不同岩性低渗储层分形特征对比及成因分析*

赵 楠 王 磊 黄 俊 张 辉 彭小东

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司 广东湛江 524057）

随着勘探开发力度的增强，低渗油藏在海上油田开发中所占比例逐年增加。以南海西部海域为例，近些年在文昌、涠洲、乌石等区域逐步发现了一大批低渗油藏[1]。以南海西部3个典型的低渗油藏为例，涠洲1-1油田流沙港组二段储层岩性以细砂岩为主，孔隙度13.7%～22.1%，平均值18.0%，渗透率1.4～288.5 m D，平均值47.1 mD；乌石1-1油田流沙港组三段储层岩性以砂砾岩为主，孔隙度14.7%～21.8%，平均值18.1%，渗透率1.6～121.0 mD，平均值25.8 mD；文昌1-1油田珠江组一段储层岩性以灰色泥质粉砂岩、粉砂岩为主，孔隙度20.0%～28.3%，平均值23.2%，渗透率2.2～130.0 m D，平均值12.3 m D。尽管3个油田同为低渗砂岩油藏，但是储层岩性不同导致微观孔喉结构特征与渗流规律存在明显差异，从而表现出不同油藏产能与开发特征。

分形几何的出现为储层孔喉结构的研究提供了一种新的方法[2]。前人研究表明，在一定尺度范围内，砂岩储层孔喉结构具有良好的分形性质，分形维数可以描述孔喉结构的复杂程度[3-7]。求取分形维数的方法包括：分子吸附法、扫描电镜法、图像分析法、CT扫描法、压汞法等[8-11]。压汞法由于操作简单、结果准确度高等特点一直是近些年最为常用的方法[12-14]。采用压汞资料，国内外学者主要基于Corey模型、Thomeer模型、Brooks-Corey模型、Li-Horne模型等不同毛管力模型给出了多种分形维数的计算方法，并探索了分形维数这一参数表征储层微观结构的物理意义。前人的研究往往侧重于某个单一岩性油藏孔喉分形特征的研究，对于不同岩性油藏之间分形特征的差异分析与对比，以及岩性与孔喉分形特性之间的内在联系方面鲜有报道。本文选取南海西部3个不同岩性（细砂岩、砂砾岩、粉砂岩）油藏的典型岩样进行压汞实验分析，采用Brooks-Corey模型计算分形维数，揭示了不同岩性储层分形特征的差异性，同时结合铸体薄片实验进行了成因分析，并在此基础上进一步探讨了其对渗流特征的影响，旨在为不同岩性低渗油藏的认识及开发提供地质依据。

1 样品与研究方法

针对上述3个典型岩性油藏，选取研究区具有代表性的173块低渗岩样用于压汞实验测试与分析，其制备的岩样体积相同、实验参数设置统一、数据处理方法一致，从而保证实验结果对比的可行性与准确性。

通过压汞数据计算岩样孔喉结构分形维数的公式如下[15]：

式（1～2）中：pmin为与储层岩石最大孔径对应的毛管压力，即入口毛管压力，MPa；pc为毛管压力，MPa；Swetting为毛管压力为pc时润湿相的饱和度（在压汞实验中，气体为润湿相，汞为非润湿相），f；D为分形维数。

若储层孔喉结构具有分形性质，根据毛管压力资料，流体饱和度与对应毛管压力在对数坐标下具有线性相关关系，进一步可以计算其分形维数。

2 分形特征对比

2.1 细砂岩储层分形特征

前人研究根据进汞曲线反映的孔喉分布将进汞饱和度曲线划分为4个区间，从而更直观表征不同孔喉对渗流能力的贡献[16]。孔喉半径大于7.4μm，为大喉道控制孔隙体积区间；孔喉半径在0.74～7.4μm，为中喉道控制孔隙体积区间；孔喉半径在0.074～0.74μm，为小喉道控制孔隙体积区间；孔喉半径小于0.074μm，为微喉道控制孔隙体积区间。由于低渗油藏普遍孔喉较小，选取7.4μm作为大喉道界限适用性较差，因此，本文采用排驱压力对应的最大连通孔喉半径（rd）来表征相对较大喉道所控制孔隙体积部分。

