不同巖性低滲儲層分形特征對比及成因分析*

趙 楠 王 磊 黃 俊 張 輝 彭小東

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057）

隨著勘探開發(fā)力度的增強(qiáng)，低滲油藏在海上油田開發(fā)中所占比例逐年增加。以南海西部海域?yàn)槔?，近些年在文昌、潿洲、烏石等區(qū)域逐步發(fā)現(xiàn)了一大批低滲油藏[1]。以南海西部3個典型的低滲油藏為例，潿洲1-1油田流沙港組二段儲層巖性以細(xì)砂巖為主，孔隙度13.7%～22.1%，平均值18.0%，滲透率1.4～288.5 m D，平均值47.1 mD；烏石1-1油田流沙港組三段儲層巖性以砂礫巖為主，孔隙度14.7%～21.8%，平均值18.1%，滲透率1.6～121.0 mD，平均值25.8 mD；文昌1-1油田珠江組一段儲層巖性以灰色泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖為主，孔隙度20.0%～28.3%，平均值23.2%，滲透率2.2～130.0 m D，平均值12.3 m D。盡管3個油田同為低滲砂巖油藏，但是儲層巖性不同導(dǎo)致微觀孔喉結(jié)構(gòu)特征與滲流規(guī)律存在明顯差異，從而表現(xiàn)出不同油藏產(chǎn)能與開發(fā)特征。

分形幾何的出現(xiàn)為儲層孔喉結(jié)構(gòu)的研究提供了一種新的方法[2]。前人研究表明，在一定尺度范圍內(nèi)，砂巖儲層孔喉結(jié)構(gòu)具有良好的分形性質(zhì)，分形維數(shù)可以描述孔喉結(jié)構(gòu)的復(fù)雜程度[3-7]。求取分形維數(shù)的方法包括：分子吸附法、掃描電鏡法、圖像分析法、CT掃描法、壓汞法等[8-11]。壓汞法由于操作簡單、結(jié)果準(zhǔn)確度高等特點(diǎn)一直是近些年最為常用的方法[12-14]。采用壓汞資料，國內(nèi)外學(xué)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給出了多種分形維數(shù)的計(jì)算方法，并探索了分形維數(shù)這一參數(shù)表征儲層微觀結(jié)構(gòu)的物理意義。前人的研究往往側(cè)重于某個單一巖性油藏孔喉分形特征的研究，對于不同巖性油藏之間分形特征的差異分析與對比，以及巖性與孔喉分形特性之間的內(nèi)在聯(lián)系方面鮮有報(bào)道。本文選取南海西部3個不同巖性（細(xì)砂巖、砂礫巖、粉砂巖）油藏的典型巖樣進(jìn)行壓汞實(shí)驗(yàn)分析，采用Brooks-Corey模型計(jì)算分形維數(shù)，揭示了不同巖性儲層分形特征的差異性，同時(shí)結(jié)合鑄體薄片實(shí)驗(yàn)進(jìn)行了成因分析，并在此基礎(chǔ)上進(jìn)一步探討了其對滲流特征的影響，旨在為不同巖性低滲油藏的認(rèn)識及開發(fā)提供地質(zhì)依據(jù)。

1 樣品與研究方法

針對上述3個典型巖性油藏，選取研究區(qū)具有代表性的173塊低滲巖樣用于壓汞實(shí)驗(yàn)測試與分析，其制備的巖樣體積相同、實(shí)驗(yàn)參數(shù)設(shè)置統(tǒng)一、數(shù)據(jù)處理方法一致，從而保證實(shí)驗(yàn)結(jié)果對比的可行性與準(zhǔn)確性。

通過壓汞數(shù)據(jù)計(jì)算巖樣孔喉結(jié)構(gòu)分形維數(shù)的公式如下[15]：

式（1～2）中：pmin為與儲層巖石最大孔徑對應(yīng)的毛管壓力，即入口毛管壓力，MPa；pc為毛管壓力，MPa；Swetting為毛管壓力為pc時(shí)潤濕相的飽和度（在壓汞實(shí)驗(yàn)中，氣體為潤濕相，汞為非潤濕相），f；D為分形維數(shù)。

若儲層孔喉結(jié)構(gòu)具有分形性質(zhì)，根據(jù)毛管壓力資料，流體飽和度與對應(yīng)毛管壓力在對數(shù)坐標(biāo)下具有線性相關(guān)關(guān)系，進(jìn)一步可以計(jì)算其分形維數(shù)。

