渭北油田長9儲層孔隙結構特征研究

王 俊，黎 明，安 超，王 肅，吳可可，王惠衛

(1.中國石油化工股份有限公司河南油田分公司 勘探開發研究院，河南 南陽 473132;2.河南省提高石油采收率重點實驗室，河南 南陽 473132)

0 引言

渭北油田地處陜西省銅川市，位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中部，構造為極平緩單斜，斷層不發育，無斷塊構造圈閉。渭北油田屬于淺層低滲透油藏，儲層埋藏淺，渭北2井區長3儲層平均埋藏深度為550 m，低滲透的特征表現為儲層的滲流能力差，給實現儲層流體的有效驅替帶來困難。在開發過程中存在注采對應關系復雜，注水見效率低，注水驅替不均衡等一系列問題。該文通過物性、壓汞、鑄體薄片、電鏡等資料對渭北油田長3儲層微觀孔隙結構特征進行了分析研究，結合影響油井產能的關鍵地質因素對有效儲層進行綜合評價，明確渭北油田長3儲層油藏開發潛力，為后期的油田的合理開發提供有力的地質依據。

1 巖石學特征

根據渭北油田7口井不同層段分析化驗資料，長3儲層砂巖具有長石、巖屑含量高、石英相對少及成份成熟度低等特征，石英含量平均為44.8%，長石含量平均為31.2%，巖屑含量平均為18%，如圖1所示。

圖1 長3儲層巖性三角圖Fig.1 Lithologic triangulation diagram of Chang3 reservoir

碎屑組分中石英含量較高，一般為35%～55%，平均為45.49%;長石和巖屑含量相對較低，其中長石含量一般為22%～42%，平均為31.31%，巖屑含量一般為6%～29%，平均為17.75%。研究區巖屑成分較為復雜，變質巖巖屑(千枚巖、石英巖)、巖漿巖巖屑(電氣石)和沉積巖巖屑(粉砂巖、黏土巖、云巖)均有出現，且變質巖巖屑含量相對較高。

2 長3儲層物性特征

在對渭北地區420多個巖心樣品物性分析的基礎上，發現長3儲層砂巖孔隙度為9%～15%，平均為12.2%(如圖2a所示);砂巖滲透率為0.1～1.0 mD，平均為0.76 mD(如圖2b所示)，屬于低孔特低滲致密砂巖儲層。

圖2 物性參數統計分布圖Fig.2 Statistical distribution diagram of physical property parameters

3 長3儲層孔隙類型

圖3所示為鑄體薄片和掃描電鏡圖像分析，可以看出，渭北油田孔隙類型主要有剩余粒間孔、粒間溶孔、粒內溶孔、雜基微孔隙等，其中以粒間溶孔為主。

剩余粒間孔為原生孔隙，是渭北地區長3儲層原生孔隙的主要類型。邊緣無明顯溶蝕痕跡，邊緣清晰。充填孔隙的多為綠泥石、(含鐵)方解石、石英、高嶺石及伊利石等(如圖3a所示)。

粒間溶孔在研究區分布較為廣泛，溶解組分大多為長石和方解石，部分碎屑和填隙物發生溶蝕形成大于碎屑顆粒的孔隙或者沿粒間邊緣進行溶蝕，形成細短的溶縫(如圖3b所示)。

粒內溶孔在研究區常見于長石顆粒被溶蝕形成粒內次生溶蝕孔隙，顆粒間多被高嶺石、伊利石、葉片狀綠泥石等充填(如圖3c所示)。

雜基微孔隙其間多被泥質等充填，巖石內孔隙不發育，局部見少量填隙物微細孔隙，高嶺石、綠泥石和伊/蒙混層、碳酸鹽等礦物的晶間孔隙(如圖3d所示)。

圖3 鑄體薄片和掃描電鏡圖像分析Fig.3 Image analysis of casting thin section and scanning electron microscope

統計孔隙類型的比例及孔隙個數，粒間溶孔占總孔隙數的78%，剩余粒間孔占總孔隙數的19%，粒內溶孔占總孔隙數的3%(如圖4a所示);從面積計算來看，粒間溶孔占總孔隙的74%，剩余粒間孔占總孔隙的25%，粒內溶孔占1%。圖像分析顯示面孔率為0.23%～8.88%，一般為2%～5%，井點均值為2.3%～4.3%(如圖4b所示)。

圖4 儲層中各種孔隙類型分布Fig.4 Distribution of various pore types in the reservoir

4 長3儲層孔隙結構特征

4.1 喉道類型

通過鑄體薄片孔隙特征資料統計，儲層中以片狀和收縮狀細喉為主，其次為管束狀喉道，樣品中孔隙半徑為2～100μm，以40～60μm為主，平均為23.69μm(如表1、圖5所示);喉道寬度為2～10μm，以6～8μm為主，平均為5.94μm(如表1、圖6所示)。平均孔隙半徑屬小孔中值，平均喉道寬度屬微細喉，孔隙形狀因子小，配位數低，說明孔隙結構復雜、孔隙間連通性差。

圖5 平均孔隙半徑分布直方圖Fig.5 Histogram of mean pore radius distribution

圖6 平均喉道寬度分布直方圖Fig.6 Histogram of mean throat width distribution

表1 圖像分析渭北油田長9儲層孔隙特征及喉道寬度統計表Table 1 Image analysis of pore characteristics and throat width of Chang9 layers in Weibei Oilfield

