直罗油田长6砂岩储层微观孔喉结构特征

付明义，贺永红，宋元威，段昕婷，罗腾跃

（延长石油集团研究院，陕西 西安710075）

0 引言

直罗油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部，上三叠统延长组长6 段（以下简称长6）是该盆地中生界最重要的含油层段之一，以三角洲前缘陆相碎屑岩沉积为主，受东北和北部方向物源控制［1-2］。随着勘探开发程度的不断深入和技术条件的提高，直罗油田包括长6 在内的多个层系获得新发现。目前，该油田长6 已钻获多口工业油流井，但均以中、低产为主，这主要与长6 储层低孔低渗砂岩、成岩作用复杂、非均质性强及微观孔喉特征复杂等特征有关［3-5］。因此，储层微观孔喉特征研究已成为该区油气勘探开发的核心地质问题之一。

在前人研究的基础上，本文利用岩心、测井和压汞等多种分析测试资料，对长6 砂岩储层的岩石学、物性及微观孔喉等特征进行了系统研究和评价，以期为今后油田的勘探开发提供地质依据。

1 岩性及储集空间类型

1.1 岩石学特征

研究区长6 储层岩性主要为细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩，具有长石体积分数高、石英质量分数较低、岩屑体积分数较低，以及中等成分成熟度等特征。碎屑组分中石英体积分数为12.5%～49.2%，以单晶石英为主；长石体积分数为15.6%～54.9%，包括变质成因的酸性斜长石、条纹状长石及少量微斜长石；岩屑体积分数为2.7%～32.8%。3 大岩类的岩屑均可见到，主要为变质岩岩屑，其次为沉积岩岩屑和火成岩岩屑。填隙物体积分数较高，平均为14.1%，主要为水云母、铁方解石及绿泥石等。

储层岩石结构以细砂岩为主，中砂岩次之，粒级主要分布在0.10～0.25 mm。砂岩分选性为中等，磨圆度多为次棱角状，颗粒支撑，线接触为主，接触式和孔隙式胶结。

1.2 孔隙类型特征

研究区长6 储层储集空间包括原生孔隙、次生孔隙和微裂缝，以原生孔隙为主，占孔隙总体积的62.8%。

1）原生孔隙主要为剩余原生粒间孔隙和基质内微孔隙。前者多呈不规则状（见图1a），分布很不均匀，孔径为20～80 μm，面孔率为0～7%，占孔隙总体积的11.5%；后者在研究区内非常发育（见图1b），多为无效孔隙，分布不均匀且连通性差，占孔隙总体积的51.3%，孔径一般小于0.5 μm，面孔率仅为3.5%，是造成该区高孔隙度、低渗透率的主要原因。

2）次生孔隙主要为粒间溶孔、粒内溶孔、剩余次生粒间孔及胶结作用形成的晶间孔等。粒间溶孔多呈不规则状，边缘为锯齿状或港湾状（见图1c），孔径较小，为20～60 μm，占孔隙总体积的21.2%，面孔率4.0%～11.2%；粒内溶孔孔径一般小于20 μm，形态不规则，面孔率较低，对储层贡献很小（见图1d）；剩余次生粒间孔孔径为10～40 μm，占孔隙总体积的8.7%（见图1e）；晶间孔多是呈多边形的石英晶间孔及云母层间隙（见图1f），以及黏土矿物胶结物晶体间发育的微晶间孔隙，对流体渗流不起促进作用。

3）微裂缝多发育在较致密的粉砂岩中，镜下可见宽度10～100 μm，延伸数厘米，呈水平状（见图1g），对储集空间贡献不大，但对岩石的渗流性影响较大。

图1 直罗油田长6 砂岩储层显微照片

2 物性特征

2.1 储层

根据岩心分析数据，渗透率与孔隙度之间表现出一定的相关性（见图2）。

图2 长6 砂岩储层渗透率与孔隙度关系

根据57 口井428 件样品孔隙度和渗透率的分析数据统计，研究区长6 储层孔隙度为0.38%～16.30%，平均7.64%，主要分布在5.0%～13.0%； 渗透率为（0.001～13.490）×10-3μm2，平均0.190×10-3μm2，主要分布在（0.010～0.500）×10-3μm2，具有低孔隙和超低渗透特征［6］。