涠洲1-1油田流沙港组二段4块典型岩样的压汞曲线分析可以看出（图1），其毛管压力曲线呈现单一台阶式，从不同半径区间孔喉体积所占比例（表1）可以看出：①阶段进汞饱和度在3.6%～4.1%，达到排驱压力（0.05～0.5 MPa），对应最大孔喉半径在0.74～14.71μm，最大孔喉半径较小，说明大喉道控制孔隙体积较小；②除样品1外，阶段进汞饱和度在40.0%～57.7%，进入中喉道控制区间，对应孔喉半径在0.74～rdμm，进汞速度快，饱和度变化显著，说明中喉道控制孔隙体积较大；③除样品1外，阶段进汞饱和度在20.8%～32.0%，进入小喉道控制区间，对应孔喉半径在0.074～0.74μm，进汞饱和度变化增加，说明小喉道控制孔隙体积同样占据较大比例，而对于样品1，阶段进汞饱和度达到63.9%，说明绝大多数为小喉道控制的孔隙体积；④阶段进汞饱和度在5.0%～11.6%，进入微喉道控制区间，进汞饱和度变化减小，说明微喉道控制孔隙体积较小。实验结果可以看出：涠洲1-1油田流沙港组二段低渗细砂岩储层孔喉均匀连续分布，中、小孔喉发育，占据体积高达63.9%～78.5%，是主要储渗空间；而中孔喉与小孔喉之间的分布比例，也反映了储层渗流能力的高低，例如样品4的中孔喉占比是小孔喉的3倍左右，渗透率高达194 mD；而样品1不发育中孔喉，渗透率仅有1.17 mD。

图1 涠洲1-1油田细砂岩储层典型岩样进汞饱和度与毛管压力关系曲线Fig.1 Relationship curve between mercury saturation and capillary pressure of typical samples for WZ1-1 fine sandstone reservoir

图2给出了4块样品孔喉分形特征曲线，从图中可以看出其线性规律较好（相关系数为0.995 9～0.998 4），同时4条直线近似平行，说明对于涠洲1-1油田流沙港组二段细砂岩储层孔喉分形曲线呈线性特征，分形维数在2.645 9～2.682 7，相差不大。

表1 不同岩性储层各个半径区间孔喉体积所占比例Table1 Proportion of pore throat volume in each radius interval for different lithology reservoirs

图2 涠洲1-1油田细砂岩储层典型岩样孔喉分形特征Fig.2 Pore throat fractal features of typical samples for WZ1-1 fine sandstone reservoir

2.2 砂砾岩储层分形特征

乌石1-1油田流沙港组三段4块典型岩样的压汞曲线结果表明（图3），其毛管压力曲线呈现双台阶式，从表1可以看出：①阶段进汞饱和度在0.4%～5.6%，达到排驱压力（0.09～0.2 MPa），对应最大孔喉半径在3.67～8.22μm，最大孔喉半径较小；②阶段进汞饱和度在30.0%～53.3%左右，进入中喉道控制区间，压汞曲线出现第1个平台段，进汞速度快，饱和度变化显著，说明其控制孔隙体积较大；③阶段进汞饱和度在11.1%～19.7%，进入小喉道控制区间，进汞饱和度变化不明显，说明小喉道控制孔隙体积所占比例较小；④阶段进汞饱和度在8.8%～30.5%，进入微喉道控制区间，压汞曲线出现第2个平台段，饱和度又出现显著变化，说明微喉道控制孔隙体积占有较大比例。乌石1-1油田流沙港组三段砂砾岩储层孔喉分布呈双峰特征，中、微孔喉发育，小孔喉所占比例相对较低。

图3 乌石1-1油田砂砾岩储层典型岩样进汞饱和度与毛管压力关系曲线Fig.3 Relationship curves between mercury saturation and capillary pressure of typical samples for WS1-1 sandy conglomerate reservoir

图4 乌石1-1油田砂砾岩储层典型岩样孔喉分形特征Fig.4 Pore throat fractal features of typical samples for WS1-1 sandy conglomerate reservoir

