华庆油田长6储层微观孔喉非均质性研究

王 桐，孙 卫，白云云,2

(1.西北大学 大陆动力学国家重点实验室/地质学系，陕西 西安 710069;2.榆林学院 化学与化工学院，陕西 榆林 719000)

随着华庆油田勘探开发的发展，储层微观孔喉结构的非均质性已经是制约该油田开发效果的重要因素之一，为了进一步保障我国的能源安全，加大油气勘探开发的力度，增加油区的挖掘开发潜力，对储层微观孔喉的非均质性进行细致的研究分析是至关重要的[1-5]。任大忠等认为喉道是造成华庆油田微观孔喉结构非均质强的关键因素[2]。杨华等通过运用油气地球化学等技术方法对研究区长6烃源岩的形成环境和砂体的沉积背景进行了细致的研究，并提出沉积相带和成岩作用是影响研究区物性的主要控制因素[3]。笔者从油田勘探开发实际需求出发，通过对采集来的样品做以铸体薄片、恒速压汞、高压压汞、扫描电镜等试验手段分析，同时结合研究区地质概况、沉积背景等对储层孔喉非均质性进行了较为细致的分析，并探讨了其对油田开发的影响。

1 研究区储层地质特征

华庆油田位于甘肃省华池县、庆城县和环县境内，勘探面积为7100km2，受三叠系延长组和侏罗系延安组两个富含油气组的共同作用，油气资源极其丰富，延长组长6油层在研究区获得了高产工业性油流，属于主力开发油层。在盆地沉积演化过程中受东北和西南物源的影响，长6期三角洲沉积体系极为丰富，主要发育曲流河三角洲相和辫状河三角洲相两大沉积体系。

1.1岩石学特征

运用铸体薄片和X衍射等实验分析技术对长6段岩心进行分析统计表明：长6储层岩性主要以灰色细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩为主，还有少量的长石岩屑砂岩(如图1)。碎屑成分含量最高的是石

图1 华庆油田长6储层砂岩分类图

英和长石，分别平均占碎屑总量的33.65%、38.15%，碎屑绝对含量的平均值为83.8%。碳酸盐胶结物含量最高，分选性中等，磨圆度差，胶结类型以孔隙胶结最为常见，平均占总胶结类型的41%以上，其次为薄膜-孔隙胶结和加大-孔隙胶结。

2 储层微观孔隙结构特征

微观孔喉结构特征是储层品质评价的重要参数，它影响着储层的储集能力和油气渗流能力，对于非常规油气的勘探开发具有非常重要的科学意义[6-8]。通过对华庆油田长6储层样品进行铸体薄片、扫描电镜实验统计鉴定分析可以发现，研究区主要的孔隙类型有粒间孔、长石溶孔和岩屑溶孔，少见晶间孔、微裂隙等，经过后期成岩作用改造过的残余粒间孔与溶蚀孔是主要的储集类型，同时它们常以孔隙组合的形式出现，粒间孔-溶孔、粒间孔-微孔等(图2)。

a-B269 1934.2m 结构致密；b-S156.2074.8 m 长石溶孔；c-B453 1647.10m 粒间孔，发育的溶蚀孔隙；d-B480 1972.13 m石英次生加大及粒表伊利石粘土

图2华庆油田长6致密砂岩储层镜下特征图

3 孔喉结构的非均质性研究

3.1 孔喉特征研究

高压压汞技术是目前表征致密砂岩储层微观孔喉特征中最常用、性价比最高的技术，因为其简单、易操作的优势在油田勘探开发中常常是及其重要的研究手段。通过压汞获得的毛细管力曲线可以获得表征储层孔喉连通性、孔喉大小和孔喉分布的参数，从而可以反映孔喉的优劣[7]。本次研究对华庆油田所取的6块实验样品进行了高压压汞实验测试，毛管压力分布曲线如图3所示。根据获得的压汞曲线结合特征参数(门槛压力、分选系数、最大孔喉半径等)将研究区储层孔喉可以大致分为Ⅲ类。

第Ⅰ类主要是以低门槛压力-细中孔喉为主，如实验样品B427、B168，毛管压力曲线偏向于图的左下方，中间平缓段相对较长且位置靠下，分选系数平均高达2.60，门槛压力低，平均仅为0.45 MPa，最大喉道半径和中值半径分别平均为1.62μm和0.18μm，原生粒间孔隙、残余粒间孔隙和长石溶蚀孔隙均较为发育，为油气的储集和渗流提供了很好的良性条件，这类储层品质在开发中表现相对较好，应予以着重关照。

第Ⅱ类主要是以中门槛压力-细孔喉为主，毛管压力曲线一般介于第Ⅰ类和第Ⅲ类之间，如实验样品B480、B463和B190，门槛压力平均为1.59 MPa，分选系数和歪度系数中等，分别平均为2.28和1.71,最大喉道半径平均为0.48 μm，压实作用和胶结作用相对于第Ⅰ类储层而言增强了很多，溶孔相对于第Ⅲ类也增多，油气在该类储层中渗流能力一般，储层品质较为良好，但可能由于不同砂体层间孔喉非均质性存在，油气开发过程中应将其考虑在内科学制定开发对策。

