致密砂岩储层微观孔隙结构特征分析——以鄂尔多斯盆地姬塬长7致密储层为例

王 伟，侯 涛，丁新燕

(1.榆林学院 化学与化工学院，陕西 榆林 719000；2.长庆油田 第一采油厂，陕西 延安 716000)

随着全球油气勘探开发的进展，致密油藏已成为了全球油气勘探的重要组成部分，鄂尔多斯盆地作为我国第二大沉积盆地[1]，对我国油气的产出有着重要的贡献。中生界上三叠统延长组是鄂尔多斯盆地主要的石油开发层段，其三叠系长7油层组发育致密砂岩油藏，是目前油气勘探开发的热点[2-7]，2014年在鄂尔多斯盆地西部发现了致密油储量超亿吨级的新安边大油田，表明该区域具有巨大的资源潜力。长7致密油藏与超低渗油藏的孔喉结构差异较大，研究致密油藏孔隙结构是进行大规模稳产开发的前提[8-10]。

本文以姬塬地区长7层为例，在前人研究基础上，利用铸体薄片、扫描电镜、常规压汞和恒速压汞，对研究区致密砂岩储层孔喉结构特征进行研究，并结合孔隙结构参数与物性相关性，建立了长7致密砂岩储层定量分类标准，为致密砂岩开发提供指导。

1 区域地质概况

晚三叠世延长组时，鄂尔多斯盆地为大型内陆盆地，发育一套湖进到湖退的沉积体系，从上到下可以分为长1～长10十个油层组，其中长7沉积时湖盆发育到鼎盛，主要发育半深湖-深湖沉积和三角洲沉积[11-16]。

图1 研究区构造位置

研究区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部，如图1所示，构造东高西低，整体平缓，由于差异压实作用，在局部形成起伏较小，轴向近东西或北东-南西向的鼻状隆起。研究区位于长7湖盆的中心，长7油层组从下到上可以划分为长73、长72和长71，从长73到长71湖盆逐渐变浅，长73主要为半深湖-深湖沉积，以浊流沉积为主，长72和长71主要为三角洲前缘沉积，以水下分流河道为主。

研究区长7油层组砂体厚约20～40 m，油藏埋深1500～1700 m，油藏主要发育在长71和长72油层组中。通过岩心和铸体薄片观察，岩石主要为灰色、灰褐色极细-细粒岩屑质长石砂岩，石英含量为28.15%，长石含量为35.71%，岩屑含量为19.32%。粒度分选中等，碎屑颗粒为次棱角状，胶结类型以加大-孔隙型为主。填隙物以伊利石、绿泥石和铁方解石为主。储层孔隙度平均值为8.48%，渗透率平均值为0.23×10-3μm2，储层孔喉狭小，粘土矿物含量高，为典型致密砂岩油藏。

2 孔喉类型

受沉积作业和成岩作用影响，储层孔喉致密，其中研究区机械压实作用强烈，黑云母呈流体状挤入孔隙中或定向排列，如图2(a)，损失的孔隙度平均为19.69%，平均视压实率为54.84%，属于强压实。压溶作用主要表现为石英、长石的次生加大，如图2(b)，使得颗粒间的接触关系由最初的点接触演化到以点-线或线接触为主，如图2(c)，少量凹凸接触甚至缝合线接触，这一过程使得孔隙空间进一步压缩，喉道变窄，配位数减少，孔隙的连通性变差。

储层填隙物含量高，主要为碳酸盐矿物和自生粘土矿物，还有少量的硅质胶结物。平均含量15.3%，填隙物填充在孔隙喉道中，堵塞孔隙。

通过铸体薄片及扫描电镜等测试，研究区长7砂岩孔隙类型主要以粒间孔和长石溶孔为主，其余为岩屑溶孔、晶间孔和微裂缝等。

研究区面孔率平均为2.11%，粒间孔含量为0.91%，长石溶孔含量为0.98%，岩屑溶孔含量为0.08%，晶间孔等含量为0.14%。

(a)H197，长72，2086m，云母定向排列；(b)H36井，2316m,长71，石英次级加大；(c)C99,2267m,长71，颗粒状-点状接触；(d)G275,长71,2404m，剩余粒间孔发育；(e)H212,2479m,长71，岩石中溶孔发育；(f)H232,2722m,长72,片状喉道。

图2姬塬地区长7储层微观孔隙结构

研究区粒间孔形态多为三角形和不规则多边形，如图2(d)。粒间孔中有绿泥石等填隙物，降低孔隙含量。长石溶孔形态以港湾状等不规则形状为主，是成岩过程中酸性流体侵入岩石中形成，如图2(e)。研究区喉道类型以片状为主如图2(f)，另外有管束状、点状喉道、缩颈喉道等。

