白豹地區(qū)長6段儲層特征分析及分類評價

李 辰，許 磊，陳 剛

（1.陜西省石油化工研究設計院，陜西西安 710054；2.延長油田股份有限公司吳起采油廠，陜西吳起 717600）

鄂爾多斯盆地位于我國大陸的中西部，是我國重要的含油氣盆地，近年來隨著我國對油氣勘探力度的不斷加大，鄂爾多斯盆地油氣儲量日益增長，產(chǎn)量逐年上升。白豹地區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的中西部，面積約2 000 km2，目的層以長63段為主。以往研究表明，長6段儲層砂體厚度大，但儲層物性差、孔喉連通性差、非均質(zhì)性較強、含油氣性差別較大、砂體橫向展布變化劇烈、油水關系復雜，試油試采后單井產(chǎn)量差異較大[1-3]。

對于白豹地區(qū)延長組儲層分析前人開展了大量的研究，王竹林（2010）為明確白豹地區(qū)三疊系延長組儲層特征，利用巖心分析、鑄體薄片等技術分析了儲層非均質(zhì)性及孔隙結構并探討了成巖作用及其影響因素[4]；郭偉等（2010）為分析白豹地區(qū)長6段砂巖儲層成巖作用及物性主控因素，利用砂巖薄片、鑄體薄片、掃描電鏡和X-衍射分析研究表明，長6儲層處于中成巖B期階段[5]；肖玲等（2012）利用高分辨率層序地層學理論和技術方法、綜合測井、地震和巖心資料對鄂爾多斯盆地白豹地區(qū)長6油層組地層進行高分辨率層序地層學分析，明確了基準面旋回層序特征[6]；牛捷等（2012）為分析白豹地區(qū)長6段儲層發(fā)育特征，在巖心和沉積相分析的基礎上，分析了大量砂巖樣品，認為長6儲層為低-特低孔隙度、特低-超低滲儲層，總體上以III類（差）儲層為主[7]；王素榮等（2012）利用鑄體薄片、掃描電鏡、物性、孔隙結構等分析了白豹地區(qū)長6砂巖儲層特征，認為儲層發(fā)育程度受沉積作用和成巖作用綜合影響[8]；董福奇（2015）以薄片鑒定、掃描電鏡及物性分析為手段，分析了白豹地區(qū)長6砂巖礦物學特征、成巖作用、物性等，認為儲層物性差的原因為砂巖粒徑較小、孔喉以小微喉為主、填隙物含量普遍較高[9]。

綜上所述，以往研究成果大都側重于對白豹地區(qū)長6段儲層沉積、成巖及儲層物性分析，缺少全面的對長6段儲層綜合分析評價，特別是在儲層分類評價方面待以進一步研究探討[10]。本文在野外露頭踏勘、區(qū)域地質(zhì)資料收集分析的基礎上，通過現(xiàn)場巖心描述，再分析鉆探、薄片鑒定、高壓壓汞、X射線衍射、地球化學和試油試采等資料，系統(tǒng)的闡明了白豹地區(qū)長6儲層特征，對儲層進行分類評價，為有利區(qū)域的預測提供借鑒。

1 儲層巖石學特征

通過普通薄片、鑄體薄片等鏡下鑒定和XRD測試技術對白豹地區(qū)20口井進行巖石學特征分析，從而為儲層的物性特征、孔隙結構、儲集空間和儲層預測研究提供主要依據(jù)。研究結果表明：白豹地區(qū)長6段主要發(fā)育細砂巖、粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖。石英含量平均65.9%；長石平均13.7%，以正長石和斜長石為主，次為微斜長石；巖屑平均20.4%，以沉積巖屑為主。分選差，成分成熟度相對較低（見圖1、表1）。

