微观孔隙结构特征研究-editing1

摘要：微观孔隙结构是控制特低渗、超低渗砂岩储层驱油效率、最终开发效果的关键因素之一。利用铸体薄片、扫描电镜、铸体图像分析、高压压等多种技术手段,对鄂尔多斯盆地吴旗地区延长组长6储层的孔隙结构进行深入分析和研究，结果表明：1）

2）。。。。，；

对其储层分为。。类，及亚类；探讨了其控制因素主要是，

通过物性分析、扫描电镜、铸体薄片、高压压汞等资料分析，对鄂尔多斯盆地陕北地区吴旗地区延长组长6油层组特低渗、超低渗砂岩储层样品的微观孔隙结构进行了详细研究。研究表明，特低渗、超低渗砂岩储层岩石孔隙和喉道类型多样，孔隙结构非均质性强，分选较差是储层渗透性差的主要原因。毛管压力曲线特征表明，曲线平坦段不明显，上升幅度比较小，歪度中等偏细；进汞量递增的幅度及峰值总是滞后于渗透率贡献值递增的幅度和峰值，说明细小孔道对储层储集能力的贡献较大，但决定和改善储层渗透性的是较大孔喉，反映了特低渗与超低渗透砂岩储层具有有效喉道半径分布范围窄，孔隙结构差，储层致密的特征。因此，研究微观孔隙结构的差异是深入剖析孔喉特征参数的差异以及储层物性参数的差异的重要依据。

关键词：鄂尔多斯盆地；特低渗、超低渗砂岩储层；微观孔隙结构；毛管压力

除沉积作用外，成岩作用显著控制了储层质量。

特低渗储层在石油勘探中的地位、微观孔隙结构的定义及控制储层发育机理、研究方法的综述利用。。。资料，

1983在年陕甘宁盆地发现的安塞油田为典型的低渗低产油田,其储层为三叠系延长组,埋藏深度1000~1300 m,是以内陆淡水湖泊三角洲为主的沉积体系。在三叠系延长组内四个油组(长2、长3、长4+5、长6)均发现油层,储量绝大部分集中在长6、长4+5油层组内。安塞油田区域构造背景为一平缓的西倾单斜,倾角仅0.5°左右。

储层孔隙结构是指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通状态，是影响储集岩渗透能力的主要因素。由于实际多孔介质孔隙结构的复杂性，通常采用不同的方法从不同角度加以测定和描述，如孔隙铸体、测毛细管压力分布，薄片分析、显微图象分析仪、扫描电镜等是储层微观物理研究的核心内容。在我国，对于中、高渗透砂岩储层的微观孔隙结构特征研究已取得了大量的研究成果(添加具体内容,参考文献)，但对于特低渗、超低渗砂岩储层的孔隙结构特征研究尚不多见[2~6],(且存在哪些问题) 。

为深入研究此类储层的孔隙结构特征，采用铸体技术、扫描电镜技术、高压压汞技术对取自鄂尔多斯盆地AS油田延长组长6油层组特低渗、超低渗砂岩储层样品进行测试分析，从而解剖此类储层的孔隙结构特征，为特低渗、超低渗储层制定合理的油田探勘开发方案，提高油气采收率具有重要意义。

1、地质背景

(位置/区域构造/地形单元构成/沉积类型/平均埋深/生产现状/存在问题)

研究区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，区域构造背景为平缓的西倾单斜，主要含油层系为三叠系

延长组长6油层组，沉积微相主要属于曲流河三角洲前缘亚相水下分流河道微相，油层厚度一般15~20m，累计厚度可达100~120 m。

油藏类型为受鼻状隆起与岩性双重控制的构造-岩性复合油藏。该区储集层砂岩在纵向、横向上具明显的非均质性,成岩作用和孔隙结构复杂,主要受沉积相变快、砂岩物质组分含量变化大、盆地埋藏史及液态烃注入史的影响。本

