鄂爾多斯盆地大路溝地區長6 儲層孔隙結構及物性特征研究

黃智涵，喻 意，王小龍，彭述興，朱 旭，平趙勇

（1.西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安 710065；2.陜西省油氣成藏地質學重點實驗室，陜西西安 710065；3.中國石油長慶油田分公司第四采油廠，陜西靖邊 718500）

鄂爾多斯盆地目前油氣儲量十分龐大，每年的石油產量位居全國第一。本文研究區位于鄂爾多斯盆地大路溝地區，大路溝地區已發現的主要油藏為三疊系延長組長2、長6 儲層，研究發現長6 儲層具有較高的開發潛力。但目前研究區長6 儲層剩余油分散，非均質性強，隨著油氣開發難度的增加，難動用儲量日漸增多[1]。然而目前對研究區長6 儲層研究仍然比較匱乏，因此，需要對其展開研究。本文主要對研究區長6 儲層的孔隙結構及物性特征展開深入研究，為后續油氣勘探開發提供一定的借鑒意義。

1 研究區概況

鄂爾多斯盆地是一個穩定的沉降-坳陷轉換的多旋回沉積盆地，在中生代晚期從華北盆地分離，演變成了一個巨大的內陸盆地[2]。依據鄂爾多斯盆地的基底性質和現代構造形態與特點，可以將研究區分為伊盟隆起、渭北隆起、晉西撓褶帶、伊陜斜坡、天環凹陷和西緣逆沖帶六個二級構造單元[3]。大路溝地區位于鄂爾多斯盆地西南部的伊陜斜坡中北部，其構造特征為陜北西傾單斜（每千米坡降6～8 m）上發育的幾排鼻狀隆起構造，在近東西向鼻隆與有利砂體相匹配的區域出現局部圈閉，成為油氣聚集的有利場所。

2 儲層巖石學特征

對18 口井巖心進行了觀察，結果表明，該區長6 儲層砂巖主要呈灰白色，隨含油性的增加而逐漸加深。泥巖的顏色以深灰色和黑色為主，這說明他們在水里進行沉積，并具有一定的還原性。砂巖粒度分析結果表明，研究區粒度主要集中在細砂級別（0.125～0.250 mm），長61小層細砂級別的含量達到70.80%，黏土級別的含量達到4.94%，總體較細。研究結果表明，該區的沉積物已離物源區較遠，河流的搬運能力較弱，由于重力分異作用，粗粒級的碎屑很早就在該物源區之外沉降；研究區的沉積物主要是細粒碎屑物質[4-6]。

研究區的巖石類型以長石砂巖和巖屑長石砂巖為主。其巖石組分含量從大到小依次為長石、石英、巖屑，并且還有少量的云母，以黑云母為主[7-8]。通過對研究結果分析得出，在長6 儲層最主要的目標層段中，長石和石英分別占碎屑組分含量的51.19%和23.40%，濁沸石、綠泥石等為填隙物的主要礦物，不同小層層位的填隙物分布不均勻，含量分布也不均勻，從長61～長63依次遞減，其成分組成比較單一，不同小層組分差別不大。

從研究區長61小層28 塊樣品中分析得出，石英和長石的含量分別可以達到22.86%和51.29%，巖屑含量為9.54%，填隙物和其他分別占11.26%和5.15%。從長62小層中的6 塊樣品分析得出，石英含量為24.50%，長石含量為50.62%，巖屑含量為7.72%，其他和填隙物分別占6.58%和10.58%。從長63小層中的13 塊樣品分析得出，石英和長石含量分別為24.19%和51.23%，巖屑含量為9.69%，填隙物和其他分別占8.88%和6.01%（表1）。

表1 大路溝地區長6 各小層砂巖成分統計表

3 儲層孔隙類型及結構特征

3.1 孔隙類型及組合特征

通過對長6 儲層砂巖47 塊鑄體薄片的鑒定，可以得出儲集空間的孔隙類型，并對其進行了統計，發現其儲集空間類型有粒間孔、粒間溶孔、長石熔孔、沸石熔孔、巖屑熔孔、晶間孔、微裂隙（表2）。

表2 大路溝地區長6 儲層孔隙類型統計表

研究表明，長6 儲層的粒間孔大部分是綠泥石膜殘余粒間孔，且分布范圍極其廣泛，其中長石溶孔占據了絕大部分，沸石溶孔相對比較少。而沸石溶孔為大路溝地區特有的一種孔隙結構，對提高表面質量有重要影響。粒間孔和溶孔分別占面孔率的70.0%和27.8%，其中長61、長62和長63小層的面孔率分別為4.00%、3.40%和2.00%。

在早期壓實作用和后期膠結作用下，儲層中的原始粒間孔遭受到了嚴重損失，然而保留了一些沒有被完全壓實或堵塞的孔隙，即殘余粒間孔[9-10]。殘余粒間孔主要分布在骨架顆粒間隙中，總體形狀較為規則，孔徑在50～100 μm（圖1）。通過對研究區殘余粒間孔孔隙度的分析，發現長61、長62、長63小層中殘余粒間孔面孔率平均分別為2.44%、2.56%、1.58%；占比從大到小依次為長63、長62、長61小層，分別占總面孔率的61.0%、75.3%、79.0%。結果表明，大路溝地區長62小層與長61小層的殘余粒間孔面孔率相差不大，而長63小層面孔率最小。

圖1 大路溝地區長6 儲層鑄體薄片和掃描電鏡下殘余粒間孔特征

大路溝地區長6 儲層的長石溶孔占比巨大，長石溶孔的孔徑在10～80 μm（圖2），對研究區的儲集空間起到一定的改善作用，從而提高了儲層的滲透率。經研究發現，長61、長62、長63小層的面孔率平均分別為0.56%、0.42%、0.38%，這三個小層分別占總面孔率的14.0%、12.4%、19.0%。整體而言，各個小層溶孔的發育差異不大。

