曹 聪

(西安石油大学地球科学与工程学院， 西安 710065)

直罗油田黄家岭区的长2储层是该区的主力产层之一。本次研究，以黄家岭区的长2储层为研究对象，借助有关岩心资料、铸体薄片，运用压汞法、扫描电镜法等，分析长2储层的岩石矿物特征、储层物性特征、孔隙结构特征及储层物性的影响因素。

1 岩性及储集空间类型

1.1 储层的岩石学特征

根据对岩心的观察，长2储层岩性主要为浅灰色长石细砂岩。碎屑成分中，长石含量为35%～45%，平均为39.6%；石英含量为24%～38%，平均为28.6%；岩屑含量为5%～12%，平均为8.4%；云母含量为1%～6%，平均为3.6%。胶结物含量在4%～28%，平均为11.0%，主要由方解石、绿泥石组成。长2储层砂岩的平均粒度为0.15～3.45 mm，分选好；碎屑颗粒为次棱角状，颗粒支撑，排列方式为定向排列；胶结类型主要为孔隙胶结。

1.2 储集空间类型

研究发现，该区储层的孔隙类型主要是原生剩余粒间孔隙、次生溶蚀空隙和微裂缝。

(1) 原生孔隙。该区长2储层中发育的原生剩余粒间孔隙，主要是由黏土矿物充填胶结，石英、长石次生加大以及压实后的剩余粒间孔隙。

(2) 次生孔隙。根据溶蚀位置，次生孔隙分为次生粒间溶孔和次生粒内溶孔2种。粒间溶孔是胶结物溶解或溶蚀后在颗粒间形成的次生孔隙。粒内溶孔主要是长石或岩屑颗粒被局部溶蚀而产生的次生孔隙。该区长2储层砂岩中的次生孔隙，主要是长石或岩屑颗粒被局部溶蚀而产生的次生孔隙。扫描电镜观察可见，颗粒沿解理缝强烈溶蚀；偶见长石颗粒完全溶蚀，形成铸模孔。

(3) 微裂隙。该区砂岩中还发育少量微裂缝，以层间水平缝为主。它们是在成岩作用过程中因为受力不均而形成的，对储层物性影响很大。

2 储集岩物性和孔隙结构特征

2.1 储集岩物性特征

根据该区的200个岩心样品的分析资料，长2储层的孔隙度分布在5.9%～23.6%，平均值为14.0%；渗透率分布在(0.08～9.90)×10-3μm2，平均值为1.23×10-3μm2。从孔渗频率分布直方图可以看出，长2储层的孔隙度集中分布在10%～19%(见图1)，渗透率集中分布在(0.1～2.0)×10-3μm2。

长2储层的孔隙度与渗透率呈正相关[1]，且相关性较好，随着孔隙度的增大，渗透率增加较明显(见图2)。

图1 长2储层孔隙度频率分布直方图

图2 长2储层孔隙度与渗透率的关系图

2.2 孔隙结构特征

孔隙结构的性质直接影响储集岩的储集性能。根据文献[1][2]的研究结果，拟制了符合黄家岭区的孔喉分级标准，见表1。研究区长2储层孔隙发育较差，孔径在5～150 μm，平均为45.08 μm，属于小孔型；平均最大孔喉半径为2.537 1 μm，平均中值半径为0.173 9 μm，为小孔-细、小孔-微细喉型。

表1 砂岩孔隙、喉道分级标准

3 影响储层物性的因素

储层物性主要受沉积微相和成岩作用的控制。

3.1 沉积微相的影响

研究区长2储层是富县三角洲沉积体系、三角洲前缘亚相沉积，主要微相有水下分流河道和分流间湾[3]。水下分流河道沉积的砂体厚、沉积的水动力强，砂体分选、磨圆都比较好，而方解石和绿泥石的胶结物也有助于原生孔隙的保存，因而物性比较好。分流间湾沉积的主要是细粒的泥、粉砂岩，分选差，易被压实，物性比较差。

