渭北油田长9储层孔隙结构特征研究

王 俊，黎 明，安 超，王 肃，吴可可，王惠卫

(1.中国石油化工股份有限公司河南油田分公司 勘探开发研究院，河南 南阳 473132;2.河南省提高石油采收率重点实验室，河南 南阳 473132)

0 引言

渭北油田地处陕西省铜川市，位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部，构造为极平缓单斜，断层不发育，无断块构造圈闭。渭北油田属于浅层低渗透油藏，储层埋藏浅，渭北2井区长3储层平均埋藏深度为550 m，低渗透的特征表现为储层的渗流能力差，给实现储层流体的有效驱替带来困难。在开发过程中存在注采对应关系复杂，注水见效率低，注水驱替不均衡等一系列问题。该文通过物性、压汞、铸体薄片、电镜等资料对渭北油田长3储层微观孔隙结构特征进行了分析研究，结合影响油井产能的关键地质因素对有效储层进行综合评价，明确渭北油田长3储层油藏开发潜力，为后期的油田的合理开发提供有力的地质依据。

1 岩石学特征

根据渭北油田7口井不同层段分析化验资料，长3储层砂岩具有长石、岩屑含量高、石英相对少及成份成熟度低等特征，石英含量平均为44.8%，长石含量平均为31.2%，岩屑含量平均为18%，如图1所示。

图1 长3储层岩性三角图Fig.1 Lithologic triangulation diagram of Chang3 reservoir

碎屑组分中石英含量较高，一般为35%～55%，平均为45.49%;长石和岩屑含量相对较低，其中长石含量一般为22%～42%，平均为31.31%，岩屑含量一般为6%～29%，平均为17.75%。研究区岩屑成分较为复杂，变质岩岩屑(千枚岩、石英岩)、岩浆岩岩屑(电气石)和沉积岩岩屑(粉砂岩、黏土岩、云岩)均有出现，且变质岩岩屑含量相对较高。

2 长3储层物性特征

在对渭北地区420多个岩心样品物性分析的基础上，发现长3储层砂岩孔隙度为9%～15%，平均为12.2%(如图2a所示);砂岩渗透率为0.1～1.0 mD，平均为0.76 mD(如图2b所示)，属于低孔特低渗致密砂岩储层。

图2 物性参数统计分布图Fig.2 Statistical distribution diagram of physical property parameters

3 长3储层孔隙类型

图3所示为铸体薄片和扫描电镜图像分析，可以看出，渭北油田孔隙类型主要有剩余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、杂基微孔隙等，其中以粒间溶孔为主。

剩余粒间孔为原生孔隙，是渭北地区长3储层原生孔隙的主要类型。边缘无明显溶蚀痕迹，边缘清晰。充填孔隙的多为绿泥石、(含铁)方解石、石英、高岭石及伊利石等(如图3a所示)。

粒间溶孔在研究区分布较为广泛，溶解组分大多为长石和方解石，部分碎屑和填隙物发生溶蚀形成大于碎屑颗粒的孔隙或者沿粒间边缘进行溶蚀，形成细短的溶缝(如图3b所示)。

粒内溶孔在研究区常见于长石颗粒被溶蚀形成粒内次生溶蚀孔隙，颗粒间多被高岭石、伊利石、叶片状绿泥石等充填(如图3c所示)。

杂基微孔隙其间多被泥质等充填，岩石内孔隙不发育，局部见少量填隙物微细孔隙，高岭石、绿泥石和伊/蒙混层、碳酸盐等矿物的晶间孔隙(如图3d所示)。

图3 铸体薄片和扫描电镜图像分析Fig.3 Image analysis of casting thin section and scanning electron microscope

统计孔隙类型的比例及孔隙个数，粒间溶孔占总孔隙数的78%，剩余粒间孔占总孔隙数的19%，粒内溶孔占总孔隙数的3%(如图4a所示);从面积计算来看，粒间溶孔占总孔隙的74%，剩余粒间孔占总孔隙的25%，粒内溶孔占1%。图像分析显示面孔率为0.23%～8.88%，一般为2%～5%，井点均值为2.3%～4.3%(如图4b所示)。

图4 储层中各种孔隙类型分布Fig.4 Distribution of various pore types in the reservoir

4 长3储层孔隙结构特征

4.1 喉道类型

通过铸体薄片孔隙特征资料统计，储层中以片状和收缩状细喉为主，其次为管束状喉道，样品中孔隙半径为2～100μm，以40～60μm为主，平均为23.69μm(如表1、图5所示);喉道宽度为2～10μm，以6～8μm为主，平均为5.94μm(如表1、图6所示)。平均孔隙半径属小孔中值，平均喉道宽度属微细喉，孔隙形状因子小，配位数低，说明孔隙结构复杂、孔隙间连通性差。

图5 平均孔隙半径分布直方图Fig.5 Histogram of mean pore radius distribution

图6 平均喉道宽度分布直方图Fig.6 Histogram of mean throat width distribution

表1 图像分析渭北油田长9储层孔隙特征及喉道宽度统计表Table 1 Image analysis of pore characteristics and throat width of Chang9 layers in Weibei Oilfield

