華慶油田P井區(qū)長6油層組儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征研究

朱曉燕，解潤中，岳婷 王鈞科，王紹平 （中石油長慶油田分公司第二采油廠地質(zhì)研究所，甘肅 慶陽745100）

華慶油田P井區(qū)位于鄂爾多斯盆地南部陜北斜坡帶上，是隴東地區(qū)華慶油田重要的產(chǎn)油和上產(chǎn)井區(qū)，長6油層組是其主力產(chǎn)層之一。長6油層組沉積時期，研究區(qū)位于吳旗三角洲沉積前端，發(fā)育砂質(zhì)碎屑流砂體、滑塌砂體及濁積砂體，砂體厚度大、局部相對穩(wěn)定，平面上呈片狀分布，垂向疊合程度高，砂質(zhì)碎屑流砂體是其主要儲集體類型[1～7]。

1 巖石學(xué)特征

對P井區(qū)砂巖的薄片鑒定結(jié)果表明，研究區(qū)長6油層組儲層巖性以巖屑質(zhì)長石砂巖為主，長石砂巖和長石質(zhì)巖屑砂巖次之 （圖1）。碎屑顆粒大小以極細(xì)－細(xì)粒為主，顆粒大多呈次棱角狀，分選程度中等，膠結(jié)類型主要為孔隙型及加大－孔隙型。

2 物性特征

P井區(qū)長6油層組實(shí)測孔隙度、滲透率數(shù)據(jù)分析表明，其孔隙度平均為7.58%，滲透率平均為0.092mD，屬于低孔、特低滲儲層?？诐B相關(guān)性較好 （圖2），表明研究區(qū)儲層的儲集能力主要依賴于砂巖基質(zhì)的孔隙與喉道。

圖1 P井區(qū)長6油層組砂巖分類圖

圖2 P井區(qū)長6油層組儲層孔隙度與滲透率相關(guān)性圖

3 孔隙結(jié)構(gòu)特征

3.1 孔隙

鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，長6油層組儲集空間以殘余粒間孔隙為主，其次為各種溶蝕孔隙 （圖3）?？紫督M合類型有粒間孔、粒間孔＋溶孔、溶孔＋粒間孔及微孔，其中以微孔和溶孔＋粒間孔組合為主。

3.1.1 殘余粒間孔

殘余粒間孔主要分布于長6油層組各油層段，是主要的孔隙類型。該類孔隙存在于骨架顆粒之間[8]，孔徑主要集中在10～30μm，大小不一，形態(tài)多呈近三角形、四角形和不規(guī)則狀 （圖4（a））。

3.1.2 次生孔隙

1）粒內(nèi)溶孔 粒內(nèi)溶孔為顆粒內(nèi)的溶蝕孔隙，包括碎屑粒內(nèi)溶孔、生物屑內(nèi)溶孔、晶內(nèi)溶孔，在長6油層組各類砂巖中常見，主要以長石粒內(nèi)溶孔為主。在所有薄片中，最為常見的是長石粒內(nèi)蜂窩狀溶蝕孔隙 （圖4 （b））。

2）粒間溶孔 長6油層組儲層中所見的粒間溶孔大多數(shù)是由粒間黏土溶蝕形成，部分是在原生孔隙基礎(chǔ)上沿顆粒邊緣或填隙物溶解擴(kuò)大而成 （圖4（c）），孔內(nèi)往往充填有少量次生礦物。

3）鑄?？?鑄?？诪樗樾碱w?；蚪淮V物等被強(qiáng)烈溶解而形成的孔隙，僅留下可鑒別原礦物或原組分外形特征的孔隙，該類孔隙為典型的次生孔隙。長6油層組中常見有發(fā)育不同程度的長石鑄?？?，孔徑一般在0.2～0.4mm之間，長石碎屑外形保存完好 （圖4（d））。

圖4 P井區(qū)孔隙類型

4）破裂縫及溶縫 在長6油層組砂巖儲層中，各井儲集層砂巖均發(fā)育有不同程度的微裂縫或粒緣縫（表1），裂縫較多地發(fā)育在長石巖屑及巖屑長石砂巖中，溶蝕破裂縫具有將粒間孔和鑄?？走B通從而提高儲層物性的作用。

