鄂爾多斯盆地鎮北地區延長組長81儲層微觀孔隙結構研究

秦衛軍，張慶洲，應芳芳，李書恒，楊軍俠

（1.西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安 710065；2.中國石油長慶油田分公司超低滲透油藏研究中心）

鎮北地區位于鄂爾多斯盆地西南部，范圍西起殷家城，東至銅川，南起太平，北至曲子，構造位置橫跨天環向斜和伊陜斜坡2個次級構造單元，區內斷層不發育，僅在局部發育一些小型鼻狀構造［1］。研究區發育多套含油層系，自下而上為長10～長1等油層組，其中長81為其主力含油層系。由于早期的勘探程度較低，基礎資料、取心資料以及分析化驗資料有限，研究區儲層的孔隙結構特征沒有進行過細致的研究。鑒于此，通過大量的鏡下照片和分析化驗數據綜合研究與評價，對鎮北地區長81儲層的微觀孔隙結構特征進行綜合研究，為后期的開發提出可行性的方案。

1 儲集砂巖的巖石學特征

鎮北地區長81儲層砂巖為一套扇三角前緣亞相［2－4］。根據280多組的巖石薄片數據和粒度分析數據，研究區儲集巖主要以中－細粒巖屑長石砂巖為主，其次為長石巖屑砂巖。石英含量17%～50%，平均28.55%，石英主要為花崗巖母巖來源，少量為變質巖來源；長石含量12%～42%，平均29.7%，主要為斜長石，見少量的微斜長石；火山巖巖屑為噴出巖；變質巖巖屑為石英巖、片巖、千枚巖、板巖；沉積巖巖屑為粉砂巖、泥巖、灰巖、白云巖。膠結物主要是粘土礦物膠結物、硅質膠結物和碳酸膠結物（圖1）。

2 儲集砂巖的物性特征

通過研究區長81油層組150塊物性分析化驗資料，得出研究區孔隙度4.4%～17.9%，平均值10.25%，中值11.15%；滲透率（0.02～5.8）×10－3μm2，平均值0.54×10－3μm2，中值 0.45×10－3μm2；孔隙度小和滲透率較低的特點反應鎮北地區長81儲層屬于典型的低孔低滲儲層（圖2）。

3 微觀孔隙類型特征

3.1 孔隙類型

通過對30口井92張鑄體薄片以及280多張掃描電鏡照片分析得出鎮北地區長81儲層的儲集空間主要以原生孔隙為主，其次發育次生孔隙。

3.1.1 原生孔隙

研究區發育的原生孔隙主要是剩余粒間孔隙，即砂質沉積物在埋藏成巖過程中經早期的過機械壓實，早期的綠泥石膠結以及硅質膠結，后期的鐵方解石膠結和交代作用，以及晚期的伊利石和高嶺石膠結之后剩余的孔隙。形狀多以三角形和多邊形等形態。

3.1.2 次生孔隙

圖1 鎮北地區長81儲層巖屑和填隙物含量分布

圖2 鎮北地區長81儲層孔隙度和滲透率分布

研究區長81儲集層中的油氣主要來自與其相鄰的長7和少量來自于下部的長9油層組。地層中的有機質在高溫高壓下分解產生的有機酸和CO2在排烴過程中進入儲集層當中，儲層孔隙的流體由堿性變為酸性，長石和巖屑的碎屑顆粒在酸性化環境下容易發生溶蝕，產生溶蝕孔隙。其中長石常沿解理縫選擇性溶蝕，形態不規則，部分長石完全溶蝕，可形成鑄模孔，殘留有以綠泥石為主的泥晶套，孔內有少量的沿解理蝕變的絹云母殘余，部分長石溶孔和粒間孔相連，形成大孔隙［5－6］。鎮北地區長81儲層經過強烈的成巖作用改造后，原生孔隙減少，而溶蝕產生的次生孔隙有效的改善了儲集空間，使得低孔低滲儲層在一定程度上得到了改善。

3.1.3 孔隙的大小分布

根據長慶油田低滲透儲層開發的動態特征，結合鑄體薄片孔隙圖像分析，把長81儲層中的孔隙大小分為如下5類：大孔（孔隙直徑＞100μm），中孔（孔隙直徑介于80～50μm），小孔（孔隙直徑介于50～10μm），細孔（孔隙直徑介于10～0.5μm），微孔（孔隙直徑＜0.5μm）。對鎮北地區28組圖形孔隙分析數據統計見圖3。

3.2 喉道類型

目前，按平均喉道半徑，可以將喉道分為粗喉（＞3.0μm）、中細喉（1.0～3.0μm）、細喉（0.5～1.0μm）、微細喉（0.2～0.5μm）和微喉（＜0.2μm）5種類型。對36口井85塊高壓壓汞結果分析，鎮北地區長81主要發育細喉道、中細喉道和微細喉道，少量的和粗喉道。

綜上所述，研究區孔隙主要以中小孔為主，導致了鎮北地區儲層的低孔的特征；喉道主要以中－細喉道為主，決定了儲層的滲流能力中等－差。

圖3 鎮北地區長81儲層孔隙分布直方圖

4 微觀孔隙結構特征

碎屑巖的孔隙結構復雜，喉道和孔隙大小分布不均，目前國內主要利用掃描電鏡、常規壓汞來研究儲層的微觀孔隙結構，用毛細管壓力曲線形態及各特征參數［7－14］來表示。

4.1 反映儲集層儲集性能滲流能力的定量參數

中值半徑R50反映了總的孔隙喉道大小受到巖石的物理、化學成因及隨后的任何變化的影響。研究區中值半徑0.03～0.4μm，平均0.15μm，總體分布比較分散，多數分布在0.01～0.1μm之間，總體上都比較小，反映鎮北地區儲巖較致密，滲透性較差，滲流能力弱。

