董新秀，邵先杰，武 澤，王海洋，李士才，喬雨朋，接敬濤

(燕山大學(xué) 石油工程系，河北 秦皇島 066004)

隨著我國經(jīng)濟的快速發(fā)展，對能源的需求不斷增長，經(jīng)過近幾十年的勘探開發(fā)，我國陸地上的常規(guī)油氣資源潛力逐漸降低，已經(jīng)遠遠不能滿足經(jīng)濟發(fā)展的需要。而低滲、超低滲油藏越來越受到人們的普遍重視，并且已經(jīng)成為全球油氣勘探開發(fā)的一個重要領(lǐng)域［1］。我國的低滲透油氣資源十分豐富，已經(jīng)成為石油儲量、產(chǎn)量增長的重要方向，是未來若干年石油勘探開發(fā)的主要領(lǐng)域之一［2］。然而，由于超低滲油藏孔隙度小、孔隙間連通性差，滲透率低，產(chǎn)量低，技術(shù)難度大，經(jīng)濟上風(fēng)險性高，超低滲油藏的開發(fā)一直是世界性難題。

要實現(xiàn)對低滲、超低滲油氣資源的有效開發(fā)，儲層物性特征及微觀孔隙結(jié)構(gòu)的研究是一項重要的基礎(chǔ)性工作。只有查明了其孔隙結(jié)構(gòu)特征，才能針對性地采取措施，提高產(chǎn)量和開發(fā)效果。

1 區(qū)域背景及地質(zhì)特征

鄂爾多斯盆地為南北向矩形盆地，按現(xiàn)今構(gòu)造特征可劃分為六個二級構(gòu)造單元，包括西緣逆沖帶、天環(huán)坳陷、陜北斜坡、晉西撓褶帶、伊盟隆起及渭北隆起。南泥灣油田位于二級構(gòu)造單元——陜北斜坡東南部(圖1)。陜北斜坡為西傾大單斜構(gòu)造，坡降不足1°，區(qū)域構(gòu)造線近于南北走向。

圖1南泥灣油田位置圖

南泥灣油田主力油層為三疊系延長組，巖性主要由淺灰色、灰綠色細砂巖與深灰色粉砂巖、灰黑色泥巖、碳質(zhì)泥巖組成，偶見薄層凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)泥巖及煤線。與下伏紙坊組呈平行不整合接觸，與上覆侏羅系富縣組也為的平行不整合接觸。地層總厚度800～1000 m，根據(jù)沉積旋回與巖性的變化，延長組自上而下可分為10個油層組，其中長4+5和長6油組含油。長4+5油層組細分為兩個油層亞組，長6油層組進一步細分為4個油層亞組。主要的目的層長4+5(2)、長61、長62小層屬于三角洲平原和三角洲前緣亞相。

2 物性特征

儲層物性的好壞是評價油氣藏條件優(yōu)劣的重要標志之一，直接影響著油氣的分布和產(chǎn)油能力［3］。根據(jù)對南泥灣油田的巖心分析結(jié)果統(tǒng)計，儲層孔隙度的變化范圍為0.83% ～14.5%，平均8.105%?？紫抖确逯捣植荚?% ～10%之間，占總樣品數(shù)的47.58%;孔隙度分布在6% ～8%的樣品占32.30%，孔隙度小于6%的樣品仍然占8.33%，大于12%的僅占1.96%(圖2)。儲層滲透率分布在0.01 ～19.1 ×10－3μm2，平均0.532 ×10－3μm2，滲透率集中分布在0.01～1×10－3μm2之間，占總樣品數(shù)的92.65%，其中0.01～0.6×10－3μm2之間的占78.92%(圖3)。由此可見，南泥灣油田屬于典型的低孔、超低滲油藏。

