紅河油田長81砂層組微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征與物性研究

陶金雨，李建明 （長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北 武漢430100）

唐明安 （華北水利水電大學(xué)資源與環(huán)境學(xué)院，河南 鄭州450000）

研究區(qū)紅河油田位于鄂爾多斯盆地西側(cè)天環(huán)拗陷南部的鎮(zhèn)涇地區(qū)［1］，在區(qū)域勘探階段，發(fā)現(xiàn)鄂爾多斯盆地三疊系延長組發(fā)育多層工業(yè)油氣流。由于盆地長期受到繼承性整體升降運動和后期成巖作用的影響，長8油層組儲集物性較差［2］，屬于低孔超低滲透砂巖儲層。隨著石油工業(yè)的發(fā)展，低孔低滲油氣藏的開發(fā)越來越重要［3］。通過巖石薄片照片、常規(guī)物性、毛細(xì)管壓力曲線、相對滲透率曲線等常規(guī)實驗室方法，重點對長81砂層組的含油砂體的巖石學(xué)特征、微觀非均質(zhì)性和物性影響因素進行分析。這有助于深化對紅河油田105井區(qū)長8油層組儲層特征的認(rèn)識，同時有利于提高低孔低滲儲層的勘探開發(fā)比重，穩(wěn)定我國石油工業(yè)的持續(xù)發(fā)展［4］。

1 儲層巖石學(xué)特征

紅河105井區(qū)長81砂層組砂巖類型主要為長石質(zhì)巖屑砂巖和巖屑質(zhì)長石砂巖。據(jù)研究區(qū)砂巖分布統(tǒng)計（見圖1），石英含量26%～53%，長石含量25%～46%，巖屑含量9%～49%。填隙物主要由方解石、高嶺石、綠泥石、硅質(zhì)和泥基等組成（見圖2），含量一般為6%～10%，幾乎所有井中均可見到。其中方解石膠結(jié)物含量最多，常以細(xì)－中晶狀充填粒間孔隙；其次是高嶺石膠結(jié)，可見微晶結(jié)構(gòu)被油浸，綠泥石常見薄膜環(huán)邊。

圖1 紅河105井區(qū)砂巖分布統(tǒng)計圖

圖2 紅河105井區(qū)砂體填隙物含量分布圖

研究區(qū)主要發(fā)育一套辮狀河三角洲沉積體系中的三角洲前緣亞相沉積。因此距離物源比較遠(yuǎn)，砂巖粒度整體偏細(xì)，粒徑范圍多在0.1～0.5mm左右，細(xì)粒結(jié)構(gòu)，含一定量中粒結(jié)構(gòu)及少量粉砂級碎屑。分選性較好－中等，磨圓度差，以次棱角狀為主。研究區(qū)砂巖的成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度較低。

2 孔隙類型

2.1 孔隙類型

根據(jù)薄片照片和巖心照片等資料的觀察，研究區(qū)長8砂巖儲層的孔隙類型主要包括殘余粒間孔隙、次生溶蝕粒間孔隙、粒內(nèi)溶孔、自生礦物晶間孔隙和填隙物晶間孔隙。

1）殘余粒間孔隙 為研究區(qū)長8儲層的主要孔隙類型（見圖3（a））。由于成巖壓實及自生膠結(jié)作用的改造，殘存有少量的粒間孔隙，多分布于雜基含量低、巖屑顆粒含量少且分選中等的中－細(xì)粒儲層中。其孔徑多在0.07～0.12mm之間，大小不一，形態(tài)較規(guī)則，多呈近三角形。

2）次生溶蝕粒間孔隙 孔隙直徑一般為0.08～2.00mm（見圖3（b）），溶解組分有長石、高嶺石和綠泥石等，局部油浸。巖心照片中偶見清晰的次生溶孔被瀝青質(zhì)充填。

3）粒內(nèi)溶孔 多見于長石、云母和部分巖屑內(nèi)（見圖3（c）），常見溶蝕粒內(nèi)孔隙與溶蝕粒間孔隙連通，其孔徑一般為0.02～0.1mm，常見與溶蝕粒間孔隙伴生分布，但分布不均勻。

4）自生礦物晶間微孔 主要有自生綠泥石晶間微孔隙和自生高嶺石晶間微孔隙，局部可見重晶石，孔隙直徑一般為0.8～3.4μm，連通性一般。在粉砂巖、細(xì)砂巖和部分中粒砂巖中分布有一定量的自生伊／蒙混層、伊利石晶間微孔隙。

5）填隙物晶間微孔 一般是由黏土礦物充填在膠結(jié)物晶體之間的微小孔隙，占總孔隙比重很小。薄片照片中（見圖3（d））常見有高嶺石晶間孔，由于高嶺石具有強吸水性，因此孔隙遇水后會堵塞微孔，常常形成無效孔隙。