2 分形特征對比

2.1 細(xì)砂巖儲層分形特征

前人研究根據(jù)進(jìn)汞曲線反映的孔喉分布將進(jìn)汞飽和度曲線劃分為4個區(qū)間，從而更直觀表征不同孔喉對滲流能力的貢獻(xiàn)[16]?？缀戆霃酱笥?.4μm，為大喉道控制孔隙體積區(qū)間；孔喉半徑在0.74～7.4μm，為中喉道控制孔隙體積區(qū)間；孔喉半徑在0.074～0.74μm，為小喉道控制孔隙體積區(qū)間；孔喉半徑小于0.074μm，為微喉道控制孔隙體積區(qū)間。由于低滲油藏普遍孔喉較小，選取7.4μm作為大喉道界限適用性較差，因此，本文采用排驅(qū)壓力對應(yīng)的最大連通孔喉半徑（rd）來表征相對較大喉道所控制孔隙體積部分。

潿洲1-1油田流沙港組二段4塊典型巖樣的壓汞曲線分析可以看出（圖1），其毛管壓力曲線呈現(xiàn)單一臺階式，從不同半徑區(qū)間孔喉體積所占比例（表1）可以看出：①階段進(jìn)汞飽和度在3.6%～4.1%，達(dá)到排驅(qū)壓力（0.05～0.5 MPa），對應(yīng)最大孔喉半徑在0.74～14.71μm，最大孔喉半徑較小，說明大喉道控制孔隙體積較??；②除樣品1外，階段進(jìn)汞飽和度在40.0%～57.7%，進(jìn)入中喉道控制區(qū)間，對應(yīng)孔喉半徑在0.74～rdμm，進(jìn)汞速度快，飽和度變化顯著，說明中喉道控制孔隙體積較大；③除樣品1外，階段進(jìn)汞飽和度在20.8%～32.0%，進(jìn)入小喉道控制區(qū)間，對應(yīng)孔喉半徑在0.074～0.74μm，進(jìn)汞飽和度變化增加，說明小喉道控制孔隙體積同樣占據(jù)較大比例，而對于樣品1，階段進(jìn)汞飽和度達(dá)到63.9%，說明絕大多數(shù)為小喉道控制的孔隙體積；④階段進(jìn)汞飽和度在5.0%～11.6%，進(jìn)入微喉道控制區(qū)間，進(jìn)汞飽和度變化減小，說明微喉道控制孔隙體積較小。實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出：潿洲1-1油田流沙港組二段低滲細(xì)砂巖儲層孔喉均勻連續(xù)分布，中、小孔喉發(fā)育，占據(jù)體積高達(dá)63.9%～78.5%，是主要儲滲空間；而中孔喉與小孔喉之間的分布比例，也反映了儲層滲流能力的高低，例如樣品4的中孔喉占比是小孔喉的3倍左右，滲透率高達(dá)194 mD；而樣品1不發(fā)育中孔喉，滲透率僅有1.17 mD。

圖1 潿洲1-1油田細(xì)砂巖儲層典型巖樣進(jìn)汞飽和度與毛管壓力關(guān)系曲線Fig.1 Relationship curve between mercury saturation and capillary pressure of typical samples for WZ1-1 fine sandstone reservoir

圖2給出了4塊樣品孔喉分形特征曲線，從圖中可以看出其線性規(guī)律較好（相關(guān)系數(shù)為0.995 9～0.998 4），同時(shí)4條直線近似平行，說明對于潿洲1-1油田流沙港組二段細(xì)砂巖儲層孔喉分形曲線呈線性特征，分形維數(shù)在2.645 9～2.682 7，相差不大。

表1 不同巖性儲層各個半徑區(qū)間孔喉體積所占比例Table1 Proportion of pore throat volume in each radius interval for different lithology reservoirs

圖2 潿洲1-1油田細(xì)砂巖儲層典型巖樣孔喉分形特征Fig.2 Pore throat fractal features of typical samples for WZ1-1 fine sandstone reservoir

