杨 帆，王 鹏，朱建安，白建林，刘亮亮

(陕西延长石油( 集团) 有限责任公司油气勘探公司英旺采油厂，陕西 延安 716299)



鄂尔多斯盆地集义地区山西组砂岩储层孔隙结构特征及其与物性的关系

杨 帆，王 鹏，朱建安，白建林，刘亮亮

(陕西延长石油( 集团) 有限责任公司油气勘探公司英旺采油厂，陕西 延安 716299)

为科学评价鄂尔多斯盆地集义地区山西组砂岩储层微观孔隙结构特征及其对物性的影响，对定量表征储层孔隙结构的主要参数进行了分析，并探讨其与物性的关系。研究表明：研究区山西组主要发育石英砂岩，次为岩屑石英砂岩，平均孔隙度为6.79%，平均渗透率为0.71 mD，总体上物性较差。储层孔隙类型有残余粒间孔、粒间溶蚀孔、格架颗粒内溶孔、微孔隙、微裂缝等。根据砂岩毛细管压力曲线形态和参数特征，将其划分为低排驱压力—粗喉型、较低排驱压力—较粗喉道型、中排驱压力—中喉道型、高排驱压力—细喉道型等4种类型。砂岩孔隙度、渗透率均与排驱压力呈负相关关系，与孔喉半径均值呈正相关关系，与孔喉的分选系数呈正相关关系。低渗、特低渗储层中以偏细喉道为主，发育的较粗喉道能有效提高孔隙度和渗透率。

特低渗储层；孔隙结构；物性；山西组

集义地区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部边缘(图1)，是盆地目前勘探程度较低的地区之一。该区北临盆地东部的延长气田，其勘探前景一直令人关注。随着近年来勘探力度的加强，该区大多数探井见到了天然气显示，含气层位涵盖了上古生界本溪组、山西组、石盒子组、石千峰组等层位，并在多口井见到工业气流，显示了良好的勘探远景和潜力[1-4]。

图1 研究区地理位置图

研究区石盒子组、山西组、本溪组各层段岩心实测孔隙度和渗透率均很低，碎屑岩孔隙度范围为1.6%～15.76%，绝大多数低于10%；渗透率范围为0.002～0.55 mD，按2005年《石油天然气储量计算规范》(DZ/T 0217—2005)储层划分标准，研究区储层属于低孔—特低孔、特低渗储层。前人已从沉积体系、沉积微相及成岩作用方面开展了大量的储层特征研究工作[5-8]。但从储层微观孔隙结构角度对储层物性差异开展的研究较少。本文着重分析储层微观孔隙结构特征及其对储层物性的控制作用，以期为该区山西组砂岩储层的勘探开发提供依据。

1 储层特征

1.1 岩石学特征

经大量岩心观察描述，岩石薄片鉴定，研究区山西组主要发育灰色细砂岩、中砂岩，以及深灰色、灰黑色泥岩和砂质泥岩，胶结致密。砂岩以石英砂岩为主，次为岩屑石英砂岩，成分成熟度及结构成熟度相对较高，山2段见少量纯石英砂岩。颗粒以细—中粒为主；夹粉砂—细砂，山1段常见粗—中粒石英砂岩，富含白云母。石英含量一般为75.75%～81.72%，平均为78.63%；长石含量较少，为5.37%～9.57%，平均为7.75%；岩屑成分主要为石英岩、千枚岩、喷发岩、片岩和隐晶岩，部分可见火山碎屑。岩屑含量为8.51%～14.14%，平均为10.44%；杂基含量较低，为3.03%～3.22%，平均为3.19%，主要为黏土矿物，以伊利石、高岭石及绢云母为主。山西组自下而上石英呈减少趋势，岩屑含量略有增加，岩屑成分为中、低级变质岩、火山岩等(图2)

山西组的胶结类型以孔隙式为主，偶见再生—孔隙式和连晶—孔隙胶结，岩性以中～粗粒砂岩为主，次为中—细粒、中粒砂岩，分选好，磨圆以次圆状为主，少量次棱角状和次棱角—次圆状。

