大慶長垣S 區儲層微觀孔隙結構類型劃分及特征分析

裴占松，周志國，常 瑋，張 雁

（1.中國石油大慶油田有限責任公司第一采油廠，黑龍 江大慶 163001；2.東北石油大學地球科學學院，黑龍 江大慶 163318）

大慶長垣已經步入特高含水期開發階段，剩余油高度分散、低效注采循環嚴重、綜合挖潛難度加大的多重矛盾交織疊加，其開發難度比處于中、高含水期的油田要大得多，進一步提高采收率也較以往更具有挑戰性和緊迫性[1]。研究表明特高含水期剩余油空間分布模式為整體上高度分散、局部相對富集，這種復雜的油水分布特點取決于油水在儲層中的滲流過程，而儲層的儲集性能、滲流性能從根本上是受儲層微觀孔隙結構所控制的[2]，不同類型微觀孔隙結構對微觀剩余油的運移方向、分布位置、多少等都起著重要影響。從油田開發現狀及今后發展趨勢看，由于剩余油分布越來越零散、復雜，儲層及剩余油方面的宏觀研究已滿足不了油田開發需要，迫切需要針對儲層開展微觀孔隙結構研究，對儲層精細描述、剩余油分布規律分析、針對性開發調整（措施）方案制定以及原油采收率提高具有重要指導意義。

1 地質概況

S 區位于大慶油田長恒，構造為西陡東緩的短軸背斜，西翼傾角3°～14°，東翼傾角2°～5°，共發育斷層300 多條，且多集中于西部。自上而下可劃分為薩爾圖油層、葡萄花油層、高臺子油層，地層厚度約500 m，發育于青山口組反旋回與姚家組-嫩江組復合旋回，經歷了青山口組-姚家組之間的沉積間斷，侵蝕面上下的油層發育情況明顯不同，侵蝕面以下普遍為粉-細砂巖，油層發育較薄，下部鈣質層明顯增多；侵蝕面以上則以中、細砂巖為主，油層發育較厚[3-4]。三套儲層為大型內陸湖盆的河流-三角洲砂泥巖互層沉積，具有多物源、多沉積體系、各相帶呈環帶狀展布等特點，從物源向湖盆中心均以礫、砂、粉砂和泥等碎屑物質為主依次出現泛濫平原亞相、三角洲分流平原亞相、三角洲前緣亞相、濱淺湖亞相，發育辮狀河砂體、曲流河砂體、高低彎曲分流河道砂體、溢岸砂及席狀砂體。

2 儲層宏觀特征

2.1 骨架特征

S 區巖石類型主要為巖屑長石砂巖，以細砂粒級為主，中砂及粉砂粒級次之，礦物組分以長石和石英為主，其中長石含量最高（25.00%～51.00%），并以正長石和斜長石為主；石英含量為20.00%～35.00%；巖屑含量為13.00%～31.00%，主要為巖漿巖巖屑；雜基含量平均為6.44%，膠結物含量平均為7.16%，主要包括黏土礦物、硅質膠結物和碳酸鹽礦物。黏土礦物及其組合隨深度變化而不同，但主要以高嶺石、伊利石、綠泥石為主，部分樣品可見黃鐵礦、石膏等。石英次生加大常見，磨圓度多為次棱-次圓狀，次圓狀居多。

2.2 物性特征

S 區39 口歷年取心井725 塊樣品的物性特征分析表明，薩爾圖油層、葡萄花油層（以下簡稱薩葡油層）有效孔隙度為23.00%～31.00%，各油層組、小層之間的滲透率變化較大，不但層與層間差異很大，即使同一小層之內，平面上和縱向上的差異也很大，油層的空氣滲透率最高達6 000.0×10-3μm2，低的小于10.0×10-3μm2，變化范圍大；不同相、亞相中的河道砂自身及與非河道砂之間物性差異均較大，而非河道砂自身物性差異較小，非河道砂體物性則與砂體厚度關系較大，厚度越大，砂體物性越好。高臺子油層儲層主要為三角洲前緣砂體，孔隙度平均為25.00%，自身不同微相砂體間物性差異較小，同類型微相砂體物性多數略低于薩葡油層，分流河道砂體差別大。

