低渗透储层微观孔隙结构研究——以华庆地区长63为例

彭 恒，孙 龙，马维谦，谭世强

(西北大学，陕西 西安 710069)

低渗透储层微观孔隙结构研究
——以华庆地区长63为例

彭 恒，孙 龙，马维谦，谭世强

(西北大学，陕西 西安 710069)

鄂尔多斯盆地华庆地区长63储层绝大部分为低渗-特低渗储层，物性差，非均质性强，研究其微观孔隙结构有利于充分认识储层特征、了解渗流规律进而提高采收率。利用扫描电镜、铸体薄片、高压压汞实验等对长63储层的岩石学特征、物性特征、微观孔隙结构进行研究。结果表明研究区目的层受成岩作用影响较大，微观孔隙结构复杂多变；据压汞资料Ⅰ类孔喉排驱压力低，孔喉分布集中、分选中等，属于研究区储集性能和渗流能力最好的储层类型，Ⅱ类所占比例最大。

低渗透储层；孔隙结构；高压压汞；长63储层

近年来，鄂尔多斯盆地华庆地区勘探开发进展较快，预计储量规模可达6～8亿 t，因此该区已成为开发建产的重点目标区[1]。但该区储层物性较差，储层非均质性强，严重制约了勘探开发进程。该类储层是致密岩性油气藏未动用和难以动用油气储集空间的主体，也是目前勘探开发的主要对象[2]。华庆地区长63储层厚度大，但受沉积、成岩作用的双重改造，储层渗透率相对较低，储层微观孔隙结构是影响储层物性及产能的重要因素[4-9]。因此有必要对华庆地区长63储层为例储层进行重点研究，为油田开发提供地质依据。前人在长63储层的岩石学特征、物性特征、孔隙类型、成岩作用、储层的分类，评价和非均质性等方做了较多研究，而缺乏精细的微观孔隙结构特征描述[3-8]。由于低渗-超低渗透储层孔喉结构的复杂性，单一实验方法都具有一定的局限性，因此为达到预期研究目标，我们综合应用多实验方法相互验证系统分析，用半定量—定量化、单一性—多样性等多尺度的空间几何特征量化方向[4]。

1 储集层基础地质研究

1.1 岩石学特征

鄂尔多斯盆地长63储层发育于晚三叠世，主要发育湖相三角洲[2-3]。目的层成岩阶段处于中成岩A期的晚期—中成岩B期的早期。根据铸体薄片分析，长63储层主要由细粒岩屑长石砂岩和长石砂岩组成，颜色普遍为浅灰色、灰色及深灰色。华庆地区东部长63储层具有“低石英，高长石”特点，石英含量28%～30%左右，长石含量34%～40%(见图1)。岩屑类型以变质岩为主，含量分布在5.5%～7.5%，主要类型为浅变质的千枚岩、区域变质作用或热接触变质作用而成石英岩；另外含少量沉积白云岩和微量火山喷发岩。研究区内长63储层东部、中部及西部地区砂岩粒度无明显差异，均以细砂为主，并含粉砂。储层砂岩颗粒分选性处于中等级别，为次棱角状。

图1 华庆地区东部长63岩石类型三角图

研究区长63储层的填隙物主要包含水云母、绿泥石膜、方解石、铁方解石和铁白云石等(见图2)，填隙物总量为12.52%。储层的孔隙中充填有大量的胶结物，以孔隙胶结和加大-孔隙胶结为主。胶结物主要为粘土矿物、碳酸盐矿物和硅质胶结物。薄膜胶结主要是指绿泥石薄膜，这种胶结方式降低了孔渗，但是也阻碍了碎屑颗粒和孔隙流体的接触以及石英和长石的次生加大，保留了一部分残余粒间孔。

