白豹地區長6段儲層特征分析及分類評價

李 辰，許 磊，陳 剛

（1.陜西省石油化工研究設計院，陜西西安 710054；2.延長油田股份有限公司吳起采油廠，陜西吳起 717600）

鄂爾多斯盆地位于我國大陸的中西部，是我國重要的含油氣盆地，近年來隨著我國對油氣勘探力度的不斷加大，鄂爾多斯盆地油氣儲量日益增長，產量逐年上升。白豹地區位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的中西部，面積約2 000 km2，目的層以長63段為主。以往研究表明，長6段儲層砂體厚度大，但儲層物性差、孔喉連通性差、非均質性較強、含油氣性差別較大、砂體橫向展布變化劇烈、油水關系復雜，試油試采后單井產量差異較大[1-3]。

對于白豹地區延長組儲層分析前人開展了大量的研究，王竹林（2010）為明確白豹地區三疊系延長組儲層特征，利用巖心分析、鑄體薄片等技術分析了儲層非均質性及孔隙結構并探討了成巖作用及其影響因素[4]；郭偉等（2010）為分析白豹地區長6段砂巖儲層成巖作用及物性主控因素，利用砂巖薄片、鑄體薄片、掃描電鏡和X-衍射分析研究表明，長6儲層處于中成巖B期階段[5]；肖玲等（2012）利用高分辨率層序地層學理論和技術方法、綜合測井、地震和巖心資料對鄂爾多斯盆地白豹地區長6油層組地層進行高分辨率層序地層學分析，明確了基準面旋回層序特征[6]；牛捷等（2012）為分析白豹地區長6段儲層發育特征，在巖心和沉積相分析的基礎上，分析了大量砂巖樣品，認為長6儲層為低-特低孔隙度、特低-超低滲儲層，總體上以III類（差）儲層為主[7]；王素榮等（2012）利用鑄體薄片、掃描電鏡、物性、孔隙結構等分析了白豹地區長6砂巖儲層特征，認為儲層發育程度受沉積作用和成巖作用綜合影響[8]；董福奇（2015）以薄片鑒定、掃描電鏡及物性分析為手段，分析了白豹地區長6砂巖礦物學特征、成巖作用、物性等，認為儲層物性差的原因為砂巖粒徑較小、孔喉以小微喉為主、填隙物含量普遍較高[9]。

綜上所述，以往研究成果大都側重于對白豹地區長6段儲層沉積、成巖及儲層物性分析，缺少全面的對長6段儲層綜合分析評價，特別是在儲層分類評價方面待以進一步研究探討[10]。本文在野外露頭踏勘、區域地質資料收集分析的基礎上，通過現場巖心描述，再分析鉆探、薄片鑒定、高壓壓汞、X射線衍射、地球化學和試油試采等資料，系統的闡明了白豹地區長6儲層特征，對儲層進行分類評價，為有利區域的預測提供借鑒。

1 儲層巖石學特征

通過普通薄片、鑄體薄片等鏡下鑒定和XRD測試技術對白豹地區20口井進行巖石學特征分析，從而為儲層的物性特征、孔隙結構、儲集空間和儲層預測研究提供主要依據。研究結果表明：白豹地區長6段主要發育細砂巖、粉砂巖、泥質粉砂巖。石英含量平均65.9%；長石平均13.7%，以正長石和斜長石為主，次為微斜長石；巖屑平均20.4%，以沉積巖屑為主。分選差，成分成熟度相對較低（見圖1、表1）。

圖1 白豹地區長6段不同層位儲層巖性特征

長6段自上而下發育長61、長62和長63，三套層系儲層巖性特征不同。長61以粉砂巖為主，占56.4%；細砂巖和泥質粉砂巖次之，分別占22.3%、20.6%；中砂巖占0.8%。長62粉砂巖和細砂巖都較發育，分別占41.3%、35.7%；泥質粉砂巖占11.1%；局部發育中砂巖，約占1.7%。長63以粉砂巖、泥質粉砂巖為主，分別占49.9%、32.5%；細砂巖少量發育，約占14.3%（見圖 2）。

白豹地區長6段的巖石學特征主要具有以下幾個特點：巖石粒度偏細，以細～粉砂巖為主。研究區長6段砂巖粒度中值φ=2.22～3.78，平均2.90，粗粒成分僅占7.71%；巖石以中～粉砂為主，均值分別為25.12%、30.59%及31.50%。粒度分選差，平均分選系數為2.04。

