AH5井區(qū)八道灣組砂質(zhì)和礫質(zhì)儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征及評價(jià)

劉文鋒，張小栓，劉謹(jǐn)銘，艾力曼·道爾吉，楊遠(yuǎn)峰，張曦文，祁利祺，于景維

(1.新疆石油分公司百口泉采油廠，新疆 克拉瑪依 834000；2.中國石油大學(xué)(北京)克拉瑪依校區(qū)，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

AH油田構(gòu)造位于準(zhǔn)噶爾盆地中央坳陷瑪湖凹陷西斜坡區(qū)，成藏條件有利。20世紀(jì)80年代部署艾參1井在侏羅系見到油氣顯示，證實(shí)斜坡區(qū)侏羅系具有勘探潛力。后續(xù)部署的M8井、M10井等多口侏羅系專項(xiàng)探井，卻均未獲得突破；直至2017年部署AH5井在下侏羅統(tǒng)八道灣組獲得工業(yè)性油流，2019年底部署于AH油田AH5井區(qū)的AH501井在下侏羅統(tǒng)八道灣組也收獲工業(yè)油流，同時(shí)開展老井復(fù)查，實(shí)施恢復(fù)試油5井均見油，獲工業(yè)油流3井，證實(shí)該區(qū)八道灣組油氣資源潛力，AH5井區(qū)侏羅系八道灣組重新受到關(guān)注。

隨著勘探進(jìn)程的加快，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)八道灣組發(fā)育具有一定規(guī)模的厚層砂體，但含油飽和度不高，為3.4%～32.5%，平均含油飽和度為13.4%，表現(xiàn)為低飽和油藏特征。能否形成大面積成藏局面取決于儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能、流體的分布以及滲流特征，而儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征對于上述內(nèi)容有重要的控制作用[1-3]。因此對研究區(qū)八道灣組微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征進(jìn)行分析，為油藏進(jìn)一步勘探開發(fā)提供堅(jiān)實(shí)基礎(chǔ)資料。

前人對于孔隙結(jié)構(gòu)研究最常見的方法是在鑄體薄片觀察的基礎(chǔ)上，利用高壓壓汞、核磁共振、CT掃描等分析技術(shù)對孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行劃分和評價(jià)，雖然對孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行定量化分析，但是測試成本相對較高[4-6]；部分學(xué)者主要采用數(shù)理統(tǒng)計(jì)的方法，在高壓壓汞分析資料基礎(chǔ)上，選取部分參數(shù)或?qū)⒉糠謪?shù)進(jìn)行變換以表征孔隙結(jié)構(gòu)，雖然也是對孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行定量化分析，但是參數(shù)較多，存在盲點(diǎn)，不易普遍應(yīng)用[7-9]。本次研究利用熒光、鑄體薄片、掃描電鏡、高壓壓汞、巖心油水飽和度、相滲及物性分析等資料，綜合研究區(qū)八道灣組儲(chǔ)層特征，針對孔隙結(jié)構(gòu)特征進(jìn)行精細(xì)定量化研究，既包括實(shí)驗(yàn)測試分析定量化分析，也有數(shù)理統(tǒng)計(jì)的定量化表征，并對有利儲(chǔ)層進(jìn)行評價(jià)，為有利儲(chǔ)層的尋找提供直接證據(jù)，也為周圍相似地區(qū)有利儲(chǔ)層預(yù)測提供指導(dǎo)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

