鄂尔多斯盆地是在克拉通基底上发育的大型坳陷盆地，姬塬地区位于盆地中西部，主要含油层系为三叠系延长组，纵向上发育长9、长8、长6、长4+5、侏罗系等多套含油层系^[1-3]，属于多油层复合发育区，其中长7段发育优质烃源岩^[4-7]。近年来，在“大型三角洲”沉积理论及“幕式排烃、多点式充注”成藏机理的指导下^[8-10]，姬塬地区长6油层勘探评价取得重要进展。长6油藏分布面积大，且长6₁、长6₂、长6₃油藏叠合发育，储量潜力巨大，将成为姬塬油田今后增储上产的主力层系之一。因此，笔者通过压汞、相渗试验，结合铸体薄片、扫描电镜等观察，对该区长6储层特征及微观渗流特征进行详细分析，为该区的油气勘探评价和合理开发提供重要依据。

1.   沉积物源

晚三叠世演化过程中，鄂尔多斯湖盆沉积的主要物源来自盆地北—东北和西—西南方向。印支运动造成鄂尔多斯盆地东北缓、西南陡的格局，使盆地具有多物源、多水系及搬运来的碎屑组分呈明显分区分带的特征。其中，北部阴山古陆和南部秦岭-祁连古陆为最主要的物源区，分别由北东向和南西向两大主流水系向盆地内部提供巨量的碎屑物，并为北东向缓坡大型复合正常三角洲沉积体系和南西向陡坡大型复合辫状三角洲沉积体系的发育提供了基础。在长10—长8湖盆形成早期，印支运动影响较弱，盆地基底具有分割性，盆地东南部与晋南-豫西坳陷水体不通；长7—长4+5湖盆扩张，是盆地发展演化的鼎盛时期；长3—长1期，湖泊逐渐消亡，盆地明显收缩^[11]。

本次研究主要采用轻、重矿物法对姬塬地区长6物源进行分析。重矿物统计表明，研究区发育西北和东北2个物源，西北物源以榍石+绿帘石较发育而区别于东北物源（图 1）。轻矿物分布表明，东北物源具有高长石、低石英的特征，而西北物源为低长石、高石英。岩屑统计显示，东北物源岩屑总量低，沉积岩岩屑不发育，而西北物源岩屑总量高，沉积岩岩相含量高。综合来看，姬塬地区长6发育东北和西北两大物源，总体以东北物源为主，混源区在小涧子—堡子湾—罗庞塬一线。

图  1  姬塬地区长6重矿物分布

Figure  1.  The distribution of heavy minerals in Chang 6 member of Jiyuan area

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姬塬地区长6主要为三角洲沉积和滨浅湖-半深湖沉积，且以三角洲前缘沉积为主。其中三角洲平原分流河道及前缘水下分流河道微相的发育，形成了良好的储集砂体，以细砂岩为主，单层砂体厚度可达20m以上，为油气成藏提供了良好的储集条件。

2.   岩石学特征

岩心观察及薄片鉴定表明，姬塬地区长6砂岩具有低石英、高长石的特点，石英含量为26%~ 30%，长石含量为37% ~44%，岩屑含量为10% ~ 11%，岩屑以变质岩为主，火成岩次之，沉积岩岩屑在西北部及西南部有发育。填隙物含量一般介于6%~21%之间，平均为12.6%，主要为胶结物及自生粘土矿物，以高岭石、水云母、绿泥石和铁方解石为主，长6₃水云母含量较高，长6₁、长6₂绿泥石含量东北部高于西北部，而西北部高岭石含量高于东北部。

依据Fork^[12]分类原则，研究区长6地层砂岩类型主要为长石砂岩，岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩次之。砂岩粒径以细粒为主，含有少量中砂及粗砂，且从长6₃至长6₁砂岩粒度有变粗趋势。碎屑磨圆度以次棱角状为主，分选中等-差，以线接触为主，颗粒支撑，以基底式为主，少量为孔隙式及薄膜式，矿物成分成熟度及结构成熟度中等。

