白豹油田长6油藏储层岩矿及孔隙结构特征

李博克，谭成仟

(西安石油大学 地球科学与工程学院，陕西 西安 710065)

引 言

研究区内已开发区块资料表明，该区砂体分布范围广、油层厚度大，但储层物性差，非均质性较强，含油级别差异性较大，横向变化快，油水关系复杂，注水见效缓慢，油井产能低，油井投产后产量递减较快，影响产能的因素复杂。与鄂尔多斯盆地已开发的其他区块的特低渗透油藏相比，岩性更致密、孔喉更细微、应力敏感性更强、物性更差，开发难度更大，开发过程中面临单井产量低、递减幅度大、裂缝见水严重等矛盾[3]。

经过近年来的大规模产建，白豹地区的优质储量已基本动用，后续油田稳产、上产资源基础薄弱，产能建设面临无规模区块、可动用储量严重不足的局面,因此，需要对白豹油田长6油藏未动用储量进行综合研究，分析目标储层孔隙结构特征，分析并优化已开发区块开发策略，形成与不同类型储层特征相应的合理开发策略，实现白豹油田长6油藏未动用储量的有效开采。

1 储层岩矿特征

1.1 储层岩石类型

为了确定白豹油田长63储层的岩石类型，对区内白153井等57口井目标层岩心的铸体薄片和常规薄片进行了观察分析，结合扫描电镜、阴极发光、X衍射等实验结果，得出其岩石类型分类图(图1)。可见，研究区长63储层的砂岩类型主要为长石砂岩及岩屑长石砂岩。

图1 白豹油田长63储层砂岩分类Fig.1 Sandstone classification of Chang 63reservoir in Baibao Oilfield

1.2 储层岩石结构特征

对研究区57口井长63储层的371块样品砂岩薄片鉴定解析，获悉研究区内储层岩石结构特征如图2和图3所示。白豹油田长63储层发育长石及岩屑长石砂岩，碎屑成分与华庆地区长63储层相近。填隙物成分以水云母、绿泥石、铁方解石等碳酸盐类为主，其中，绿泥石含量较华庆地区高，水云母、碳酸盐类较华庆地区低。

图2 长63储层碎屑成分统计Fig.2 Debris composition of Chang 63 reservoir

图3 长63储层填隙物含量统计Fig.3 Interstitial material composition of Chang 63 reservoir

1.3 填隙物特征

区内各开发区块填隙物含量存在差异，自北向南、由西至东，绿泥石含量降低、碳酸盐含量增加。各区块填隙物含量与初期单井产量之间呈负相关性，即填隙物含量较少的区块对应的单井产量相对较高(图4)。

图4 白豹油田各开发区块填隙物含量与产能的关系Fig.4Relation between interstitial material content and productivity of different development blocks in Baibao Oilfield

白豹油田各开发区块填隙物含量与面孔率呈现负相关关系，白209区块填隙物含量最少，面孔率最大；白153区块填隙物含量最高，面孔率最小。即自北向南、由西至东，从白209、白216、白166、白155到白153区块，随着填隙物含量的增加，面孔率逐渐降低(图5)。

图5 白豹地区长63各区域矿物成分体积分数对比Fig.5 Comparison of mineral composition of Chang 63reservoir in different blocks of Baibao Oilfield

2 储层物性及微观孔隙结构特征

2.1 孔隙类型及面孔率

白豹油田长63储层面孔率平均值为3.03%，较华庆地区长63略高，而显著低于陕北其他地区。北部破坏性成岩作用较弱，储层储集空间相对发育，粒间孔为主要孔隙类别，面孔率3.61%；南部碳酸盐胶结作用较强，面孔率较北部低，平均2.88%[4]。

研究区自北向南、由西至东，面孔率呈降低趋势，白209区、白216区储集空间发育程度相对较高。各区块面孔率与初期单井产量之间呈现正相关关系， 即面孔率越高， 对应单井产量也相对越高(图6—图7)。

