梁衛(wèi)衛(wèi)，黨海龍，杜林徽，尹 虎，崔鵬興，張 亮.

(1.陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院，陜西西安 710075；2.陜西延長油田股份有限公司富縣采油廠，陜西延安 727500; 3.陜西省二氧化碳封存與提高采收率重點實驗室，陜西西安 710075)

H8井區(qū)位于鄂爾多斯盆地二級構造單元陜北斜坡南部，該構造內部結構簡單，為一西傾單斜，傾角一般小于1°，局部地區(qū)發(fā)育鼻狀隆起構造[1-3]。工區(qū)主要含油層系為三疊系延長組長6油層組，主要為三角洲前緣亞相沉積，水下分流河道砂體發(fā)育，為主力儲集砂體，該區(qū)長6儲層屬于典型的特低孔、超低滲透儲層，較強非均質性及孔隙結構的復雜性給區(qū)塊開發(fā)帶來了一定的困難。為此本文利用最新的分析化驗資料，采用鑄體薄片、物性試驗、掃描電鏡、壓汞等分析測試方法[4-5]，實現(xiàn)了長6油層組巖石組分、微觀孔喉、孔滲特征等參數(shù)的定量表征，為區(qū)塊進一步勘探及有效開發(fā)提供技術支持。

1 儲層巖石學特征

1.1 碎屑組分特征

工區(qū)長6儲層碎屑主要以長石、石英為主，其中長石占碎屑總體積的27.5%～58.0%，平均45.1%；石英以單晶石英為主，占總體積的15.0%～42.0%，平均26.4%；巖屑占總體積的7.0%～18.5%，平均11.5%(表1)。砂巖巖石類型主要為灰色、深灰色細粒長石砂巖，含少量的巖屑長石砂巖，砂巖成分成熟度較低(圖1)。

表1 H8井區(qū)長6巖樣成分Table 1 Composition statistics of C6 samples in H8 area

圖1 H8井區(qū)長6油層組砂巖組分Fig.1 Sandstone components of C6 reservoir in H8 area

1.2 填隙物組分特征

通過對工區(qū)10口井長6段26塊巖樣成分進行分析統(tǒng)計可知(表1)，填隙物含量體積分數(shù)為4.0%～18.0%，平均10.4%。填隙物主要以膠結物及泥質雜基的形式存在，其中長61小層膠結物(體積分數(shù)為7.3%)以鐵方解石(體積分數(shù)為3.6%)和綠泥石膜(體積分數(shù)為1.3%)為主；長62小層膠結物(體積分數(shù)為7.1%)以硅質(體積分數(shù)為3.4%)和鐵白云石(體積分數(shù)為2.3%)為主。

1.3 巖石結構特征

根據(jù)工區(qū)鑄體薄片等資料統(tǒng)計表明，長6油層組儲層砂巖類型以細砂巖及粉砂巖為主，同時有少量的中-細砂巖及中砂巖，粒徑主區(qū)間集中在0.08～0.25 mm之間，顆粒分選中等-較好，但磨圓度相對較差，多為棱角-次棱角狀，少量為次圓狀；顆粒之間以線接觸為主，局部為點接觸、凹凸接觸，膠結類型主要以接觸式和孔隙式膠結為主，總體上結構成熟度屬于中等-差。

2 儲層物性特征

儲層物性特征參數(shù)主要指巖石的孔隙度及滲透率，其是影響儲集層性能的重要參數(shù)[6-8]。根據(jù)工區(qū)巖心分析資料可知(表2)，長6小層巖心孔隙度主要分布范圍4.1%～12.2%，平均7.9%，巖心分析滲透率主要分布在0.004×10-3μm2～0.98×10-3μm2，平均0.14×10-3μm2。根據(jù)儲層孔隙度、滲透率劃分標準[9-10]，研究區(qū)儲層為特低孔、超低滲透儲層。工區(qū)長6油層組巖心分析孔隙度與滲透率之間基本存在正相關關系(圖2)，孔滲關系較為復雜。

表2 H8井區(qū)長6物性參數(shù)統(tǒng)計Table 2 Physical property stastics of C6 formation in H8 area

圖2 H8井區(qū)長6孔隙度與滲透率關系Fig.2 Relationship between porosity and permeability of C6 reservoir in H8 area

