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13.811.0510.521.290.680.45天然堤决口扇3、微观孔隙结构特征2.1孔隙类型多样通过岩芯观察、薄片观察、扫描电镜分析发现研究区砂岩孔隙类型可分为原生孔隙、溶蚀孔(包括粒间溶孔、粒内溶孔、填隙物内溶孔、铸模孔)、自生矿物晶间微孔隙以及裂缝四类（7种,添加铸体薄片）孔隙（表3）。
研究区长6砂岩储层孔隙不甚发育，面孔率均较低；孔隙类型以原生孔隙和溶蚀孔隙为主。
原生孔隙占总孔隙58.17~71.47%，其中王窑长6储层砂岩的粒间孔（4.96%）占总面孔率的71.47%，为全区最高，表明王窑长6储层物性最好，大路沟此之（3.13%），吴起的原生孔隙最低（2.16%）。
溶蚀孔隙以长石溶孔和浊沸石溶孔为主，两者含量略有差异，吴起长6油层组不含浊沸石溶孔，但吴起地区长石溶蚀孔的含量（1.4%）占面孔率的21.11%，明显高于研究区王窑和大路沟地区的长石溶蚀孔隙。
王窑地区长6油层组浊沸石溶蚀孔含量与长石溶蚀孔含量相当，两者之和（1.57%）对孔隙的贡献可达24%，表明浊沸石溶蚀孔在该地区普遍存在，是一类不容忽视的孔隙类型，对油气储集有一定作用。
吴起地区由于溶蚀孔隙（25.86%）和晶间孔（10.50%）的含量为全区最高，致使溶蚀孔、晶间孔与粒间孔的连通性差，从而导致渗透性变差，渗透率为全区最低。
表3 研究区各个区域的孔隙类型分类（样品数,三线表,原生/次生分开）大、喉道粗、连通性好。
储层中的溶蚀孔，若与原生孔隙连通好，则为较好的储集空间，若与原生孔隙等较大孔隙连通差，则对渗透率的贡献小。
晶间孔及微孔等因孔隙喉道狭小，且常以一端敞开的“死胡同孔隙”存在，此类孔隙对渗透率没有多大的帮助。
、铸体薄片的加入模式：方解石胶结物(染色)充填粒间,孔隙不发育,F186-132井,1 821.61 m,铸体薄片,单偏光,×40;2.2、孔隙大小分布据中石油孔隙结构分级参考标准，研究区长6段储层孔隙按大小可分为大孔（＞80μm）、中孔（80~50μm）、小孔（50~10μm）、细孔（10~0.5μm）及微孔<（0.5μm）五类，根据储层分类的要求将中孔进一步细化为80~60μm和60-50μm两个亚类，小孔细化为50~30μm和30~10μm两个亚类(表4)。
图像分析结果表明，不同砂层组，其平均孔隙直径不同。
长6段储层的孔隙大小分布不均匀，主要在10~30μm和30~50μm范围内变化，王窑地区和大路沟地区的砂岩孔隙直径30～50μm较集中，分别为70.37%和50.00%，属小型偏大孔隙，平均孔隙直径分别为57.10和51.40μm，属小型偏大孔—中孔；因此，王窑地区和大路沟地区长6储层孔隙以中孔和小孔为主，二者占孔隙总面积的81.48~100％，使储层具有中小孔性质，且不同的储集砂体类型，孔隙大小分布不同。
吴起地区的砂岩孔隙直径10～30μm较多（43.59%），属小型偏小孔隙，平均孔隙直径37.58μm，属小孔。
吴起地区孔隙直径小于10μm的含量较多，在薄片观察中约占孔隙总面积平均为6.25%~18.88％，明显多于其他地方，此类孔隙主要是粘土矿物之间的晶间孔，此类孔隙在长6 储层中一般属较差孔隙，在注水开发时，应适当加大注水强度，将原油驱替出来。
2.3、喉道类型及大小分布喉道为连通孔隙的狭窄通道，对储层的渗流能力有决定性影响，喉道的形态和大小主要取决于岩石的颗粒接触关系、胶结类型及颗粒的形状和大小[7]。
(参考文献,且明确类型)根据薄片观察和图象分析成果，研究区长6储层以片状喉道和弯片状喉道为主，其次为缩颈型喉道，孔隙缩小型喉道，管束状喉道较少。
依据前人的研究，在结合鄂尔多斯盆地延长组特低渗、超低渗储层的孔隙结构特征，可以得出以下认识：当岩样孔隙度大于10%时，地层孔隙以粒间孔为主，其喉道主要为缩颈喉道，次为片状喉道；当岩样孔隙度小于10%时，地层孔隙以粒内溶孔为主，其喉道主要为片状喉道，次为管状喉道。