付明義，賀永紅，宋元威，段昕婷，羅騰躍

（延長(zhǎng)石油集團(tuán)研究院，陜西 西安710075）

0 引言

直羅油田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東南部，上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組長(zhǎng)6 段（以下簡(jiǎn)稱長(zhǎng)6）是該盆地中生界最重要的含油層段之一，以三角洲前緣陸相碎屑巖沉積為主，受東北和北部方向物源控制［1-2］。隨著勘探開發(fā)程度的不斷深入和技術(shù)條件的提高，直羅油田包括長(zhǎng)6 在內(nèi)的多個(gè)層系獲得新發(fā)現(xiàn)。目前，該油田長(zhǎng)6 已鉆獲多口工業(yè)油流井，但均以中、低產(chǎn)為主，這主要與長(zhǎng)6 儲(chǔ)層低孔低滲砂巖、成巖作用復(fù)雜、非均質(zhì)性強(qiáng)及微觀孔喉特征復(fù)雜等特征有關(guān)［3-5］。因此，儲(chǔ)層微觀孔喉特征研究已成為該區(qū)油氣勘探開發(fā)的核心地質(zhì)問題之一。

在前人研究的基礎(chǔ)上，本文利用巖心、測(cè)井和壓汞等多種分析測(cè)試資料，對(duì)長(zhǎng)6 砂巖儲(chǔ)層的巖石學(xué)、物性及微觀孔喉等特征進(jìn)行了系統(tǒng)研究和評(píng)價(jià)，以期為今后油田的勘探開發(fā)提供地質(zhì)依據(jù)。

1 巖性及儲(chǔ)集空間類型

1.1 巖石學(xué)特征

研究區(qū)長(zhǎng)6 儲(chǔ)層巖性主要為細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖和巖屑長(zhǎng)石砂巖，具有長(zhǎng)石體積分?jǐn)?shù)高、石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)較低、巖屑體積分?jǐn)?shù)較低，以及中等成分成熟度等特征。碎屑組分中石英體積分?jǐn)?shù)為12.5%～49.2%，以單晶石英為主；長(zhǎng)石體積分?jǐn)?shù)為15.6%～54.9%，包括變質(zhì)成因的酸性斜長(zhǎng)石、條紋狀長(zhǎng)石及少量微斜長(zhǎng)石；巖屑體積分?jǐn)?shù)為2.7%～32.8%。3 大巖類的巖屑均可見到，主要為變質(zhì)巖巖屑，其次為沉積巖巖屑和火成巖巖屑。填隙物體積分?jǐn)?shù)較高，平均為14.1%，主要為水云母、鐵方解石及綠泥石等。

儲(chǔ)層巖石結(jié)構(gòu)以細(xì)砂巖為主，中砂巖次之，粒級(jí)主要分布在0.10～0.25 mm。砂巖分選性為中等，磨圓度多為次棱角狀，顆粒支撐，線接觸為主，接觸式和孔隙式膠結(jié)。

1.2 孔隙類型特征

研究區(qū)長(zhǎng)6 儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間包括原生孔隙、次生孔隙和微裂縫，以原生孔隙為主，占孔隙總體積的62.8%。

1）原生孔隙主要為剩余原生粒間孔隙和基質(zhì)內(nèi)微孔隙。前者多呈不規(guī)則狀（見圖1a），分布很不均勻，孔徑為20～80 μm，面孔率為0～7%，占孔隙總體積的11.5%；后者在研究區(qū)內(nèi)非常發(fā)育（見圖1b），多為無效孔隙，分布不均勻且連通性差，占孔隙總體積的51.3%，孔徑一般小于0.5 μm，面孔率僅為3.5%，是造成該區(qū)高孔隙度、低滲透率的主要原因。