文研究了安塞油田长2、长3油层组砂岩的主要成岩作用、孔隙类型和结构,目的在于揭示储层的微观特征,为改善开发效果提供依据。

王窑和大路沟地区的油层埋藏深度1000~1350m，而吴起地区的埋深一般为1850m，相对较大，其孔隙结构也相对更差，王窑和大路沟地区油层平均孔隙度12.78%；平均渗透率小于1~5×10-3μm2，属于典型的低孔特低渗储层，而吴起则相对更低，孔隙度一般为11.26%，渗透率多小于1×10-3μm2，属于典型的低孔超低渗储层。

安塞油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中南部，该斜坡为一西倾单斜,倾角不足1°,斜坡上构造活动十分微弱,由于差异压实作用,局部发育一些小型鼻状隆起。长2、长3油层组是安塞油田的主要产油层位之一,埋藏深度一般为900~1 300 m。砂体主要为河流相沉积[1, 2],以灰白色厚层块状中—细粒砂岩为主,单砂层厚度较大,一般为15~25 m,累计厚度可达100~120 m,油藏类型为受鼻状隆起与岩性双重控制的构造-岩性复合油藏。该区储集层砂岩在纵向、横向上具明显的非均质性,成岩作用和孔隙结构复杂,主要受沉积相变快、砂岩物质组分含量变化大、盆地埋藏史及液态烃注入史的影响。本文研究了安塞油田长2、长3油层组砂岩的主要成岩作用、孔隙类型和结构,目的在于揭示储层的微观特征,为改善开发效果提供依据。

2、储层(岩石学特征)及物性特征

2.1 岩石学特征

资料/类型/成份成熟度/结构特征

2.2 物性特诊

据样品物性分析(添加样品数量)（表2)，研究区砂岩储层孔隙度不是很低，但渗透率却极低，属于典型的特低渗、超低渗透砂岩储层。长6储层孔隙度主要分布在10～12%和12～14%之间，为低孔储层；在渗透率方面，王窑地区大路沟地区渗透率平均值一般分布在1～5×10-3μm2，属于特低渗透率，而吴起地区的渗透率一般小于1.0×10-3μm2，为超低渗储层（图4-64）。因此，对比孔隙度和渗透率不难发现：王窑地区渗透性最好，平均渗透率达2.35×10-3μm2，而吴起地区渗透率不足1.0×10-3μm2，均值为0.92×10-3μm2，为全区最差，大路沟地区则介于两者之间。

图1 研究区延长组长6储层渗透率与孔隙度相关关系图

随着孔隙度的增高，渗透率增高。趋势线较平缓，且相关系数不高，表明孔隙度与渗透率的关系比较复杂。而造成这样孔渗关系如此复杂的原因主要在于岩石的微观孔隙结构，尤其是孔隙和喉道的几何形状、大小、分布。即使样品的孔隙度相同，渗透率也可能相差近10倍；相同渗透率的样品，孔隙度相差5%左右。

物性参数中，渗透率变化较大。一般随着砂体埋深的增加，压实作用逐渐加强，储层的孔隙度和渗透率总体呈降低趋势；但由于砂体各层的沉积相带不同，以及成岩作用的不均一性作用，又使储层孔隙度、渗透率在部分层段出现增大的现象。

通过对研究区不同区域的孔隙度和渗透率统计发现：不同沉积微相的砂体，经历的沉积环境和成岩作用的强度不同，岩性不同，粒度不同，水下分流河道微相中心主流线部位的岩性较粗，以中砂、中－细砂岩为主，水下分流河道边部以及水下天然堤、水下决口扇等微相岩性稍细，以粉细砂、粉砂岩及粉砂质泥岩为主，因此反映在物性上，以水下分流河道微相中心主流线部位较好（表2）。

表2 主要沉积微相类型物性统计表

微相类型岩石类型孔隙度

(%)

渗透率

(10-3μm2)

样品数量

水下分流河道中心

边缘

13.8

11.05

10.52

1.29

0.68

0.45

天然堤决口扇

3、微观孔隙结构特征

2.1孔隙类型多样

通过岩芯观察、薄片观察、扫描电镜分析发现研究区砂岩孔隙类型可分为原生孔隙、溶蚀孔(包括粒间溶孔、粒内溶孔、填隙物内溶孔、铸模孔)、自生矿物晶间微孔隙以及裂缝四类（7种,添加铸体薄片）孔隙（表3）。