由图2可见，渗透率随孔隙度的增大呈指数增大，相关系数达到0.640。这说明，渗透率变化主要受孔隙发育程度控制［7］，储集和渗透能力主要依赖于基质孔隙与喉道，微裂缝对改善储层物性的贡献有限（去除裂缝岩心样品数据，相关系数可以达到0.778）。

2.2 沉积相带

直罗油田长6 储层为三角洲前缘亚相沉积，主要发育水下分流河道、分流间湾、河口坝、天然堤及前缘席状砂等微相，形成一套灰绿、灰黑色泥岩、泥质粉砂岩与灰色、深灰色细砂岩互层［1］。储层主要由呈北北东—南南西向展布分流河道砂体组成，大致表现为水下分流河道储层物性最好，其次为河口坝（见表1）。

表1 长6 砂岩储层沉积微相孔、渗物性统计

3 储层微观孔喉特征

3.1 孔喉类型

薄片和扫描电镜观察，长6 储层孔隙尺寸相对偏小。大孔隙（平均孔径大于100 μm）和中孔隙（平均孔径50～100 μm）区内分布较少，分别占总孔隙的3.6%和32.2%；而小孔隙（平均孔径10～50 μm）分布相对较多，占总孔隙的66.2%，为研究区最主要的孔隙类型。

据镜下观察，研究区长6 储层中片状和弯片状喉道、收缩喉道及管束状喉道等类型较为常见（见图1a，1b，1h）。长6 储层孔喉中值半径（近似代表平均孔喉半径）为0.018～0.331 μm，均值为0.078 μm，其中94.9%样品的中值半径小于0.200 μm，为微喉道类型［8-9］。因此，研究区长6 储层属小孔、微喉道类型。

3.2 孔喉结构特征

根据长6 储层毛细管压力测定的参数统计结果，砂岩的孔隙结构具有如下特征：

1）从孔喉大小来看，储层具有排驱压力高、中值压力高、中值半径小等特点。排驱压力分布在0.30～8.45 MPa，平均为3.26 MPa；中值压力变化范围较大（2.22～41.58 MPa），表明孔喉分布不均匀； 中值半径平均为0.078 μm，反映出研究区孔喉半径微小的特点。

2）从孔喉分选特征来看，分选系数分布在0.65～2.54，平均为1.25；均值系数分布在11.25～13.87，平均为12.91；变异系数分布在0.050～0.220，平均为0.098。表明成岩作用强烈，孔喉分选一般，分布不均。

3）从孔喉连通性来看，最大进汞饱和度分布范围较大（53.5%～84.1%），平均72.1%； 退汞效率一般在13.9%～34.5%，平均23.9%，反映出研究区长6 储层孔喉连通性较差的特点。

4 孔喉特征与物性关系

为进一步分析研究区长6 储层微观孔喉特征与物性间的关系，笔者对储层孔喉特征参数与孔隙度和渗透率进行了相关性分析（见表2）。

分析发现，长6 储层孔喉特征参数与孔隙度和渗透率的相关性具有较好的继承性，与渗透率的相关性好于孔隙度。多数重要参数与孔隙度和渗透率均存在较好的相关性（如pd，pc50，R50，DM，Sp，Rmax，C 等），说明这些参数对储层物性的控制作用较大。而最大进汞饱和度和退汞效率与孔隙度和渗透率间基本不具有相关性，说明这2 个参数的影响因素更加繁杂，同时也反映出特低渗透储层微观孔喉结构的复杂性［10-13］。

以上研究说明，研究区长6 砂岩储层物性和孔喉结构的影响因素复杂，储层现状是多种因素综合作用的结果［14-15］。

表2 长6 砂岩储层微观孔喉特征与物性关系

5 储层综合评价

以长6 储层砂岩渗透率为基准，以微观孔喉结构参数与渗透率的相关性为主要依据，结合铸体薄片、扫描电镜及压汞等资料，对长6 储层进行综合评价与分类，最终将其分为3 种类型（见表3）。

表3 直罗油田长6 砂岩储层分类评价

6 结论

1）长6 储层岩性以细砂岩为主，砂岩分选性中等；孔隙类型多样，主要为粒间孔和微孔。

2）受多种因素共同影响，长6 储层物性较差，表现为低孔、超低渗特征；水下分流河道和河口坝沉积的储层物性最好。

3）利用储层岩性、物性、微观孔喉结构特征、单井产能等资料，可将长6 储层划分为3 类，其中Ⅰ类、Ⅱ类储层是未来开发的首选储层。

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