4.2 孔喉相關參數

目前，壓汞實驗分析方法是表征孔隙結構的最常用且有效的方法[1]。該文采用排驅壓力、中值壓力、最大孔喉半徑和中值半徑參數來進行定量評價，并結合曲線特征將孔隙結構分類。

4.2.1 孔喉大小相關參數

1)最大孔喉半徑

一般情況下，顆粒越粗，分選越均勻，膠結物充填越少，最大孔喉半徑越大，反映儲層孔隙結構越好，巖石孔隙度和滲透率越好。在分析的樣品中最大連通孔喉半徑為0.01～32.46μm，平均為1.83μm，集中分布在0.1～1.0μm，且占所測試樣品的81%(圖7a所示)，這也說明研究區長3油層砂巖孔喉相對較細，物性較差。

2)孔喉中值半徑

孔喉中值半徑主要反映儲層孔喉分布的集中趨勢。孔喉中值半徑越大，說明孔隙結構越好。在分析的樣品中，85%的樣品孔喉中值半徑小于0.25μm，平均為0.12μm(如圖7b所示)，這說明研究區長3油層砂巖孔隙結構較差。

圖7 最大孔喉半徑與孔喉中值半徑統計分布直方圖Fig.7 Histogram of the statistical distribution of maximum and median orifice radius

4.2.2 孔喉滲流特性相關參數

1)排驅壓力

在分析的樣品中，70%的樣品排驅壓力小于4 MPa，平均為2.85 MPa(如圖8a所示)，排驅壓力較高，說明長3油層砂巖滲透性較差。

2)中值壓力

在分析的樣品中，75%的樣品中值壓力為5～15 MPa，平均為12.16 MPa(如圖8b所示)，中值壓力較高，說明長3油層砂巖滲透性較差。

圖8 排驅壓力和中值壓力統計分布直方圖Fig.8 Histogram of statistical distribution of displacement pressure and median pressure

4.2.3 孔喉分類

將研究區內13口井133塊樣品的毛管壓力曲線進行疊合，可以看出壓汞曲線形態整體呈斜坡狀，大部分曲線缺少進汞平臺，退汞曲線一般沒有平緩段，均是陡斜段，退汞效率較低;但可以很明顯地看出存在一定的分界線，因此，可以根據毛管壓力曲線形態將孔喉結構分為3類，如圖9所示。統計每一種類型的孔喉結構參數范圍，并作為分類評價的標準，如表2所示。

表2 渭北長9油層孔喉結構劃分標準Table 2 Division criteria of pore throat structure of Chang9 oil formation in Weibei

圖9 毛管壓力曲線分類圖Fig.9 Classification diagram of capillary pressure curve

Ⅰ類為小孔-細喉道型，排驅壓力＜1.0 MPa，中值壓力＜5 MPa，中值半徑＞0.15μm。該類孔隙結構為該區最好的孔隙結構，排驅壓力、中值壓力較低，退汞效率高，為研究區滲流能力最好的儲集空間，其樣品比例只有32%。

Ⅱ類為小孔-微細喉道型，排驅壓力1.0～3.0 MPa，中值壓力7～9 MPa，中值半徑0.05～0.15μm。該類孔隙結構為該區主要的儲集空間類型，占比為48%。

Ⅲ類為細孔-微喉道型，排驅壓力＞3 MPa，中值壓力＞9 MPa，中值半徑＜0.05μm。該類孔隙結構排驅壓力、中值壓力高，連通能力和滲流能力均較弱，占比為12%。

5 儲層分類評價

渭北油田渭北2井區長3儲層為受物性控制的巖性圈閉，通過對研究區內各井產能情況的統計分析，可以看出渭北2井區長3儲層的產能是多參數共同作用的結果，依靠單一參數不能準確確定儲層的產能大小。因此，該研究在考慮不同參數的情況下，選用與產能相關性最好的物性、有效厚度及聲波時差、電阻率為主要參數，以累計產油量1 000 t為界限，對渭北2井區長3儲層進行了分類評價。其中Ⅰ類儲層為累計產油量大于1 000 t的儲層，有效厚度一般大于7.5 m，聲波時差在240μs/m以上，電阻率在30Ω·m以上。渭北油田長3儲層有效儲層分級標準如表3所示。

表3 渭北油田長3儲層有效儲層分級標準Table 4 Effective reservoir grading standards for Chang9 reservoirs in Weibei Oilfield

根據上述分類評價標準，結合長3儲層物性、聲波時差和電阻率等參數，對長3儲層的有效儲層進行了分類刻畫，明確了長3儲層Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ類儲層的平面展布范圍，如圖10所示。

圖10 渭北油田渭北2井區長3儲層分類評價圖Fig.10 Reservoir classification and evaluation diagram of Chang3 reservoirs in Weibei Oilfield

6 結論

1)研究區孔隙類型以粒間溶孔為主，孔隙直徑平均為23.69μm，喉道寬度平均為5.94μm，平均孔隙半徑屬小孔中值，平均喉道寬度屬微細喉，孔隙形狀因子小，配位數低，孔隙結構復雜，孔隙間連通性差。

2)研究區毛管壓力曲線主要表現為細歪度型，整體呈斜坡狀，排驅壓力平均為2.85 MPa，中值壓力平均為12.16 MPa，研究區具有排驅壓力和中值壓力較高的特點，砂體滲透性差，主要孔喉結構類型為小孔、細-微細喉道。

3)Ⅰ類儲層滲透率相對較高，有效厚度大，產能較好，是研究區較好的儲層;Ⅱ類儲層厚度大、分布廣，評價認為該區儲層品質較差;Ⅱ類儲層儲量能否有效動用是該區有效開發的關鍵。