圖2 孔隙度分布直方圖

圖3 滲透率分布直方圖

3 孔隙結(jié)構(gòu)特征

儲層的孔隙結(jié)構(gòu)表征的是巖石所具有的孔隙和喉道的幾何形狀、大小、分布及其連通關(guān)系［4］。

3.1 孔隙類型

根據(jù)鑄體薄片鑒定結(jié)果，儲層面孔率分布在1.9% ～5.2%之間，平均為3.42%。孔隙類型主要為殘余粒間孔和溶蝕孔。殘余粒間主要為石英和長石顆粒間的孔隙，孔隙直徑10～50 μm，面孔率1%～3%。溶蝕孔有粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、填隙物溶孔和鑄?？?。粒間溶孔主要是長石顆粒邊緣和膠結(jié)物溶解而形成的孔隙，邊緣不整齊，多呈蠶食狀，孔隙直徑30～80 μm，面孔率2% ～4%。粒內(nèi)溶孔以長石粒內(nèi)溶孔最為常見，多沿長石解理溶蝕，形成細小溶孔或小溶縫，一些巖屑、黑云母碎屑也可見到細小的溶孔，孔隙直徑一般＜10 μm，面孔率＜1%。填隙物溶孔主要為濁沸石膠結(jié)物內(nèi)溶孔，多沿濁沸石解理溶蝕形成不規(guī)則的溶蝕孔或細小的溶蝕縫隙，平均孔隙直徑＜8 μm，面孔率＜0.5%。鑄模孔主要為長石顆粒溶解而形成的，具有長石顆粒的晶體外形，甚至隱隱約約可以看到節(jié)理結(jié)構(gòu)，孔隙直徑30～100 μm，面孔率 ＜1%。

孔隙組合為粒間孔－溶蝕孔與溶蝕孔－粒間孔。

3.2 喉道類型

喉道的大小和分布，以及它們的幾何形狀對儲層的滲流能力起著決定性的作用。所有的孔隙都受與其連通的喉道所控制［5］。因此，研究喉道的大小及其分布是研究儲層巖石微觀孔隙結(jié)構(gòu)的中心問題。

南泥灣油田的喉道從細喉道到粗喉道均有(圖4)，72.3%的喉道寬度都集中分布在5.0～15.0 μm之間，平均喉道寬度10.0 μm。中細喉道占絕大部分，個別樣品為粗喉。平均孔隙配位數(shù)＜1.5，由此可見，大部分孔隙只有一個連通吼道，孔隙之間連通性差。

圖4 喉道寬度分布直方圖

根據(jù)統(tǒng)計，無喉道的孤立孔隙占22.3%，片狀或彎片狀喉道占29.6%，可變斷面收縮部分喉道占34.8%，孔隙縮小型喉道僅占13.3%。

由上述分析可以看出，儲層整體上喉道寬度小，數(shù)目少，分布不均勻。有效孔隙的比例較低，連通性差，這一特征造成了油層天然產(chǎn)量低。

3.3 孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)

壓汞曲線是定量化研究砂巖儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)最為有效的方法之一［6，7］。根據(jù)實驗資料(圖 5)，孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)具有以下特征:

(1)最大連通喉道半徑小，排驅(qū)壓力高。排驅(qū)壓力在0.1 MPa以下的樣品占樣品總數(shù)的5.99%，0.1～1 Mpa之間的占26.73%，1～10 Mpa之間的占62.67%，大于10 Mpa的占4.61%，平均排驅(qū)壓力為2.1343 Mpa，最大孔喉半徑平均值為8.2445 μm，最大連通喉道半徑比較小。

(2)喉道均值小，細孔喉占多數(shù)。均值表示全孔喉的分布的平均位置，其值越大，粗孔喉越多。研究區(qū)目的層喉道均值分布范圍0～1.078 φ，平均0.1537 φ，明顯偏小，說明細孔喉比例高。

(3)孔隙連通性差，退汞效率低。退汞效率分布范圍1% ～73.63%，平均21.40%，其中在20%以下的樣品占45.16%，超出40%的樣品只占3.22%。喉道的粗細及孔隙的大小以及相互連通關(guān)系直接控制退汞效率的高低。該區(qū)喉道細，孔隙連通性較差，存在比較多的無效孔隙，導(dǎo)致退汞效率低。

3.4 儲層分類

依據(jù)壓汞曲線特征，按照吼道類型，可以將儲層劃分為4種類型:粗歪度型、中細歪度型、細歪度型和未分選型［8］(圖5)。

圖5 南泥灣油田長4+5、長4毛管力曲線類型

(1)粗歪度型

平緩段位置靠下，粗孔喉占有一定的比例，對滲透率的貢獻較大，但是由于細孔喉占據(jù)了儲集空間的絕大部分，最大汞飽和度和退汞效率較低，對滲透率的貢獻較低，反映出特低滲透砂巖儲層滲透率主要由含量較少的較大喉道所貢獻的特點。

(2)中細歪度型

壓汞曲線臺階明顯，平緩段位置較靠上，退汞效率比較低，一般在20% ～35%，屬于中細孔喉且不均勻。

(3)細歪度型

壓汞曲線臺階較為明顯，壓力值位于10 Mpa以上，說明喉道半徑細小，退汞效率低，只有6.61% ～10%左右。

(4)未分選型

曲線沒有出現(xiàn)明顯的平臺，無中值壓力，退汞效率只有35.5%，細孔喉所占比例較大，但對滲透率貢獻較少，大于23.20 μm的喉道體積只占9.69%，對滲透率的貢獻值卻達到了90.58%。