填隙物類型多、含量較高。按礦物成分，白豹地區主要有碳酸鹽、硅質和黏土三大類填隙物。碳酸鹽填隙物由方解石、菱鐵礦、白云石構成；其中方解石分布普遍，多以泥、粉晶為主；白云石含量少。硅質填隙物多以石英顆粒次生加大環邊的形式出現，含量較低（0.2%～0.5%，最高可達2%）但分布普遍，約40%的巖樣中均有所見。黏土礦物多為膠結物形式，含量較少，但質純，晶體相對粗大，具較完整晶形而區別于雜基黏土。長6段砂巖填隙物平均含量16.2%～22.6%，從長63到長61有明顯增高的趨勢。

根據取心井巖心觀察和測井曲線綜合分析，長6段砂巖最大單層厚度13.4 m，平均單層厚度1.89 m，薄～中層狀（H<2.5 m）砂層占74%左右，單層>5 m的砂巖僅占5%左右。

表1 白豹地區長6段砂巖巖石成分主要特征簡表

圖2 白豹地區長6段砂巖巖石結構構造特征

2 儲層物性特征

圖3 白豹地區長6段物性分布直方圖

根據白豹地區40口取心井2 546個樣品分析表明，孔隙度為0.12%～16.23%，平均為7.49%；滲透率在 0.002 5×10-3μm2～8.674×10-3μm2，對數平均為 0.173×10-3μm2（見圖3）。其中2 406個無縫樣孔隙度為0.19%～6.29%，平均為1.97%，孔隙度小于1%的樣品占66.5%，大于2%的樣品僅占5.78%；滲透率在0.000 56×10-3μm2～1.99×10-3μm2，對數平均為 0.017 3×10-3μm2，主要分布在 0.001×10-3μm2～0.1×10-3μm2，占 74.9%，大于 0.1×10-3μm2的僅占 15.53%。

3 儲層微觀孔隙結構特征

3.1 微米級孔隙分布

應用微焦點CT，針對2 mm柱塞樣，探測分析微米級孔隙（孔隙直徑0.1 m～10 m）的空間分布特征。B103井兩個長6段砂巖巖樣的微焦點CT實驗，從中可以看出：儲層微米級孔喉數量少、連通性差，喉/孔比值1.45～1.65。應用能放大1萬倍的掃描電鏡，針對1 cm柱塞樣，揭示微米級孔喉分布規律。長6段儲層普遍發育 0.3 μm～6 μm 的孔隙（見圖 4）。

3.2 納米級孔隙分布

針對65 μm的柱塞樣，納米CT實驗分辨率可達到65 nm，因此可揭示納米級孔、喉的分布規律（見圖5）。從圖5可以看出，長6段砂巖儲層納米級孔隙具有普遍發育的特點，且以孔隙直徑300 nm～2 000 nm的孔隙為主，孔喉半徑多為150 nm左右，其喉道/孔隙比值達到1.8，高于微米級孔隙。

圖4 白豹地區長6段掃描電鏡微米級孔隙分布圖（左，1 000倍；右，6 000倍）

圖5 白豹地區長6段納米CT揭示的納米級孔隙分布圖

圖6 高壓壓汞資料揭示的孔喉分布圖

3.3 不同尺度孔喉分布特征

高壓壓汞測試對比揭示長6段砂巖不同尺度孔喉的分布特征（見圖6），由圖6可以看出：

（1）長6段砂巖微納米級孔隙發育，常規方法測試的儲層儲集能力可能偏低。若以孔隙半徑0.5 μm為界，白豹地區壓汞顯示的長6段微納米孔分別占95.83%、94.47%，白豹地區壓汞顯示的長6段微納米孔分別占56.17%、73.14%，說明微納米孔是白豹地區長6段砂巖儲層重要的儲集空間。

（2）大尺度（光學可視，孔隙半徑>10 μm）微米級孔隙不發育。白豹地區壓汞顯示的長6段大尺度微米孔不發育，而油大壓汞顯示的長6段大尺度微米孔分別占2.61%、3.8%，都低于5%。

（3）常規微米級基質孔（0.5 μm～10 μm）發育程度低，長6發育程度相對高。白豹地區壓汞顯示的長6段常規微米級基質孔隙分別占4.2%、9.5%。

（4）小尺度微米孔（0.5 μm～0.05 μm）較發育。白豹地區壓汞顯示的長6段小尺度微米孔分別占39.66%、17.33%。（5）納米孔（<0.05 μm）較發育，且長6相對更發育。

4 儲集空間類型

長6段砂巖儲層儲集空間按成因及孔隙規模分為殘余粒間孔、粒間（內）溶孔、粒間微孔、雜基內微孔以及構造縫。

（1）殘余粒間孔。多出現在填隙物較少的砂巖顆粒間。在壓實作用下孔隙度變小，后期受石英次生加大、綠泥石環邊和自生石英膠結等成巖作用影響，孔徑進一步縮小，形態常呈多邊形，孔徑<0.05 mm，面孔率低，分布廣（見圖7a）。

