延長組長7段低滲致密儲層特征

姚 宇，趙 峰，王 琦，黃 露

（1.西南石油大學 地球科學與技術學院，四川成都 610500；2.西南石油大學 油氣藏地質用開發工程國家重點實驗室，四川成都 610500）

中國致密油主要分布在中、新生代陸相含油氣盆地中，2018年開始，我國借鑒美國在非常規油氣勘探開發的成功經驗，開始加緊非常規致密油氣條件和工程技術攻關[1]。中國致密油勘探逐漸取得巨大進展，中國致密油主要分布在鄂爾多斯、松遼、準噶爾、渤海灣4個陸相盆地[2]。鄂爾多斯盆地致密油資源儲量豐富，具有巨大的開發前景，環江地區乃至整個鄂爾多斯盆地儲層條件極其復雜，其特點為低孔、低滲、低壓。環江油田屬西南沉積體系，三疊系時主要受西南物源控制，發育了一套以碎屑巖為主的辨狀河三角洲-湖相沉積體系。為深入研究分析油氣樣品的儲層孔隙成因類型、結構特征，本文利用掃描電鏡、鑄體薄片，結合壓汞實驗數據進行驗證，希望為研究區油氣生產提供指導。

1 巖性特征

1.1 礦物組成

環江油田巴19區長7段儲層巖性主要為褐灰色含油斑細砂巖、深灰色細砂巖、少量泥質粉砂巖以及部分深灰色泥巖。采用薄片鑒定和X-射線衍射儀全巖定量分析巖石礦物組分，由分析結果可知，巴19區長7段礦物成分主要成分以斜長石、石英為主，黏土礦物、方解石和鉀長石次之，除此之外還含有少量白云石、菱鐵礦。其中石英含量42.53%~82.96%，平均60%；斜長石含量0.85%~39.86%，平均19.02%；黏土礦物含量5.41%~22.76%，平均10.38%；方解石0.49%~23.3%，平均3.34%；白云石平均含量2.8%左右；黃鐵礦和菱鐵礦含量之和不足1%。黏土礦物主要發育有伊利石和綠泥石，伊蒙混層和高嶺石次之。

1.2 巖石類型

通過對環江油田延長組長7層段砂巖樣品的碎屑成分進行統計分析，利用巖心觀察、巖屑錄井、鑄體薄片和X-射線等手段對儲層段巖石學特征進行了綜合分析，巴19區長7儲層段巖心以灰黑色、褐灰色細砂巖占絕對優勢，巖心普遍發育油跡或油斑（圖1）。顆粒呈圓狀、次圓狀。分選中等-較好，泥質膠結，較致密。結果表明，巴19區長7儲層段砂巖主要為細粒、細-中粒長石巖屑砂巖與巖屑長石砂巖。

2 長7段主要儲集空間類型

孔隙結構描述屬微觀描述范圍，其方法主要有常規壓汞、恒速壓汞、鑄體薄片、掃描電鏡、核磁共振、X-CT掃描、分形幾何法等手段。根據研究區取心井砂巖樣品鑄體薄片、場發射掃描電鏡和氬離子拋光掃描電鏡等分析對孔隙類型進行了分析（圖2），孔隙類型主要包含7種，長7層段儲層孔隙結構微觀特征看出各層段主要孔隙類型為粒間孔和長石、巖屑溶蝕孔，其次為微孔、粒間孔隙，長7層段還發育有少量微裂縫。巴19區面孔率相對較高，面孔率在3%左右。孔隙直徑一般分布在1~10μm，主要孔隙直徑小于10μm。由于孔隙發育程度低，孔喉類型較為單一，多為管束狀型；偶見雜基溶孔，一般0.05~0.15mm，最大0.33mm，以點狀孔喉為主，連通性差，分布較均長7層段還發育有少量微裂縫，寬0.01~0.05mm。成巖作用主要表現為強壓實，黏土礦物的轉化、交代作用及溶蝕作用。