圖3 長8砂巖儲層主要孔隙類型及特征

2.2 儲集空間類型

該區(qū)孔隙組合類型各不相同，根據(jù)薄片資料分析，可將儲層孔隙組合分為粒間孔－溶蝕孔型、溶蝕孔型、粒間孔－微孔型和微孔型4種組合類型。不同的孔隙組合類型導(dǎo)致儲層的微觀非均質(zhì)性發(fā)生變化，儲集層的儲集物性及孔隙結(jié)構(gòu)類型不同，表現(xiàn)出的滲流特征不同，對采收率的大小也有影響。

3 孔隙結(jié)構(gòu)特征

3.1 孔隙特征

實際巖石孔隙和喉道的大小、分布錯綜復(fù)雜，實驗室測得的孔隙度、排驅(qū)壓力、孔隙中值半徑和中值壓力等數(shù)據(jù)，通過定量計算得到各種壓汞分析后的特征參數(shù)可以在不同程度上反映孔喉的發(fā)育情況。以取心井紅河105井為例說明紅河油田105井區(qū)長81砂層組3個砂層的孔喉特征。

1）分選系數(shù)越小分選性較好，孔隙結(jié)構(gòu)越好，儲層物性也就越好（見表1），長811砂層的分選性略好與長821砂層和長831砂層；變異系數(shù)平均值越大，孔喉分布均一性越差（見表1），長831砂層中孔喉分布相對均一；均值系數(shù)越接近1表示喉道半徑越接近儲層喉道最大半徑，則儲層的儲集空間越大，有效孔隙度也就越大（見表1），長811砂層相對優(yōu)于長821砂層和長831砂層；歪度系數(shù)平均值大于1，說明長81砂層組孔喉發(fā)育偏向粗歪度。整體來看，研究區(qū)長81砂層組孔隙結(jié)構(gòu)中等，長81砂層組體孔喉分選中等偏差，分布不均一是導(dǎo)致儲層物性變差的原因之一。

2）儲層孔喉半徑特征參數(shù)主要包括喉道中值半徑（R50）、最大連通孔喉半徑（Rmax）及平均孔喉體積比等。根據(jù)表1得知，長811砂層和長821砂層最大孔喉半徑約0.6μm。長811砂層喉道中值半徑平均值約0.2μm，略好于長821砂層和長831砂層，均屬于細(xì)喉道。但平均孔喉體積比偏大（＞2屬于超低滲儲層）。

表1 紅河105井區(qū)長81砂層組孔喉特征參數(shù)統(tǒng)計表

表2 紅河105井區(qū)長81砂層組孔喉特征參數(shù)統(tǒng)計表（續(xù)）

同時，孔喉連通性（見表2）直接影響砂體的儲滲性能。由于排驅(qū)壓力越小說明巖石孔隙喉道寬度越大，流體越容易被驅(qū)替出去，滲透率就越大，因此長811砂層的排驅(qū)壓力相對較小，之后通過壓汞試驗分析得到的滲透率也符合這一規(guī)律。長821砂層擁有較高的最大進汞飽和度，說明其喉道之間的連通性優(yōu)于其他兩個砂層。同時，長821砂層的退汞效率比較高，在一定程度上說明長821砂層的孔隙結(jié)構(gòu)相對好于另外兩砂層。而結(jié)構(gòu)滲流系數(shù)可以作為最大孔喉半徑、滲透率與退汞效率的結(jié)果參數(shù)，這3個參數(shù)的組合，可以綜合表征超儲層復(fù)雜的孔隙結(jié)構(gòu)對儲層巖石滲流能力的影響。結(jié)構(gòu)滲流系數(shù)越大，表示砂體孔隙結(jié)構(gòu)越有利于儲層內(nèi)流體的流動。從退出效率和結(jié)構(gòu)滲流系數(shù)這2個結(jié)果參數(shù)來看，研究區(qū)儲層的連通性差使得滲流能力變差，而滲流能力直接影響著滲透率的大小。綜合說明研究區(qū)長81砂層組孔喉的儲集能力差，微觀非均質(zhì)性強，必須配合注水開發(fā)、壓裂等措施，從天然裂縫和人工裂縫等入手增大有效孔隙空間，降低殘余油飽和度，提高驅(qū)油效率從而保持穩(wěn)產(chǎn)。

根據(jù)壓汞試驗計算出滲透率，并將其與測井滲透率相比（見表2）。長81砂層組的壓汞滲透率均處于0.1～0.2之間屬于超低滲儲層，測井解釋顯示該段主要為特低滲儲層。其中長811砂層的滲透率較另外兩個砂層高，且長811砂層的毛細(xì)管中值壓力最小，表示巖石的物性條件較好。