準(zhǔn)噶爾盆地為我國西部大型含油氣盆地之一，為我國工業(yè)發(fā)展提供極大的幫助[10-13]。AH油田AH5井區(qū)構(gòu)造位于準(zhǔn)噶爾盆地中央坳陷瑪湖凹陷西斜坡區(qū)，南部緊鄰瑪納斯湖，北部與M18井區(qū)相接，整體為一東南傾的單斜，行政隸屬新疆維吾爾自治區(qū)和布克賽爾蒙古自治縣(圖1)。受克百斷裂帶持續(xù)向盆地中心擠壓影響，研究區(qū)深、淺層斷裂發(fā)育，起到溝通油源、控制油氣成藏的作用[14-15]，具有較好的成藏條件。研究區(qū)內(nèi)自上而下鉆揭的地層有白堊系吐谷魯群(K1tg)，侏羅系頭屯河組(J2t)、西山窯組(J2x)、三工河組(J1s)、八道灣組(J1b)，三疊系白堿灘組(T3b)、克拉瑪依組(T2k)、百口泉組(T1b)及二疊系上烏爾禾組(P3w)、下烏爾禾組(P2w)。侏羅系與三疊系和白堊系為區(qū)域性不整合接觸，本次研究目的層為下侏羅統(tǒng)八道灣組5段(J1b5)，埋深為2 700～3 000 m，最大砂體厚度可達(dá)140 m，平均為108.1 m。J1b5發(fā)育辮狀河三角洲沉積，包括辮狀河三角洲前緣和前辮狀河三角洲，可分為水下分流河道、分流間灣以及河口壩等5種微相，以水下分流河道為主，其次為河口壩。目前區(qū)內(nèi)完鉆井185口，雖都鉆遇J1b，但大多以二疊紀(jì)、三疊系為重點(diǎn)試油層段，以J1b 為試油層段的鉆井僅5口，包括2口取心井，分布于研究區(qū)西南及東北方向。本次研究常規(guī)選樣105點(diǎn)，選取659塊樣品進(jìn)行普通薄片、鑄體薄片及掃描電鏡等24項(xiàng)實(shí)驗(yàn)分析。

圖1 研究區(qū)位置圖Fig.1 Structural location of the study area

2 儲(chǔ)層巖石學(xué)及物性特征

2.1 巖石學(xué)特征

通過2口取心井100余米巖心觀察，發(fā)現(xiàn)J1b5整體以正旋回沉積為主，微相由下向上多從水下分流河道過渡為分流間灣，局部過渡為河口壩。巖性由下向上從砂礫巖、含礫中-細(xì)砂巖過渡為泥巖，中間發(fā)育約10 m厚的煤層，夾有薄層泥巖及砂巖。結(jié)合鏡下普通薄片觀察，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)J1b5儲(chǔ)集巖石的類型多樣，包括礫巖、含砂礫巖、砂質(zhì)礫巖、含礫中-粗砂巖、中砂巖、細(xì)中砂巖以及細(xì)砂巖(圖2(a)-(d))。含砂礫巖、礫巖、砂質(zhì)礫巖以及中砂巖占總巖石類型的80%，含砂礫巖、礫巖以及砂質(zhì)礫巖平均厚度為39.19 m，中砂巖平均厚度為8.31 m。為便于后續(xù)儲(chǔ)層研究及分類，在巖心以及普通薄片觀察的基礎(chǔ)上，以礫石顆粒體積分?jǐn)?shù)為依據(jù)，將儲(chǔ)集巖石類型簡化為礫質(zhì)(礫石顆粒體積分?jǐn)?shù)>50%，包括礫巖、含砂礫巖和砂質(zhì)礫巖)和砂質(zhì)(礫石顆粒體積分?jǐn)?shù)<50%，包括含礫中-粗砂巖、中砂巖、細(xì)中砂巖以及細(xì)砂巖)，以礫質(zhì)儲(chǔ)層為主。