圖1 白豹地區(qū)長6段不同層位儲層巖性特征

長6段自上而下發(fā)育長61、長62和長63，三套層系儲層巖性特征不同。長61以粉砂巖為主，占56.4%；細砂巖和泥質(zhì)粉砂巖次之，分別占22.3%、20.6%；中砂巖占0.8%。長62粉砂巖和細砂巖都較發(fā)育，分別占41.3%、35.7%；泥質(zhì)粉砂巖占11.1%；局部發(fā)育中砂巖，約占1.7%。長63以粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖為主，分別占49.9%、32.5%；細砂巖少量發(fā)育，約占14.3%（見圖 2）。

白豹地區(qū)長6段的巖石學特征主要具有以下幾個特點：巖石粒度偏細，以細～粉砂巖為主。研究區(qū)長6段砂巖粒度中值φ=2.22～3.78，平均2.90，粗粒成分僅占7.71%；巖石以中～粉砂為主，均值分別為25.12%、30.59%及31.50%。粒度分選差，平均分選系數(shù)為2.04。

填隙物類型多、含量較高。按礦物成分，白豹地區(qū)主要有碳酸鹽、硅質(zhì)和黏土三大類填隙物。碳酸鹽填隙物由方解石、菱鐵礦、白云石構成；其中方解石分布普遍，多以泥、粉晶為主；白云石含量少。硅質(zhì)填隙物多以石英顆粒次生加大環(huán)邊的形式出現(xiàn)，含量較低（0.2%～0.5%，最高可達2%）但分布普遍，約40%的巖樣中均有所見。黏土礦物多為膠結物形式，含量較少，但質(zhì)純，晶體相對粗大，具較完整晶形而區(qū)別于雜基黏土。長6段砂巖填隙物平均含量16.2%～22.6%，從長63到長61有明顯增高的趨勢。

根據(jù)取心井巖心觀察和測井曲線綜合分析，長6段砂巖最大單層厚度13.4 m，平均單層厚度1.89 m，薄～中層狀（H<2.5 m）砂層占74%左右，單層>5 m的砂巖僅占5%左右。

表1 白豹地區(qū)長6段砂巖巖石成分主要特征簡表

圖2 白豹地區(qū)長6段砂巖巖石結構構造特征

2 儲層物性特征

圖3 白豹地區(qū)長6段物性分布直方圖

根據(jù)白豹地區(qū)40口取心井2 546個樣品分析表明，孔隙度為0.12%～16.23%，平均為7.49%；滲透率在 0.002 5×10-3μm2～8.674×10-3μm2，對數(shù)平均為 0.173×10-3μm2（見圖3）。其中2 406個無縫樣孔隙度為0.19%～6.29%，平均為1.97%，孔隙度小于1%的樣品占66.5%，大于2%的樣品僅占5.78%；滲透率在0.000 56×10-3μm2～1.99×10-3μm2，對數(shù)平均為 0.017 3×10-3μm2，主要分布在 0.001×10-3μm2～0.1×10-3μm2，占 74.9%，大于 0.1×10-3μm2的僅占 15.53%。

3 儲層微觀孔隙結構特征

3.1 微米級孔隙分布

應用微焦點CT，針對2 mm柱塞樣，探測分析微米級孔隙（孔隙直徑0.1 m～10 m）的空間分布特征。B103井兩個長6段砂巖巖樣的微焦點CT實驗，從中可以看出：儲層微米級孔喉數(shù)量少、連通性差，喉/孔比值1.45～1.65。應用能放大1萬倍的掃描電鏡，針對1 cm柱塞樣，揭示微米級孔喉分布規(guī)律。長6段儲層普遍發(fā)育 0.3 μm～6 μm 的孔隙（見圖 4）。

3.2 納米級孔隙分布

針對65 μm的柱塞樣，納米CT實驗分辨率可達到65 nm，因此可揭示納米級孔、喉的分布規(guī)律（見圖5）。從圖5可以看出，長6段砂巖儲層納米級孔隙具有普遍發(fā)育的特點，且以孔隙直徑300 nm～2 000 nm的孔隙為主，孔喉半徑多為150 nm左右，其喉道/孔隙比值達到1.8，高于微米級孔隙。