图2 填隙物成分百分含量直方图

1.2 物性特征

通过大量岩心物性测试实验数据得出，华庆地区长63储层砂岩孔隙度在8%～25.9%之间，主要介于8%～12%之间；渗透率在0.08～17.49×10-3μm2之间，主要介于0.1～0.5×10-3μm2之间。该区长63储层渗透率与孔隙度分布范围均较广且变化较大，反映出储层物性非均质性较强，且二者具有比较好的正相关性，总体而言渗透率随孔隙度的增大而增大(见图3)。依据中华人民共和国石油天然气行业标准，华庆地区长63储层主要为低孔、低渗储层。

图3 孔隙度与渗透率关系

2 微观孔隙结构

2.1 孔隙类型及特征

通过对研究区所取样品进行铸体薄片和扫描电镜分析研究[10]，发育的孔隙类型主要有粒间孔、粒间溶孔、长石溶孔、岩屑溶孔、晶间孔、微裂隙等，其中以粒间孔、长石溶孔和岩屑溶孔为主。同时粒间孔和长石溶孔一般相对其它孔隙类型而言属于大孔隙，因此粒间孔和长石溶孔发育的储层中，储层的物性一般较好。根据铸体薄片和扫描电镜分析，因研究区机械压实比较强烈，所以喉道类型以片状为主，另外有管束状、点状喉道等。根据铸体薄片和扫描电镜分析，喉道类型以片状为主，另外有管束状、点状喉道[12-18]。

华庆地区长63储层平均孔径为23.22 μm，一般平均孔径在10～50 μm之间。平均中值喉道半径为0.14 μm。孔隙结构类型属小孔、微喉道类型。孔隙组合类型主要有粒间孔、粒间孔-溶孔、粒间孔-微孔、溶孔、溶孔-粒间孔、微孔等，其中微孔最发育，占总孔隙组合类型的46%；溶孔-粒间孔次之，占26%；粒间孔-溶孔占11%；粒间孔占8%；溶孔占5%；粒间孔-溶孔占4%。据铸体薄片资料统计，统计结果显示，物性最好的孔隙组合类型为粒间孔、粒间孔-溶孔和溶孔-粒间孔，其渗透率分别为0.62 mD、0.40 mD、0.44 mD；孔隙度分别为12.0%、12.3%、 12.3%。溶孔-粒间孔型、粒间孔型和粒间孔-溶孔型平均孔径大，面孔率高，渗流能力和孔隙度最好。微孔型平均孔径小，面孔率低，渗流能力和孔隙度最低。

2.2 孔隙结构类型划分

通过对不同样本进行高压压汞实验[14]，并定量化结合孔隙结构可将长63储层的毛管压力曲线均划分为如下四类：

图4 长63储层毛细管压力曲线图

Ⅰ类，粒间孔、粒间孔-溶孔，毛细管压力曲线平台明显，排驱压力低(见图4)；孔喉半径分布范围较大，呈现微弱的大小双峰，主峰孔喉半径集中在0.4 μm，孔喉分布集中、分选较好(见图5)，分布在0.05～1.0 μm对渗透率贡献为91.5%，其中0.4～0.5 μm对渗透率贡献达75.5%(见图6)，含量高的大孔喉参与渗透贡献也高属于研究区储集性能和渗流能力最好的储层类型。

Ⅱ类，溶蚀孔、粒间孔、微孔为主，毛细管压力曲线平台较明显，排驱压力相比Ⅰ类高，最大进汞饱和度86%(见图4)；孔喉半径分布范围大为0.004～0.04 μm，呈现单峰，主要孔喉半径集中在0.1 μm，且细小孔喉所占比例较大，分选好-中等(见图5)，0.06～0.4 μm对渗透率贡献达87.6%(见图6)，孔喉分布与渗透贡献趋势不一致，且仍是较大孔喉对渗透率贡献较大。

Ⅲ类，微孔-溶孔类，毛细管压力曲线平台明显但较窄短，最大进汞饱和度仅为57%，中值压力较高(见图4)；孔喉半径分布范围为0.01～0.3 μm，呈现单峰，主要孔喉半径集中在0.1 μm，分选中等-差(见图5)，0.06～0.3 μm对渗透率贡献达91.5%(见图6)，孔喉分布与渗透贡献趋势较为一致，含量小的较大孔喉对渗透率贡献较大。