圖2 研究區(qū)八道灣組儲(chǔ)層巖石學(xué)特征Fig.2 Petrological characteristics of reservoirs in Badaowan Formation in the study area(a)AH501，2 880 m，礫巖，部分礫石呈疊瓦狀定向排列(紅色邊框標(biāo)注)；(b)M625，2 636.7 m,礫質(zhì)砂巖；(c)M625，2 619 m，含礫砂巖；(d)M625，2 639.5 m，中砂巖；(e)儲(chǔ)層砂巖三角投點(diǎn)圖；(f)AH501，2 823.96 m，礫石成分為凝灰?guī)r(右上紅框)和安山巖(左下紅框)；(g)AH501，2 868.76 m,礫石成分為霏細(xì)巖；(h)填隙物類型及平均體積分?jǐn)?shù)；(i)膠結(jié)物類型及分布頻率；(j)黏土礦物類型及分布頻率

礫質(zhì)儲(chǔ)層中礫石成分多樣，包括凝灰?guī)r、安山巖、花崗巖、霏細(xì)巖及流紋巖等，以凝灰?guī)r為主(圖2(e))，其次為霏細(xì)巖和安山巖(圖2(e)、(f))。礫質(zhì)顆粒間接觸關(guān)系以線為主，且顆粒分選較差，但磨圓度較好，常發(fā)現(xiàn)礫石顆粒的定向排列(圖2(a))，反映牽引流特征。礫石顆粒間填隙物成分主要為細(xì)-粉砂巖，極少為泥質(zhì)。

砂質(zhì)儲(chǔ)層巖石類型主要為長石質(zhì)巖屑砂巖，少量為巖屑砂巖，總體巖屑相對體積分?jǐn)?shù)高，平均為58.4%(圖2(g))，以中酸性巖屑為主，見凝灰?guī)r、安山巖、霏細(xì)巖、花崗巖等巖屑，同時(shí)伴有少量沉積巖以及變質(zhì)巖巖屑，整體反映出砂巖的成分成熟度較低，顆粒之間的接觸關(guān)系以點(diǎn)-線為主。填隙物平均體積分?jǐn)?shù)在5%以下(圖2(h))，包括雜基和膠結(jié)物，其中雜基以泥質(zhì)為主，膠結(jié)物類型多樣，包括黏土礦物、鐵白云石、方解石、菱鐵礦以及硅質(zhì)膠結(jié)物(圖2(i))，黏土礦物類型以高嶺石為主(圖2(j))，局部綠泥石體積分?jǐn)?shù)較高。

2.2 物性特征

儲(chǔ)層物性常常反映儲(chǔ)層儲(chǔ)滲能力[16-18]。依據(jù)104塊樣品的物性分析，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)J1b5儲(chǔ)集巖石的孔隙度為3.10%～13.90%，平均為7.80%，>10%的孔隙度占總數(shù)的12.50%?；诔练e微相角度，確定水下分流河道物性為最好，孔隙度平均為9.12%，滲透率平均為5.6×10-3μm2；河口壩物性一般，孔隙度平均為6.6%，滲透率平均為2.61×10-3μm2?；趲r性劃分，砂質(zhì)儲(chǔ)層孔隙度平均為8.1%，礫質(zhì)儲(chǔ)層孔隙度平均為7.8%；滲透率為0.02×10-3～145.00×10-3μm2，平均為3.90×10-3μm2。其中>5×10-3μm2的滲透率僅占總數(shù)的11.88%，<0.1×10-3×10-3μm2的滲透率占總數(shù)的12.87%，0.1×10-3～1×10-3μm2的滲透率占總數(shù)的48.51%?；趲r性劃分，砂質(zhì)儲(chǔ)層滲透率平均為0.52×10-3μm2，礫質(zhì)儲(chǔ)層滲透率平均為4.63×10-3μm2。按照碎屑巖儲(chǔ)層分類，研究區(qū)儲(chǔ)集層類型普遍為特低孔特低滲儲(chǔ)層。