3 孔隙結構分類及特征分析

從鏡下薄片、壓汞曲線、掃描電鏡等獲取的大量的微觀參數能從不同側面反映孔隙結構的形態、大小、分布等特征[5-6]，且不同程度地影響著儲層物性[7]，即孔隙度和滲透率，為確定影響儲層物性的主控微觀參數，計算了主控微觀參數與儲層物性孔隙度、滲透率的相關系數，相關系數越接近于1 則反映兩個參數的相關性越好，最終確定了與孔隙度、滲透率相關性最好（相關系數均大于0.600）的五個參數，即平均孔喉半徑、相對分選系數、特征結構系數、最小連通孔喉半徑、大小孔喉斜率分布比值作為微觀孔隙結構分類和評價的主要參數[8-9]。

依據儲層孔隙度、滲透率與五個微觀參數的關系，將S 區儲層微觀孔隙結構劃分為5 類[8]（表1）。

表1 不同微觀孔隙結構類型及相關參數

3.1 I 類孔隙結構

主要出現在高孔特高孔特高滲儲層中，孔隙度大于31.00%，滲透率大于2 000.0×10-3μm2。碎屑顆粒粗大，粒徑0.10～0.20 mm，分選好，孔喉發育，孔隙以原生粒間孔和粒間溶蝕擴大孔為主。顆粒間接觸關系以點接觸為主，填隙物相對較少，黏土礦物相對含量低，且主要為高嶺石（圖1）。

圖1 不同類型孔隙結構鑄體薄片、掃描電鏡及壓汞曲線

從微觀特征上看，孔隙半徑均值為0.43～48.57 μm，排驅壓力為0.001～0.021 MPa，壓汞曲線形態為平直略下凹呈近似“座椅”狀。有效滲流通道半徑大于1.08 μm，最小連通孔喉半徑平均為9.10 μm，出油孔道半徑主要為4.44～24.72 μm。

在這類儲層中，宏觀物性參數滲透率、孔隙度與反映孔喉大小、分布等微觀孔隙結構參數之間的相關性較差，數據點或者呈分布分散，或者沒有明顯的變化趨勢，但滲透率與特征結構系數、最小連通孔喉半徑具有較好的相關性，說明在這類儲層中，連通性是影響流體滲流特征的最主要因素。

3.2 Ⅱ類孔隙結構

主要出現在高孔特高孔高滲儲層中，孔隙度大于25.00%，滲透率800.0×10-3～ 2 000.0×10-3μm2。碎屑顆粒粒徑0.10～0.20 mm，大至中等，分選較好，孔隙發育，以原生粒間孔和粒間溶孔為主，顆粒間呈點-線接觸，填隙物較I 類孔隙增多，伊利石含量上升，常見膠結現象，對孔喉破壞作用增加。蜂窩狀表面溶蝕現象多見于長石或巖屑顆粒上。上述多因素使顆粒表面更為復雜（圖1）。

從微觀特征上看，孔喉半徑均值為0.42～45.73 μm，孔喉比平均為15。排驅壓力為0.021～0.034 MPa，壓汞曲線形態為直立式“座椅”狀。有效滲流通道的半徑大于0.73 μm，最小連通孔喉半徑平均為5.31 μm，主要出油孔道半徑為3.18～16.00 μm。

在這類儲層中，相對分選系數、平均孔喉半徑與滲透率相關性最好，其余三個參數與滲透率的相關性均不好，說明影響這類儲層流體滲流特征的主要因素是孔喉大小和分選性。

3.3 Ⅲ類孔隙結構

主要發育于中高孔中高滲儲層中，孔隙度20.44%～31.84%，滲透率100.0×10-3～ 800.0×10-3μm2。碎屑顆粒粒徑0.10～0.15 mm，大小中等，分選較好至中等，孔隙較發育，以原生粒間孔、粒間縮小孔為主，顆粒間接觸關系呈點-線接觸，填隙物較II 類孔隙結構增多，黏土礦物以伊利石為主。膠結和溶蝕現象普遍且常共生，破壞原有孔隙，顆粒表面常見溶蝕和次生黏土礦物共生現象，使孔喉減小的同時使表面積迅速增加（圖1）。

從微觀特征上看，孔喉半徑均值為0.37～34.73 μm，孔喉比平均為26。排驅壓力為0.030～0.100 MPa，壓汞曲線形態為斜歪式“座椅”狀。有效滲流通道的半徑大于0.47 μm，最小連通孔喉半徑平均為4.10 μm，主要出油孔道半徑為1.85～10.00 μm。