2.2 砂礫巖儲層分形特征

烏石1-1油田流沙港組三段4塊典型巖樣的壓汞曲線結(jié)果表明（圖3），其毛管壓力曲線呈現(xiàn)雙臺階式，從表1可以看出：①階段進(jìn)汞飽和度在0.4%～5.6%，達(dá)到排驅(qū)壓力（0.09～0.2 MPa），對應(yīng)最大孔喉半徑在3.67～8.22μm，最大孔喉半徑較??；②階段進(jìn)汞飽和度在30.0%～53.3%左右，進(jìn)入中喉道控制區(qū)間，壓汞曲線出現(xiàn)第1個平臺段，進(jìn)汞速度快，飽和度變化顯著，說明其控制孔隙體積較大；③階段進(jìn)汞飽和度在11.1%～19.7%，進(jìn)入小喉道控制區(qū)間，進(jìn)汞飽和度變化不明顯，說明小喉道控制孔隙體積所占比例較小；④階段進(jìn)汞飽和度在8.8%～30.5%，進(jìn)入微喉道控制區(qū)間，壓汞曲線出現(xiàn)第2個平臺段，飽和度又出現(xiàn)顯著變化，說明微喉道控制孔隙體積占有較大比例。烏石1-1油田流沙港組三段砂礫巖儲層孔喉分布呈雙峰特征，中、微孔喉發(fā)育，小孔喉所占比例相對較低。

圖3 烏石1-1油田砂礫巖儲層典型巖樣進(jìn)汞飽和度與毛管壓力關(guān)系曲線Fig.3 Relationship curves between mercury saturation and capillary pressure of typical samples for WS1-1 sandy conglomerate reservoir

圖4 烏石1-1油田砂礫巖儲層典型巖樣孔喉分形特征Fig.4 Pore throat fractal features of typical samples for WS1-1 sandy conglomerate reservoir

圖4為烏石1-1油田砂礫巖儲層典型巖樣孔喉分形特征，可以看出砂礫巖儲層的孔喉分形特征曲線呈“凹”形多段折線型，表現(xiàn)為階段分形特征，分段回歸具備線性規(guī)律（相關(guān)系數(shù)為0.972 4～0.999 1）。喉道半徑為0.056～0.093μm時(shí)為分形第1個轉(zhuǎn)折點(diǎn)，喉道半徑為0.621～1.228μm時(shí)為分形第2個轉(zhuǎn)折點(diǎn)（樣品4仍存在細(xì)分），說明砂礫巖儲層在不同的孔喉分布區(qū)間內(nèi)具有不同的分形維數(shù)。表2給出了分段回歸分形維數(shù)計(jì)算結(jié)果，可以看出：隨著孔喉半徑的增大，砂礫巖的分形維數(shù)呈現(xiàn)“小-大-小”的特點(diǎn)，兩端分形維數(shù)較小，在中間過渡段（0.056～1.228μm）分形維數(shù)最大（2.867 2～2.911 7），表明砂礫巖儲層孔喉連續(xù)性差、非均質(zhì)性強(qiáng)，孔喉分布復(fù)雜。

表2 砂礫巖儲層分形維數(shù)計(jì)算結(jié)果Table2 Fractal dimension results of the sandy conglomerate reservoir

砂礫巖儲層孔喉分布的復(fù)雜程度要遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于細(xì)砂巖儲層，而采用加權(quán)計(jì)算的整體分形維數(shù)很難表征這一點(diǎn)。從分形曲線來看，曲線劃分區(qū)間越多，分形曲線轉(zhuǎn)折點(diǎn)越多，相鄰段分形維數(shù)變化幅度越大，孔喉結(jié)構(gòu)越為復(fù)雜。

2.3 粉砂巖儲層分形特征

文昌1-1油田珠江組一段4塊典型巖樣的毛管壓力曲線（圖5）呈不規(guī)則狀，沒有明顯平臺段，分選較差。表1給出區(qū)間劃分結(jié)果：①階段進(jìn)汞飽和度在7.2%～11.8%，達(dá)到排驅(qū)壓力（0.09～0.17 MPa），對應(yīng)最大孔喉半徑在4.27～8.21μm，大喉道控制孔隙體積較??；②階段進(jìn)汞飽和度在6.4%～34.3%，進(jìn)入中喉道控制區(qū)間；③階段進(jìn)汞飽和度在17.5%～41.1%，進(jìn)入小喉道控制區(qū)間；④階段進(jìn)汞飽和度在10.4%～33.5%，進(jìn)入微喉道控制區(qū)間。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：與前兩類儲層不同，其進(jìn)汞飽和度沒有明顯變化，中、小、微喉道控制孔隙體積均占有一定比例，整體孔喉偏細(xì)。

