飽和度、毛管壓力曲線形態(tài)特征等參數(shù)，對本區(qū)長8儲層孔隙結(jié)構(gòu)級別進行劃分，識別出4類孔隙結(jié)構(gòu)類型。其中Ⅰ、Ⅱ類孔隙結(jié)構(gòu)樣品主要發(fā)育在三角洲前緣水下分類河道微相中，其孔喉半徑分選較好，孔喉連通率較高，表現(xiàn)為較低的排驅(qū)壓力、中值壓力和較高的最大進汞飽和度，發(fā)育該類孔隙結(jié)構(gòu)的砂巖是有利的儲集層；Ⅲ、Ⅳ類孔隙結(jié)構(gòu)樣品主要發(fā)育在三角洲前緣水下分類河道側(cè)翼及分流間灣微相中，一般物性較差，表現(xiàn)出高排驅(qū)壓力、高中值壓力、較低的最大進汞飽和度，巖性致密，難以形成有效的儲集空間及滲流體系，一般為非儲集層。