3.   物性特征

姬塬地区长6储层孔隙以粒间孔为主，平均为2.11%，以长6₁层最为发育，长石溶蚀孔次之，溶孔中以长石溶孔为主，岩屑溶孔及晶间孔发育较少。储层面孔率较高，长6₁最高，平均为3.84%，长6₂次之，平均为3.57%，长6₃最小，平均为2.80%。

该区成岩作用较强烈、类型复杂，根据岩石薄片、阴极发光及扫描电镜观察，发现姬塬地区长6成岩作用主要包括机械压实作用、胶结作用、溶蚀作用等。其中，以面孔率大于3%、渗透率大于0.3mD为划分界线^[13]，结合填隙物类型、孔隙类型及面孔率在平面上的分布特征开展成岩相类型划分研究，认为绿泥石膜残余粒间孔和长石溶蚀相为最有利的成岩相，残余粒间孔相次之，高岭石胶结相、铁方解石胶结相和水云母胶结相为不利的成岩相类型。在有利成岩相的控制下（图 2），姬塬地区长6储层物性总体较好，长6₁物性最好，孔隙度平均12.1%，渗透率平均0.73mD；长6₂次之，孔隙度平均11.0%，渗透率平均0.59mD；长6₃较差，孔隙度平均10.2%，渗透率平均0.43mD。

图  2  姬塬地区长6成岩相分布

Figure  2.  Diagenetic facies of Chang 6 member in Jiyuan area

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4.   微观结构特征

常规压汞实验表明，姬塬地区长6储层孔隙结构相对较好，长6₁储层优于长6₂及长6₃储层，长6₁排驱压力平均为1.11MPa，中值半径平均为0.18μm，退汞效率为31.87%。图像孔隙分析认为，姬塬地区长6储层孔隙直径较大，面孔率较高，孔隙结构较好。依据长庆油田对于孔隙和喉道的分级标准进行统计，姬塬地区长6储层孔隙以小孔隙为主，中孔隙和大孔隙占较大比例，近50%；储层喉道以微喉为主，微细喉占较大比例，达20%以上，细喉仅占10%以下。总体来看，姬塬地区长6储层孔隙微观结构较好，以小孔、微细喉为主。

恒速压汞是近年发展起来的一种测试孔隙结构的新型技术手段，与常规压汞不同，恒速压汞是以极低的恒定速度（通常为0.00005mL/min），向岩样喉道及孔隙内进汞，实现对喉道数量的测量，克服了常规压汞的缺陷^[14-15]。本次研究通过恒速压汞实验获得了姬塬地区长6储层的主流喉道半径、平均喉道半径、平均孔隙半径等重要参数。恒速压汞实验表明，姬塬地区长6储层孔隙半径较大、孔隙结构较好，长6₁主流喉道半径平均2.58μm，平均喉道半径1.88μm，平均孔隙半径131.80μm，平均孔喉比136.65，均优于长6₂及长6₃储层。

从实验所测的毛管压力曲线看，排驱压力较低，一般小于7MPa，总进汞饱和度均大于60%，喉道进汞饱和度较高，多大于20%，反映喉道体积大、储层孔隙结构好、渗流能力强（图 3）。

图  3  姬塬地区长6储层毛管压力曲线

a—恒样1长6₁毛管压力曲线；b—恒样2长6₃毛管压力曲线

Figure  3.  Capillary pressure curves of Chang 6 member in Jiyuan area

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5.   储层渗流特征

核磁共振技术（NMR）在测井和岩心分析中得到了广泛的应用^[16-17]。本次研究通过开展该区长6储层岩心核磁共振试验，获取了油气藏流体特征与储集层孔隙度、渗透率、孔喉分布、束缚水-自由流体、可动流体饱和度、储层流体的核磁共振特性、岩石润湿性等参数。