研究区长6砂岩储层孔隙不甚发育，面孔率均较低；孔隙类型以原生孔隙和溶蚀孔隙为主。原生孔隙占总孔隙58.17~71.47%，其中王窑长6储层砂岩的粒间孔（4.96%）占总面孔率的71.47%，为全区最高，表明王窑长6储层物性最好，大路沟此之（3.13%），吴起的原生孔隙最低（2.16%）。溶蚀孔隙以长石溶孔和浊沸石溶孔为主，两者含量略有差异，吴起长6油层组不含浊沸石溶孔，但吴起地区长石溶蚀孔的含量（1.4%）占面孔率的21.11%，明显高于研究区王窑和大路沟地区的长石溶蚀孔隙。王窑地区长6油层组浊沸石溶蚀孔含量与长石溶蚀孔含量相当，两者之和（1.57%）对孔隙的贡献可达24%，表明浊沸石溶蚀孔在该地区普遍存在，是一类不容忽视的孔隙类型，对油气储集有一定作用。吴起地区由于溶蚀孔隙（25.86%）和晶间孔（10.50%）的含量为全区最高，致使溶蚀孔、晶间孔与粒间孔的连通性差，从而导致渗透性变差，渗透率为全区最低。

表3 研究区各个区域的孔隙类型分类（样品数,三线表,原生/次生分开）

大、喉道粗、连通性好。储层中的溶蚀孔，若与原生孔隙连通好，则为较好的储集空间，若与原生孔隙等较大孔隙连通差，则对渗透率的贡献小。晶间孔及微孔等因孔隙喉道狭小，且常以一端敞开的“死胡同孔隙”存在，此类孔隙对渗透率没有多大的帮助。、

铸体薄片的加入

模式：方解石胶结物(染色)充填粒间,孔隙不发育,F186-132井,1 821.61 m,铸体薄片,单偏光,×40;

2.2、孔隙大小分布

据中石油孔隙结构分级参考标准，研究区长6段储层孔隙按大小可分为大孔（＞80μm）、中孔（80~50μm）、小孔（50~10μm）、细孔（10~0.5μm）及微孔<（0.5μm）五类，根据储层分类的要求

将中孔进一步细化为80~60μm和60-50μm两个亚类，小孔细化为50~30μm和30~10μm两个亚类(表4)。

图像分析结果表明，不同砂层组，其平均孔隙直径不同。长6段储层的孔隙大小分布不均匀，主要在10~30μm和30~50μm范围内变化，王窑地区和大路沟地区的砂岩孔隙直径30～50μm较集中，分别为70.37%和50.00%，属小型偏大孔隙，平均孔隙直径分别为57.10和51.40μm，属小型偏大孔—中孔；因此，王窑地区和大路沟地区长6储层孔隙以中孔和小孔为主，二者占孔隙总面积的81.48~100％，使储层具有中小孔性质，且不同的储集砂体类型，孔隙大小分布不同。

吴起地区的砂岩孔隙直径10～30μm较多（43.59%），属小型偏小孔隙，平均孔隙直径37.58μm，属小孔。吴起地区孔隙直径小于10μm的含量较多，在薄片观察中约占孔隙总面积平均为6.25%~18.88％，明显多于其他地方，此类孔隙主要是粘土矿物之间的晶间孔，此类孔隙在长6 储层中一般属较差孔隙，在注水开发时，应适当加大注水强度，将原油驱替出来。

2.3、喉道类型及大小分布

喉道为连通孔隙的狭窄通道，对储层的渗流能力有决定性影响，喉道的形态和大小主要取决于岩石的颗粒接触关系、胶结类型及颗粒的形状和大小[7]。(参考文献,且明确类型)根据薄片观察和图象分析成果，研究区长6储层以片状喉道和弯片状喉道为主，其次为缩颈型喉道，孔隙缩小型喉道，管束状喉道较少。依据前人的研究，在结合鄂尔多斯盆地延长组特低渗、超低渗储层的孔隙结构特征，可以得出以下认识：当岩样孔隙度大于10%时，地层孔隙以粒间孔为主，其喉道主要为缩颈喉道，次为片状喉道；当岩样孔隙度小于10%时，地层孔隙以粒内溶孔为主，其喉道主要为片状喉道，次为管状喉道。