3 孔隙類型及結構特征

通過巖心鑄體薄片、掃描電鏡，壓汞曲線等分析，詳細描述儲層孔隙、喉道類型和孔隙結構的類型及特征。

3.1 孔隙類型

長6儲層孔隙類型按照成因分為原生孔隙及次生孔隙。其中原生孔隙主要以殘余粒間孔為主，次生孔隙主要以溶蝕孔為主。殘余粒間孔占總孔隙類型百分比最大，分布范圍0.2%～5.0%之間，平均2.33%，平均面孔率為3.35%，占總面孔率的53.3%；溶蝕孔分布范圍0.1%～2.0%之間，平均0.80%；長6儲層孔隙孔徑變化區(qū)間為10～100 μm，平均33.9 μm，孔徑較小。

(1)原生孔隙。

工區(qū)長6儲層原生孔隙主要包括殘余粒間孔及填隙物內微孔隙。殘余粒間孔為長6儲層的主要孔隙類型，薄片觀察得出，直徑在10～50 μm之間，整體呈孔隙式充填，未被充填的粒間孔多呈三角形或多邊形，孔隙邊緣整齊平直，填隙物主要為方解石、濁沸石及薄膜式膠結的綠泥石(圖3A、3B)，這類粒間孔孔徑較大，連通性好；此外可見石英與長石加大的硅質膠結(圖3C)，石英、長石多呈自形狀生長充填使得殘余粒間孔隙孔徑變小，連通性變差。同時，基質內微孔也是原生孔隙的重要組成部分，該類孔隙經(jīng)過壓實作用改造后大部分消失，僅小部分分布于泥質含量較高的粉細砂巖中(圖3D)，孔隙個體小，分布不均勻且連通性較差。

圖3 H8井區(qū)長6儲層主要孔隙類型Fig.3 Pore types of C6 reservoir in H8 area

(2)次生孔隙。

工區(qū)長6儲層次生孔隙主要包括溶蝕型孔隙及微裂縫(隙)。溶蝕粒間孔較為發(fā)育(圖3E)，溶解組分主要為長石及方解石，此外還有云母、巖屑及粘土礦物等，被溶蝕的礦物顆粒邊緣不規(guī)則，基本呈現(xiàn)港灣狀，該類次生孔隙對儲層連通性有一定貢獻。溶蝕粒內孔多見于長石、云母和部分巖屑內，長石溶蝕粒內孔相對發(fā)育，工區(qū)內主要發(fā)育沿長石的解理縫溶蝕孔，溶蝕粒內孔常見與溶蝕粒間孔隙伴生分布，且互相連通，但分布很不均勻。微裂縫(隙)主要指顆粒間縫隙和云母碎屑、長石碎屑的解理縫(圖3F)，微裂縫可以連通粒間孔及粒內孔，對儲層孔隙具有積極作用。

3.2 喉道特征

工區(qū)長6儲層喉道主要以片狀和彎片狀喉道、管束狀喉道為主，喉道細小，形狀不規(guī)則，綠泥石膜充填或基質中的微孔組成(圖3B、3D)，該類喉道孔隙小，滲透率低，因此造成原油滲流過程中出現(xiàn)卡段及繞流現(xiàn)象[11]，同時也會形成“死油區(qū)”。

3.3 孔隙結構特征

分析工區(qū)內巖心樣品的壓汞及毛管壓力數(shù)據(jù)，將工區(qū)長6儲層劃分為三大類(圖4、表3)。Ⅰ類儲層為低門檻壓力-高進汞飽和度型，毛管壓力曲線表現(xiàn)為“S”型，孔隙尺寸較均勻，門檻壓力相對較低，平均在0.9～1.2 MPa，排驅壓力分布范圍0.9～3.3 MPa，平均喉道半徑0.14～0.25 μm，分選系數(shù)0.1～1.1之間，分選較好，中值壓力分布范圍4.2～9.2 MPa，中值半徑為0.09～0.18 μm，最大進汞飽和度83.0%以上，退汞效率25.8～36.6%；以上參數(shù)反映儲層微小孔隙連通性較好，孔隙度7.0%～11.8%，滲透率0.14×10-3μm2～0.36×10-3μm2，屬于目的層優(yōu)質儲層。

圖4 H8井區(qū)長6儲層毛管壓力曲線Fig.4 The capillary pressure curves of C6 reservoir in H8 area

表3 H8井區(qū)長6儲層孔喉結構分類Table 3 Classification of pore-throat structure of C6 formation in H8 area