圖5 文昌1-1油田粉砂巖儲層典型巖樣進(jìn)汞飽和度與毛管壓力關(guān)系曲線Fig.5 Relationship curve between mercury saturation and capillary pressure of typical samples for WC1-1 siltstone reservoir

圖6 文昌1-1油田粉砂巖儲層典型巖樣孔喉分形特征Fig.6 Pore throat fractal features of typical samples for WC1-1 siltstone reservoir

表3 粉砂巖儲層分形維數(shù)計(jì)算結(jié)果Table3 Fractal dimension results of the siltstone reservoir

圖6為文昌1-1油田珠江組一段油藏粉砂巖儲層典型巖樣孔喉分形特征曲線。粉砂巖儲層的孔喉分形特征曲線為“凸”形，分形轉(zhuǎn)折點(diǎn)不明顯。同樣可以按照細(xì)分區(qū)間進(jìn)行分段近似擬合（相關(guān)系數(shù)為0.931 2～0.999 2），求取階段分形維數(shù)（表3）。結(jié)果表明隨著喉道半徑的增大，粉砂巖的分形維數(shù)呈現(xiàn)逐漸增大趨勢。喉道半徑越小，對應(yīng)的分形維數(shù)越?。缓淼腊霃皆酱?，對應(yīng)分形維數(shù)也隨之變大。與前兩種巖性儲層相比，雖然沒有明顯分形轉(zhuǎn)折點(diǎn)，但其劃分區(qū)間更細(xì)，具備統(tǒng)一分形的尺度范圍更小，孔喉結(jié)構(gòu)相對也更為復(fù)雜。

3 分形特征成因分析

通過以上研究可以得出，細(xì)砂巖儲層分形特征曲線呈線性，具備統(tǒng)一的分形維數(shù)；砂礫巖儲層分形曲線呈“凹”形折線特征，其孔喉半徑在兩端分布區(qū)間內(nèi)，分形維數(shù)相對較小，中部區(qū)間內(nèi)分形維數(shù)最大；粉砂巖儲層分形曲線呈“凸”形特征，分形維數(shù)隨孔喉半徑的增大而增大，尤其在孔喉半徑較大部分，分段分形維數(shù)很高。結(jié)合圖7給出的3個油藏鑄體薄片圖像分析結(jié)果，分析其原因主要包括：

潿洲1-1油田流沙港組二段細(xì)砂巖儲層以正常三角洲沉積下的水下分流河道和河口壩砂體為主，巖性較細(xì)、分選較好、雜基含量低，以中孔中喉、中孔細(xì)喉為主；其孔隙以原生粒間孔為主，形態(tài)多呈三角形、多邊形等，孔隙邊緣平直，孔壁規(guī)則，而喉道形狀多為孔隙縮小形喉道，孔喉系統(tǒng)相對簡單，無論孔喉尺寸大小還是孔喉結(jié)構(gòu)、形態(tài)均趨于一致，故在整體分布尺度內(nèi)，分形維數(shù)不變，其數(shù)值大小主要取決于石英、長石等剛性顆粒排列方式及粒級大小。

烏石1-1油田流沙港組三段砂礫巖儲層為近物源扇三角洲沉積，砂泥混雜堆積，成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度低，分選磨圓差，溶蝕作用強(qiáng)。孔隙類型復(fù)雜，包括原生粒間孔、長石溶孔、鑄?？?、高嶺石晶間孔等，整體表現(xiàn)為原生粒間孔和長石溶孔等次生孔隙共生。壓汞曲線的雙峰特征也明顯反應(yīng)了這一點(diǎn)，孔隙結(jié)構(gòu)多為雙重孔隙介質(zhì)結(jié)構(gòu)，孔徑大小不均一性較強(qiáng)，微孔喉相對發(fā)育?？缀沓叽巛^大處多見原生粒間孔，形態(tài)呈多邊形，孔隙邊緣較平直，主要受礫石磨圓影響，縮頸狀是其主要喉道特征，孔喉結(jié)構(gòu)較簡單，分形維數(shù)較小。隨著孔喉尺寸的變小，多以長石溶孔、鑄?？?、高嶺石晶間孔等次生孔隙為主，孔隙多呈不規(guī)則狀、多邊形狀、鋸齒狀，孔隙邊緣見明顯的溶蝕現(xiàn)象，同時(shí)喉道形態(tài)多以片狀、彎片狀喉道為主，孔壁變得粗糙，喉道變得曲折，孔喉結(jié)構(gòu)變得復(fù)雜，故分形維數(shù)隨之增大。當(dāng)孔喉尺寸到達(dá)更小尺度范圍內(nèi)，又多見三角形、多邊形等簡單孔喉形態(tài)，這主要是由于微孔喉發(fā)育的原因。