中值壓力P50，是反映當孔隙中存在油、水兩相時，用以衡量油的產能大小。P50越小，則表明巖石（對油的）滲濾性能越好，具有高的生產能力。研究區中值壓力在1.83～22.88 MPa，平均9.18 MPa，主要分布在8～20 MPa之間，占到了70%以上，個別樣品達到40 MPa以上，總體中值壓力偏大，反映鎮北地區長81儲層較致密，滲透性差，產油能力較差。

排驅壓力Pd是孔隙系統中最大的連通孔隙的毛細管壓力。排驅壓力越小，巖石滲透率越好；排驅壓力越大，巖石滲透率則越差［11－17］。研究區排驅壓力分布范圍0.18～7.39 MPa，平均值1.59 MPa，總體分布在1.0～7.3 MPa之間，占到了樣品總數的62%，反映研究區儲層砂巖致密程度較高，滲流能力較差。

最大孔喉半徑Rmax：與排驅壓力相對應的最大孔喉半徑越大，儲層巖石的物性越好［8－13］。研究區最大孔喉半徑分布在0.4～4.02μm，平均1.52 μm，多數樣品分布在0.6～2.0μm，占到總樣品的80%以上，反映鎮北地區孔喉相對較集中而且孔喉相對較細，總體的物性相對較差。

最大進汞飽和度Smax：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；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。鎮北地區最大進汞飽和度的范圍為61.85%～92.05%，平均為78.16%，集中分布在75%～85%之間，這一特征參數反映鎮北地區儲層的孔喉的連通性中等。

綜上選取能夠反應孔喉大小的定量參數Rmax和R50兩個參數，Rmax分布在0.40～4.02μm，平均1.52μm；R50分布在0.03～0.40μm，平均0.15μm，總體反映孔隙結構具有中細孔喉的特點。選取能夠反映連通性和滲流能力兩個參數Pd和P50，P50介于1.83～22.88 MPa，平均9.18 MPa；Pd介于0.18～7.39 MPa，平均值1.59 MPa，總體反映研究區儲層的滲流能力較差，非均質性強，產油能力較差。

4.2 反映儲集層分選性的統計參數

分選系數Sp是對樣品中孔隙喉道大小標偏差的量度，直接反映了孔隙喉道分布的集中程度。鎮北地區分布范圍為0.3～3.3之間，集中分布在1～3之間，占到總樣品數的90%以上，而大多數分選系數較大，反映研究區孔隙喉道分布不夠集中，分選性中等－差。

歪度系數Skp是孔隙喉道大小分布不對稱性量度。一般對于儲層來說，歪度越粗越好。研究區歪度系數分布范圍為－1.5～2.44之間，平均值0.88。集中分布在－0.4～1.5之間，多數樣品的孔喉分布相對的粗歪度，反映出鎮北地區儲層砂巖的孔喉偏向于中小孔。

綜上分選系數和歪度系數兩個參數反映鎮北地區長81儲層分選中等－差，偏向于中小孔。

5 綜合分類評價

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［18－21］。在前人對鄂爾多斯盆地延長組孔隙結構分類標準研究的基礎上［9－11］，結合鎮北地區長81儲層毛管壓力的形態以及儲層的孔隙度、滲透率、中值壓力、排驅壓力、最大進汞飽和度、以及中值半徑等參數對鎮北地區的壓汞曲線進行分類評價（表1）。

表1 鎮北地區長81儲層各類微觀結構特征

I類是以ZH277井為代表的長81儲層高壓壓汞曲線（圖4）。曲線有一個明顯的平臺，擁有相對較高的孔隙度和滲透率，較低的排驅壓力和中值壓力，較高的最大進汞飽和度，較高的退汞效率，以粗孔喉為主，孔喉的連通性較好（表1）。然而該類儲層的分選系數和歪度系數較大，說明孔喉的大小分布不集中，儲層的孔隙結構和滲流能力好。

II類是以ZH265井為代表的長81儲層高壓壓汞曲線（圖4）。曲線平臺明顯高于I類儲層，擁有中等－好的物性，較低的排驅壓力和中值壓力，高的最大進汞飽和度，以細孔喉為主，孔喉的連通性較好（表1）。然而該類儲層的分選系數和歪度系數的較大，說明孔喉的集中程度較差，該類儲層的孔隙結構和滲流能力中等。

III類是以井ZH101井為代表的高壓壓汞曲線（圖4）。物性差，相對較高的排驅壓力和中值壓力，低最大進汞飽和度，較低的退汞效率，以微細孔喉為主，連通性較差，孔喉的分布相對較分散，該類儲層孔隙結構和滲流能力較差。

圖4 鎮北地區長81儲層典型壓汞曲線

6 結論

（1）鎮北地區長81儲層主要以原生粒間孔隙、長石溶孔為主，其次為巖屑溶孔，含有少量的鑄模孔，以中孔和小孔為主，是主要的儲集空間。

（2）喉道類型主要以中細喉道為主，研究區儲層的滲流能力較差，產油能力較差。

（3）通過毛管壓力的形態以及儲層的孔隙度、滲透率、中值壓力、排驅壓力、最大進汞飽和度、以及中值半徑等參數對鎮北地區的壓汞曲線進行分類評價，研究區主要分為三類毛管壓力曲線。

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