据裘亦楠等主编的《油气储层评价技术》（1997）储集空间大小（按饱和度中值半径）的分类标

的层最大喉道半径不超过5μm（除部分裂缝发育区），喉道中值半径多数不超过1μm。结合研究区实际情况，将喉道划分为：中型喉道（R50>0.5μm）、小喉-偏大型喉道(R50=0.2μm～0.5μm)、小喉

-中型喉道(R50=0.1μm～0.2μm)，小喉-偏小型喉道(R50=0.04μm～0.1μm)，微型喉道(R50<0.04μm)（表5）。R50主要集中在0.1μm～0.5μm，大于0.5μm的样品较少，主要为小喉。

不同地区的喉道特征存在较大差别，大路沟和王窑地区长6储层喉道以小喉-偏大型和小喉-偏小型为主，约占65.22~65.81%，平均中值喉道半径分别为0.18μm和0.22μm；吴起地区长6储层以小喉-偏小型为主，约占55.35%，其微喉所占比例较大，约14.00%，平均喉道半径为0.15μm，进一步说明了吴起长6储层的孔隙喉道更差，也决定了该区的渗透率更差。

2.4、孔喉分布特征：

利用毛管半径直方图及渗透率贡献值图，可选取孔喉半径集中范围，计算出它的百分含量。孔喉半径的集中范围与百分含量反映了孔喉半径的粗细程度和分选性。孔喉越粗，分选性越好，其孔隙结构越好。本文选取了有代表性样品的毛管压力曲线(图2，图3)与进汞量与孔喉半径关系曲线(图

2.4.1、毛管压力曲线特征

一般毛管压力曲线具有两头陡，中间缓的特征[9]，由于本区储层为特低渗储层，毛管压力曲线的这种特征更为明显，从研究区的毛管压力曲线进汞曲线形态（图2，图3）可以看出，进汞过程喉道半径均较低，反映排驱压力较高；毛细管压力曲线平坦段不明显，说明孔隙半径集中的孔喉百分含量小，孔隙分选较差，且大孔喉所占孔隙体积比例小，以小孔隙为主，形成了储层特低渗透或者超低渗透的特点；尽管曲线平坦段不明显，但整个曲线上升幅度比较小，进一步反映了储层性质较差；曲线以陡斜式为主，曲线平坦段位置偏左下方，歪度中等偏粗。总体来看，毛管压力曲线特征

表明，研究区长6油层具有喉道细，排驱压力大，退汞压力高等特点，属典型的特低渗、超低渗储层压汞曲线特征。

图4，图5表现出进汞曲线幅度较陡，汞开始进入岩芯后，进汞速度很快达到最大值，然后进汞速度又较快下降，反映了本区储层的有效喉道半径分布范围较窄，这与特低渗、超低渗储层的渗透率较差的特征相符。本区储层的渗透率一般分布在0.1~10×10-3μm2之间（在物性分析中渗透率多小于1×10-3μm2），也再次说明了本区的特低渗与超低渗透砂岩储层具有有效喉道半径分布范围窄，孔隙结构差，储层致密的特征。

2.4.2、喉道类型多样

超低渗透砂岩储层孔隙结构复杂，喉道类型具有多样性，喉道分布呈现单峰、双峰、多峰的特点（图4，图5）。进汞量随孔喉半径变化的忽起忽落，说明孔隙结构的不均一性较强，而渗透率的峰值一般只出现在较大的孔隙喉道，因此有效孔喉在总孔喉中所占的比例较低。特低渗、超低渗透储层孔隙喉道类型多样性与储层经历的成岩作用程度较复杂有密切关系。

喉道单峰分布的储层以一种孔隙类型为主，分选较好，这种类型在研究区的分布较少，这种单一的孔隙类型一般为原生孔隙，具有较好的物性，王窑地区的塞154井的1310.19m样品（图3右和图5右）较为典型。