圖7 不同巖性儲層鑄體薄片孔喉照片F(xiàn)ig.7 Pore throat imates on casting thin-section of different lithologic reservoirs

文昌1-1油田珠江組一段粉砂巖儲層屬于低能環(huán)境下沉積的濱淺海相。顆粒極細(xì)，泥質(zhì)含量很高，普遍大于20%?？紫额愋投鄻?，以剩余原生粒間孔、雜基微孔為主，次生粒間溶孔和長石溶孔次之，發(fā)育少量巖屑溶孔、海綠石溶孔、生物碎屑溶孔、泥質(zhì)雜基微溶孔等，喉道類型主要為片狀、彎片狀、點(diǎn)狀為主。孔喉尺寸較大處，雖多為原生孔隙發(fā)育，粒間體積大，但粒間包括喉道處多被自生黏土礦物如伊蒙混層、片狀伊利石、綠泥石等充填，黏土礦物及有機(jī)質(zhì)的比表面積遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于砂巖顆粒[17]，導(dǎo)致其孔壁變得極為粗糙，連通變得復(fù)雜，其分形維數(shù)更甚于溶孔為主的次生孔隙，致使孔喉尺度越大，分形維數(shù)越大，較大尺度孔喉處復(fù)雜程度越高。

4 分形維數(shù)對滲流能力的影響分析

盡管分形維數(shù)可以對孔喉結(jié)構(gòu)進(jìn)行表征，不同研究也采用分形維數(shù)作為儲層分類重要參數(shù)或通過關(guān)聯(lián)得出分形維數(shù)與宏觀孔滲的相互關(guān)系[18-19]，但本研究未能得到相應(yīng)認(rèn)識。實(shí)際巖樣的分形維數(shù)與孔滲相關(guān)性很低，尤其對于低滲儲層，圖8給出了173塊巖心孔隙度、滲透率與分形維數(shù)之間的關(guān)系，孔隙度、滲透率與分形維數(shù)三者之間并無明顯關(guān)系，單純分形維數(shù)數(shù)值很難對儲層微觀滲流能力進(jìn)行表征。這主要受兩方面影響，一方面是因?yàn)椴煌紫抖认驴缀矸植嫉姆秶安煌叨确秶急壤煌?，其對滲流能力影響不同，尤其是中—大孔喉的分布，對滲透率貢獻(xiàn)很大；另一方面則是不同巖性儲層分形特征不同，具備統(tǒng)一分形的尺度區(qū)間不同，加權(quán)計(jì)算整體分形維數(shù)意義不大，很難表征孔喉復(fù)雜程度。為了進(jìn)一步探討分形維數(shù)的意義及其對微觀滲流的影響，選取細(xì)砂巖、砂礫巖、粉砂巖儲層3塊典型巖樣孔喉分形特征曲線進(jìn)行對比分析，結(jié)果見圖9，可以看出其排驅(qū)壓力一致（0.138 MPa），孔喉分布區(qū)間一致（0.024～5.334μm），較好地排除了中—大孔喉對滲透率的貢獻(xiàn)。

圖8 孔滲參數(shù)與分形維數(shù)之間的關(guān)系Fig.8 Relationship between porosity，permeability and fractal dimension

圖9 不同巖性儲層分形特征對比分析Fig.9 Fractal characteristics and comparative analysis of pore throat in different lithologic reservoirs

根據(jù)分形維數(shù)分段計(jì)算結(jié)果，在進(jìn)汞壓力為0.138～1 MPa、孔喉分布在0.74～5.334μm時(shí)，其分形維數(shù)為粉砂巖（2.916 6）＞砂礫巖（2.736 6）＞細(xì)砂巖（2.647 3），因此，在較大喉道控制的孔隙體積部分，粉砂巖孔喉結(jié)構(gòu)的復(fù)雜程度要大于砂礫巖、細(xì)砂巖；在進(jìn)汞壓力為1～10 MPa、孔喉分布在0.074～0.74μm時(shí)，其分形維數(shù)為砂礫巖（2.883 9）＞粉砂巖（2.650 1～2.873 2）＞細(xì)砂巖（2.647 3），因此，在小喉道控制的孔隙體積部分，砂礫巖孔喉結(jié)構(gòu)的復(fù)雜程度略大于粉砂巖，細(xì)砂巖次之；在進(jìn)汞壓力為10～30 MPa、孔喉分布在0.024～0.074μm時(shí)，其分形維數(shù)為細(xì)砂巖（2.647 3）＞粉砂巖（2.313 4）＞砂礫巖（2.166 1），因此，在微小喉道控制的孔隙體積部分，細(xì)砂巖孔喉結(jié)構(gòu)的復(fù)雜程度大于粉砂巖、砂礫巖。

