南泥湾油田WL地区长8储层孔隙结构特征研究

闫凤平，李孙翼，白二林，黄春梅，武富礼，蒋司淋

（1.延长油田股份有限公司南泥湾采油厂，陕西 延安 716000；2.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西 西安 710065）

长8油藏勘探开发至今，一直缺乏有效的储层孔隙结构研究。为实现储层准确预测，利用铸体薄片、常规物性、高压压汞等分析测试资料，对该区长8储层孔隙结构及其分类特征进行研究，为识别优质储层提供依据。

1 储层特征

根据研究区铸体薄片鉴定结果表明，南泥湾油田万花-柳林区域长8储层岩性为长石砂岩，石英含量32.0%～41.0%，平均为36.58%，长石含量为48.0%～57.0%，平均为53.09%，岩屑含量3.5%～16.0%，平均10.33%，其中以火成岩和变质岩岩屑为主，含少量沉积岩岩屑。填隙物中云母含量较高，平均为4.37%。粘土杂基平均含量为3.89%。胶结物以自生绿泥石和方解石为主，硅质胶结不发育。

长8致密砂岩储层粒径分布在0.13～0.40mm，平均为0.25mm，以颗粒支撑为主，接触关系以点-线接触为主，胶结类型以孔隙-薄膜胶结为主，分选中等-好，磨圆度为次棱-次圆状，根据29个常规物性分析测试数据显示，长8储层平均孔隙度为6.67%，平均渗透率为 0.10×10-3μm2，为典型的低孔-特低渗致密砂岩储层。

2 孔隙结构特征

2.1 孔隙类型

对研究区4口井23个砂岩铸体薄片观察，本区长8储层的主要发育残余粒间孔、次生溶蚀孔（粒内溶孔、粒间溶孔）及晶间微孔。面孔率在0.6%-6.0%，平均为1.02%。其中残余粒间孔面孔率在0.2%～2.0%，平均为0.39%，次生溶蚀孔面孔率在0.1%～2.5%，平均为0.52%，是研究区长8储层最主要的孔隙类型。粒内溶孔面孔率分布在0.1%～0.8%,平均为0.12%，粒间溶孔面孔率在0.1%～2.5%，平均为0.4%。残余粒间孔隙及次生溶蚀孔隙提供了研究区长8储层的主要储集空间。

2.2 孔隙结构特征

高压压汞技术是表征储层孔隙结构的重要手段。通过测试得到的毛管压力曲线可表征岩石孔喉大小及分布特征，压汞实验求取的孔喉参数能有效表征储层孔隙结构[2]。利用研究区4口井29个岩样压汞测试数据，在前人提出的鄂尔多斯盆地中生界碎屑岩储集层孔隙结构分类评价标准基础上，选取孔隙度、渗透率、中值压力、排驱压力、最大进汞饱和度、毛管压力曲线形态特征等参数，对本区长8储层孔隙结构级别进行划分，识别出4类孔隙结构。

I类孔隙结构样品主要发育在三角洲前缘水下分流河道微相主体上，处于强水动力环境、多期叠置而成的砂体中，岩性为深灰色细粒长石砂岩，主要储集空间为残余粒间孔，孔喉连通性较好。孔隙度介于6.6%～8.7%，平均为7.73%，渗透率介于 （0.07～0.22） ×10-3μm2，平均为 0.12×10-3μm2。毛细管压力曲线呈较窄的平台，中值压力介于2.42～4.1MPa，平均为3.29MPa，排驱压力介于0.53～0.59MPa，平均为0.56MPa，分选系数介于0.19～0.22，平均为0.20，平均孔喉半径介于0.22～0.28μm，平均为0.24μm，最大进汞饱和度介于83.75%～85.94%，平均为84.78%。

II类孔隙结构样品同样发育在水下分流河道微相之中，岩性主要为暗灰色细粒长石砂岩，其主要储集空间为残余粒间孔、粒间溶孔和粒内溶孔，具有小孔-细喉孔隙组合特征，孔隙度介于5.6%-9.5%，平均为7.47%，渗透率（0.07～0.15）×10-3μm2，平均为 0.10×10-3μm2，其毛细管压力曲线较I类孔隙结构变陡，平台段不明显，中值压力介于7.23～8.37MPa，平均为7.80MPa，排驱压力介于1.05～2.33MPa，平均为1.70MPa，分选系数介于0.04～0.09，平均为0.07，平均孔喉半径介于0.06～0.12μm，平均为0.24μm，最大进汞饱和度介于74.93%～87.54%，平均为81.50%。

Ⅲ类孔隙结构样品主要发育在水下分流河道侧翼微相中，岩性主要为暗灰色细粒-极细粒长石砂岩为主，泥质含量较高，孔喉连通率较低，主要储集空间为少量残余粒间孔和溶蚀孔，具有细孔-微喉孔隙组合特征，毛细管压力曲线形态基本统一，呈陡斜型，孔隙度介于3.91%～8.50%，平均为6.4%，渗透率介于（0.03～0.15）×10-3μm2，平均为 0.09×10-3μm2，该类孔隙结构中值压力较I、II类孔隙结构显著增大，介于17.66～29.70MPa，平均为21.45MPa，排驱压力介于4.15～8.24MPa，平均为5.97MPa，分选系数介于0.01～0.12，平均为0.07，平均孔喉半径介于0.03～0.05μm，平均为0.04μm，最大进汞饱和度介于58.56%～85.47%，平均为69.55%，发育该类孔隙结构的储层较为致密。

IV孔隙结构样品主要发育在分流间湾微相中，水动力条件较弱，岩性为主要为极细粒长石砂岩。孔隙度介于2.02%～5.40%，平均为3.53%，渗透率介于 （0.06～0.09） ×10-3μm2，平均为0.07×10-3μm2，发育该类孔隙结构的储层物性极差。该类样品中值压力高，平均为35.91MPa，排驱压力介于8.53～11.89MPa，平均为 10.04MPa，分选系数平均为0.01，平均孔喉半径仅为0.02μm，最大进汞饱和度介于33.15%～75.41%，平均仅56.86%。根据铸体薄片鉴定结果，发育该类孔隙结构的砂岩样品面孔率极低，仅有极少的残余粒间孔和次生溶孔，一般为非储集层。

3 结论

南泥湾油田WL区域长8储层主要发育细粒长石砂岩，孔隙结构复杂，非均质性强，基于常规物性、高压压汞等分析测试资料，选取孔隙度、渗透率、中值压力、排驱压力、最大进汞饱和度、毛管压力曲线形态特征等参数，对本区长8储层孔隙结构级别进行划分，识别出4类孔隙结构类型。其中Ⅰ、Ⅱ类孔隙结构样品主要发育在三角洲前缘水下分类河道微相中，其孔喉半径分选较好，孔喉连通率较高，表现为较低的排驱压力、中值压力和较高的最大进汞饱和度，发育该类孔隙结构的砂岩是有利的储集层；Ⅲ、Ⅳ类孔隙结构样品主要发育在三角洲前缘水下分类河道侧翼及分流间湾微相中，一般物性较差，表现出高排驱压力、高中值压力、较低的最大进汞饱和度，岩性致密，难以形成有效的储集空间及渗流体系，一般为非储集层。