图5 孔喉半径与分布频率关系图

图6 孔喉半径与渗透率贡献关系图

Ⅳ类，以微孔为主，毛细管压力曲线较陡倾，排驱压力相比Ⅰ类高，最大进汞饱和度不到30%(见图4)；孔喉半径分布呈现不高的双峰，孔喉半径分布范围为0.02～0.15 μm，分选很差(见图5)，0.03～0.3 μm对渗透率贡献达87.6%(见图6)，孔喉分布与渗透贡献趋势不一致，含量少的相对较大孔喉对渗透率贡献较大。

由图分析可知(1)Ⅰ到Ⅳ类孔隙结构逐渐变差，Ⅰ类排驱压力低，孔喉分布集中、分选中等，属于研究区储集性能和渗流能力最好的储层类型，Ⅱ、Ⅲ类排驱压力较低-中等，孔喉分布相对集中，分选中等-较好，属储集性能和渗流能力较好的储层类型；Ⅳ类排驱压力高，分选差，属储集和渗流能力最差的储层类型。(2)主要孔隙类型变化及其对渗透率的贡献变现为：由混合孔隙组合类型逐渐变为单一的微孔，主峰孔喉分布的渗透率贡献能力依次减弱，频数较低的大孔喉对渗透率具有更大的贡献。

另外利用毛管压力曲线对不同类型的孔喉比和配位数进行分析。孔喉比和配位数与最大进汞饱和度有很好的对应关系，即孔喉比越小，配位数越大，则最大进汞饱和度和退汞效率越大；反之，孔喉比越大，配位数越小，最大进汞饱和度和退汞效率越小。水云母长石溶蚀孔以长石溶孔为主，溶孔孔径虽小，因此孔喉比最小且配位数最高。绿泥石膜残余粒间孔为主的，这类孔隙孔径虽大，但喉道半径相对较小，因此孔喉比最高且配位数最低。

总之，微观孔隙结构是造成不同类型孔喉毛管压力曲线差异和渗透率差异主控内部因素。

3 结语

(1) 华庆地区长63成岩阶段处于中成岩A期的晚期—中成岩B期的早期，研究目的层微观孔隙结构复杂多变，非均质性强；

(2) 孔隙组合类型主要有粒间孔、粒间孔-溶孔、粒间孔-微孔、溶孔、溶孔-粒间孔、微孔等；通过常规压汞及其它孔隙结构实验研究表明，本区目的层可以分为四类，其中Ⅰ类属于储集性能和渗流能力最好，最有利于开采，但Ⅱ类所占比例最大。

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Study on micro-pore structure characteristics in Low permeability sandstone reservoir ——A case of Chang 63in Huaqing Area

PENG Heng，SUN Long，MA Wei-qian，TAN Shi-qiang

(Northwest University, Xi’an 710069, China)

Reservoirs of Chang 63 in Huaqing of Ordos Basin, are mostly low and extra-low permeability. It is characterized by strong heterogeneity、poor physical property. Studing the microscopic pore structure is conducive to realize reservoir characteristics sufficiently and understand permeability law to improve oil recovery. Scanning electron microscope, casting thin sections, high-pressure mercury injection experiment was used to study petrologic characteristics, physical characteristics, microscopic pore structure on 63 reservoir.Experimental results showed that the diagenesis had enormous implications in the study area , and the microscopic pore structure types of reservoir are complex. First type of sandstone pore-throat structure have lower displacement pressure，the distribution of it is concentrated and its separation is medium, which belongs to the best type of reservoir on the reservoir properties and the flow capability in the study area, second kind of sandstone pore-throat structure have the largest proportion.

low permeability reservoirs；pore structure；high pressure mercury penetration；Chang 63reservoir

2016-08-14

西北大学大学生创新基金(2016145)资助

彭恒(1993-)，男，湖北仙桃人，主攻方向：石油与天然气地质。

P618.130.2+1

A

1004-1184(2017)01-0130-03