鄂尔多斯盆地南泥湾超低渗油藏物性及孔隙结构特征

董新秀，邵先杰，武 泽，王海洋，李士才，乔雨朋，接敬涛

(燕山大学 石油工程系，河北 秦皇岛 066004)

随着我国经济的快速发展，对能源的需求不断增长，经过近几十年的勘探开发，我国陆地上的常规油气资源潜力逐渐降低，已经远远不能满足经济发展的需要。而低渗、超低渗油藏越来越受到人们的普遍重视，并且已经成为全球油气勘探开发的一个重要领域［1］。我国的低渗透油气资源十分丰富，已经成为石油储量、产量增长的重要方向，是未来若干年石油勘探开发的主要领域之一［2］。然而，由于超低渗油藏孔隙度小、孔隙间连通性差，渗透率低，产量低，技术难度大，经济上风险性高，超低渗油藏的开发一直是世界性难题。

要实现对低渗、超低渗油气资源的有效开发，储层物性特征及微观孔隙结构的研究是一项重要的基础性工作。只有查明了其孔隙结构特征，才能针对性地采取措施，提高产量和开发效果。

1 区域背景及地质特征

鄂尔多斯盆地为南北向矩形盆地，按现今构造特征可划分为六个二级构造单元，包括西缘逆冲带、天环坳陷、陕北斜坡、晋西挠褶带、伊盟隆起及渭北隆起。南泥湾油田位于二级构造单元——陕北斜坡东南部(图1)。陕北斜坡为西倾大单斜构造，坡降不足1°，区域构造线近于南北走向。

图1南泥湾油田位置图

南泥湾油田主力油层为三叠系延长组，岩性主要由浅灰色、灰绿色细砂岩与深灰色粉砂岩、灰黑色泥岩、碳质泥岩组成，偶见薄层凝灰岩、凝灰质泥岩及煤线。与下伏纸坊组呈平行不整合接触，与上覆侏罗系富县组也为的平行不整合接触。地层总厚度800～1000 m，根据沉积旋回与岩性的变化，延长组自上而下可分为10个油层组，其中长4+5和长6油组含油。长4+5油层组细分为两个油层亚组，长6油层组进一步细分为4个油层亚组。主要的目的层长4+5(2)、长61、长62小层属于三角洲平原和三角洲前缘亚相。

2 物性特征

储层物性的好坏是评价油气藏条件优劣的重要标志之一，直接影响着油气的分布和产油能力［3］。根据对南泥湾油田的岩心分析结果统计，储层孔隙度的变化范围为0.83% ～14.5%，平均8.105%。孔隙度峰值分布在8% ～10%之间，占总样品数的47.58%;孔隙度分布在6% ～8%的样品占32.30%，孔隙度小于6%的样品仍然占8.33%，大于12%的仅占1.96%(图2)。储层渗透率分布在0.01 ～19.1 ×10－3μm2，平均0.532 ×10－3μm2，渗透率集中分布在0.01～1×10－3μm2之间，占总样品数的92.65%，其中0.01～0.6×10－3μm2之间的占78.92%(图3)。由此可见，南泥湾油田属于典型的低孔、超低渗油藏。