圖4 白豹地區(qū)長6段掃描電鏡微米級孔隙分布圖（左，1 000倍；右，6 000倍）

圖5 白豹地區(qū)長6段納米CT揭示的納米級孔隙分布圖

圖6 高壓壓汞資料揭示的孔喉分布圖

3.3 不同尺度孔喉分布特征

高壓壓汞測試對比揭示長6段砂巖不同尺度孔喉的分布特征（見圖6），由圖6可以看出：

（1）長6段砂巖微納米級孔隙發(fā)育，常規(guī)方法測試的儲層儲集能力可能偏低。若以孔隙半徑0.5 μm為界，白豹地區(qū)壓汞顯示的長6段微納米孔分別占95.83%、94.47%，白豹地區(qū)壓汞顯示的長6段微納米孔分別占56.17%、73.14%，說明微納米孔是白豹地區(qū)長6段砂巖儲層重要的儲集空間。

（2）大尺度（光學可視，孔隙半徑>10 μm）微米級孔隙不發(fā)育。白豹地區(qū)壓汞顯示的長6段大尺度微米孔不發(fā)育，而油大壓汞顯示的長6段大尺度微米孔分別占2.61%、3.8%，都低于5%。

（3）常規(guī)微米級基質(zhì)孔（0.5 μm～10 μm）發(fā)育程度低，長6發(fā)育程度相對高。白豹地區(qū)壓汞顯示的長6段常規(guī)微米級基質(zhì)孔隙分別占4.2%、9.5%。

（4）小尺度微米孔（0.5 μm～0.05 μm）較發(fā)育。白豹地區(qū)壓汞顯示的長6段小尺度微米孔分別占39.66%、17.33%。（5）納米孔（<0.05 μm）較發(fā)育，且長6相對更發(fā)育。

4 儲集空間類型

長6段砂巖儲層儲集空間按成因及孔隙規(guī)模分為殘余粒間孔、粒間（內(nèi)）溶孔、粒間微孔、雜基內(nèi)微孔以及構造縫。

（1）殘余粒間孔。多出現(xiàn)在填隙物較少的砂巖顆粒間。在壓實作用下孔隙度變小，后期受石英次生加大、綠泥石環(huán)邊和自生石英膠結等成巖作用影響，孔徑進一步縮小，形態(tài)常呈多邊形，孔徑<0.05 mm，面孔率低，分布廣（見圖7a）。

（2）粒間（內(nèi)）溶孔。在粒間孔和殘余粒間孔基礎上溶蝕擴大構成?？紫哆吘壘呙黠@溶蝕痕跡，呈不規(guī)則港灣狀，孔徑0.3 mm～0.7 mm，連通性好。粒內(nèi)溶孔主要存在于長石和巖屑內(nèi)部，在石英顆粒中也有少量分布（見圖7b）。長石內(nèi)溶孔多沿解理方向溶蝕，常與高嶺石化同時進行，當溶蝕嚴重時，被溶長石顯骨骸狀或殘余蜂窩狀，孔徑一般0.2 mm～0.5 mm，面孔率局部可達0.5%。

圖7 白豹地區(qū)長6段砂巖儲集空間類型

（3）粒間微孔。多出現(xiàn)于顆粒支撐的泥質(zhì)粉砂巖中，孔隙微小、數(shù)量較多但連通性差，一般需要裂縫溝通才能形成有效儲集空間（見圖7c）。

（4）雜基內(nèi)微孔。包括雜基收縮孔，重結晶晶間孔等，特點是分布廣泛，孔徑極小（一般 0.1 μm～2 μm），呈網(wǎng)格狀或蜂窩狀，連通性極差（見圖7d）。