5.1   可动流体饱和度特征

姬塬地区长6储层核磁共振实验表明，储层可动流体饱和度较高，储层渗流特征较好。长6₃可动流体饱和度平均为50.46%，长6₂可动流体饱和度平均为52.4%，长6₁可动流体饱和度平均为55.41%，其中物性好的样品可动流体饱和度大于60%（表 1）。另外，从T2驰豫时间图看，可动流体部分面积大，饱和度较高。依据国内外多个油气田开发生产的经验，以可动流体百分数大于50%为较好储层的标准划分，认为姬塬地区长6储层物性较好（图 4）。

表  1  姬塬地区长6储层核磁共振试验数据

Table  1.  The test data of nuclear magnetic resonance of Chang 6 member in Jiyuan area

井号	深度/m	层位	孔隙度 /%	气测渗透率 /mD	可动流体饱和度/%
磁样1	2532.20	长61	14.46	1.58	65.50
磁样2	1830.40	长61	12.24	2.18	57.54
磁样3	2064.20	长61	16.08	3.07	54.34
磁样4	2349.00	长61	12.17	0.11	53.79
磁样5	2259.12	长61	15.52	0.15	45.89
	长61平均		14.09	1.42	55.41
磁样6	2417.40	长62	10.44	0.06	50.70
磁样7	2062.69	长62	10.67	0.43	54.10
	长62平均		10.56	0.24	52.40
磁样8	2424.20	长63	10.77	0.05	58.48
磁样9	2127.79	长63	7.11	0.02	42.45
	长63平均		8.94	0.04	50.46

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图  4  姬塬地区长6部分样品驰豫时间图

a—磁样9，2127.79m，长6₃ T2驰豫时间图；b—磁样6，2417.40m，长6₃驰豫时间图；c—磁样2，1830.40m，长6₁ T2驰豫时间图

Figure  4.  Relaxation time of some samples from Chang 6 in Jiyuan area

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5.2   储层相渗特征

从相渗实验数据统计看，姬塬地区长6储层相渗特征较好，油水两相共渗范围较宽，在20.5%~ 55.2%之间，等渗点含水饱和度在40.8%~68.2%之间，等渗点处油水相对渗透率在0.1以上（表 2）。

表  2  姬塬地区长6储层相渗试验数据

Table  2.  Test data of phase permeability of Chang 6 member in Jiyuan area

层位	孔隙度 /%	气测渗透率 /mD	地层水测渗透率/mD	束缚水时			等渗点			残余油时		样品数 /块
				含水饱和 /%	油有效渗透率 /mD		含水饱和度 /%	油水相对渗透率		含水饱和度 /%	水相对渗透率
长61	13.42	1.51	0.57	34.79	0.27		55.51	0.10		67.80	0.67	18
长62	9.19	0.24	0.06	27.85	0.03		53.36	0.11		62.48	0.51	9
长63	11.15	0.27	0.09	27.46	0.02		51.41	0.16		62.81	0.34	6

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结合相渗曲线特征，依据两相共渗范围、等渗点处含水饱和度和等渗点油水相对渗透率，将姬塬地区长6储层相渗曲线分为3类（图 5）。其中Ⅰ、Ⅱ类相渗曲线特征好，两相共渗范围宽，且随含水饱和度增加，油相对渗透率下降有减缓趋势，等渗点处油水相对渗透率高，大于0.1；Ⅲ类较差，两相共渗范围窄，随含水饱和度增加，油相对渗透率快速下降，等渗点油相对渗透率小，小于0.1。姬塬地区长6主要发育Ⅱ类储层，局部相对高孔高渗区为Ⅰ类储层，Ⅲ类储层分布较少。通过跟踪单井投产效果，Ⅰ、Ⅱ类储层初期产量高，稳产时间长，Ⅲ类储层初期产量低，产量递减快，效果较差。

图  5  姬塬地区长6储层相渗曲线分类

Figure  5.  The classification of phase percolation curves of Chang 6 member in Jiyuan area

