引言

鄂尔多斯盆地是中国典型的低渗透、特低渗透油藏发育区，先后发现了西峰、姬塬等规模超10亿吨级的大油田。其中，致密油资源丰富，约占总资源量的20%左右。三叠系延长组长6油层组是目前鄂尔多斯盆地石油勘探的重点层系，其储层渗透率一般低于1.0 mD。根据目前国内学术界对致密油的定义：覆压基质渗透率小于0.2 mD或空气渗透率小于2.0 mD的砂岩、碳酸盐岩等油层，单井一般无自然产能，或自然产能低于工业油气流下限，但在一定经济条件和压裂、水平井、多分支井等技术措施下可以获得工业油产量，长6油层组为典型的致密油。对于长6油层组的勘探，前人从沉积物源、砂体展布、沉积体系和沉积相、储层特征和成岩作用等方面进行了卓有成效的研究^[1-7]，但致密储层的微观孔喉结构和微、纳米级孔喉的赋油状态未见报道。本文借助恒速压汞、微-纳米CT等前沿分析测试手段，选取致密油富集的华庆地区长6储层为载体，对其储层进行定量化表征，拟解决制约对储层进一步认识的微观孔喉结构问题，为下一步寻找相对高渗致密油储层奠定基础。

本次研究所采集的样品均来自华庆地区延长组长6致密油储层，样品为2.5$\times $2.5~cm岩芯柱，共采集22块钻井岩芯的样品进行岩石恒速压汞和CT扫描分析。岩石CT分析测试在中国石油大学(北京)重质油国家重点实验室完成；恒速压汞分析测试主要在中国石油低渗透国家重点实验室完成。

1 地质概况

华庆地区位于鄂尔多斯盆地中部地区，属于伊陕斜坡，构造平缓(图 1)。延长组长7优质烃源岩厚度大，生烃条件优越，为长6储层致密油的富集奠定了资源基础。华庆地区地处盆地沉积中心，沉积主体受东北物源控制和湖盆底形影响，细粒沉积物发育，主要发育三角洲前缘和深水重力流两种沉积相类型，三角洲前缘水下分流河道和重力流沉积砂体为主要储集体^[7-13]。延长组长6油层组砂体纵向上叠置、横向上连片，多种成因砂体交互叠置，储集砂体组合形式多样。长6储层致密，生烃增压是强排烃和强充注的主要动力，长7优质烃源岩生成的烃类通过裂缝和渗透性的砂体向上运移至长6致密储集体聚集成藏，形成长6致密油。

2 储层特征

华庆地区长6储层砂岩以灰绿色、浅灰色、浅灰白色为主，含油较好的为深灰褐色，砂岩粒度普遍较细，以细砂—粉砂为主，其中，细砂占30%~ 60%，粉砂占25%~55%，泥质杂基，含有极少量的中砂岩。通过对近300余块样品的铸体薄片、扫描电镜分析，华庆地区长6储层岩性主要由灰褐色细粒岩屑长石砂岩和长石砂岩组成(图 2)。

长6储层石英含量为28%~30%，长石含量为34%~40%，岩屑含量10%~12%，具有“低石英，高长石”的特点。长6储层砂岩颗粒分选性处于中等级别，颗粒磨圆度以中等—好为主，碎屑颗粒主要呈次棱角状。岩石结构特点均表现为成分成熟度较低、结构成熟度中等，体现了研究区长6三角洲前缘及浊积砂体的基本特点。

华庆地区长6段砂岩的填隙物含量均大于17%，以水云母、绿泥石膜以及铁方解石和铁白云石为主，并含少量硅质、长石质和网状黏土等，孔隙度为9.41%，渗透率值在0.10~0.30 mD，平均值为0.45 mD，长6面孔率较低，平均为2.20%。从长6储层渗透率直方频率图可知，长6储层孔隙以渗透率大于0.10 mD，小于1.00 mD的微米级孔隙为主；渗透率小于0.10 mD的纳米级孔隙分布频率较低(图 3)，储层总体相对致密。

3 储层微观孔喉特征 3.1 孔喉类型

华庆地区位于湖盆中部，储层成岩作用强烈，根据薄片资料分析，长6孔隙类型主要为粒间孔(图 4a，图 4b)，其次为长石溶孔(图 4c，图 4d)，含少量的晶间孔、微裂缝。粒间孔含量为1.43%~1.51%，平均为1.47%；长石溶孔含量为0.47%~0.55%，平均为0.50%。填隙物含量分布分析，长6面孔率为2.13%~2.26%，平均值为2.20%。从喉道类型统计结果来看，长6储层孔喉类型以小孔-微喉型为主，并有少量的小孔-微细喉型。