3.2 成岩作用

砂岩的成岩作用对储层孔隙影响较大的是压实压溶作用、胶结作用、溶蚀作用和破裂作用[4]。

(1) 压实与压溶作用。由于早期绿泥石薄膜的发育，长2储层砂岩中压溶作用表现不太明显，对储层物性的影响不大。

(2) 胶结作用。长2储层砂岩中的胶结作用类型主要有黏土胶结和碳酸盐胶结。在长2储层砂岩中，绿泥石胶结物比较常见，多数充填残余粒间孔，部分充填溶蚀孔隙，对储层物性影响较大。伊利石及伊蒙混层胶结物呈片状、丝缕状、毛发状充填孔隙，残余粒间孔大多变为晶间微孔，对原生孔隙度的影响不大；片状、丝缕状、毛发状胶结物常堵塞喉道，在很大程度上影响了渗透率。长2储层的碳酸盐胶结物主要为方解石，其次为铁方解石，呈大片连晶分布，充填大部分粒间孔隙，降低了储层孔隙度，甚至形成了致密隔挡层。

(3) 溶蚀作用。长2储层砂岩主要是长石、岩屑粒内溶孔和颗粒边缘溶孔，溶蚀作用对储层物性的改善有很大作用。

(4) 破裂作用。长2储层岩石发育有构造裂缝、层间张裂缝、压裂缝、微裂缝等多种类型。裂缝的发育可改善储层的孔渗性。

4 储层综合评价

根据鄂尔多斯盆地中生界碎屑岩储集层分类评价标准[4](见表2)，结合黄家岭区的实际情况，将长2储层划分为4种类型[5-6]，分别对应分类标准中的Ⅲb、IVa、Ⅳb、Ⅴ类储层。

第1类储层(Ⅲb)：岩性主要为细粒长石砂岩，以原生粒间孔为主，溶孔发育，孔隙度大于10%，渗透率大于1×10-3μm2。毛管压力曲线下部的中间平缓段较短(见图4)，排驱压力为0.16～0.37 MPa，中值压力为1.00～2.49 MPa；平均喉道半径为0.52～1.22 μm，中值半径为0.30～0.74 μm，属小孔中细喉道及小孔细喉道组合，孔喉分选好，喉道半径大。

第2类储层(IVa)：岩性主要为细粒长石砂岩，原生粒间孔为主要储集空间，溶孔发育，孔隙度8%～10%，渗透率为(0.3～1.0)×10-3μm2。毛管压力曲线比第1类稍陡(见图4)，排驱压力小于0.8 MPa，中值压力小于5.0 MPa；平均喉道半径大于0.27 μm，中值半径大于0.15 μm，属小孔细喉道及小孔微细喉道组合，孔喉分选较好，喉道半径较大。

表2 鄂尔多斯盆地中生界碎屑岩储集层分类评价标准

第3类储层(Ⅳb)：岩性主要为细粒长石砂岩，储集空间为原生粒间孔，溶孔发育较差。孔隙度一般为6%～8%，渗透率为(0.1～0.3)×10-3μm2。毛管压力曲线比第1类陡(见图3)，排驱压力为0.8～2.0 MPa，中值压力为5.0～10.0 MPa；平均喉道半径为0.05～0.27 μm，中值半径为0.05～0.15 μm，属小孔微细喉道，孔喉分选较好，喉道半径较小。

图3 长2储层毛管压力曲线

第4类储层(Ⅴ)：岩性主要为粉砂岩、泥质粉砂岩，孔隙度常小于6%，渗透率小于0.1×10-3μm2。原生粒间孔主要被方解石充填，溶孔不发育。毛管压力曲线比第1类陡(见图3)，排驱压力为2～20 MPa，中值压力为20～50 MPa。平均孔喉半径、中值半径小于0.05 μm，孔隙结构为小孔微喉型，孔喉分布呈单峰负偏态。

5 结 语

直罗油田黄家岭区长2储层，岩性主要为细粒长石砂岩，成分成熟度和结构成熟度相对偏低。其平均孔隙度为14.0%，平均渗透率为1.23×10-3μm2，属于低孔特低渗储层；孔喉类型为小孔-细、小孔-微细喉型。长2储层主要微相有水下分流河道和分流间湾，其中水下分流河道微相物性相对较好；压实与压溶作用对储层物性的影响不大，溶蚀作用和破裂作用对储层物性的影响较大，改善了储层物性。根据对储层性质的综合分析，黄家岭区长2储层包含4种类型，与鄂尔多斯盆地中生界碎屑岩储集层分类评价标准中的Ⅲb、IVa、Ⅳb、Ⅴ类储层相对应，储层性质分别为好、较好、差和非储集层。