第Ⅲ类是以中高门槛压力-微细喉道为主，如实验样品B269，毛管压力曲线上一般出现在图的右上方，曲线中间平缓段较段且位置靠上，门槛压力最大为4.01 MPa,最大喉道半径相对前两类最小仅为0.18 μm，分选系数极低为1.0，喉道细小，非均质性强，无效喉道偏多，储层渗流能力低下。压实作用和胶结作用强度高，微孔较为发育，储层品质相对较差，在现有的勘探开发技术手段的局限性条件下，不建议在该类储层中耗费过多的人力和财力。

图3华庆油田长6储层样品压汞曲线特征图

3.2 孔喉非均质性

通过岩心物理测试实验统计表明，研究区长6储层孔隙度主要分布在8% ～13%之间，平均孔隙度为10.36%；渗透率主要分布在0.08～0.5×10-3μm2之间，平均渗透率在0.15×10-3μm2左右。样品的孔隙半径主要分布在80～180 μm之间，分布频率符合正态分布。压汞实验表明研究区喉道半径主要分布在0.1～1.5μm之间，分布频率和区间差异性特别大，由此可得，研究区储层微观孔喉结构的非均质性主要体现在喉道的非均质性上。由图4可以看出，渗透率与平均喉道半径和主流喉道半径显示出很好的正相关性，相关系数R2分别为0.5487和0.5565，而平均孔隙半径与渗透率的相关性比较差，相关系数R2为0.365。这说明喉道的强非均质性直接影响着油气的渗透率和渗流规律从而进一步影响着勘探开发效果。孔喉比是指孔隙半径与喉道半径的比值，孔喉比越大，造成大孔隙被小喉道所包围的局面，油田驱替开发过程中很容易卡断，使得剩余油增多，开发难度增大[9-11]。由图4可以看出孔喉参数中平均孔喉比与渗透率表现出非常强的负相关性，相关系数为0.4733，个别样品的孔喉比甚至达到了800多，孔喉比越大，注水驱替开发过程中油气从大孔隙通过小喉道时非常困难，导致开发效果不理想。

图4 研究区样品孔喉结构特征参数与渗透率的相关性关系

4 水驱油实验特征

水驱油实验是对油田注水开发实际状况的真实模拟，可以通过显微镜观察流体在储层微观孔隙结构中的渗流情况，它的最大的优点是可以通过图像采集系统随时对实验过程中出现的重要实验现象进行拍照保存记录。本次水驱油实验是在西北大学地质学系真实砂岩微观水驱油实验装置上完成的，具体的实验步骤和模型制作方法可参照参考文献中的实验部分[12-13]。

由于样品储层物性的差异性和微观孔喉的非均质存在，模型在原始饱和油状态下饱和油的分布也是有很大的不同存在，在一些结构相对致密的位置几乎看不到油(图5-a)，同样在水驱油的驱替开发过程中，驱替类型和残余油在微观孔隙中的赋存状态也存在着差异。实验结果显示样品的水驱油驱替类型主要体现为指状网状驱替(图5-b)和网状均匀驱替，驱替类型随着注入水倍数改变和水驱时间的推进驱替类型之间也不断在变化。最初注入水沿着阻力较小的通道率先驱替形成指状，紧接着随着注入倍数的增加，驱替前缘不断突破扩大成网络状前进，随着水波及面积不断增大，网格也不断变密，最终整个平面几乎都被波及到，成均匀驱替型。储层样品微观孔隙结构的差异性导致在驱替开发过程中残余油的赋存状态也不同，本次实验样品残余油赋存主要状态有驱替过程中形成的绕流残余油和油膜状残余油(图5-c)，在油田实际开发过程中应根据储层孔喉分布的实际情况尽可能减少残余油的赋存，提高驱油效率。

a-B168井，2084.55 m，饱和油全视域图；b-B168井，2084.55 m，指状驱替-网状驱替；b-c-B168井，2084.55 m，油膜状残余油

图5华庆油田长6储层典型样品水驱油特征

对于在致密砂岩储层勘探开发中，由于喉道的强非均质性存在，容易导致注水开发效果不理想，流体沿优势大喉道渗流区间通过，造成孔喉比增大，剩余油增多，建议对于不同非均质性强度的储层，采取相对应的措施，不可相同对待，以便取得更好的开发见产效果，增大经济效益和油气贡献。

5 结论

(1)华庆油田储层物性较差，结构致密，平均孔隙度为10.36%，平均渗透率为0.15×10-3μm2，孔喉非均质性很强，主要表现为喉道的强非均质性，孔隙的非均质性较弱。

(2)基于压汞曲线可将研究区储层孔喉结构分为3种类型，其对应的储层品质逐渐变差，在油气开发过程应结合孔喉结构特征和储层品质科学制定开发政策，以达到最优化的目的。

(3)喉道结构特征直接影响着储层的物性，尤其对渗透率有控制性作用。孔喉比越大，开发难度越大，在开发过程中应对喉道参数加以着重考虑，不同参数级别不同对待。