3.2 孔隙半径分布特征

恒速压汞技术是目前国际上用于岩石微观孔隙结构特征分析最先进的技术之一，它能够直观、定量地分析孔隙、喉道、孔喉比大小及含量分布，提供孔隙和喉道的毛细管压力曲线^[14-18]。以铸体薄片、电镜扫描镜下观察为基础，对不同样品的岩性、孔隙发育程度、喉道类型进行评价，同时参考大量的常规压汞测试结果，结合实验样品所处的沉积微相类型，考虑实验结果的对比性和代表性。在华庆地区长6致密砂岩储层选取8块样品进行恒速压汞实验分析，所选取的样品孔隙度在8.4%~12.5%；渗透率为0.08~0.61 mD，本次研究测试的渗透率样品均是地面应力条件下的空气渗透率。

恒速压汞实验结果表明，华庆地区长6油层组储层的平均孔隙半径为116.05 177.25 µm，平均值为140.12 µm(表 1)。

对比分析结果和孔隙半径分布频率图(图 3)可知。渗透率相对较高的样品——白518井样品，物性较好，孔隙度为12.5%，渗透率为0.61 mD，其孔隙半径分布在110.00 260.00 µm，平均值140.71 µm；物性相对于白518井致密的午227井，孔隙度为10.6%，渗透率为0.30 mD，孔隙半径分布在80.00 210.00 µm，平均值137.25 µm；物性相对更为致密的塔208井，孔隙度为8.9%，渗透率为0.21 mD，孔隙半径分布在60.00 170.00 µm，平均值137.25 µm(图 5)。

3.3 喉道半径分布特征

华庆地区长6储层主流喉道半径在2.05~ 0.29 µm，平均为1.07 µm；平均喉道半径在1.53~ 0.28 µm，平均为0.84 µm，但其平面变化较大，非均质性强，既有微米级喉道，也有纳米级喉道。

对比分析结果和孔隙半径分布频率可知，渗透率相对较高的样品，白518井长6储层物性较好，孔隙度为12.50%，渗透率为0.61 mD，主流喉道半径为2.05 µm，平均喉道半径为1.53 µm(表 1)，呈现出微米级孔喉的特征(图 6a)；午227井长6储层样品孔隙度为10.6%，渗透率为0.30 mD，纳米、微米级喉道累计数量较为可观。午213井长6储层致密，孔隙度为8.40%，渗透率为0.08 mD，纳米级喉道，主流喉道半径为0.29 µm，平均喉道半径为0.28 µm(表 1)，呈现出纳米级孔喉的特征(图 6b)。

恒速压汞提供的孔隙、喉道和总体孔喉毛细管压力曲线(图 6)，可以直观地反映进汞压力和有效喉道体积、有效孔隙体积与总孔喉体积的关系，也可反映喉道与这3个参数的相互联系。从曲线特征(图 7)来看，进汞初期，汞总是优先进入毛细管阻力小的孔隙，此时喉道对进汞量的影响并不十分明显，总毛管压力曲线的变化与孔隙毛管压力曲线基木一致；随着进汞压力逐渐增大，孔隙毛管压力开始上翘，进入孔隙中的汞量减少，喉道进汞饱和度明显增加，此时喉道对进汞量的影响较明显，总毛管压力曲线主要取决于喉道毛管压力曲线的变化趋势。致密储层物性影响进汞过程中的压力，物性好的样品(图 7a)在整个进汞过程中的压力要低于物性差的样品(图 7b)，毛管压力曲线整体比物性差的样品要平缓，这表明致密储层孔喉的分选性要好于物性差的储层。白518井样品物性较好，孔隙度为12.5%，渗透率为0.61 mD，总进汞饱和度为67.48%，喉道进汞饱和度为32.63%，孔隙进汞饱和度34.85%；塔208井，孔隙度为8.9%，渗透率为0.10 mD，总进汞饱和度为21.01%，喉道进汞饱和度2.50%，孔隙进汞饱和度为18.51%，明显低于物性好的储层。总体而言，华庆地区长6致密油储层总孔隙体积大，进汞饱和度高，孔隙结构好。