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5.3   相渗特征影响因素

5.3.1   储层孔隙结构是影响相渗特征的主要因素

姬塬地区长6中值半径与等渗点油水相对渗透率和油水两相共渗范围具明显正相关关系。渗透率与等渗点油水相对渗透率和油水两相共渗范围具明显正相关关系。此外，从相渗类型与孔隙度和渗透率散点图看，当储层渗透率小0.3mD时，相渗类型为Ⅲ类；当孔隙度渗透率中等时，相渗曲线类型以Ⅱ类为主；当孔隙度和渗透率较高时，相渗曲线类型以Ⅰ类为主（图 6）。表明孔隙结构及其所决定的储层渗透性，对储层相渗类型有着重要的影响。

图  6  姬塬地区长6储层相渗曲线类型与物性关系

Figure  6.  Correlation between types of phase permeability curves and physical properties of Chang 6 member in Jiyuan area

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5.3.2   成岩相对相渗类型有明显影响

成岩相是储层经历沉积及后期成岩作用形成现今储层特征的综合反映，决定储层的宏观及微观特征，不同成岩相有不同的孔隙结构和储集性能^[18-19]。因此，成岩相对储层的渗流特征有重要影响。姬塬地区长6成岩相对相渗曲线类型影响明显，Ⅰ类相渗类型储层成岩相类型以绿泥石膜残余粒间孔相为主，Ⅱ类相渗类型储层成岩相以长石溶蚀相为主，Ⅲ类相渗类型储层成岩相以胶结或压实相为主（表 3）。

表  3  姬塬地区长6不同相渗曲线类型与储层成岩相类型关系

Table  3.  The relationship between different types of phase percolation curve and diagenetic facies of Chang 6 member in Jiyuan area

相渗曲线类型	填隙物/%								孔隙类型/%		面孔率 /%	成岩相类型
	高岭石	水云母	绿泥石	方解石	铁方解石	硅质	填隙物总量		粒间孔	溶孔
Ⅰ类	2.17	1.87	3.75	0	2.25	0.70	10.73		3.31	0.78	4.09	以绿泥石膜残余粒间孔相为主
Ⅱ类	3.18	1.00	2.51	0	0.79	0.44	8.90		2.00	1.22	3.22	以长石溶蚀相为主
Ⅲ类	3.18	0.86	2.90	8.00	2.78	1.32	19.03		1.06	0.89	1.95	以压实或胶结相为主

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5.3.3   储层润湿性对相渗特征也有一定影响

储层的润湿性是油层岩石的基本特征之一，决定了储层是亲油、亲水或是中性，对储层多相流中单相相对渗透率有一定影响^[20]。姬塬地区长6储层Ⅰ、Ⅱ类等渗点含水饱和度一般小于55%，以弱亲油、中性-弱亲水为主，Ⅲ类储层等渗点饱和度一般大于55%，亲水性较强（图 7）。

图  7  姬塬地区长6不同相渗类型曲线

Figure  7.  Curve of different types of phase percolations of Chang 6 member in Jiyuan area

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6.   结论

（1）姬塬地区长6以东北物源为主，西北物源次之，水下分流河道发育，长6₁砂体沉积规模最大；孔隙类型以粒间孔为主，溶蚀孔次之，平面上东北沉积体系粒间孔含量高于西北沉积体系，而溶蚀孔含量低于西北沉积体系。

（2）绿泥石膜残余粒间孔相和长石溶蚀相为最有利成岩相，残余粒间孔相次之，在大面积有利成岩相分布控制下，姬塬地区长6储层物性总体较好，其中长6₁最好。孔隙结构以小孔、微细喉为主，主流喉道半径大，进汞饱和度高，表明孔隙结构好，渗流能力强。

（3）依据两相共渗范围、等渗点油水相对渗透率及等渗点含水饱和度大小，将姬塬地区长6储层相渗曲线分为3类，其中Ⅰ、Ⅱ类为有利类型，本区大面积发育Ⅱ类储层，有利于高效开发。

（4）深入分析认为，储层孔隙结构及其决定的渗透率和成岩相类型是影响相渗特征的重要因素, 储层润湿性对相渗特征也有一定影响。