图2 孔隙度分布直方图

图3 渗透率分布直方图

3 孔隙结构特征

储层的孔隙结构表征的是岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其连通关系［4］。

3.1 孔隙类型

根据铸体薄片鉴定结果，储层面孔率分布在1.9% ～5.2%之间，平均为3.42%。孔隙类型主要为残余粒间孔和溶蚀孔。残余粒间主要为石英和长石颗粒间的孔隙，孔隙直径10～50 μm，面孔率1%～3%。溶蚀孔有粒间溶孔、粒内溶孔、填隙物溶孔和铸模孔。粒间溶孔主要是长石颗粒边缘和胶结物溶解而形成的孔隙，边缘不整齐，多呈蚕食状，孔隙直径30～80 μm，面孔率2% ～4%。粒内溶孔以长石粒内溶孔最为常见，多沿长石解理溶蚀，形成细小溶孔或小溶缝，一些岩屑、黑云母碎屑也可见到细小的溶孔，孔隙直径一般＜10 μm，面孔率＜1%。填隙物溶孔主要为浊沸石胶结物内溶孔，多沿浊沸石解理溶蚀形成不规则的溶蚀孔或细小的溶蚀缝隙，平均孔隙直径＜8 μm，面孔率＜0.5%。铸模孔主要为长石颗粒溶解而形成的，具有长石颗粒的晶体外形，甚至隐隐约约可以看到节理结构，孔隙直径30～100 μm，面孔率 ＜1%。

孔隙组合为粒间孔－溶蚀孔与溶蚀孔－粒间孔。

3.2 喉道类型

喉道的大小和分布，以及它们的几何形状对储层的渗流能力起着决定性的作用。所有的孔隙都受与其连通的喉道所控制［5］。因此，研究喉道的大小及其分布是研究储层岩石微观孔隙结构的中心问题。

南泥湾油田的喉道从细喉道到粗喉道均有(图4)，72.3%的喉道宽度都集中分布在5.0～15.0 μm之间，平均喉道宽度10.0 μm。中细喉道占绝大部分，个别样品为粗喉。平均孔隙配位数＜1.5，由此可见，大部分孔隙只有一个连通吼道，孔隙之间连通性差。

图4 喉道宽度分布直方图

根据统计，无喉道的孤立孔隙占22.3%，片状或弯片状喉道占29.6%，可变断面收缩部分喉道占34.8%，孔隙缩小型喉道仅占13.3%。

由上述分析可以看出，储层整体上喉道宽度小，数目少，分布不均匀。有效孔隙的比例较低，连通性差，这一特征造成了油层天然产量低。

3.3 孔隙结构参数

压汞曲线是定量化研究砂岩储层微观孔隙结构最为有效的方法之一［6，7］。根据实验资料(图 5)，孔隙结构参数具有以下特征:

(1)最大连通喉道半径小，排驱压力高。排驱压力在0.1 MPa以下的样品占样品总数的5.99%，0.1～1 Mpa之间的占26.73%，1～10 Mpa之间的占62.67%，大于10 Mpa的占4.61%，平均排驱压力为2.1343 Mpa，最大孔喉半径平均值为8.2445 μm，最大连通喉道半径比较小。

(2)喉道均值小，细孔喉占多数。均值表示全孔喉的分布的平均位置，其值越大，粗孔喉越多。研究区目的层喉道均值分布范围0～1.078 φ，平均0.1537 φ，明显偏小，说明细孔喉比例高。

(3)孔隙连通性差，退汞效率低。退汞效率分布范围1% ～73.63%，平均21.40%，其中在20%以下的样品占45.16%，超出40%的样品只占3.22%。喉道的粗细及孔隙的大小以及相互连通关系直接控制退汞效率的高低。该区喉道细，孔隙连通性较差，存在比较多的无效孔隙，导致退汞效率低。

3.4 储层分类

依据压汞曲线特征，按照吼道类型，可以将储层划分为4种类型:粗歪度型、中细歪度型、细歪度型和未分选型［8］(图5)。

图5 南泥湾油田长4+5、长4毛管力曲线类型

(1)粗歪度型

平缓段位置靠下，粗孔喉占有一定的比例，对渗透率的贡献较大，但是由于细孔喉占据了储集空间的绝大部分，最大汞饱和度和退汞效率较低，对渗透率的贡献较低，反映出特低渗透砂岩储层渗透率主要由含量较少的较大喉道所贡献的特点。

