南泥灣油田WL地區長8儲層孔隙結構特征研究

閆鳳平，李孫翼，白二林，黃春梅，武富禮，蔣司淋

（1.延長油田股份有限公司南泥灣采油廠，陜西 延安 716000；2.西安石油大學地球科學與工程學院，陜西 西安 710065）

長8油藏勘探開發至今，一直缺乏有效的儲層孔隙結構研究。為實現儲層準確預測，利用鑄體薄片、常規物性、高壓壓汞等分析測試資料，對該區長8儲層孔隙結構及其分類特征進行研究，為識別優質儲層提供依據。

1 儲層特征

根據研究區鑄體薄片鑒定結果表明，南泥灣油田萬花-柳林區域長8儲層巖性為長石砂巖，石英含量32.0%～41.0%，平均為36.58%，長石含量為48.0%～57.0%，平均為53.09%，巖屑含量3.5%～16.0%，平均10.33%，其中以火成巖和變質巖巖屑為主，含少量沉積巖巖屑。填隙物中云母含量較高，平均為4.37%。粘土雜基平均含量為3.89%。膠結物以自生綠泥石和方解石為主，硅質膠結不發育。

長8致密砂巖儲層粒徑分布在0.13～0.40mm，平均為0.25mm，以顆粒支撐為主，接觸關系以點-線接觸為主，膠結類型以孔隙-薄膜膠結為主，分選中等-好，磨圓度為次棱-次圓狀，根據29個常規物性分析測試數據顯示，長8儲層平均孔隙度為6.67%，平均滲透率為 0.10×10-3μm2，為典型的低孔-特低滲致密砂巖儲層。

2 孔隙結構特征

2.1 孔隙類型

對研究區4口井23個砂巖鑄體薄片觀察，本區長8儲層的主要發育殘余粒間孔、次生溶蝕孔（粒內溶孔、粒間溶孔）及晶間微孔。面孔率在0.6%-6.0%，平均為1.02%。其中殘余粒間孔面孔率在0.2%～2.0%，平均為0.39%，次生溶蝕孔面孔率在0.1%～2.5%，平均為0.52%，是研究區長8儲層最主要的孔隙類型。粒內溶孔面孔率分布在0.1%～0.8%,平均為0.12%，粒間溶孔面孔率在0.1%～2.5%，平均為0.4%。殘余粒間孔隙及次生溶蝕孔隙提供了研究區長8儲層的主要儲集空間。

2.2 孔隙結構特征

高壓壓汞技術是表征儲層孔隙結構的重要手段。通過測試得到的毛管壓力曲線可表征巖石孔喉大小及分布特征，壓汞實驗求取的孔喉參數能有效表征儲層孔隙結構[2]。利用研究區4口井29個巖樣壓汞測試數據，在前人提出的鄂爾多斯盆地中生界碎屑巖儲集層孔隙結構分類評價標準基礎上，選取孔隙度、滲透率、中值壓力、排驅壓力、最大進汞飽和度、毛管壓力曲線形態特征等參數，對本區長8儲層孔隙結構級別進行劃分，識別出4類孔隙結構。

I類孔隙結構樣品主要發育在三角洲前緣水下分流河道微相主體上，處于強水動力環境、多期疊置而成的砂體中，巖性為深灰色細粒長石砂巖，主要儲集空間為殘余粒間孔，孔喉連通性較好。孔隙度介于6.6%～8.7%，平均為7.73%，滲透率介于 （0.07～0.22） ×10-3μm2，平均為 0.12×10-3μm2。毛細管壓力曲線呈較窄的平臺，中值壓力介于2.42～4.1MPa，平均為3.29MPa，排驅壓力介于0.53～0.59MPa，平均為0.56MPa，分選系數介于0.19～0.22，平均為0.20，平均孔喉半徑介于0.22～0.28μm，平均為0.24μm，最大進汞飽和度介于83.75%～85.94%，平均為84.78%。

II類孔隙結構樣品同樣發育在水下分流河道微相之中，巖性主要為暗灰色細粒長石砂巖，其主要儲集空間為殘余粒間孔、粒間溶孔和粒內溶孔，具有小孔-細喉孔隙組合特征，孔隙度介于5.6%-9.5%，平均為7.47%，滲透率（0.07～0.15）×10-3μm2，平均為 0.10×10-3μm2，其毛細管壓力曲線較I類孔隙結構變陡，平臺段不明顯，中值壓力介于7.23～8.37MPa，平均為7.80MPa，排驅壓力介于1.05～2.33MPa，平均為1.70MPa，分選系數介于0.04～0.09，平均為0.07，平均孔喉半徑介于0.06～0.12μm，平均為0.24μm，最大進汞飽和度介于74.93%～87.54%，平均為81.50%。

Ⅲ類孔隙結構樣品主要發育在水下分流河道側翼微相中，巖性主要為暗灰色細粒-極細粒長石砂巖為主，泥質含量較高，孔喉連通率較低，主要儲集空間為少量殘余粒間孔和溶蝕孔，具有細孔-微喉孔隙組合特征，毛細管壓力曲線形態基本統一，呈陡斜型，孔隙度介于3.91%～8.50%，平均為6.4%，滲透率介于（0.03～0.15）×10-3μm2，平均為 0.09×10-3μm2，該類孔隙結構中值壓力較I、II類孔隙結構顯著增大，介于17.66～29.70MPa，平均為21.45MPa，排驅壓力介于4.15～8.24MPa，平均為5.97MPa，分選系數介于0.01～0.12，平均為0.07，平均孔喉半徑介于0.03～0.05μm，平均為0.04μm，最大進汞飽和度介于58.56%～85.47%，平均為69.55%，發育該類孔隙結構的儲層較為致密。

IV孔隙結構樣品主要發育在分流間灣微相中，水動力條件較弱，巖性為主要為極細粒長石砂巖。孔隙度介于2.02%～5.40%，平均為3.53%，滲透率介于 （0.06～0.09） ×10-3μm2，平均為0.07×10-3μm2，發育該類孔隙結構的儲層物性極差。該類樣品中值壓力高，平均為35.91MPa，排驅壓力介于8.53～11.89MPa，平均為 10.04MPa，分選系數平均為0.01，平均孔喉半徑僅為0.02μm，最大進汞飽和度介于33.15%～75.41%，平均僅56.86%。根據鑄體薄片鑒定結果，發育該類孔隙結構的砂巖樣品面孔率極低，僅有極少的殘余粒間孔和次生溶孔，一般為非儲集層。

3 結論

南泥灣油田WL區域長8儲層主要發育細粒長石砂巖，孔隙結構復雜，非均質性強，基于常規物性、高壓壓汞等分析測試資料，選取孔隙度、滲透率、中值壓力、排驅壓力、最大進汞飽和度、毛管壓力曲線形態特征等參數，對本區長8儲層孔隙結構級別進行劃分，識別出4類孔隙結構類型。其中Ⅰ、Ⅱ類孔隙結構樣品主要發育在三角洲前緣水下分類河道微相中，其孔喉半徑分選較好，孔喉連通率較高，表現為較低的排驅壓力、中值壓力和較高的最大進汞飽和度，發育該類孔隙結構的砂巖是有利的儲集層；Ⅲ、Ⅳ類孔隙結構樣品主要發育在三角洲前緣水下分類河道側翼及分流間灣微相中，一般物性較差，表現出高排驅壓力、高中值壓力、較低的最大進汞飽和度，巖性致密，難以形成有效的儲集空間及滲流體系，一般為非儲集層。