圖2 長7層段儲層孔隙結構微觀特征

3 高壓壓汞法表征長7段孔喉分布特征

對于特低孔特低滲型巖芯，高壓壓汞法能夠更多地檢測到巖芯中的細小孔喉分布。致密砂巖與一般常規高滲儲層不同，其孔隙吼道空間極為復雜，吼道曲折迂回。壓汞實驗是目前巖石毛管壓力曲線測定最主要方法之一。因此，本次研究采用高壓壓汞法對長7段儲層20塊巖芯進行測試，統計本區毛管壓力曲線和其孔喉分布頻率，大致可分為以下3類：

Ⅰ類：曲線呈現出粗歪度，表明儲集性能較好。具有一定的平臺段或近平臺的斜坡狀，且平臺較低，孔隙較為粗大，說明分選較好，中值壓力1.81~3.57MPa，平均2.865MPa，半徑均值分布于0.08-0.189μm，平均0.1345μm，均質系數介于0.275~~0.323，表明孔喉分布較為均勻，中值半徑分布于0.216-0.418μm，平均0.313μm，排驅壓力平均0.175MPa，最大汞飽和度85%左右，最大退汞效率35.60%-40.51%，平均38.15%，顯示出較好的儲集能力和連通性。

Ⅱ類：曲線呈現出粗歪度，無明顯平臺，呈較平緩的斜線，說明分選相對差，中值壓力5.882~8.908MPa，平均7.45MPa。半徑均值分布0.037~0.46μm，平均0.12μm，中值半徑分布于0.087~0.135μm，平均0.105μm，均質系數介于平均0.304，表明孔喉分布較為均勻，比Ⅰ類稍好。排驅壓力0.47~2.75MPa，平均為2.35MPa。最大汞飽和度75.44%~83.13%，平均78%。最大退汞效率28.87%~32.38%，儲集性能相對較好。孔喉半徑曲線表現為單峰形態，顯示出儲層孔喉半徑集中分布，分選較好的特點，但其峰值較小，沒有較大孔隙，定了這類儲層的儲集能力比Ⅰ類稍遜。

Ⅲ類：毛管壓力曲線表現細歪度，呈平臺狀，平臺相對較高，該類儲層的排驅壓力與中值壓力要明顯高于Ⅰ類和Ⅱ類，排驅壓力為2.055~2.74MPa，中值壓力較為集中，分布在8.35MPa左右，半徑均值為0.039~0.069μm，中值半徑為0.059~0.084μm。最大汞飽和度69.90%~79.91%，平均72.16%。最大退汞效率在30%以下。孔喉半徑曲線表現為單峰形態，孔隙半徑分布集中，分選較差，其峰值區間小于0.1μm，集中分布的孔隙半徑比Ⅱ類更小，這一類型為儲集性能較差的一類。

4 結束語

通過對環江地區長7段致密油儲層巖性及孔隙結構特征研究，得出了以下結論：

1）利用巖心觀察、巖屑錄井、鑄體薄片和X-射線等手段對儲層段巖石學特征進行了綜合分析，巴19區長7儲層段巖心以灰黑色、褐灰色細砂巖占絕對優勢，巖心普遍發育油跡或油斑。

2）長7層段儲層孔隙結構：各層段主要孔隙類型為粒間孔和長石、巖屑溶蝕孔，其次為微孔、粒間孔隙，長7層段還發育有少量微裂縫。

3）利用高壓壓汞、鑄體薄片等手段對長7段儲層的孔隙結構特征進行分析，長7段主要發育小孔隙，其主孔位于小于0.1μm。粒間孔和長石、巖屑溶蝕孔，其次為微孔、粒間孔隙，長7層段還發育有少量微裂縫。巴19區面孔率相對較高，面孔率在3%左右。孔隙直徑一般分布在1~10μm，主要孔隙直徑小于10μm。由于孔隙發育程度低，孔喉類型較為單一，多為管束狀型。