（5）裂縫。砂巖儲層中常見的裂縫主要有壓溶縫和構造縫，長6段砂巖儲層中以構造縫為主。

5 長6段儲層分類評價

根據(jù)儲層巖性、物性、含油性、微觀孔隙結構等靜態(tài)特征和試氣產(chǎn)能等動態(tài)特征，將其劃分為4大類（見表 2）。

（1）Ⅰ類儲層。飽和度中值半徑>0.12 μm、最大進汞飽和度>85%；儲層孔隙度>3%、滲透率>0.1×10-3μm2；原始含油飽和度>60%；電性特征表現(xiàn)為：自然伽馬<80 API；聲波時差>58 μs/ft；電阻率 200 Ω·m～2 000 Ω·m；高產(chǎn)，單井累積產(chǎn)量 5 000 t以上。

（2）Ⅱ類儲層。飽和度中值半徑>0.05 μm、最大進汞飽和度>70%；儲層孔隙度>2%、滲透率>0.04×10-3μm2；原始含油飽和度>50%；在測井曲線上，自然伽馬<100 API；聲波時差>55 μs/ft；電阻率 150 Ω·m～4 000 Ω·m；中產(chǎn)，單井累積產(chǎn)量 1 000 t～5 000 t。

（3）Ⅲ類儲層。飽和度中值半徑>0.01 μm、最大進汞飽和度>55%；儲層孔隙度>1%、滲透率>0.01×10-3μm2；原始含油飽和度>35%；在測井曲線上，自然伽馬<110 API；聲波時差>52 μs/ft；電阻率>150 Ω·m；低產(chǎn)，單井累積產(chǎn)量100 t～1 000 t。

（4）Ⅳ類儲層。飽和度中值半徑<0.01 μm、最大進汞飽和度<55%；儲層孔隙度<1%、滲透率<0.01×10-3μm2；原始含油飽和度<50%；在測井曲線上，自然伽馬<110 API；聲波時差<52 μs/ft；極低產(chǎn)，自然條件下單井累積產(chǎn)量<100 t。

總體上，長6段有效儲層以Ⅱ類為主，占39.77%；Ⅰ類、Ⅲ類分別占36.77%、23.46%。

6 結論

（1）長6段自上而下發(fā)育長61、長62和長63，三套層系儲層巖性特征不同。長61以粉砂巖為主，占56.4%；細砂巖和泥質(zhì)粉砂巖次之，分別占22.3%、20.6%；中砂巖占0.8%。長62粉砂巖和細砂巖都較發(fā)育，分別占41.3%、35.7%；泥質(zhì)粉砂巖占11.1%；局部發(fā)育中砂巖，約占1.7%。長63以粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖為主，分別占49.9%、32.5%；細砂巖少量發(fā)育，約占14.3%。石英含量平均65.9%；長石平均13.7%，以正長石和斜長石為主，次為微斜長石；巖屑平均20.4%，以沉積巖屑為主。分選差，成分成熟度相對較低。

（2）白豹地區(qū)孔隙度為0.12%～3.09%，平均1.1%；滲透率在0.000 046 mD～5 mD，對數(shù)平均為0.025 mD，長6段砂巖微納米級孔隙發(fā)育，是白豹地區(qū)長6段砂巖儲層重要的儲集空間。大尺度（光學可視，孔隙半徑>10 μm）微米級孔隙不發(fā)育。常規(guī)微米級基質(zhì)孔（0.5 μm～10 μm）發(fā)育程度低，小尺度微米孔（0.5 μm～0.05 μm）較發(fā)育。納米孔（<0.05 μm）較發(fā)育。

表2 長6儲層類型劃分表

（3）白豹地區(qū)長6段儲層各種尺度孔隙均有發(fā)育，但以小尺度微米級孔隙和納米級孔隙為主，小尺度微米級孔隙更發(fā)育。儲集空間按成因及孔隙規(guī)模分為殘余粒間孔、粒間（內(nèi)）溶孔、粒間微孔、雜基內(nèi)微孔以及構造縫。