(2)中细歪度型

压汞曲线台阶明显，平缓段位置较靠上，退汞效率比较低，一般在20% ～35%，属于中细孔喉且不均匀。

(3)细歪度型

压汞曲线台阶较为明显，压力值位于10 Mpa以上，说明喉道半径细小，退汞效率低，只有6.61% ～10%左右。

(4)未分选型

曲线没有出现明显的平台，无中值压力，退汞效率只有35.5%，细孔喉所占比例较大，但对渗透率贡献较少，大于23.20 μm的喉道体积只占9.69%，对渗透率的贡献值却达到了90.58%。

4 储层物性及孔隙结构的影响因素

4.1 岩石性质的影响

不同沉积环境有不同的水动力条件，水动力条件的差异造成颗粒搬运方式的不同，从而形成不同的粒度分布［9］。根据粒度分析资料，粒度中值0.0536～0.4023 mm，平均 0.2182 mm，为细砂、粉砂、中砂。总体粒度细，说明南泥湾油田沉积时水动力较弱。石英含量平均17.97%，长石平均含量72.67%，矿物成熟度低，抗风化能力弱。由于沉积物岩性细，颗粒间的孔隙直径和喉道细小，渗透率低。矿物成熟度低，长石含量高，不耐风化，风化后转化为高岭土，降低孔隙度，堵塞喉道，降低渗透率。

4.2 填隙物的影响

填隙物的类型及含量也是影响孔隙结构最主要的因素之一［10］。填隙物包括杂基和胶结物，研究区内杂基主要是泥质，胶结物包括灰质、自生粘土和浊沸石等。灰质对储集层的影响具有双重性，早期可以抑制压实作用，减少对原生孔隙的破坏，适量的灰质也可为晚期的溶蚀提供物质基础，利于溶蚀孔隙发育，但其含量过多则会完全封闭原生粒间孔隙，地层水难以进入，影响溶蚀作用［11］。晚期灰质的充填会使储层物性变差，破坏储集性能。研究区灰质含量一般1%－5%，虽然整体上含量不高，但对渗透率的影响比较明显，随着灰质含量增大，渗透率呈急剧降低的趋势。

粘土矿物主要发育为片状集合体和绒球状集合体，附着在颗粒表面或充填于孔隙中，降低孔隙度，堵塞喉道［12］。

4.3 成岩作用的影响

根据对铸体薄片的观察和扫描电镜的分析，成岩作用对孔隙和孔隙结构影响十分明显。其中压实作用影响程度最高、其他依次为重结晶作用和胶结作用。

研究区压实程度高，颗粒多镶嵌状接触，残余粒间孔较小。由于颗粒排列紧密，喉道变窄(图6－b)，大部分吼道呈片状，孔喉直径比大，甚至导致大量无效孔隙的存在。

自生的二氧化硅胶结物在原生孔隙中直接沉淀，使孔隙半径减小，甚至堵塞孔隙，连通性变差。自生的绿泥石、浊沸石等晶粒充填于孔隙中，使其缩小变成喉道(图6－a)。由于重结晶作用使晶体再生长，其再生长边之间包围的孔隙变得较小，这些孔隙互相连通的喉道是晶体之间的晶间隙，形状为片状或弯片状［13，14］(图 6 － c)，有效张开宽度很小，喉道极细。

由于胶结作用，部分孔隙被泥质、方解石等充填、被绿泥石薄膜覆盖，喉道被堵死，成为无效孔隙［15］(图6 －d)。

图6 四种喉道类型的铸体膜片照片

5 结论

南泥湾油田是典型的低孔、超低渗油藏。孔隙类型主要包括粒间残余孔、溶蚀孔;孔隙直径小，分布不均匀，面孔率低。喉道总体上为细喉，以片状和弯片状喉道类型为主，连通性差。储层岩性细、压实程度高以及重结晶作用是造成孔隙度小，喉道狭窄，渗透率低的主要原因。灰质含量对渗透率的影响也十分明显。

对于这类超低渗油藏的开发，单一措施往往难以奏效，建议把压裂、酸化、高压注水、低频脉冲、二次压裂等多项技术进行优化组合，在不同的开发阶段采取不同的措施，延长油井的稳产时间，提高开发效果。

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