3.2 喉道

P井區(qū)長6油層組喉道類型以彎片狀喉道為主，其次為管束狀喉道[10，11]?？缀戆霃皆?.04～0.5μm的微細(xì)－微喉道，占孔喉總量的78.35%；孔喉半徑在0.5～1μm的細(xì)喉道約占14.91%；孔喉半徑在1.0～3.0μm的中喉道約占6.15%；而孔喉半徑大于3μm的粗喉道約占0.588% （表2）。

表1 P井區(qū)長6儲集層微裂縫統(tǒng)計(jì)

表2 P井區(qū)長6油層組孔喉分析統(tǒng)計(jì)表

長6油層組儲層不同微相間的喉道類型存在較大差別 （表3）。厚層塊狀砂質(zhì)碎屑流砂巖儲層以細(xì)喉－微喉為主，少量的中喉道及粗喉道，平均喉道半徑為0.395μm；薄層塊狀砂質(zhì)碎屑流砂巖儲層以微細(xì)－微喉為主，少量細(xì)喉道，平均喉道半徑為0.14μm。砂巖中孔隙的形成是物理和化學(xué)因素共同作用的結(jié)果，其大小也同時受到這2種背景環(huán)境的控制。

表3 W124井長6油層組不同微相成因砂巖的物性數(shù)據(jù)表

4 孔喉結(jié)構(gòu)分類

根據(jù)壓汞法毛細(xì)管壓力參數(shù)統(tǒng)計(jì)，長6油層組砂巖儲層排驅(qū)壓力為0.2803～8.9672MPa，中值半徑為0.0184～0.3304μm，砂巖最大進(jìn)汞量為52%～95.571%。毛細(xì)管壓力參數(shù)說明了長6油層組砂巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性[3～7]。將長6油層組砂巖儲層的壓汞法毛細(xì)管壓力曲線按照形態(tài)，并結(jié)合參數(shù)進(jìn)行歸類 （表4），大致可分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ共3種類型 （圖5）。

表4 P井區(qū)長6油層組孔隙結(jié)構(gòu)分類表

Ⅰ 類中細(xì)孔喉型：排驅(qū)壓力為0.28～0.4MPa，中值壓力低于3MPa，最大喉道半徑大于2μm，中值孔喉半徑0.31～0.33μm，最大進(jìn)汞量大于88%，退汞效率高于25%，平均27.46%。壓汞曲線有明顯的平臺，分選系數(shù)為2.51～2.7，表明儲層的孔喉分布粗歪度明顯、分選性好，有效孔隙度高 （圖5（a）），為研究區(qū)好的儲層。

Ⅱ類細(xì)孔喉型：排驅(qū)壓力相對較高，在0.7～1.8MPa，最大喉道半徑介于0.5～2μm，中值壓力低于9.75MPa，在3.12～9.75MPa，中值孔喉半徑0.075～0.24μm，最大進(jìn)汞量大于85%，退汞效率23%～30%，平均25.9%。壓汞曲線有一定的凹凸段，分選系數(shù)為1.47～2.63，表明儲層的孔喉分布具細(xì)歪度、分選性較好、有效孔隙度較高，為研究區(qū)的較好儲層類型 （圖5（b））。

Ⅲ類微細(xì)孔喉型：排驅(qū)壓力高，一般大于2.2MPa，中值喉道半徑0.018～0.12μm，最大喉道半徑小于0.5μm，中值壓力常大于8.5MPa，在8.57～39.79MPa，退 汞 效 率 低 于 25%，平 均24.6%。壓汞曲線無明顯的平臺，儲層喉道較小、物性差，分選系數(shù)0.54～1.94，表明砂層的孔喉分布偏向細(xì)歪度、分選較差，巖性較致密、有效孔隙度較低，為研究區(qū)長6油層組的差儲層 （圖5（c））。

5 結(jié)論

1）P井區(qū)長6油層組巖性以巖屑長石砂巖為主，主要儲集空間為原生粒間孔和溶孔。

2）孔喉結(jié)構(gòu)以微孔－微細(xì)喉為主，不同的砂體類型其喉道類型存在差異，厚層塊狀砂質(zhì)碎屑流砂體喉道相對較粗。

3）根據(jù)毛細(xì)管壓力曲線形態(tài)，并結(jié)合參數(shù)，將其劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ共3類。喉道細(xì)是造成儲層致密、滲透性差的原因。

圖5 P井區(qū)長6油層組壓汞曲線類型

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