研究也发现，本区喉道大多呈双峰、多峰分布，其峰值分布的多样性与孔隙类型的多样性有关，主要由2种孔隙类型组成，即以粒间孔-溶蚀孔组合或者溶蚀孔-粒间孔组合而成，分选较差，也可能是双重孔隙介质，即可能存在微裂缝。

部分样品呈多峰分布，此类样品的孔隙多样，喉道半径分布不集中，一般存在较多的微孔隙和晶间孔等狭小的孔隙喉道，此类孔隙对渗透率的贡献不大，另外，多峰分布的样品存在微裂缝的可能性也比较大。吴起地区长6储层渗透性最差，其主要原因在于溶蚀孔隙、晶间孔的含量过高，粒

间孔含量低，致使溶蚀孔、晶间孔与粒间孔的连通性差，但吴起地区由于受差异压实作用及基底形态变化的影响，形成了一些低幅度背斜和鼻状构造，这些低幅度背斜或鼻状构造对后期形成的构造裂缝起到了很大的作用，对油气富集也起到了一定的控制作用。

2.5.3、较大孔喉决定储层渗透性

由图4、图5可见，进汞量与渗透率贡献值并不匹配。进汞量递增的幅度及峰值总是滞后于渗透率贡献值递增的幅度和峰值，对渗透率贡献较大的较大孔喉却占据着较小的孔隙体积。大部分孔隙空间是中、小孔喉，渗透率贡献值却很低，这里也体现了渗透率与孔隙度不同的物理意义，无论是砂岩孔隙系统壁上小规模粗糙度造成流体的拖曳作用，还是砂岩内两点间流体必须流经的长度均对孔隙度无影响，但是这两者或两者之一的变化均能改变渗透率。在研究中还发现：（a）孔隙度变化不大时，但是渗透率的变化却很大，甚至相同的孔隙度也具有不同的渗透率。可见大部分小孔喉虽具有较大的储集能力，但却只有较小或根本没有渗流能力。（b）岩石孔道通过流体的能力是一个统计平均值，其中大孔道对渗流和渗透率的贡献更大，而中、小孔隙对储集能力贡献更大一些。因此在对特低渗或者是超低渗透砂岩储层进行开发时，需要要重视小孔喉部分的动用。

因此对于特低渗、超低渗储层而言，大孔喉和中孔喉是决定和改善渗透性的重要因素。渗透率高的储层，大孔喉区域峰值高，较少数量的大孔喉贡献了渗透率的绝大部分，如图4左的塞170井大孔隙和中孔隙（喉道半径＞1.0μm）的渗透率的贡献值总和为93.68%，而进汞量的总和仅为24.39%，说明了对渗透率贡献较大的孔喉却占据着较小的孔隙体积，细小孔道在孔隙空间中所占的比例较大。因此，高压压汞测试中，注入压力高，退汞效率普遍偏低。(合并到2.5.2作为一个因素来分析)

4、孔隙结构评价

参考前人关于孔隙结构类型的划分标准，根据以上参数及储层物性特点，对陕北地区延长组长6油层组压汞资料和物性资料的分析，建立了特低渗、超低渗储层孔隙结构级别划分标准，将孔隙结构分为三大类六小类(表6)。

划分时首先确定的是渗透率的范围，Ⅰ类和Ⅱ类孔隙结构类型划分界限为渗透率为3×10-3μm2，一方面参考了前人的划分意见，另一方面考虑了特低渗究区不同层段的含油性特点，即渗透率大于3×10-3μm2的储层含油性比较好，小于此值的含油性中等-差；Ⅲ类孔隙结构类型的划分界限（渗透率为0.3×10-3μm2）主要考虑长6油层有效渗透率的下限值，即渗透率小于0.3×10-3μm2的储层一般不含油或含油很差。

由表6可知：Ⅰ类孔隙结构类型最好，Ⅲ类最差。ⅠA、ⅠB、部分ⅡA类孔隙结构类型对应的储层最好，在研究区多出现在三角洲前缘亚相水下分流河道砂体中。部分ⅡA、ⅡB类孔隙结构类型对应的储层中等，少量ⅡB类、ⅢA类孔隙结构类型对应的储层很差，ⅢB类孔隙结构类型对应的基本为非储层。