將物性同深度進(jìn)行交會(huì)，發(fā)現(xiàn)隨深度的增加，物性變化較大，未呈現(xiàn)明顯減小趨勢，反映物性隨成巖作用影響較大。將研究區(qū)內(nèi)儲(chǔ)層孔隙度和滲透率進(jìn)行交會(huì)，發(fā)現(xiàn)關(guān)聯(lián)性并不高(圖3(a))。按照巖性進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，發(fā)現(xiàn)砂質(zhì)儲(chǔ)層孔隙度和滲透率相關(guān)性比較高(圖3(b))，礫質(zhì)儲(chǔ)層孔隙度和滲透率相關(guān)性很低(圖3(c))，反映不同巖性儲(chǔ)層儲(chǔ)滲能力的控制因素會(huì)有差異。

圖3 研究區(qū)八道灣組儲(chǔ)層物性特征Fig.3 Physical properties of reservoirs in Badaowan Formation in the study area(a)研究區(qū)八道灣組儲(chǔ)層孔隙度與滲透率交會(huì)圖；(b)研究區(qū)八道灣組礫質(zhì)儲(chǔ)層孔隙度與滲透率交會(huì)圖；(c)研究區(qū)八道灣組砂質(zhì)儲(chǔ)層孔隙度與滲透率交會(huì)圖

2.3 成巖特征

前已述及，研究區(qū)目的儲(chǔ)層物性受成巖作用影響明顯。利用原始孔隙度的計(jì)算以及鑄體薄片面孔率的相關(guān)分析方法(式(1)-(4))[19-20]，發(fā)現(xiàn)壓實(shí)作用對儲(chǔ)層孔隙度的損害平均為68.7%，膠結(jié)作用對于儲(chǔ)層孔隙度的損害率平均為18.3%，溶蝕作用對于儲(chǔ)層孔隙度增加率平均為8.2%。

Φ=20.91+22.9/S0

(1)

Φ1=Φ×e-ah

(2)

Φ2=M溶膠×Φ/M+σ

(3)

Φ3=M溶×Φ/M

(4)

其中，Φ為原始孔隙度，S0為特拉斯克分選系數(shù)，Φ1為剩余孔隙度，a為壓實(shí)因子，取0.000 40，h為樣品埋深，Φ2為因膠結(jié)作用減少孔隙度，M溶膠為薄片統(tǒng)計(jì)的膠結(jié)物溶蝕面孔率，M為薄片統(tǒng)計(jì)的總面孔率，σ為膠結(jié)物含量，Φ3為因溶蝕作用增加孔隙度，M溶為薄片統(tǒng)計(jì)的溶蝕面孔率。

3 儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征

對儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征的描述主要包括定性描述和定量描述，定性描述主要應(yīng)用鑄體薄片及掃描電鏡對儲(chǔ)層孔隙和喉道特征進(jìn)行分析，定量描述主要應(yīng)用壓汞資料對孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行表征和分類。

3.1 孔隙結(jié)構(gòu)的定性描述

研究區(qū)目的儲(chǔ)層孔隙類型多樣，包括剩余粒間孔、粒間和粒內(nèi)溶孔、鑄模孔、微裂縫以及晶間孔(圖4(a)-(e))，以粒內(nèi)溶孔和剩余粒間孔為主，其次為粒間溶孔?；谏鲜鰞?chǔ)層巖性劃分，發(fā)現(xiàn)礫質(zhì)儲(chǔ)層以粒內(nèi)溶孔為主，其次為粒間溶孔和剩余粒間孔，局部發(fā)育微裂縫；砂質(zhì)儲(chǔ)層以粒內(nèi)溶孔和剩余粒間孔為主，其次為粒間溶孔。粒內(nèi)溶孔在礫質(zhì)儲(chǔ)層中主要為巖屑的溶蝕，在砂質(zhì)儲(chǔ)層中表現(xiàn)為長石以及巖屑的溶蝕，溶蝕程度較大時(shí)可形成鑄模孔；剩余粒間孔往往為被膠結(jié)物部分充填之后殘余孔隙，連通性相對較差；粒間溶孔往往伴生粒內(nèi)溶孔，孔隙由于保存溶蝕痕跡而形態(tài)表現(xiàn)不規(guī)則；晶間孔表現(xiàn)為高嶺石以及鐵白云石之間的孔隙。