圖2 大路溝地區長6 儲層鑄體薄片和掃描電鏡下長石溶孔特征

巖屑溶孔屬于大路溝地區長6 儲層中的另一個主要儲集空間，主要是由于酸性火山巖巖屑易溶組分被選擇性溶蝕形成，且在研究區含量相對較高。孔徑在5～30 μm（圖3），可以看到許多分布較為廣泛且能清楚看到大的溶孔。在長61、長62小層的巖屑溶孔中，其中前者占總面孔率的4.5%，而后者占總面孔率的2.4%，平均面孔率分別為0.18%、0.08%。

圖3 大路溝地區長6 儲層鑄體薄片和掃描電鏡下巖屑溶孔特征

3.2 孔隙結構特征

從大路溝地區長6 儲層挑選出的19 塊巖樣，并對其壓汞數據和毛管壓力曲線進行分析得出了對儲層毛管壓力曲線形態的主要影響因素有：孔喉半徑、排驅壓力、分選系數和汞飽和度（表3）。

表3 大路溝地區長6 儲層常規壓汞孔隙結構參數統計表

結合毛管壓力曲線形態的特征，可以將研究區長6 儲層孔隙結構劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三類，其中三類孔隙結構占總孔隙結構的大小依次為Ⅱ類、Ⅲ類、Ⅰ類，占比分別為57.6%、27.2%、15.2%（表4）。

表4 大路溝地區長6 儲層常規壓汞孔隙結構參數統計表

（1）Ⅰ類：排驅壓力小于0.5 MPa，處于較低范圍，中值半徑大于0.3 μm，孔喉屬于中孔-中細喉型、分選性中等，屬于研究區儲集、滲流能力最好的儲層類型。此類孔隙結構在長61小層最多，占17.5%；長63小層最少，占5.9%。

（2）Ⅱ類：排驅壓力在0.5～1.5 MPa，中值半徑在0.2～0.3 μm，孔喉屬于中小孔-細喉型、分選性較好，是研究區一種具有良好儲集、滲流能力的儲層類型，僅次于Ⅰ類孔隙結構。此類孔隙結構在長61小層最多，占61.9%；長63小層最少，占41.2%。

（3）Ⅲ類：排驅壓力大于1.5 MPa，處于較高范圍，中值半徑小于0.2 μm，孔喉屬于小孔-微細喉型、分選性為三類中最好，在研究區中，比Ⅰ類和Ⅱ類的儲集、滲流能力都差，屬于最差的孔隙結構類型。此類孔隙結構在長63小層最多，占52.9%；長61小層最少，占20.6%。

4 儲層的物性特征

儲層物性是影響儲集體儲集性能、產油能力的重要因素，孔隙度、滲透率的大小是其最直接的反映。儲層物性受沉積微相的控制，在分流河道中央和河道的交叉點，孔隙度和滲透率最佳，而在河道的兩翼，則依次遞減。

大路溝地區長61小層2 892 塊巖心分析樣品，孔隙度在10%～15%，平均為12%，滲透率在0.3～1.5 mD，平均滲透率為0.5 mD，物性較好（圖4、圖5）。

圖4 大路溝地區長61 小層巖心分析孔隙度分布頻率

圖5 大路溝地區長61 小層巖心分析滲透率分布頻率

長62小層1 963 塊巖心分析樣品，孔隙度在9%～12%，平均為10%。滲透率分布在0.3～1.1 mD，平均滲透率為0.4 mD（圖6、圖7）。

圖6 大路溝地區長62 小層巖心分析孔隙度分布頻率

圖7 大路溝地區長62 小層巖心分析滲透率分布頻率

大路溝地區長63小層1 113 塊巖心分析樣品，孔隙度在9%～13%，平均為10%；滲透率在0.3～0.9 mD，平均為0.6 mD（圖8、圖9）。

圖8 大路溝地區長63 小層巖心分析孔隙度分布頻率

圖9 大路溝地區長63 小層巖心分析滲透率分布頻率

根據物性分析得出，研究區長61、長62、長63小層的平均孔隙度分別為12%、10%、10%；長61、長62、長63小層的平均滲透率分別為0.5、0.4、0.6 mD。根據以上結論，可以得出儲集物性從長63小層到長61小層逐漸變好。根據石油行業的儲層標準[11]，大路溝地區長6 儲層為低孔、低滲透儲層。

5 主要認識和結論

通過對大路溝地區長6 儲層的巖石學、孔隙類型、孔隙結構等方面進行了系統的研究后，主要取得以下認識：

（1）研究區長6 儲層巖石類型以長石砂巖為主，各小層砂巖成分差異較小，粒度為細砂級別，巖石顏色呈灰白色。其中礦物含量從大到小依次為長石、石英、巖屑，并含有少量云母。

（2）研究區長6 儲層孔隙類型主要為粒間孔和長石溶孔，前者含量略高于后者；長6 儲層的孔隙度在9%～15%，長6 儲層的滲透率在0.3～1.5 mD，平均孔隙度和平均滲透率分別為11%和0.5 mD。小層的平均面孔率占比從大到小依次為長61、長62、長63，分別為4.00%、3.40%、2.00%。

（3）研究區長6 儲層孔隙結構種類主要是由毛管壓力曲線形態所決定。主要可以將其劃分為三類，分別為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類。其中以Ⅱ類孔隙結構為主、其次為Ⅲ類孔隙結構、最后為Ⅰ類孔隙結構。綜合評價大路溝地區長6 儲層為低孔、低滲透儲層。