图6 长63储层孔隙类型对比Fig.6 Pore types of Chang 63 reservoir in different blocks of Baibao Oilfield

图7 白豹地区各开发区块孔隙类型与产能的对应关系Fig.7 Relation between pore type and productivity of different development blocks in Baibao Oifield

2.2 孔隙结构

孔隙结构是影响储层物性的主要因素，油气的渗流规律很大程度上也受到微观孔隙结构的控制，进而影响着单井产量。另外，孔隙喉道越粗、孔隙半径越大，储层物性越好，相应单井产能越高，稳产时间越长[4]。

根据研究区长63储层典型井毛管压力压汞法实验曲线，将其孔隙分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ共4种孔隙结构类型(图8)。

从储层微观孔喉结构特征参数来看，白豹油田长63储层孔喉组合以小孔微细孔喉为主，孔隙结构比华庆长63储层略好、与陕北长6储层存在明显差异(表1)。

表1 白豹油田长63储层微观孔喉结构特征参数Tab.1 Statistical analysis of pore throat microstructure parameters of Chang 63 reservoir in Baibao Oilfield

图8 白豹油田长63储层典型压汞曲线特征Fig.8 Typical mercury injection curves of Chang 63 reservoir in Baibao Oilfield

20块样品的核磁共振实验结果显示，白豹地区长63储层孔喉组合以小孔微细喉为主，T2谱形态特征表明研究区存在4类孔隙结构(图9)。Ⅰ类孔隙结构T2谱形态特征为单峰偏右，孔喉较大，孔隙结构较好；Ⅱ类为双峰态(右峰高于左峰)，孔隙结构仅次于Ⅰ类；Ⅲ类为双峰态，左峰高于右峰，小孔喉频率较高；Ⅳ类形态为单峰偏左，孔隙结构较差。

图9 白豹地区长63储层孔隙结构曲线对比Fig.9 Comparison of of pore structure curves of Chang 63 reservoir in Baibao Oilfield

核磁共振实验结果表明，白豹地区长63储层以Ⅱ、Ⅲ类孔隙结构为主，可动流体饱和度介于35%～65%；其中，白209—白216区孔隙结构较好，可动流体饱和度较高，为中等偏好储层。

综合分析研究区压汞实验与核磁共振实验结果，发现研究区自北向南、由西至东，Ⅰ类、Ⅱ类孔隙分布频率逐渐降低。各区块Ⅰ类、Ⅱ类孔隙与初期单井产量之间呈正相关性，即Ⅰ类、Ⅱ类孔隙分布频率越高，对应的单井产量越高，其中，白209区块单井产量最高，白153区块单井产量最低。孔喉组合以小孔微细喉为主，白209区、白216区孔隙结构类型最佳(图10)。

由上述分析可以确定，白豹油田长63储层孔隙度下限7.1%，渗透率下限0.08×10-3μm2，平均孔隙度11.05%，北部、中部区域经历绿泥石胶结等建设性成岩作用，储层物性较东部区域略好。

图10 白豹地区长63各区域孔隙结构类型分布频率对比Fig.10 Comparison of distribution frequency of different pore structure types in Chang 63 reservoir of Baibao Oilfield

3 结论及认识

(1)白豹地区长6储层填隙物主要成分有碳酸盐类、绿泥石和水云母等，主要孔隙类型为长石溶孔和粒间孔，小孔微细喉为最优的孔喉组合。

(2)白豹地区长63储层处于中成岩A期，在机械压实作用破坏储层孔隙结构的成岩背景下，绿泥石膜胶结、溶蚀作用在一定程度上改善了储层物性，中部偏东及东南部区域碳酸盐胶结强烈，填充孔隙、阻塞吼道，进一步降低了储层物性。

(3)白豹油田长63储层孔隙度下限7.1%，渗透率下限0.08×10-3μm2，平均孔隙度11.05%、渗透率0.365×10-3μm2，北部、中部区域经历绿泥石胶结等建设性成岩作用，储层物性较东部区域略好。