3.2 孔喉特征

1）喉道特征。儲層喉道類型以縮頸型喉道、片狀喉道和彎片狀喉道為主（見圖3（a））。據(jù)統(tǒng)計，紅河油田105井區(qū)長81砂層組的喉道半徑平均為0.08μm，平均孔徑為40μm。連通性差，喉道配位數(shù)很低，據(jù)統(tǒng)計大多為2～3。根據(jù)砂體孔喉半徑大小，可將長81砂層組孔喉類型分為中孔細(xì)喉－小孔細(xì)喉型。

2）孔喉與孔隙度滲透率相關(guān)性。該地區(qū)的孔隙度和滲透率之間具有一定的相關(guān)性（見圖4）。但是隨著孔隙度增加，滲透率的分布范圍出現(xiàn)2個趨勢走向。這可能是由于巖石發(fā)育多個孔隙－喉道配置系統(tǒng)，并且膠結(jié)現(xiàn)象嚴(yán)重。如同樣孔隙度下發(fā)育了機械壓實導(dǎo)致的縮頸型喉道，有部分喉道內(nèi)存在黏土礦物等填隙物導(dǎo)致喉道被充填，又或者孔隙或喉道在后期被溶蝕導(dǎo)致滲透率變大等原因。

3.3 孔喉結(jié)構(gòu)分類

根據(jù)取心井紅河105井19塊巖樣做得的壓汞試驗，做出排驅(qū)壓力和中值半徑交會圖（見圖5），并由此將研究區(qū)儲層孔隙結(jié)構(gòu)類型劃分為3種類型：低排驅(qū)壓力－粗喉道型（Ⅰ型）（排驅(qū)壓力Pcd＜0.6MPa，喉道半徑R50≥3.5μm）、中排驅(qū)壓力－中喉道型（Ⅱ型） （0.6MPa≤Pcd＜2.0MPa，0.5μm≤R50＜3.5μm）和高排驅(qū)壓力－細(xì)喉道型（Ⅲ型）（2.0MPa≤Pcd＜3.8MPa，R50＜0.5μm）。其中長81砂層組的孔隙結(jié)構(gòu)以Ⅱ型為主，Ⅲ型其次，粗吼道極少因此Ⅰ型占極少數(shù)。

圖4 鄂爾多斯盆地紅河油田長8油層組孔隙度與滲透率關(guān)系曲線

圖5 紅河105井區(qū)長81砂層組儲層排驅(qū)壓力與中值半徑交會圖

4 儲層物性特征

通過統(tǒng)計分析研究區(qū)長81砂層組有效儲層物性可知（見圖6），孔隙度分布范圍介于4.5%～14.5%。平均9.5%，有效儲層平均孔隙度為10.1%。滲透率相對較小，大多介于0.1～0.6mD，平均值為0.896mD，有效儲層平均滲透率為0.67mD。根據(jù)國家制定儲層物性評價標(biāo) 準(zhǔn)（SYT6285－1997， 油氣儲層評價方法），評價為特低孔（5%～10%）超低滲（0.1～1.0mD）儲層。造成研究區(qū)孔滲性差的原因是：早期的成巖壓實作用破壞砂巖中的原生孔隙，后期發(fā)育的次生孔隙對砂體物性條件有一定改善作用，構(gòu)造運動發(fā)育的裂縫被方解石等膠結(jié)物充填。這些因素都直接影響著砂體物性的好壞。

圖6 紅河油田長81砂層組儲層物性分布直方圖

5 結(jié)論

1）長81砂層組主要發(fā)育長石質(zhì)巖屑砂巖和巖屑質(zhì)長石砂巖，填隙物由方解石、高嶺石、綠泥石、硅質(zhì)和泥基等組成，平均孔隙度9.5%，滲透率0.896mD，屬于特低孔超低滲儲層。孔隙類型以殘余粒間孔隙、填隙物晶間孔隙為主，喉道類型以縮頸型喉道、片狀喉道和彎片狀喉道為主，平均孔徑為40μm，喉道半徑平均為0.08μm，孔喉組合為中孔細(xì)喉－小孔細(xì)喉型。

2）對比紅河105井區(qū)長81砂層組3個砂層的孔隙特征參數(shù)，發(fā)現(xiàn)長811砂層的孔喉偏大且分布好，長821砂層的連通性較好。并通過壓汞曲線特征最終確立了研究區(qū)長81砂層組孔隙結(jié)構(gòu)，主要發(fā)育Ⅱ型中排驅(qū)壓力－細(xì)喉道型，孔隙結(jié)構(gòu)中等。諸多因素最終導(dǎo)致儲層的孔滲條件變差。

［1］ 顏冠山，李建明，唐民安 .紅河油田長8儲層裂縫發(fā)育特征與油氣滲流規(guī)律研究 ［J］.長江大學(xué)學(xué)報（自科版），2013，10（32）：16－19.

［2］ 何文祥，楊樂，馬超亞，等.特低滲透儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)對滲流行為的影響——以鄂爾多斯盆地長6儲層為例 ［J］.天然氣地球科學(xué)，2011，22（3）：477－481.

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