4.2 孔喉相关参数

目前，压汞实验分析方法是表征孔隙结构的最常用且有效的方法[1]。该文采用排驱压力、中值压力、最大孔喉半径和中值半径参数来进行定量评价，并结合曲线特征将孔隙结构分类。

4.2.1 孔喉大小相关参数

1)最大孔喉半径

一般情况下，颗粒越粗，分选越均匀，胶结物充填越少，最大孔喉半径越大，反映储层孔隙结构越好，岩石孔隙度和渗透率越好。在分析的样品中最大连通孔喉半径为0.01～32.46μm，平均为1.83μm，集中分布在0.1～1.0μm，且占所测试样品的81%(图7a所示)，这也说明研究区长3油层砂岩孔喉相对较细，物性较差。

2)孔喉中值半径

孔喉中值半径主要反映储层孔喉分布的集中趋势。孔喉中值半径越大，说明孔隙结构越好。在分析的样品中，85%的样品孔喉中值半径小于0.25μm，平均为0.12μm(如图7b所示)，这说明研究区长3油层砂岩孔隙结构较差。

图7 最大孔喉半径与孔喉中值半径统计分布直方图Fig.7 Histogram of the statistical distribution of maximum and median orifice radius

4.2.2 孔喉渗流特性相关参数

1)排驱压力

在分析的样品中，70%的样品排驱压力小于4 MPa，平均为2.85 MPa(如图8a所示)，排驱压力较高，说明长3油层砂岩渗透性较差。

2)中值压力

在分析的样品中，75%的样品中值压力为5～15 MPa，平均为12.16 MPa(如图8b所示)，中值压力较高，说明长3油层砂岩渗透性较差。

图8 排驱压力和中值压力统计分布直方图Fig.8 Histogram of statistical distribution of displacement pressure and median pressure

4.2.3 孔喉分类

将研究区内13口井133块样品的毛管压力曲线进行叠合，可以看出压汞曲线形态整体呈斜坡状，大部分曲线缺少进汞平台，退汞曲线一般没有平缓段，均是陡斜段，退汞效率较低;但可以很明显地看出存在一定的分界线，因此，可以根据毛管压力曲线形态将孔喉结构分为3类，如图9所示。统计每一种类型的孔喉结构参数范围，并作为分类评价的标准，如表2所示。

表2 渭北长9油层孔喉结构划分标准Table 2 Division criteria of pore throat structure of Chang9 oil formation in Weibei

图9 毛管压力曲线分类图Fig.9 Classification diagram of capillary pressure curve

Ⅰ类为小孔-细喉道型，排驱压力＜1.0 MPa，中值压力＜5 MPa，中值半径＞0.15μm。该类孔隙结构为该区最好的孔隙结构，排驱压力、中值压力较低，退汞效率高，为研究区渗流能力最好的储集空间，其样品比例只有32%。

Ⅱ类为小孔-微细喉道型，排驱压力1.0～3.0 MPa，中值压力7～9 MPa，中值半径0.05～0.15μm。该类孔隙结构为该区主要的储集空间类型，占比为48%。

Ⅲ类为细孔-微喉道型，排驱压力＞3 MPa，中值压力＞9 MPa，中值半径＜0.05μm。该类孔隙结构排驱压力、中值压力高，连通能力和渗流能力均较弱，占比为12%。

5 储层分类评价

渭北油田渭北2井区长3储层为受物性控制的岩性圈闭，通过对研究区内各井产能情况的统计分析，可以看出渭北2井区长3储层的产能是多参数共同作用的结果，依靠单一参数不能准确确定储层的产能大小。因此，该研究在考虑不同参数的情况下，选用与产能相关性最好的物性、有效厚度及声波时差、电阻率为主要参数，以累计产油量1 000 t为界限，对渭北2井区长3储层进行了分类评价。其中Ⅰ类储层为累计产油量大于1 000 t的储层，有效厚度一般大于7.5 m，声波时差在240μs/m以上，电阻率在30Ω·m以上。渭北油田长3储层有效储层分级标准如表3所示。

表3 渭北油田长3储层有效储层分级标准Table 4 Effective reservoir grading standards for Chang9 reservoirs in Weibei Oilfield

根据上述分类评价标准，结合长3储层物性、声波时差和电阻率等参数，对长3储层的有效储层进行了分类刻画，明确了长3储层Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ类储层的平面展布范围，如图10所示。

图10 渭北油田渭北2井区长3储层分类评价图Fig.10 Reservoir classification and evaluation diagram of Chang3 reservoirs in Weibei Oilfield

6 结论

1)研究区孔隙类型以粒间溶孔为主，孔隙直径平均为23.69μm，喉道宽度平均为5.94μm，平均孔隙半径属小孔中值，平均喉道宽度属微细喉，孔隙形状因子小，配位数低，孔隙结构复杂，孔隙间连通性差。

2)研究区毛管压力曲线主要表现为细歪度型，整体呈斜坡状，排驱压力平均为2.85 MPa，中值压力平均为12.16 MPa，研究区具有排驱压力和中值压力较高的特点，砂体渗透性差，主要孔喉结构类型为小孔、细-微细喉道。

3)Ⅰ类储层渗透率相对较高，有效厚度大，产能较好，是研究区较好的储层;Ⅱ类储层厚度大、分布广，评价认为该区储层品质较差;Ⅱ类储层储量能否有效动用是该区有效开发的关键。