1.2 储层物性特征

山西组砂岩储层孔隙度在3%～4%之间分布频率最高，达25%，其次为6%～7%范围，频率为13.89%，孔隙度小于12%的分布频率高达94.44%，平均孔隙度为6.79%(图3)。

Ⅰ—石英砂岩；Ⅱ—长石石英砂岩；Ⅲ—岩屑石英砂岩；Ⅳ—长石砂岩；Ⅴ—岩屑长石砂岩；Ⅵ—长石岩屑砂岩，Ⅶ—岩屑砂岩

图2 研究区山西组砂岩分类三角图

a.孔隙度；b.渗透率

研究区山西组砂岩储层渗透率在0～0.6 mD之间的分布频率为73.53%，平均渗透率为0.71 mD。

总体上，研究区山西组物性较差。

2 储层微观孔隙结构特征

低渗透储层物性受沉积-成岩作用下孔隙结构演化的控制，即沉积作用与成岩作用为微观孔隙结构演化提供物质基础、演化环境和条件，并控制其改造与演化方向，造成微观孔隙结构具有较强的非均质性，进而控制其物性特征[9-12]。

2.1 孔隙类型

根据岩心铸体薄片、扫描电镜等资料的观察分析，山西组砂岩储层孔隙类型有残余粒间孔、粒间溶蚀孔、格架颗粒内溶孔、微孔隙、微裂缝等，按成因分为原生孔隙和次生孔隙两大类。

2.2 孔隙组合类型

溶蚀孔隙型：指岩石原生孔隙和微裂缝不发育，粒间溶蚀孔、格架颗粒内溶孔等发育或比较发育。是研究区的主要孔隙组合类型，具有较高的孔隙度和渗透率。

溶孔—粒间孔隙型：指溶蚀孔隙与原生粒间孔隙配套发育。岩性具有较好的抗压实能力，使得原生孔隙得以保存下来。此类组合孔隙度与渗透率较好，储集性能好。研究区内次生孔隙发育，原生孔隙仅有少部分保留下来，因而此类型不是主要的孔隙组合类型，仅个别层段发育。

2.3 孔隙结构特征

砂岩孔隙结构是指孔隙和喉道的大小、连通情况、配置关系及演化特征。定量表征储层孔隙结构的参数很多，主要包括孔喉大小、分选、连通性及控制流体运动的参数[13-14]。压汞法是测定砂岩储层孔隙结构重要手段[15-16]。利用压汞法对研究区山西组砂岩孔隙结构进行分析，结果如表1所示。

2.3.1 孔喉大小

反映孔喉大小的参数主要有排驱压力、中值压力、喉道直径中值、平均孔喉半径和孔喉半径均值。

研究区山西组砂岩排驱压力为0.59～6.88 MPa，平均为3.44 MPa，分布较为分散(表1)。中值压力为2.39～20.8 5 MPa，平均为8.67 MPa。表明大部分砂岩样品物性较差，产出能力较低。

图4 山西组I类毛细管压力曲线图

2.3.2 孔喉分布

孔喉分选系数和相对分选系数是反映孔喉分布均匀程度的参数。

山西组砂岩孔喉分选系数为0.04～1.80，平均为0.51；均质系数为0.33～0.67，平均为0.44；孔隙结构系数为0.07～2.89，平均为0.90。

参数显示山西砂岩孔隙结构具有较强非均质性。

2.3.3 毛细管压力曲线特征

根据砂岩储层毛细管压力曲线形态和参数特征，可将研究区山西组砂岩孔隙结构划分为4种类型，

1)I类(低排驱压力—粗喉型)