图4为乌石1-1油田砂砾岩储层典型岩样孔喉分形特征，可以看出砂砾岩储层的孔喉分形特征曲线呈“凹”形多段折线型，表现为阶段分形特征，分段回归具备线性规律（相关系数为0.972 4～0.999 1）。喉道半径为0.056～0.093μm时为分形第1个转折点，喉道半径为0.621～1.228μm时为分形第2个转折点（样品4仍存在细分），说明砂砾岩储层在不同的孔喉分布区间内具有不同的分形维数。表2给出了分段回归分形维数计算结果，可以看出：随着孔喉半径的增大，砂砾岩的分形维数呈现“小-大-小”的特点，两端分形维数较小，在中间过渡段（0.056～1.228μm）分形维数最大（2.867 2～2.911 7），表明砂砾岩储层孔喉连续性差、非均质性强，孔喉分布复杂。

表2 砂砾岩储层分形维数计算结果Table2 Fractal dimension results of the sandy conglomerate reservoir

砂砾岩储层孔喉分布的复杂程度要远远高于细砂岩储层，而采用加权计算的整体分形维数很难表征这一点。从分形曲线来看，曲线划分区间越多，分形曲线转折点越多，相邻段分形维数变化幅度越大，孔喉结构越为复杂。

2.3 粉砂岩储层分形特征

文昌1-1油田珠江组一段4块典型岩样的毛管压力曲线（图5）呈不规则状，没有明显平台段，分选较差。表1给出区间划分结果：①阶段进汞饱和度在7.2%～11.8%，达到排驱压力（0.09～0.17 MPa），对应最大孔喉半径在4.27～8.21μm，大喉道控制孔隙体积较小；②阶段进汞饱和度在6.4%～34.3%，进入中喉道控制区间；③阶段进汞饱和度在17.5%～41.1%，进入小喉道控制区间；④阶段进汞饱和度在10.4%～33.5%，进入微喉道控制区间。实验结果表明：与前两类储层不同，其进汞饱和度没有明显变化，中、小、微喉道控制孔隙体积均占有一定比例，整体孔喉偏细。

图5 文昌1-1油田粉砂岩储层典型岩样进汞饱和度与毛管压力关系曲线Fig.5 Relationship curve between mercury saturation and capillary pressure of typical samples for WC1-1 siltstone reservoir

图6 文昌1-1油田粉砂岩储层典型岩样孔喉分形特征Fig.6 Pore throat fractal features of typical samples for WC1-1 siltstone reservoir

表3 粉砂岩储层分形维数计算结果Table3 Fractal dimension results of the siltstone reservoir

图6为文昌1-1油田珠江组一段油藏粉砂岩储层典型岩样孔喉分形特征曲线。粉砂岩储层的孔喉分形特征曲线为“凸”形，分形转折点不明显。同样可以按照细分区间进行分段近似拟合（相关系数为0.931 2～0.999 2），求取阶段分形维数（表3）。结果表明随着喉道半径的增大，粉砂岩的分形维数呈现逐渐增大趋势。喉道半径越小，对应的分形维数越小；喉道半径越大，对应分形维数也随之变大。与前两种岩性储层相比，虽然没有明显分形转折点，但其划分区间更细，具备统一分形的尺度范围更小，孔喉结构相对也更为复杂。

3 分形特征成因分析

通过以上研究可以得出，细砂岩储层分形特征曲线呈线性，具备统一的分形维数；砂砾岩储层分形曲线呈“凹”形折线特征，其孔喉半径在两端分布区间内，分形维数相对较小，中部区间内分形维数最大；粉砂岩储层分形曲线呈“凸”形特征，分形维数随孔喉半径的增大而增大，尤其在孔喉半径较大部分，分段分形维数很高。结合图7给出的3个油藏铸体薄片图像分析结果，分析其原因主要包括：