在這類儲層中，表示微觀孔隙結構特征的參數與孔隙度、滲透率相關性較好，說明儲層宏觀性質同時受孔喉大小、分布及連通性的影響。

3.4 Ⅳ類孔隙結構

主要發育于中孔低滲細喉型儲層中，孔滲性較差，孔隙度13.07%～27.31%，滲透率10.0×10-3～100.0×10-3μm2。碎屑顆粒較小，粒徑0.05～0.15 mm，分選中等，孔隙以粒間縮小孔、晶間孔為主，填隙物較多，黏土礦物相對含量較大，以伊利石為主，導致孔隙不發育。膠結和溶蝕現象更加普遍且常共生，即顆粒表面常見溶蝕和次生黏土礦物共生的現象，破壞原有孔隙，導致孔喉細小且分散，顆粒表面極為粗糙（圖1）。

從微觀特征上看，孔喉半徑均值為0.31～27.58 μm，排驅壓力為0.070～0.210 MPa，壓汞曲線形態為凹型斜坡狀。有效滲流通道半徑大于0.20 μm，最小連通孔喉半徑平均為0.89 μm，主要出油孔道半徑為0.80～4.00 μm。

在這類儲層中，反映孔隙大小的參數與滲透率相關性較好，反映孔喉分布特征、連通特征的微觀參數與滲透率相關性略差，說明在這類儲層中孔喉大小是影響滲透率的主控因素。

3.5 V 類孔隙結構

主要發育于低中孔、低滲特低滲儲層中，孔隙度15.00%～25.00%，滲透率小于10.0×10-3μm2。碎屑顆粒細小，粒徑多小于0.10 mm，分選中等至差，顆粒間填隙物較多，伊利石、高嶺石含量均較高，孔隙不發育，以粒緣縫和晶間孔為主，僅粒緣縫為較好的滲流通道，由于大量黏土礦物存于縫中，破壞了縫的連續性，增加了孔比表面積（圖1）。

從微觀特征上看，微觀孔隙結構分類和評價的主要參數均較小，且基本不變。孔喉半徑均值為0.02～9.41 μm。排驅壓力為0.140～ 2.010 MPa，壓汞曲線形態為凸型斜坡狀。有效滲流通道半徑為0.16～2.50 μm，最小連通孔喉半徑平均為0.42 μm，主要出油孔道半徑為0.63～2.50 μm。

在這類儲層中，孔隙度與所有微觀參數相關性均較差；滲透率與最小連通孔喉半徑相關性相對較好，與其他微觀參數間的相關性都很差。說明在此類儲層中，由于顆粒細小、填隙物含量較高，孔喉分布極為復雜，只有存在連通孔喉時，才能有效提高儲層滲透率。

4 儲層主控因素分析

4.1 壓實作用

機械壓實作用與埋深成正相關性，通過壓實排出儲層中水分，降低儲層孔隙度，縮小孔隙體積。壓溶作用是由物理、化學雙重因素引發，隨其作用增強，壓溶處的顆粒接觸類型發生演變，依次為點接觸→線接觸→凹凸接觸→縫合接觸[8]。從儲層物性隨深度變化規律可見，孔隙度在薩葡油層自上而下緩慢減少，說明壓實作用在逐漸加強，至高臺子油層則孔隙度減少進一步加快。但鑄體薄片和掃描電鏡資料表明，S 區顆粒間多呈點-線接觸，且結合不緊密，證明壓實作用不強。

4.2 膠結作用

膠結作用在S 區發育，主要膠結物為硅質、碳酸鹽礦物和黏土礦物等。膠結作用使孔隙和喉道半徑等微觀參數減小，導致孔隙度和滲透率等宏觀參數降低、儲層物性變差。

4.2.1 硅質膠結物

區內硅質膠結物主要為石英，表現為石英加大現象，即自生石英充填于孔隙中，次生石英則圍繞自生石英顆粒邊緣同軸向孔隙中生長，從而進一步降低孔隙度[9]。但由于不同孔隙結構類型平均孔徑不同，硅質膠結物對孔隙的破壞程度也不同。