Ⅱ類儲層為中門檻壓力-中進汞飽和度型，門檻壓力1.0～2.5 MPa，排驅壓力分布范圍3.4～6.7 MPa，平均喉道半徑0.08～0.15 μm，分選系數(shù)0.8～2.0之間，分選一般，中值壓力分布范圍6.8～33.5 MPa，中值半徑為0.05～0.09 μm，最大進汞飽和度55.0%～83.0%以上，退汞效率18.9～24.0%；以上參數(shù)反映儲層微小孔隙連通性一般，孔隙度5.9%～10.5%，滲透率0.12×10-3μm2～0.19×10-3μm2，屬于目的層一般儲層。

Ⅲ類儲層為高門檻壓力-低進汞飽和度型，門檻壓力>2.5 MPa，排驅壓力分布范圍4.2～8.2 MPa，平均喉道半徑0.04～0.09 μm，分選系數(shù)1.2～3.3之間，分選相對較差，最大進汞飽和度38.0%～55.0%以上，退汞效率21.0%～25.9%；以上參數(shù)反映儲層微小孔隙連通性較差，孔隙度5.1%～6.9%，滲透率0.08×10-3μm2～0.12×10-3μm2，屬于目的層較差儲層。

4 儲層物性影響因素

4.1 沉積相帶影響

原始礦物組成和其結構是低滲透儲層物性參數(shù)的重要影響因素，從本質上而言依然是沉積作用的影響，不同沉積環(huán)境下儲層巖性不同，進而導致儲層物性也不相同[12-13]。本次研究的H8井區(qū)長6油層組主要發(fā)育三角洲前緣亞相沉積，水下分流河道砂體為主力儲集砂體，物源主要來自北東及西南兩個方向，且工區(qū)西南部水下分流河道砂體發(fā)育較好。目的層砂巖主要以長石砂巖為主，成熟度較低，在河道砂體后期形成過程中，巖屑組分中的塑性顆粒容易發(fā)生變形[6]，隨著埋深的增大，使得砂巖變得易于壓實，造成儲層孔隙度變差，當巖屑含量從7%增大到18%的過程中，儲層孔隙度由14%下降到8%左右，下降幅度明顯(圖5A)。同時砂巖中填隙物含量也回造成儲層砂巖原生粒間孔隙減小，當填隙物含量從6%增大到20%的過程中，儲層孔隙度由13%下降到9%左右(圖5B)。研究區(qū)沉積物經(jīng)過遠距離搬運后砂巖顆粒結構偏細，以細粒結構為主，平均粒度中值僅0.12 mm，沉積過程中水下分流河道砂巖顆粒最粗，水下天然堤次之，水下分流河道間砂巖顆粒最細，從實驗數(shù)據(jù)可知砂巖粒度中值越大，孔隙度及滲透率參數(shù)屬性越高，呈正相關關系(圖5C、5D)。統(tǒng)計工區(qū)目的層不同沉積相帶下巖心孔、滲參數(shù)值可以得出(表4)，沉積相帶對儲層物性起控制作用，水下分流河道砂體儲層物性較好，水下天然堤次之。

圖5 H8井區(qū)長6儲層物性參數(shù)與巖屑含量、填隙物、粒度中值關系Fig.5 Relationship between physical parameters and debris content, chink, median grain diameter of C6 reservoir in H8 area

表4 H8井區(qū)長6油層組不同沉積微相下儲層物性參數(shù)表Table 4 Physical property stastics of different microfacies of C6 reservoir in H8 area

4.2 成巖作用影響

工區(qū)長6儲層砂巖成巖作用主要包括壓實壓溶、膠結及溶蝕作用三大類[14]，其中壓實及膠結作用對儲層物性起到破壞作用，而溶蝕起到建設性作用。

(1)壓實壓溶作用。壓實是導致儲層原生孔隙度降低的主要因素。根據(jù)試驗數(shù)據(jù)可知，石英顆粒的抗壓強度最強，長石次之，巖屑最差[15]。工區(qū)長6儲層碎屑組分中長石占碎屑總體積的45.1%，石英為26.4%，巖屑為11.5%，長石及巖屑含量高，結構成熟度較低，造成長6儲層壓實作用較強。鑄體薄片資料顯示碎屑顆粒磨圓度差，以線接觸為主，少量為點接觸、凹凸接觸；柔性碎屑顆粒，如泥巖巖屑、云母等塑性顆粒因壓實造成彎曲，假雜基化(圖3B)；脆性顆粒，如石英、長石等受應力作用發(fā)生脆性破裂，小的碎屑顆粒被嵌入到大的孔隙中，使得原本點接觸形式變?yōu)榫€接觸，造成原生粒間孔隙較小(圖3F)；壓溶作用使得儲層顆粒邊緣呈現(xiàn)港灣狀溶蝕邊，顆粒之間多呈現(xiàn)凹凸或縫合接觸，造成原生孔隙減小，主要以石英及長石次生加大為主(圖3C)。