涠洲1-1油田流沙港组二段细砂岩储层以正常三角洲沉积下的水下分流河道和河口坝砂体为主，岩性较细、分选较好、杂基含量低，以中孔中喉、中孔细喉为主；其孔隙以原生粒间孔为主，形态多呈三角形、多边形等，孔隙边缘平直，孔壁规则，而喉道形状多为孔隙缩小形喉道，孔喉系统相对简单，无论孔喉尺寸大小还是孔喉结构、形态均趋于一致，故在整体分布尺度内，分形维数不变，其数值大小主要取决于石英、长石等刚性颗粒排列方式及粒级大小。

乌石1-1油田流沙港组三段砂砾岩储层为近物源扇三角洲沉积，砂泥混杂堆积，成分成熟度和结构成熟度低，分选磨圆差，溶蚀作用强。孔隙类型复杂，包括原生粒间孔、长石溶孔、铸模孔、高岭石晶间孔等，整体表现为原生粒间孔和长石溶孔等次生孔隙共生。压汞曲线的双峰特征也明显反应了这一点，孔隙结构多为双重孔隙介质结构，孔径大小不均一性较强，微孔喉相对发育。孔喉尺寸较大处多见原生粒间孔，形态呈多边形，孔隙边缘较平直，主要受砾石磨圆影响，缩颈状是其主要喉道特征，孔喉结构较简单，分形维数较小。随着孔喉尺寸的变小，多以长石溶孔、铸模孔、高岭石晶间孔等次生孔隙为主，孔隙多呈不规则状、多边形状、锯齿状，孔隙边缘见明显的溶蚀现象，同时喉道形态多以片状、弯片状喉道为主，孔壁变得粗糙，喉道变得曲折，孔喉结构变得复杂，故分形维数随之增大。当孔喉尺寸到达更小尺度范围内，又多见三角形、多边形等简单孔喉形态，这主要是由于微孔喉发育的原因。

图7 不同岩性储层铸体薄片孔喉照片Fig.7 Pore throat imates on casting thin-section of different lithologic reservoirs

文昌1-1油田珠江组一段粉砂岩储层属于低能环境下沉积的滨浅海相。颗粒极细，泥质含量很高，普遍大于20%。孔隙类型多样，以剩余原生粒间孔、杂基微孔为主，次生粒间溶孔和长石溶孔次之，发育少量岩屑溶孔、海绿石溶孔、生物碎屑溶孔、泥质杂基微溶孔等，喉道类型主要为片状、弯片状、点状为主。孔喉尺寸较大处，虽多为原生孔隙发育，粒间体积大，但粒间包括喉道处多被自生黏土矿物如伊蒙混层、片状伊利石、绿泥石等充填，黏土矿物及有机质的比表面积远远大于砂岩颗粒[17]，导致其孔壁变得极为粗糙，连通变得复杂，其分形维数更甚于溶孔为主的次生孔隙，致使孔喉尺度越大，分形维数越大，较大尺度孔喉处复杂程度越高。

4 分形维数对渗流能力的影响分析

尽管分形维数可以对孔喉结构进行表征，不同研究也采用分形维数作为储层分类重要参数或通过关联得出分形维数与宏观孔渗的相互关系[18-19]，但本研究未能得到相应认识。实际岩样的分形维数与孔渗相关性很低，尤其对于低渗储层，图8给出了173块岩心孔隙度、渗透率与分形维数之间的关系，孔隙度、渗透率与分形维数三者之间并无明显关系，单纯分形维数数值很难对储层微观渗流能力进行表征。这主要受两方面影响，一方面是因为不同孔隙度下孔喉分布的范围及不同尺度范围所占比例不同，其对渗流能力影响不同，尤其是中—大孔喉的分布，对渗透率贡献很大；另一方面则是不同岩性储层分形特征不同，具备统一分形的尺度区间不同，加权计算整体分形维数意义不大，很难表征孔喉复杂程度。为了进一步探讨分形维数的意义及其对微观渗流的影响，选取细砂岩、砂砾岩、粉砂岩储层3块典型岩样孔喉分形特征曲线进行对比分析，结果见图9，可以看出其排驱压力一致（0.138 MPa），孔喉分布区间一致（0.024～5.334μm），较好地排除了中—大孔喉对渗透率的贡献。