毛细管压力曲线基本无明显的平直段，拐点较低，进汞曲线水平长度大，说明最大连通孔喉半径大，最大进汞饱和度高，岩石小孔喉所占比例小(图4)。孔喉半径直方图分布范围宽，分选差。该类砂岩含有较多的火山喷发岩屑及一定量低变质千枚岩、板岩和片岩等塑性组分，随着埋藏深度加大，塑性组分受压变形，颗粒之间由最早的点—线接触变成线接触和缝合接触，原生孔隙大量减少，孔隙喉道变窄或闭合，孔喉分选性变差，致使孔隙结构非均质性增大。但就本区而言，该类储层物性好，属于本区有利储层。

2)II类(较低排驱压力—较粗喉道型)

毛细管压力曲线呈现明显的平直段，拐点较高，曲线斜度较小，水平长度大，说明其排驱压力较大，产出能力较低，最大进汞饱和度较高，岩石中小孔喉所占比例较小。孔喉半径直方图呈单峰分布，分选好，喉道偏粗(图5)。该类岩性主要为石英砂岩，抗压实能力较强，致密化程度降低，孔隙结构和孔隙的连通性相对较好。此类储层物性仅次于I类，储集性能较好，属于本区较有利储层。

图5 山西组II类毛细管压力曲线图

3)III类(中排驱压力—中喉道型)

毛细管压力曲线拐点高，斜度大，进汞曲线水平长度短，说明最大连通孔喉半径小，分选差，岩石中小孔喉所占比例大。孔喉半径直方图呈单峰分布，但孔喉偏细(图6)。这类储层缺少大孔隙，喉道窄小。

4)Ⅳ类(高排驱压力—细喉道型)

毛细管压力曲线拐点高，斜度大，接近45°，进汞曲线水平长度小，最大进汞饱和度小于50%，最大连通孔喉半径比III类小，分选差，以小孔喉为主(图7)。

总的来说，集义地区山西组储层排驱压力大、最大进汞饱和度小，最大孔喉半径小，粗孔喉占比例较小，孔喉半径整体偏小，主要发育III、Ⅳ类孔隙结构，储集性能差。

图6 山西组III类毛细管压力曲线图

图7 山西组Ⅳ类毛细管压力曲线图

图8 研究区山西组砂岩排驱压力与孔渗关系图

图9 研究区山西组砂岩孔喉半径均值与孔渗关系图

图10 研究区山西组砂岩孔喉分选系数与孔渗关系图

表1 研究区山西组砂岩压汞参数统计表

3 微观孔隙结构对物性的影响

岩石储集与渗流空间由孔隙体积与喉道体积构成，孔隙度和渗透率是岩石储集与渗流能力的直观反映[17]。

从物性与孔隙结构参数的关系图中(图8～图10)可以看出：

(1)孔隙度、渗透率均与排驱压力呈负相关关系。即排驱压力越小，孔隙度、渗透率越高。

(2)孔隙度和渗透率均与孔喉半径均值呈正相关关系。即孔隙度、渗透率越大，孔喉半径均值也越大。

(3)孔隙度、渗透率与孔喉的分选系数呈正相关关系。即孔喉的分选系数越大、孔喉分选越差，孔隙度、渗透率反而越大。说明在低渗、特低渗储层中以细喉道为主的情况下，发育的较粗喉道能有效提高孔隙度和渗透率。

4 结语

(1)鄂尔多斯盆地集义地区山西组砂岩储层普遍具有排驱压力偏高、喉道偏小、微裂缝不发育、孔喉连通性差的孔隙结构，属于典型的低孔—特低孔、特低渗储层，储层空间类型有残余粒间孔、粒间溶蚀孔、格架颗粒内溶孔、微孔隙。

(2)孔隙度、渗透率均与排驱压力呈负相关关系，与孔喉半径均值呈正相关关系，与孔喉的分选系数呈正相关关系。

(3)在低渗、特低渗储层中以偏细喉道为主，其发育的较粗喉道能有效提高储层孔隙度和渗透率。

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2016-12-16

杨帆(1981-)，男，陕西延安人，助理工程师，主要从事油气勘探开发研究工作。

P618.130.2+1

B

1004-1184(2017)03-0183-04