在相同孔喉尺度分布范圍內(nèi)，較大尺寸孔喉的分形維數(shù)與所占比例對儲層的滲流能力起決定性作用，所以盡管同為低孔低滲油藏，文昌1-1油田粉砂巖儲層要遠(yuǎn)遠(yuǎn)差于烏石1-1油田砂礫巖儲層與潿洲1-1油田細(xì)砂巖儲層，宏觀上表現(xiàn)為中高孔、低滲特低滲（WC1-1-X井巖樣1：φ=25.3%，K=4.96 mD），單井產(chǎn)能低（10～20 m3／d），開發(fā)效果差；烏石1-1油田砂礫巖儲層盡管大尺寸處孔喉結(jié)構(gòu)簡單，但所占比例有限，中間段孔喉關(guān)系復(fù)雜，整體滲流能力仍要差于潿洲1-1油田細(xì)砂巖儲層，所以相同孔隙度條件下其滲透率要低（WS1-1-X井巖樣2：φ=22.3%，K=19.01 m D；WZ1-1-X井巖樣3：φ=22.6%，K=47 mD），受較大尺寸孔喉占比影響，宏觀上表現(xiàn)為中低孔、中滲—特低滲均有分布，單井產(chǎn)能差異性較大（10～100 m3／d均有分布），開發(fā)效果次之；潿洲1-1油田細(xì)砂巖儲層孔喉關(guān)系一致，孔滲關(guān)系良好，整體表現(xiàn)為中低孔、中低滲，單井產(chǎn)能以中產(chǎn)為主（80～100 m3／d），開發(fā)效果最好。

5 結(jié)論

1）受孔喉類型及結(jié)構(gòu)的影響，不同巖性低滲儲層分形曲線特征不同。潿洲1-1細(xì)砂巖儲層發(fā)育原生粒間孔，喉道多為縮頸狀，孔喉單一、形態(tài)一致，故其分形曲線為簡單線性特征。而烏石1-1砂礫巖儲層與文昌1-1油田粉砂巖儲層均為原生孔隙和次生孔隙共生，前者長石溶孔等次生孔隙發(fā)育，后者泥質(zhì)、有機(jī)質(zhì)對粒間孔隙的充填均增加了孔喉結(jié)構(gòu)的復(fù)雜性，故其儲層分形曲線特征復(fù)雜。分形曲線更能很好的表征低滲儲層孔喉結(jié)構(gòu)的復(fù)雜程度。在孔喉分布區(qū)間內(nèi)，曲線轉(zhuǎn)折點(diǎn)越多、相鄰段分形維數(shù)變化幅度越大，其孔喉結(jié)構(gòu)越復(fù)雜，而加權(quán)計(jì)算整體分形維數(shù)數(shù)值意義不大，應(yīng)避免利用該數(shù)值對孔喉結(jié)構(gòu)進(jìn)行定量表征。

2）不同的孔喉分布區(qū)間內(nèi)大孔喉的存在對滲透率貢獻(xiàn)很大，但對于相同孔喉尺度分布范圍而言，較大尺寸孔喉的分形維數(shù)及所占比例對儲層的滲流能力起決定性作用，從而在宏觀上影響油藏產(chǎn)能及開發(fā)效果。三類巖性儲層對比分析表明，潿洲1-1油田細(xì)砂巖儲層最好、烏石1-1油田砂礫巖儲層次之，文昌1-1油田粉砂巖儲層最差。微觀孔隙結(jié)構(gòu)差異性是影響儲層滲流能力的主要因素，而不同巖性儲層差異性明顯，這提示對低滲儲層更應(yīng)充分重視巖性的影響作用，從而對低滲油藏開發(fā)難度和開發(fā)效果作出更合理的評價(jià)。