（2）粒間（內）溶孔。在粒間孔和殘余粒間孔基礎上溶蝕擴大構成?？紫哆吘壘呙黠@溶蝕痕跡，呈不規則港灣狀，孔徑0.3 mm～0.7 mm，連通性好。粒內溶孔主要存在于長石和巖屑內部，在石英顆粒中也有少量分布（見圖7b）。長石內溶孔多沿解理方向溶蝕，常與高嶺石化同時進行，當溶蝕嚴重時，被溶長石顯骨骸狀或殘余蜂窩狀，孔徑一般0.2 mm～0.5 mm，面孔率局部可達0.5%。

圖7 白豹地區長6段砂巖儲集空間類型

（3）粒間微孔。多出現于顆粒支撐的泥質粉砂巖中，孔隙微小、數量較多但連通性差，一般需要裂縫溝通才能形成有效儲集空間（見圖7c）。

（4）雜基內微孔。包括雜基收縮孔，重結晶晶間孔等，特點是分布廣泛，孔徑極小（一般 0.1 μm～2 μm），呈網格狀或蜂窩狀，連通性極差（見圖7d）。

（5）裂縫。砂巖儲層中常見的裂縫主要有壓溶縫和構造縫，長6段砂巖儲層中以構造縫為主。

5 長6段儲層分類評價

根據儲層巖性、物性、含油性、微觀孔隙結構等靜態特征和試氣產能等動態特征，將其劃分為4大類（見表 2）。

（1）Ⅰ類儲層。飽和度中值半徑>0.12 μm、最大進汞飽和度>85%；儲層孔隙度>3%、滲透率>0.1×10-3μm2；原始含油飽和度>60%；電性特征表現為：自然伽馬<80 API；聲波時差>58 μs/ft；電阻率 200 Ω·m～2 000 Ω·m；高產，單井累積產量 5 000 t以上。

（2）Ⅱ類儲層。飽和度中值半徑>0.05 μm、最大進汞飽和度>70%；儲層孔隙度>2%、滲透率>0.04×10-3μm2；原始含油飽和度>50%；在測井曲線上，自然伽馬<100 API；聲波時差>55 μs/ft；電阻率 150 Ω·m～4 000 Ω·m；中產，單井累積產量 1 000 t～5 000 t。

（3）Ⅲ類儲層。飽和度中值半徑>0.01 μm、最大進汞飽和度>55%；儲層孔隙度>1%、滲透率>0.01×10-3μm2；原始含油飽和度>35%；在測井曲線上，自然伽馬<110 API；聲波時差>52 μs/ft；電阻率>150 Ω·m；低產，單井累積產量100 t～1 000 t。

（4）Ⅳ類儲層。飽和度中值半徑<0.01 μm、最大進汞飽和度<55%；儲層孔隙度<1%、滲透率<0.01×10-3μm2；原始含油飽和度<50%；在測井曲線上，自然伽馬<110 API；聲波時差<52 μs/ft；極低產，自然條件下單井累積產量<100 t。

總體上，長6段有效儲層以Ⅱ類為主，占39.77%；Ⅰ類、Ⅲ類分別占36.77%、23.46%。

6 結論

（1）長6段自上而下發育長61、長62和長63，三套層系儲層巖性特征不同。長61以粉砂巖為主，占56.4%；細砂巖和泥質粉砂巖次之，分別占22.3%、20.6%；中砂巖占0.8%。長62粉砂巖和細砂巖都較發育，分別占41.3%、35.7%；泥質粉砂巖占11.1%；局部發育中砂巖，約占1.7%。長63以粉砂巖、泥質粉砂巖為主，分別占49.9%、32.5%；細砂巖少量發育，約占14.3%。石英含量平均65.9%；長石平均13.7%，以正長石和斜長石為主，次為微斜長石；巖屑平均20.4%，以沉積巖屑為主。分選差，成分成熟度相對較低。

（2）白豹地區孔隙度為0.12%～3.09%，平均1.1%；滲透率在0.000 046 mD～5 mD，對數平均為0.025 mD，長6段砂巖微納米級孔隙發育，是白豹地區長6段砂巖儲層重要的儲集空間。大尺度（光學可視，孔隙半徑>10 μm）微米級孔隙不發育。常規微米級基質孔（0.5 μm～10 μm）發育程度低，小尺度微米孔（0.5 μm～0.05 μm）較發育。納米孔（<0.05 μm）較發育。

表2 長6儲層類型劃分表

（3）白豹地區長6段儲層各種尺度孔隙均有發育，但以小尺度微米級孔隙和納米級孔隙為主，小尺度微米級孔隙更發育。儲集空間按成因及孔隙規模分為殘余粒間孔、粒間（內）溶孔、粒間微孔、雜基內微孔以及構造縫。