王勝華，朱曉燕，馮春艷，李文偉

（長慶油田分公司第二采油廠，慶陽 745100）

近年來，長慶油田對鄂爾多斯盆地三疊系延長組長7油層組致密油藏進(jìn)行了開發(fā)試驗(yàn)，并取得了較好的效果。因此長7油層組有望成為今后長慶油田增儲建產(chǎn)的重要接替層系。眾多研究成果表明，儲層微觀結(jié)構(gòu)與滲流特征是影響產(chǎn)能的重要因素，但目前針對盆地內(nèi)延長組長7油層組儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)及滲流特征的研究還缺乏系統(tǒng)性。為此，這里以鄂爾多斯盆地馬嶺地區(qū)P89井區(qū)延長組長7油藏為例（圖1、圖2），著重對其儲層孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行了詳細(xì)地研究，明確長7油藏儲層巖礦特征、微觀結(jié)構(gòu)特征，為長7致密砂巖油藏的大規(guī)模開發(fā)，做好了準(zhǔn)備。

1 儲層巖石學(xué)特征［1－4］

通過鉆井巖心觀察、顯微薄片及鑄體薄片鑒定，可以看出：馬嶺地區(qū)P89井區(qū)構(gòu)成長7油層組儲層的巖石類型巖性，主要為灰色、褐灰色、灰褐色細(xì)粒－中粒長石砂巖、巖屑長石砂巖和少量的長石巖屑砂巖。砂巖顆粒組分主要為：石英在43.0%～50.0%之間，平均為46.25%；長石在16.0% ～31.0%之間，平均為26.21%；巖屑在6.0% ～23.0%之間，平均為9.27%；云母在0.5%～4.0%之間，平均為2.02%。巖屑主要由變質(zhì)巖屑、沉積巖屑及火成巖組成。

填隙物含量為 13.5% ～20.5%，平 均 為15.81%，主要有綠泥石、方解石、鐵方解石、鐵白云石、自生石英、自生長石。其中膠結(jié)物含量在13.5%～17.5%，平均為14.5%，主要由碳酸鹽礦物組成，以方解石、鐵方解石、鐵白云石為主，白云石含量較少，綠泥石微量，局部含量達(dá)到3.5%；雜基含量較少，以泥質(zhì)為主，一般含量均小于3.00%，泥質(zhì)主要由綠泥石及伊利石組成。

圖1 研究區(qū)區(qū)域位置圖Fig.1 The regional location of the study area

圖2 研究區(qū)長7油層組沉積綜合柱狀圖Fig.2 The deposition integrated histogram of Chang7oil group

2 孔隙類型［4－9］

通過顯微薄片及鑄體薄片觀察、統(tǒng)計(jì)，馬嶺地區(qū)P89井區(qū)長7油層組儲集砂巖中的孔隙類型主要有：溶蝕孔隙（包括：粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔和微溶孔）、殘余粒間孔隙以及微裂縫等（圖3）。面孔率一般在0.10%～1.55%之間，平均為0.66%，其中粒間溶孔與粒內(nèi)溶孔在總孔隙中占63%～89%，平均達(dá)78.87%，微溶孔含量較高，微溶孔及殘余粒間孔含量在總孔隙中占11%～26%，平均為19.17%，這四類孔隙平均占到總孔隙的98.04%左右。此外局部地區(qū)較常見微裂縫發(fā)育。

圖3 馬嶺地區(qū)P89井區(qū)長7儲層孔隙類型分布情況Fig.3 The distribution of pore types of Chang7oil group of P89wells area in Maling region

2.1 粒間溶孔

溶蝕粒間孔是溶蝕粒間孔隙是馬嶺地區(qū)P89井區(qū)長7油層組儲集砂巖中的主要孔隙類型，其孔隙直徑一般為10μm～35μm（圖4（a））。其成因是由在成巖過程中碎屑顆粒或膠結(jié)物發(fā)生溶解而形成的。被溶解的組分主要為長石和高嶺石，此外還有云母、巖屑和綠泥石化碎屑等。正是由于溶蝕作用而導(dǎo)致碎屑顆粒邊緣多呈鋸齒狀和港灣狀。

2.2 粒內(nèi)溶孔

粒內(nèi)溶孔是指碎屑顆粒內(nèi)部發(fā)生溶蝕所產(chǎn)生的孔隙，多見于長石、云母及部分巖屑內(nèi)。長石顆粒內(nèi)部溶蝕形成粒內(nèi)條狀或蜂窩狀溶孔，溶蝕強(qiáng)烈則形成鑄模孔或與粒間溶孔連通，云母顆粒溶蝕也形成蜂窩狀溶孔。此外，粘土礦物溶蝕（如伊利石和伊蒙混層等也發(fā)生溶蝕），形成很多不規(guī)則的微孔。粒內(nèi)溶孔的孔徑一般為8μm～25μm（圖4（b）），分布很不均勻。