(2)膠結作用。膠結作用是影響儲層物性的重要因素之一，在成巖階段早期，膠結作用可以避免強烈的壓實作用造成的原生孔隙被大量充填，在成巖作用晚期，膠結作用固化碎屑顆粒使得儲層孔隙變小，造成儲層物性變差[13]。工區(qū)長6儲層膠結物主要為碳酸鹽巖、粘土礦物及硅質，其中碳酸鹽膠膠結為儲層主要膠結類型。

碳酸鹽巖膠結物主要為鐵方解石、鐵白云石，它們既充填于原生粒間孔隙，也充填與溶蝕的次生孔隙中(圖3A、3E)，使得儲層物性變差。同時，碳酸鹽巖溶蝕程度弱，鐵方解石的析出比方解石晚，主要為基底式及孔隙式膠結，部分以交代長石的形式存在，鐵白云石析出時間最晚，通常為交代鐵方解石析出。從碳酸鹽巖含量與儲層物性關系曲線可以得出(圖6)：當碳酸鹽膠結物含量<5.0%時，儲層孔隙度只要分布在6.0%～14.5%之間，滲透率分布在0.06×10-3～2.5×10-3μm2之間，當碳酸鹽膠結物含量>5.0%時，孔隙度及滲透率隨碳酸鹽膠結物含量的增高而明顯降低，這主要是由于碳酸鹽膠結物主要形成于晚成巖A-B期，晚于粘土膠結物及硅質膠結物充填在殘余粒間孔及溶蝕孔隙中，因此碳酸鹽膠結是造成長6儲層物性較差的主要原因。

圖6 H8井區(qū)長6儲層碳酸鹽巖膠結物含量與物性關系曲線Fig.6 Relationship between carbonate cement and properties of C6 reservoir in H8 area

(3)溶蝕作用。溶蝕作用可以在儲層中形成大量的次生孔隙，對儲層物性起到建設性作用。工區(qū)長6儲層溶蝕作用以長石溶蝕為主，巖屑溶蝕次之，根據(jù)試驗數(shù)據(jù)可知，長石溶蝕作用發(fā)生在顆粒表面及其內部，主要沿解理縫溶蝕，溶蝕作用有強有弱，工區(qū)長石溶蝕主要包括兩種類型，一是長石、巖屑等不穩(wěn)定顆粒直接溶解形成溶蝕粒內孔隙(圖3F)，二是長石、巖屑等顆粒先被碳酸鹽礦物交代，后交代物發(fā)生溶解形成的溶蝕粒內孔及粒間孔(圖3E)。

5 結論

(1)工區(qū)長6儲層巖石類型主要為細粒長石砂巖，顆粒分選中等-較好，磨圓度較差，顆粒之間以線接觸為主；填隙物主要為膠結物及泥質雜基，體積分數(shù)平均10.4%；儲層平均孔隙度7.9%，平均滲透率0.14×10-3μm2，為特低孔、超低滲透儲層。主要發(fā)育殘余粒間孔隙及溶蝕次生孔隙，喉道類型以片狀和彎片狀喉道、管束狀喉道為主，喉道細小，形狀不規(guī)則，孔喉結構復雜。

(2)根據(jù)壓汞數(shù)據(jù)及毛管壓力曲線數(shù)據(jù)將長6儲層劃分為三種類型：Ⅰ類為低門檻壓力-高進汞飽和度型，Ⅱ類為中門檻壓力-中進汞飽和度型；Ⅲ類為高門檻壓力-低進汞飽和度型。Ⅰ類儲層是目的層最優(yōu)儲層，Ⅱ類次之，Ⅲ類最差。

(3)H8井區(qū)長6油層組儲層特征受沉積物源及成巖作用多因素控制，其中三角洲前緣水下分流河道儲層物性最好，水下天然堤次之。工區(qū)成巖作用主要包括壓實、膠結及溶蝕作用，其中膠結作用以碳酸鹽膠結為主，其對儲層物性起破壞性作用，溶蝕作用以長石溶蝕最為普遍，其對儲層物性起建設性作用。