2）次生孔隙主要為粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、剩余次生粒間孔及膠結(jié)作用形成的晶間孔等。粒間溶孔多呈不規(guī)則狀，邊緣為鋸齒狀或港灣狀（見圖1c），孔徑較小，為20～60 μm，占孔隙總體積的21.2%，面孔率4.0%～11.2%；粒內(nèi)溶孔孔徑一般小于20 μm，形態(tài)不規(guī)則，面孔率較低，對(duì)儲(chǔ)層貢獻(xiàn)很?。ㄒ妶D1d）；剩余次生粒間孔孔徑為10～40 μm，占孔隙總體積的8.7%（見圖1e）；晶間孔多是呈多邊形的石英晶間孔及云母層間隙（見圖1f），以及黏土礦物膠結(jié)物晶體間發(fā)育的微晶間孔隙，對(duì)流體滲流不起促進(jìn)作用。

3）微裂縫多發(fā)育在較致密的粉砂巖中，鏡下可見寬度10～100 μm，延伸數(shù)厘米，呈水平狀（見圖1g），對(duì)儲(chǔ)集空間貢獻(xiàn)不大，但對(duì)巖石的滲流性影響較大。

圖1 直羅油田長(zhǎng)6 砂巖儲(chǔ)層顯微照片

2 物性特征

2.1 儲(chǔ)層

根據(jù)巖心分析數(shù)據(jù)，滲透率與孔隙度之間表現(xiàn)出一定的相關(guān)性（見圖2）。

圖2 長(zhǎng)6 砂巖儲(chǔ)層滲透率與孔隙度關(guān)系

根據(jù)57 口井428 件樣品孔隙度和滲透率的分析數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，研究區(qū)長(zhǎng)6 儲(chǔ)層孔隙度為0.38%～16.30%，平均7.64%，主要分布在5.0%～13.0%； 滲透率為（0.001～13.490）×10-3μm2，平均0.190×10-3μm2，主要分布在（0.010～0.500）×10-3μm2，具有低孔隙和超低滲透特征［6］。

由圖2可見，滲透率隨孔隙度的增大呈指數(shù)增大，相關(guān)系數(shù)達(dá)到0.640。這說明，滲透率變化主要受孔隙發(fā)育程度控制［7］，儲(chǔ)集和滲透能力主要依賴于基質(zhì)孔隙與喉道，微裂縫對(duì)改善儲(chǔ)層物性的貢獻(xiàn)有限（去除裂縫巖心樣品數(shù)據(jù)，相關(guān)系數(shù)可以達(dá)到0.778）。

2.2 沉積相帶

直羅油田長(zhǎng)6 儲(chǔ)層為三角洲前緣亞相沉積，主要發(fā)育水下分流河道、分流間灣、河口壩、天然堤及前緣席狀砂等微相，形成一套灰綠、灰黑色泥巖、泥質(zhì)粉砂巖與灰色、深灰色細(xì)砂巖互層［1］。儲(chǔ)層主要由呈北北東—南南西向展布分流河道砂體組成，大致表現(xiàn)為水下分流河道儲(chǔ)層物性最好，其次為河口壩（見表1）。

表1 長(zhǎng)6 砂巖儲(chǔ)層沉積微相孔、滲物性統(tǒng)計(jì)

3 儲(chǔ)層微觀孔喉特征

3.1 孔喉類型

薄片和掃描電鏡觀察，長(zhǎng)6 儲(chǔ)層孔隙尺寸相對(duì)偏小。大孔隙（平均孔徑大于100 μm）和中孔隙（平均孔徑50～100 μm）區(qū)內(nèi)分布較少，分別占總孔隙的3.6%和32.2%；而小孔隙（平均孔徑10～50 μm）分布相對(duì)較多，占總孔隙的66.2%，為研究區(qū)最主要的孔隙類型。

據(jù)鏡下觀察，研究區(qū)長(zhǎng)6 儲(chǔ)層中片狀和彎片狀喉道、收縮喉道及管束狀喉道等類型較為常見（見圖1a，1b，1h）。長(zhǎng)6 儲(chǔ)層孔喉中值半徑（近似代表平均孔喉半徑）為0.018～0.331 μm，均值為0.078 μm，其中94.9%樣品的中值半徑小于0.200 μm，為微喉道類型［8-9］。因此，研究區(qū)長(zhǎng)6 儲(chǔ)層屬小孔、微喉道類型。