图8 孔渗参数与分形维数之间的关系Fig.8 Relationship between porosity，permeability and fractal dimension

图9 不同岩性储层分形特征对比分析Fig.9 Fractal characteristics and comparative analysis of pore throat in different lithologic reservoirs

根据分形维数分段计算结果，在进汞压力为0.138～1 MPa、孔喉分布在0.74～5.334μm时，其分形维数为粉砂岩（2.916 6）＞砂砾岩（2.736 6）＞细砂岩（2.647 3），因此，在较大喉道控制的孔隙体积部分，粉砂岩孔喉结构的复杂程度要大于砂砾岩、细砂岩；在进汞压力为1～10 MPa、孔喉分布在0.074～0.74μm时，其分形维数为砂砾岩（2.883 9）＞粉砂岩（2.650 1～2.873 2）＞细砂岩（2.647 3），因此，在小喉道控制的孔隙体积部分，砂砾岩孔喉结构的复杂程度略大于粉砂岩，细砂岩次之；在进汞压力为10～30 MPa、孔喉分布在0.024～0.074μm时，其分形维数为细砂岩（2.647 3）＞粉砂岩（2.313 4）＞砂砾岩（2.166 1），因此，在微小喉道控制的孔隙体积部分，细砂岩孔喉结构的复杂程度大于粉砂岩、砂砾岩。

在相同孔喉尺度分布范围内，较大尺寸孔喉的分形维数与所占比例对储层的渗流能力起决定性作用，所以尽管同为低孔低渗油藏，文昌1-1油田粉砂岩储层要远远差于乌石1-1油田砂砾岩储层与涠洲1-1油田细砂岩储层，宏观上表现为中高孔、低渗特低渗（WC1-1-X井岩样1：φ=25.3%，K=4.96 mD），单井产能低（10～20 m3／d），开发效果差；乌石1-1油田砂砾岩储层尽管大尺寸处孔喉结构简单，但所占比例有限，中间段孔喉关系复杂，整体渗流能力仍要差于涠洲1-1油田细砂岩储层，所以相同孔隙度条件下其渗透率要低（WS1-1-X井岩样2：φ=22.3%，K=19.01 m D；WZ1-1-X井岩样3：φ=22.6%，K=47 mD），受较大尺寸孔喉占比影响，宏观上表现为中低孔、中渗—特低渗均有分布，单井产能差异性较大（10～100 m3／d均有分布），开发效果次之；涠洲1-1油田细砂岩储层孔喉关系一致，孔渗关系良好，整体表现为中低孔、中低渗，单井产能以中产为主（80～100 m3／d），开发效果最好。

5 结论

1）受孔喉类型及结构的影响，不同岩性低渗储层分形曲线特征不同。涠洲1-1细砂岩储层发育原生粒间孔，喉道多为缩颈状，孔喉单一、形态一致，故其分形曲线为简单线性特征。而乌石1-1砂砾岩储层与文昌1-1油田粉砂岩储层均为原生孔隙和次生孔隙共生，前者长石溶孔等次生孔隙发育，后者泥质、有机质对粒间孔隙的充填均增加了孔喉结构的复杂性，故其储层分形曲线特征复杂。分形曲线更能很好的表征低渗储层孔喉结构的复杂程度。在孔喉分布区间内，曲线转折点越多、相邻段分形维数变化幅度越大，其孔喉结构越复杂，而加权计算整体分形维数数值意义不大，应避免利用该数值对孔喉结构进行定量表征。

2）不同的孔喉分布区间内大孔喉的存在对渗透率贡献很大，但对于相同孔喉尺度分布范围而言，较大尺寸孔喉的分形维数及所占比例对储层的渗流能力起决定性作用，从而在宏观上影响油藏产能及开发效果。三类岩性储层对比分析表明，涠洲1-1油田细砂岩储层最好、乌石1-1油田砂砾岩储层次之，文昌1-1油田粉砂岩储层最差。微观孔隙结构差异性是影响储层渗流能力的主要因素，而不同岩性储层差异性明显，这提示对低渗储层更应充分重视岩性的影响作用，从而对低渗油藏开发难度和开发效果作出更合理的评价。