3 孔喉特征

3.1 毛细管力

两种相反方向的压力控制着油气的圈闭作用：浮力使密度较低的流体向上运动，而毛细管力使密度较大的流体向下运动，在同一储层中，如果Pb(浮力)比Pc(毛细管力)小，烃类就不能向上运移排替孔隙空间里面的水，那么孔隙中就会完全充满水(Sw=100%)。当Pb比Pc大时，孔隙中将含有油气，这些油气是向上运移并排替孔隙空间水(Sw<100%)。毛细管力取决于毛细管界面两边的压力差(图3)，因此毛细管力与孔隙大小成反比，在较小孔隙中，需要更大的毛细管力来使非润湿相驱替润湿相流体，因此润湿相流体更容易保留在孔隙空间中或者进入孔隙空间。在较大孔隙中，非润湿相流体更容易进入孔隙空间。毛细管力从微观上决定储层的储集能力及流体在储层中的运移。

(a)毛细管力和浮力原理图。油气由浮力驱动向上运移(水和气之间的密度不同)，浮力与毛细管力压力(最大喉道的排驱压力)作用方向相反；(b)储层不同的含水饱和度(Sw)，这取决于浮力(Pb)和毛细管力(Pc)的相互关系。当PbPc，向上的浮力驱使油气到储层中排水。
图3毛细管力和浮力示意图

3.2 常规压汞

3.2.1 常规压汞特征

我们通过压汞测试测试毛细管力，从而分析研究区长7致密储层的孔喉空间，研究区常规压汞曲线排驱压力高，中值压力中等，曲线整体表现为左偏移，表明孔喉分选性差，曲线中段斜度变化大，平台性差，表明储层喉道半径分布范围大，整体储层孔隙结构较差。

通过对研究区28块样品常规压汞测试，研究区排驱压力较高，平均值为1.64 MPa；中值压力平均值为10.21 MPa，中值半径平均值为0.14 μm，均值系数平均值为11.42；孔喉歪度系数平均为0.96，喉道偏粗歪度；孔喉分选系数平均值为1.91，表明孔隙结构非均质中等；最大进汞饱和度平均值为72.96%；退汞效率平均为29.05%，驱油效率中等。

3.2.2 常规压汞参数与物性相关性

常规压汞参数可以反应储层的孔隙结构，研究致密砂岩储层常规压汞参数与储层物性的相关性，可以更好的对储层进行评价，并建立相应的储层分类标准。通过样品的分析测试，分选系数、中值半径、排驱压力和退汞效率与储层物性相关性较高。

(1)分选系数

分选系数是反应孔喉分选性的参数。从分选系数和储层物性相关性可以看出(图4)，分选系数和储层孔隙度相关性较好，分选系数越低，储层孔喉分选性越好，储层孔隙度越大。分选系数与储层渗透率相关性较差，分选系数较低时(<1.5)，储层孔喉分布均匀，因此部分储层渗透率较高，但较低分选系数会导致部分储层孔喉细小，流体流动能力差，因而部分储层渗透率较低，随着分选系数变大(1.5<分选系数<2.5)，部分细小孔喉变大，虽然分选型变差，但渗透率增大，当分选系数较大时(>2.5)，储层分选性很差，孔喉大小不一，渗透率也较低。

(a)分选系数与渗透率相关图 (b)分选系数与孔隙度相关图

图4分选系数和物性关系

(2)中值半径

中值半径是反应孔喉大小的参数，它说明大于和小于该值的孔喉各占一半，主要反映储层孔喉分布的集中趋势。中值半径和储层孔隙度和渗透率相关性较好，随着中值半径的增大，储层物性也随之变好，如图5所示。

(a)中值半径与渗透率相关图 (b)中值半径与孔隙度相关图

图5中值半径和物性关系

(3)排驱压力

研究区长7致密砂岩储层排驱压力与储层物性有一定相关性(图6)，随着排驱压力增大，储层物性逐渐变差，排驱压力主要受最大连通孔隙喉道、孔喉的连通性影响，因此相比于孔隙度，排驱压力与渗透率相关性更好。

(a)排驱压力与渗透率相关图 (b)排驱压力孔隙度相关图

图6排驱压力和物性关系

(4)退汞效率

从退汞效率和排驱压力都是反映孔喉连通性和渗流能力的参数，通过退汞效率与物性相关性来看(图7)，退汞效率与渗透率相关性较好，与孔隙度没有相关性。在退汞效率较低(<30%)时，储层渗透率较低，喉道微小，制约着储层中流体流动，从而影响退汞效率。

(a)退汞效率与渗透率相关图 (b)退汞效率与孔隙度相关图

图7退汞效率和物性关系

4 结论

(1)研究区长7致密砂岩孔喉微小，以粒间孔和长石溶孔为主，粒间孔含量为0.91%，长石溶孔含量为0.98%，喉道以片状喉道为主，另外有管束状、点状喉道、缩颈喉道等。

(2)从研究区长7常规压汞可以看出压汞曲线排驱压力高，中值压力中等，曲线整体表现为左偏移，表明孔喉分选性差。曲线中段斜度变化大，平台性差，表明储层喉道半径分布范围大，整体储层孔隙结构较差。从恒速压汞结果看出，平均喉道半径、有效孔隙体积、有效喉道体积狭小。

(3)从各个孔喉结构参数和物性相关性来看，常规压汞参数中分选系数、中值半径、排驱压力、退汞效率和物性相关性较好。