4 儲層物性及孔隙結(jié)構(gòu)的影響因素

4.1 巖石性質(zhì)的影響

不同沉積環(huán)境有不同的水動力條件，水動力條件的差異造成顆粒搬運方式的不同，從而形成不同的粒度分布［9］。根據(jù)粒度分析資料，粒度中值0.0536～0.4023 mm，平均 0.2182 mm，為細砂、粉砂、中砂?？傮w粒度細，說明南泥灣油田沉積時水動力較弱。石英含量平均17.97%，長石平均含量72.67%，礦物成熟度低，抗風(fēng)化能力弱。由于沉積物巖性細，顆粒間的孔隙直徑和喉道細小，滲透率低。礦物成熟度低，長石含量高，不耐風(fēng)化，風(fēng)化后轉(zhuǎn)化為高嶺土，降低孔隙度，堵塞喉道，降低滲透率。

4.2 填隙物的影響

填隙物的類型及含量也是影響孔隙結(jié)構(gòu)最主要的因素之一［10］。填隙物包括雜基和膠結(jié)物，研究區(qū)內(nèi)雜基主要是泥質(zhì)，膠結(jié)物包括灰質(zhì)、自生粘土和濁沸石等?；屹|(zhì)對儲集層的影響具有雙重性，早期可以抑制壓實作用，減少對原生孔隙的破壞，適量的灰質(zhì)也可為晚期的溶蝕提供物質(zhì)基礎(chǔ)，利于溶蝕孔隙發(fā)育，但其含量過多則會完全封閉原生粒間孔隙，地層水難以進入，影響溶蝕作用［11］。晚期灰質(zhì)的充填會使儲層物性變差，破壞儲集性能。研究區(qū)灰質(zhì)含量一般1%－5%，雖然整體上含量不高，但對滲透率的影響比較明顯，隨著灰質(zhì)含量增大，滲透率呈急劇降低的趨勢。

粘土礦物主要發(fā)育為片狀集合體和絨球狀集合體，附著在顆粒表面或充填于孔隙中，降低孔隙度，堵塞喉道［12］。

4.3 成巖作用的影響

根據(jù)對鑄體薄片的觀察和掃描電鏡的分析，成巖作用對孔隙和孔隙結(jié)構(gòu)影響十分明顯。其中壓實作用影響程度最高、其他依次為重結(jié)晶作用和膠結(jié)作用。

研究區(qū)壓實程度高，顆粒多鑲嵌狀接觸，殘余粒間孔較小。由于顆粒排列緊密，喉道變窄(圖6－b)，大部分吼道呈片狀，孔喉直徑比大，甚至導(dǎo)致大量無效孔隙的存在。

自生的二氧化硅膠結(jié)物在原生孔隙中直接沉淀，使孔隙半徑減小，甚至堵塞孔隙，連通性變差。自生的綠泥石、濁沸石等晶粒充填于孔隙中，使其縮小變成喉道(圖6－a)。由于重結(jié)晶作用使晶體再生長，其再生長邊之間包圍的孔隙變得較小，這些孔隙互相連通的喉道是晶體之間的晶間隙，形狀為片狀或彎片狀［13，14］(圖 6 － c)，有效張開寬度很小，喉道極細。

由于膠結(jié)作用，部分孔隙被泥質(zhì)、方解石等充填、被綠泥石薄膜覆蓋，喉道被堵死，成為無效孔隙［15］(圖6 －d)。

圖6 四種喉道類型的鑄體膜片照片

5 結(jié)論

南泥灣油田是典型的低孔、超低滲油藏。孔隙類型主要包括粒間殘余孔、溶蝕孔;孔隙直徑小，分布不均勻，面孔率低。喉道總體上為細喉，以片狀和彎片狀喉道類型為主，連通性差。儲層巖性細、壓實程度高以及重結(jié)晶作用是造成孔隙度小，喉道狹窄，滲透率低的主要原因。灰質(zhì)含量對滲透率的影響也十分明顯。

對于這類超低滲油藏的開發(fā)，單一措施往往難以奏效，建議把壓裂、酸化、高壓注水、低頻脈沖、二次壓裂等多項技術(shù)進行優(yōu)化組合，在不同的開發(fā)階段采取不同的措施，延長油井的穩(wěn)產(chǎn)時間，提高開發(fā)效果。

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