2.3 溶蝕微孔

圖4 馬嶺地區(qū)P89井區(qū)長7油藏孔隙類型Fig.4 The types of pore of Chang7oil group of P89wells area in Maling region

馬嶺地區(qū)P89井區(qū)長7井區(qū)此類孔隙主要是以蜂窩狀的溶蝕微孔隙（圖4（c））為主，也常見以散點(diǎn)狀分布溶蝕微孔隙，鑄體薄片鏡下觀察其主要分布在長石、巖屑、粘土礦物等易溶礦物表面，其孔隙直徑一般小于10μm。

2.4 殘余粒間孔

殘余粒間孔是由原生粒間孔隙在埋藏過程中經(jīng)壓實(shí)和填隙物部分充填改造后剩余的粒間孔隙（圖4（d））。研究區(qū)長7油層組儲集砂巖中殘余粒間孔隙孔徑多在15μm～35μm之間，大小不一。巖石薄片和掃描電鏡分析表明，孔隙邊緣發(fā)育的綠泥石薄膜對儲層粒間孔隙的保留，起到了重要的保護(hù)作用。

2.5 微裂縫

研究區(qū)微裂縫比較發(fā)育（圖5（d）），在H42井、H69井、P188井等多個樣品中都有顯示。根據(jù)其發(fā)育的特征可劃分為兩種類型①粒內(nèi)縫，分布于顆粒內(nèi)部的微裂隙，數(shù)量比較少，其成因可能為在成巖作用階段顆粒破裂而形成的。這種微裂縫規(guī)模小，對滲濾作用貢獻(xiàn)也不大；②切割組構(gòu)或繞過顆粒邊界發(fā)育的微裂縫，這種微裂縫呈蛇曲狀延伸，把不同類型的孔隙連通起來，形成比較好的滲流通道。馬嶺地區(qū)P89井區(qū)區(qū)儲層主要發(fā)育此類裂縫，裂縫寬度多在10μm～30μm之間，少數(shù)可達(dá)100μm～150 μm，此類微裂縫往往能極大地改善砂巖儲層的滲透能力。

3 喉道類型［5－8］

馬嶺地區(qū)P89井區(qū)長7油層組儲集砂巖的喉道按照形態(tài)可分為四種類型：

（1）收縮喉道。砂巖中的碎屑顆粒在成巖過程中由于壓實(shí)作用導(dǎo)致顆粒之間呈點(diǎn)線接觸，原有的孔隙變小、變窄形成收縮喉道（圖5（a））。此類型喉道導(dǎo)致砂巖儲層具有較高孔隙度，而滲透率較低。

（2）片狀和彎片狀喉道。其指砂巖晶間孔隙發(fā)育時，孔隙相互連通的喉道呈現(xiàn)片狀（圖5（b））。在成巖壓實(shí)過程中發(fā)育晶間孔的碎屑顆粒發(fā)生變形，就產(chǎn)生片狀喉道。此類喉道孔隙小，喉道細(xì)長。

（3）管束狀喉道。呈長條狀分布的喉道，與微裂縫不易區(qū)分。發(fā)育于泥質(zhì)含量高、顆粒粒度細(xì)或膠結(jié)物含量高的砂巖中（圖5（c）、圖5（d））。

圖5 馬嶺地區(qū)P89井區(qū)喉道類型Fig.5 The throat types of Chang7oil group of P89wells area in Maling region

4 孔隙和喉道分布特征

根據(jù)對馬嶺地區(qū)P89井區(qū)鑄體圖像定量統(tǒng)計(jì)，研究區(qū)長7油層組儲集砂巖的孔隙半徑主要分布在1.9μm～70μm之間，分布主頻在10μm～40μm，平均為40.84μm；喉道寬度主要分布在3.50μm～25.50μm之間，分布主頻在3.50μm～13.50μm之間，平均為13.22μm。

馬嶺地區(qū)P89井區(qū)長7砂巖儲層眾多樣品平均孔徑與平均喉徑分析結(jié)果表明，其分布均呈雙峰態(tài)，其中平均孔徑均大于50μm，主要集中于60μm～80μm及大于100μm的兩個區(qū)間；100μm ～50 μm占到70%以上，100μm以上占到25%以上。

