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