总体来讲，以王窑地区和大路沟地区长6储层为典型代表的特低渗储层孔隙结构类型主要为ⅡA 和ⅡB型，Ⅰ类和ⅢA分布很局限，孔隙结构属小喉——偏中型和偏小型；分选中等，垂向上孔隙结构变好，且长61孔隙结构明显好于长62?。混合孔隙较发育，孔隙大小混杂，平均孔隙直径一般为l0～50μm，连通性较好。大路沟地区的长6储层分选中等-差，仅在局部地方发育ⅠB类型，ⅢA类分布也较少，ⅡA和ⅡB类分布范围较广泛；由此说明本区孔隙结构类型以中等-差为主。吴起地区长6储层压汞实验表明长6孔隙结构类型主要为ⅡB和ⅢA型，属中等-差类型；孔隙结构属细孔、小喉—偏中型和偏小型；分选中等-差。纵向上，自下往上孔隙结构变好。其混合孔隙较发育，微孔隙较多，连通性较好，在长6中储层相对较差。

经过对比，研究区延长组储层孔隙结构有如下特点：长6储层中，安塞地区王窑长6储层、志靖地区的大路沟储层孔喉结构优于吴起地区长6储层。

5、孔隙结构的影响因素

沉积-埋藏-成岩三个角度来分析

注意差异性分析

细化控制因素

据以上分析，孔隙结构严重地影响着储层的储集物性，但是现今的孔隙结构也是受制于多重影响才形成的。沉积环境是影响储层孔隙结构的地质基础，不同沉积微相砂岩储集性能之间存在明显的差异，不同相带岩石组分、孔隙结构变化较大，进而影响储层的储集物性。因此，沉积环境对储层的控制是沉积相带对砂体类型和孔隙类型以及物性特征的控制。不同的沉积环境其沉积条件和沉积方式均有所不同，从而造成砂体的组分和结构的差异。碎屑颗粒粗、分选好、单砂层厚、隔层少的砂体，其物性优于细而薄的砂体，如河道砂体和三角洲砂体均具有较好的孔隙结构(郑浚茂等，

1996)。

a) 首先受到沉积环境及构造位置影响：吴起地区埋深为全区最深，平均比大路沟地区深350m，比王窑地区深600m，致使吴起地区的粒径最小，原生孔隙直径也最小；

b) 其次受到了成岩作用的影响，砂岩遭受较强的压实作用和胶结作用之后，原生孔隙损失严重，喉道大量消失或者变为无效孔隙，而溶蚀过程中，吴起地区的溶蚀孔隙中仅有长石溶孔缺乏浊沸石溶孔，因而大、中型孔隙与小孔隙，以及孔隙与喉道连通的程度远远不及王窑、大路沟地区，岩石的渗流能力也不如王窑地区，故吴起地区的储集物性也相对较差，也进一步解释了王窑地区长6储层，尤其是长61砂层组，储集物性最好，在研究区储量和产量最大等客观事实。

6、结论

储集层类型/类型及孔吼特征/分类/控制因素阐述

通过鄂尔多斯盆地延长组三个典型的特低渗、超低渗储层样品的微观孔隙结构特征进行测试分析可以得出以下结论：

（1）特低渗、超低渗储层的孔隙大小不一，分选差，孔隙喉道类型多样，孔隙结构非均质性强，这是致使储层渗透性差的主要原因。

（2）特低渗、超低渗储层喉道以片状喉道和弯片状喉道为主，其次为缩颈型喉道，管束状喉道较少；在压汞曲线中喉道大多呈双峰、多峰形态分布，其峰值分布的多样性与孔隙类型的多样性有关。（3）在特低渗、超低渗储层中较大孔隙喉道是决定和改善渗透性的重要因素，中、小孔喉对储层储集能力的贡献较大，但对渗透率贡献较大的孔喉却占据着较小的孔隙体积，高压压汞测试中，注入压力高，退汞效率普遍偏低。

（4）分选系数、变异系数、最大进汞饱和度、最大孔喉半径、中值半径、排驱压力、中值压力对物性影响较大，物性是多种因素共同作用的综合表现。

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