5 孔隙結(jié)構(gòu)類型及特征［5－9］

眾所周知，孔隙結(jié)構(gòu)類型及特征可以通過毛細(xì)管壓力曲線比較直觀地進(jìn)行反映［6－9］。通過對研究區(qū)據(jù)壓汞曲線形態(tài)特征分析、結(jié)合微觀結(jié)構(gòu)參數(shù)統(tǒng)計(jì)，可將馬嶺地區(qū)P89井區(qū)長7儲層孔隙結(jié)構(gòu)劃分為四種類型（圖6）。

5.1 Ⅰ類儲層——低排驅(qū)壓力－細(xì)喉型

Ⅰ類儲層，在毛管壓力進(jìn)汞曲線均出現(xiàn)大平臺，而且對應(yīng)的壓力較低（圖6（a））。排驅(qū)壓力為1.557 535MPa，平均值為1.397 417MPa，分選系數(shù)平均為1.342 55，喉道中值半徑＞0.169 7μm，屬細(xì)喉道型，最大進(jìn)汞飽和度＞85.6%，退出效率平均值為20.3%。此類儲層的孔喉分布粗歪度明顯、分選性好－較好、有效孔隙度高，具有較好的滲透性，平均滲透率為0.217×10－3μm2。

5.2 Ⅱ類儲層——中排驅(qū)壓力－細(xì)喉型

Ⅱ類儲層毛管壓力進(jìn)汞曲線表現(xiàn)出短平臺特征，體現(xiàn)出孔喉分布偏向細(xì)－微喉特征（圖6（b））。排驅(qū)壓力一般介于1.87MPa～3.07MPa之間，平均為2.46MPa；分選系數(shù)為平均1.231 1，孔喉分選一般；喉道中值半徑一般為0.06μm～0.16μm之間，平均值為0.12，屬細(xì)喉道型；最大進(jìn)汞飽和度介于77.34%～84.72%之間，退出效率平均值為23.48%；此類儲層的孔喉分布具粗歪度、分選性較好、有效孔隙度較高，具有較好的滲透性，其滲透率平均值為0.076×10－3μm2。

圖6 馬嶺地區(qū)P89井區(qū)孔隙結(jié)構(gòu)類型Fig.6 The types of pore structure of Chang7oil group of P89wells area in Maling region

5.3 Ⅲ類儲層——中高排驅(qū)壓力－細(xì)－微喉型

Ⅲ類儲集層毛管壓力進(jìn)汞曲線，均出現(xiàn)平臺，對應(yīng)的壓力比ⅡI類高（圖6（c））。排驅(qū)壓力介于3.39 MPa～3.75MPa，平均值為3.54MPa；分選系數(shù)平均為1.10，喉道中值半徑介于0.06μm～0.08μm，平均為0.07μm；屬細(xì)～微喉道型，最大進(jìn)汞飽和度介于73.51%～80.68%，平均為77.27%；退出效率平均值為26.59%。這類砂層滲透率較差，其平均滲透率為0.0442×10－3μm2。

5.4 Ⅳ類儲層——高排驅(qū)壓力－微喉型

Ⅳ類儲集層毛管壓力進(jìn)汞曲線出現(xiàn)較小平臺，而且對應(yīng)的壓力較高（圖6（d））。排驅(qū)壓力介于4.39MPa～4.67MPa，平均值為4.53MPa，平均分選系數(shù)為0.97；喉道中值半徑介于0.019μm～0.057μm，平均值為0.038μm，屬微喉道型；平均最大進(jìn)汞飽和度為70.27%，平均退出效率值為31.08%。此類儲層有效孔隙度極低、具有極差滲透性，其滲透率為0.026×10－3μm2。

6 結(jié)論

作者通過對馬嶺地區(qū)P89井區(qū)延長組長7油層組儲集砂巖孔隙結(jié)構(gòu)特征研究，取得了如下認(rèn)識：

（1）馬嶺地區(qū)P89井區(qū)長7油藏中構(gòu)成儲層的巖石類型為長石砂巖和巖屑長石砂巖，填隙物含量較高。

（2）儲集空間主要為溶蝕粒間孔隙、溶蝕粒內(nèi)孔隙、微溶孔、殘余的粒間孔隙以及微裂縫。

（3）喉道主要有收縮喉道、片狀或彎片狀喉道、管束狀喉道。

（4）孔隙結(jié)構(gòu)可劃分為四種類型：①低排驅(qū)壓力－細(xì)喉型；②中排驅(qū)壓力－細(xì)微－喉型；③中高排驅(qū)壓力－微喉型；④高排驅(qū)壓力－微喉型。總體上看，研究區(qū)長7油藏儲層整體為超低滲－致密層儲層。

通過對馬嶺地區(qū)P89井區(qū)長7儲層砂巖孔隙結(jié)構(gòu)的研究，對于該地區(qū)后期勘探提供了重要的基礎(chǔ)地質(zhì)資料，并具有一定的指導(dǎo)意義。

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