從表2中可以看出，硅質膠結物在不同孔隙結構中含量不同，其中Ⅱ、Ⅲ類孔隙結構中所占比例最高，V類孔隙結構中含量很少。從單孔減孔體積比統計來看，硅質膠結物對孔隙破壞程度最大的是V類，最小的是I類；但從對總孔隙影響來看，對Ⅱ、Ⅲ類孔隙結構破壞最大，其次是Ⅰ類和Ⅳ類，對V類孔隙結構破壞最弱。

表2 硅質膠結物對不同類型微觀孔隙結構影響一覽表

4.2.2 黏土礦物膠結物

S區黏土礦物膠結物主要為高嶺石、伊利石和綠泥石，占全部黏土礦物的80.00%以上，總體上黏土含量越高，孔隙度、滲透率越低。不同深度黏土礦物類型、組合及含量均不相同[10]，從以伊利石和高嶺石（相對含量分別為31.36%和43.52%）為主的薩爾圖油層，到以高嶺石、綠泥石、伊利石（相對含量分別為33.46%、31.86%、26.63%）為主的葡萄花油層，再到以伊利石和綠泥石（相對含量分別為35.88%和34.14%）為主的高臺子油層，隨著深度增加，高嶺石相對含量減少，綠泥石相對含量增加。

S區高嶺石多以半充填、全充填方式占據原孔隙空間；伊利石則多以葉片狀、網絡狀、搭橋狀產出，黏土膜厚約2.00～6.00 μm；綠泥石則多以黏土膜的形式貼附在巖石顆粒表面，黏土膜厚約1.00～5.00 μm。

總體上，對五種孔隙結構類型而言，黏土礦物造成的孔隙度損失量從I類到V類呈逐漸增加趨勢（表3）。

表3 黏土礦物對不同類型微觀孔隙結構影響一覽表 %

4.2.3 碳酸鹽膠結物

碳酸鹽膠結物在S 區砂巖中普遍存在，含量多小于5.00%，成分以方解石為主，多呈粒間膠結物、交代物或次生孔隙內填充物形式出現，或鑲嵌或充填堵塞于孔隙之間，是導致儲層孔隙度和滲透率減低的主要原因，碳酸鹽膠結物含量越高，儲層物性越差。

4.3 溶蝕作用

鏡下薄片鑒定表明，S 區儲層中長石和巖屑等碎屑易溶組分含量較高，隨著有機質的成熟，有機酸溶解易溶組分，形成多種次生孔隙，主要為溶蝕粒間孔、粒內孔以及鑄模孔，增大了儲層孔隙體積，孔隙和喉道的幾何形態得到了不同程度地改變，一定程度上改善了儲層物性（表4）。

表4 溶蝕作用對不同類型微觀孔隙結構影響一覽表 %

5 結論與認識

（1）確定了大慶長垣S區不同儲層孔隙度、滲透率主要受五個微觀孔隙結構表征參數的影響，即特征結構系數、相對分選系數、平均孔喉半徑、最小連通孔喉半徑、大小孔喉斜率分布比值，實現了宏觀物性參數與微觀孔隙結構的有機結合。

（2）明確了不同儲層中，影響孔隙度、滲透率的主控因素各有不同。并建立了適合S區的微觀孔隙結構劃分體系，分別以滲透率2 000.0×10-3，800.0×10-3，100.0×10-3，10.0×10-3μm2為界限，將S區儲層劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ五種微觀孔隙結構類型。

（3）詳細分析了五種微觀孔隙結構類型的特征，其中，Ⅰ類孔隙結構儲層孔隙度變化不大，滲透率大小主要受連通性影響；Ⅱ類孔隙結構儲層滲透率則主要受孔喉大小和分選性影響；Ⅲ類孔隙結構儲層孔滲性與微觀參數相關性均較好；Ⅳ類孔隙結構儲層受孔喉大小影響更大；Ⅴ類孔隙結構儲層滲透率主要受最小連通孔喉半徑影響。

（4）從壓實、膠結、溶蝕三個方面分析了成巖作用對微觀孔隙結構的影響，從成因上闡述了不同類型微觀孔隙結構間的差異性。綜合認為S區儲層壓實作用不強，膠結作用以硅質膠結、黏土膠結和碳酸鹽膠結為主，溶蝕作用中等。其成果為推進儲層微觀研究及描述儲層層內微觀非均質性奠定了基礎。