3.2 孔喉結(jié)構(gòu)特征

根據(jù)長(zhǎng)6 儲(chǔ)層毛細(xì)管壓力測(cè)定的參數(shù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果，砂巖的孔隙結(jié)構(gòu)具有如下特征：

1）從孔喉大小來看，儲(chǔ)層具有排驅(qū)壓力高、中值壓力高、中值半徑小等特點(diǎn)。排驅(qū)壓力分布在0.30～8.45 MPa，平均為3.26 MPa；中值壓力變化范圍較大（2.22～41.58 MPa），表明孔喉分布不均勻； 中值半徑平均為0.078 μm，反映出研究區(qū)孔喉半徑微小的特點(diǎn)。

2）從孔喉分選特征來看，分選系數(shù)分布在0.65～2.54，平均為1.25；均值系數(shù)分布在11.25～13.87，平均為12.91；變異系數(shù)分布在0.050～0.220，平均為0.098。表明成巖作用強(qiáng)烈，孔喉分選一般，分布不均。

3）從孔喉連通性來看，最大進(jìn)汞飽和度分布范圍較大（53.5%～84.1%），平均72.1%； 退汞效率一般在13.9%～34.5%，平均23.9%，反映出研究區(qū)長(zhǎng)6 儲(chǔ)層孔喉連通性較差的特點(diǎn)。

4 孔喉特征與物性關(guān)系

為進(jìn)一步分析研究區(qū)長(zhǎng)6 儲(chǔ)層微觀孔喉特征與物性間的關(guān)系，筆者對(duì)儲(chǔ)層孔喉特征參數(shù)與孔隙度和滲透率進(jìn)行了相關(guān)性分析（見表2）。

分析發(fā)現(xiàn)，長(zhǎng)6 儲(chǔ)層孔喉特征參數(shù)與孔隙度和滲透率的相關(guān)性具有較好的繼承性，與滲透率的相關(guān)性好于孔隙度。多數(shù)重要參數(shù)與孔隙度和滲透率均存在較好的相關(guān)性（如pd，pc50，R50，DM，Sp，Rmax，C 等），說明這些參數(shù)對(duì)儲(chǔ)層物性的控制作用較大。而最大進(jìn)汞飽和度和退汞效率與孔隙度和滲透率間基本不具有相關(guān)性，說明這2 個(gè)參數(shù)的影響因素更加繁雜，同時(shí)也反映出特低滲透儲(chǔ)層微觀孔喉結(jié)構(gòu)的復(fù)雜性［10-13］。

以上研究說明，研究區(qū)長(zhǎng)6 砂巖儲(chǔ)層物性和孔喉結(jié)構(gòu)的影響因素復(fù)雜，儲(chǔ)層現(xiàn)狀是多種因素綜合作用的結(jié)果［14-15］。

表2 長(zhǎng)6 砂巖儲(chǔ)層微觀孔喉特征與物性關(guān)系

5 儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)

以長(zhǎng)6 儲(chǔ)層砂巖滲透率為基準(zhǔn)，以微觀孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)與滲透率的相關(guān)性為主要依據(jù)，結(jié)合鑄體薄片、掃描電鏡及壓汞等資料，對(duì)長(zhǎng)6 儲(chǔ)層進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)與分類，最終將其分為3 種類型（見表3）。

表3 直羅油田長(zhǎng)6 砂巖儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)

6 結(jié)論

1）長(zhǎng)6 儲(chǔ)層巖性以細(xì)砂巖為主，砂巖分選性中等；孔隙類型多樣，主要為粒間孔和微孔。

2）受多種因素共同影響，長(zhǎng)6 儲(chǔ)層物性較差，表現(xiàn)為低孔、超低滲特征；水下分流河道和河口壩沉積的儲(chǔ)層物性最好。

3）利用儲(chǔ)層巖性、物性、微觀孔喉結(jié)構(gòu)特征、單井產(chǎn)能等資料，可將長(zhǎng)6 儲(chǔ)層劃分為3 類，其中Ⅰ類、Ⅱ類儲(chǔ)層是未來開發(fā)的首選儲(chǔ)層。

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