3.4 微米-纳米微观孔喉特征的定量化表征

邹才能在对中国非常规油气储层研究中，应用场发射扫锚电子显微镜与纳米CT重构技术，首次发现了小于1.00 µm的油气纳米孔。其中，致密砂岩油气储层中纳米级孔隙以颗粒内孔、自生矿物晶间孔及微裂缝为主，喉道呈席状、弯曲片状，孔隙直径范围10 1000 nm，主体为300 900 nm^[18]。

华庆地区长6储层发育孔喉网络复杂的纳米-微米级孔喉系统。微-纳米CT实验表明，长6储层致密，岩石孔喉发育，连通性好。应用微-纳米三维成像技术，在长6致密油储层中发现了粒间孔、微裂缝等纳米级孔隙。长6储层纳米级孔隙具较好的连通性，午213井的2.5 mm³立方体样品微观CT定量化分析表明，纳米级孔隙较发育，孔隙连通性较差，许多纳米级孔隙呈孤立状分布在岩石中，纳米孔隙的体积为$1.0\times 10^6$~$1.0\times 10^7$~nm³，孔隙长度100 500 nm。喉道较发育，喉道与含油孔隙连通，喉道的半径主要集中在40 130 nm。CT扫描揭示微米级孔隙连通性好，存在许多管束线状的孔隙。午213井的2.5 mm³立方体样品分析表明，孔隙长度2 104 µm，孔隙宽度2~50 µm，孔隙体积为10 500 µm³。微米喉道发育，喉道连通性较好，喉道半径主要集中在0.8~5.0 µm。

根据微-纳米CT图像重构结果，可以将微-纳米级孔隙划分出3种形状类型，不同形状类型以长宽比($L/W$)来区分。第1种为管束线状，$L/W＞3.0$，孔隙体积较大，连通性好，为原生或残余粒间孔、成岩缝等；第2种为长条带状，$1.3＜L/W\leqslant 3.0$，孔隙体积较大，但数量较少，为解理缝或压裂缝；第3种为球形斑点状，$0.8＜L/W\leqslant 1.3$，孔隙体积小，多数孤立不连通(或在纳米尺度连通)，数量众多，为晶间孔或溶孔(图 8a，图 8b)。

3.5 致密油储层原油赋存在状态

应用微-纳米CT扫描技术研究华庆地区长6油储层岩芯样品微观孔隙结构中残余油分布特征，进而分析致密储层微-纳米孔喉网络石油赋存特征。研究结果显示，原油赋存在球形斑点状、长条带状以及管束线状等各种不规则的微、纳米级孔隙中。

球形斑点状在长6储层纳米级孔隙中广泛存在，形状较为规则，孔隙与孔隙不连通或通过喉道连通且大部分被油充填，或完全不含油，孔隙体积小于50 µm³，喉道半径一般均小于5.0 µm。长条带状孔隙广泛发育，形状不规则，孔隙连片分布，孔隙体积为50 100 µm³，喉道半径一般为1.0~7.5 µm，这种类型孔隙往往含有一定量的残余油，但不会被完全填满。管束线状孔隙体积相对较大，一般均100 600 µm³，喉道半径一般均大于10.0 µm，呈定向分布，在整个视域中似呈裂缝状，有些被原油完全充填，或完全不充填。总体而言，微米级孔隙中原油主要分布在较大孔隙和微裂缝，即较大球形孔隙、长条带状以及管束线状孔隙中(图 9a)；纳米级孔隙中原油充填在似团块状、球形斑点状孔隙结构中(图 9b)。

4 储层微观孔喉结构的影响因素分析 4.1 喉道与物性的关系

主流喉道半径就是对整个岩芯样品渗透率贡献达到95%的喉道半径^{[16, 17]}。样品分析显示，喉道半径的变化对渗透率的影响显著，午213井长6储层1 746.9 m和1 751.3 m两个深度的样品物性较差，孔隙度分别为8.4%和8.9%，渗透率分别为0.08 mD和0.11 mD；1 746.9 m的样品主流喉道半径和平均喉道半径分别为0.29 µm和0.28 µm，1 751.3 m的样品主流喉道半径和平均喉道半径分别为0.32 µm和0.29 µm。但是对于储层物性比较好的样品，白518井长6储层1 996.6 m和2 005.6 m两个深度的样品，孔隙度分别为12.50%和11.28%，渗透率分别为0.61 mD和0.46 mD；1 996.6 m的样品主流喉道半径和平均喉道半径分别为2.05 µm和1.53 µm，2 005.6 m的样品主流喉道半径和平均喉道半径分别为1.30 µm和0.99 µm。表明喉道半径是控制长6致密储层物性的关键因素。图 10为样品孔隙度和渗透率与喉道半径相关关系图，表明主流喉道半径和平均喉道半径分别随孔隙度和渗透率增大而增大，二者呈现出较好的正相关性。

4.2 孔喉比与物性的关系

孔喉比的大小影响着油田开发效果，孔喉比小，意味着孔喉差异小，非均质程度弱，孔隙中的石油容易通过喉道被驱替采出。如果孔隙被细小的喉道所控制，孔隙中的流体在通过狭窄的喉道时，由于贾敏效应的存在，导致连续油相被卡断的几率增大，油相的有效渗透率减小，渗流能力变差^[21-22]。较高的孔喉比、较宽的分布范围、较差的连通性是特低渗透砂岩储层区别于中、高渗储层的显著特征，也是该类储层开发效果差的主要原因。华庆地区长6致密储层孔喉比为127.44 654.00，平均为281.03。

图 11为平均孔喉比与物性的相关关系，不同物性的岩芯，孔喉比差异较大，即孔隙度和渗透率越低，孔喉比越大。平均孔喉比随孔隙度的增大而减小，呈现出负相关的特征；平均孔喉比与渗透率的值亦呈现出近似的特征(图 11)。随着渗透率的降低，孔喉比增大，大孔隙被小喉道所控制，油气通过窄小喉道时需要克服较大的毛管阻力，导致孔隙内的油气难以通过小喉道被采出，从而造成驱油效率较低^[23]。

4.3 进汞量与储层物性的关系

对比分析恒速压汞实验数据可知，进汞饱和度与样品孔隙度、渗透率有较为密切的关系。白518井长6储层1 996.6 m和2 005.6 m两个深度的样品，孔隙度分别为12.50%和11.28%，渗透率分别为0.61 mD和0.46 mD；1 996.6 m的样品总进汞饱和度、孔隙进汞饱和度、喉道进汞饱和度分别为67.48%、34.85%和32.63%，2 005.6 m的样品总进汞饱和度、孔隙进汞饱和度、喉道进汞饱和度分别为66.04%、41.55%和24.49%；而储层致密的午213井长6储层1 746.9 m和1 751.3 m两个深度的样品，孔隙度分别为8.40%和8.90%，渗透率分别为0.08 mD和0.11 mD；1 746.9 m样品总进汞饱和度、孔隙进汞饱和度、喉道进汞饱和度分别为23.12%、15.78%和7.33%，1 751.3 m的样品总进汞饱和度、孔隙进汞饱和度、喉道进汞饱和度分别为46.40%、31.97%和14.43%，表明，储层孔隙度和渗透率制约和影响着总进汞饱和度、孔隙进汞饱和度、喉道进汞饱和度等参数。表 1表明，喉道相关参数较低的样品，其总进汞饱和度、孔隙进汞饱和度、喉道进汞饱和度也较低。而孔隙度和渗透率与喉道的正相关性表明，其受喉道影响较为明显。

5 结论

(1) 华庆地区长6致密油储层以渗透率大于0.10 mD，小于1.00 mD的微米级孔隙为主；渗透率小于0.10 mD的纳米级孔隙分布频率较低，储层总体相对致密。孔隙类型主要为粒间孔和长石溶孔，发育球状、条带形和管束状以及各种不规则状喉道，孔喉组合分为小孔-微喉型及少量小孔-微细喉两种类型。

(2) 长6致密油储层物性差，致密，发育微米和纳米级孔隙。主流喉道半径平均为1.07 µm；平均喉道半径为0.84 µm；平均孔隙半径为140.12 µm，平均孔喉比为281.03，呈微-纳米孔喉特征。喉道半径、孔喉比与孔渗关系表明：喉道半径对渗透率的影响显著，主流喉道半径和平均喉道半径与孔隙度和渗透率均呈现出较好的正相关性，孔隙半径和喉道半径是控制长6致密储层物性的关键因素。

(3) 华庆地区长6致密油储层发育孔喉网络复杂的纳米-微米级孔喉系统，且具连通性。根据长宽比可将孔隙形态划分为3类：① 管束线状，孔隙体积较大，连通性好，为原生或残余粒间孔、成岩缝等；② 长条带状，孔隙体积较大，但数量较少，为解理缝或压裂缝；③ 球形斑点状，孔隙体积小，多数孤立不连通，数量众多，为晶间孔或溶孔。石油主要赋存在较大孔隙的团块状、球形斑点状孔隙结构和微裂缝中。