圖4 研究區(qū)八道灣組孔隙喉道特征Fig.4 Pore throat characteristics of Badaowan Formation in the study area(a)AH501，2 827.63 m，細(xì)-中砂巖，原生粒間孔，面孔率約3%，孔隙度為12.8%，鑄體薄片；(b)AH501，2 836.61 m，礫巖，粒間溶孔，面孔率約4%，孔隙度為10%，鑄體薄片；(c)AH501，2 823.96 m，礫巖，巖屑顆粒內(nèi)的溶孔，面孔率小于1%，孔隙度為6.3%，鑄體薄片；(d)AH501，2 832.36 m，高嶺石晶間孔，面孔率小于1%，孔隙度為7.3%，掃描電鏡；(e)AH501，2 880.15 m，砂礫巖，微裂縫，面孔率小于1%，孔隙度為5.6%，鑄體薄片；(f)AH501，2 830 m，片彎狀喉道，面孔率約為2%，孔隙度為10.5%，鑄體薄片；(g)AH501，2 827.63 m，片狀喉道，面孔率約3%，孔隙度為12.8%，鑄體薄片；(h)AH501，2 839.89 m，縮頸型喉道，面孔率約為1%，孔隙度為8%，鑄體薄片；(i)AH501，2 839.89 m，孔隙縮小型喉道，面孔率約為1%，孔隙度為8%，鑄體薄片

研究區(qū)目的儲(chǔ)層喉道類型多樣，包括孔隙縮小型、縮頸型、片狀、片彎狀以及管束狀喉道(圖4(f)-(i))，以片狀及片彎狀喉道為主?；趦?chǔ)層巖性劃分，發(fā)現(xiàn)礫質(zhì)儲(chǔ)層以片狀及片彎狀喉道為主，局部為管束狀喉道，縮頸型喉道極少；砂質(zhì)儲(chǔ)層仍以片狀及片彎狀喉道為主，其次發(fā)育縮頸型和管束狀喉道，發(fā)育少量孔隙縮小型喉道。

基于儲(chǔ)層巖性劃分，礫質(zhì)儲(chǔ)層內(nèi)顆粒分選較差，薄片中可見顆粒之間多為線-凹凸接觸，隨著泥質(zhì)含量的增加，顆粒凹凸接觸更加明顯，壓實(shí)強(qiáng)度普遍較強(qiáng)，因此原生粒間孔較難保存。在壓實(shí)作用很強(qiáng)背景下，膠結(jié)作用使礫質(zhì)儲(chǔ)層孔隙進(jìn)一步損失，加劇儲(chǔ)層致密化，膠結(jié)強(qiáng)度較弱。由于礫石磨圓較好，不能同周圍塑性巖屑以及填隙物形成充分咬合，在較強(qiáng)地層壓力條件下容易產(chǎn)生切穿顆粒的構(gòu)造微裂縫，其數(shù)量以及分布方式為溶蝕作用發(fā)育提供關(guān)鍵通道，常見的線狀裂縫對于儲(chǔ)層物性改善較小，局部多個(gè)線狀裂縫同礫石邊緣成巖縫形成網(wǎng)狀分布有利于大量次生溶孔發(fā)育，對于儲(chǔ)層物性改善明顯，有利于油氣儲(chǔ)集及滲流。

砂質(zhì)儲(chǔ)層內(nèi)顆粒分選較好，在一定程度上具有抗壓實(shí)效果，砂質(zhì)儲(chǔ)層薄片內(nèi)顆粒常見點(diǎn)-線接觸，反映的壓實(shí)強(qiáng)度多為中等，較多原生孔隙得以保存，隨礫石以及泥質(zhì)含量增加，壓實(shí)強(qiáng)度逐漸變強(qiáng)。砂質(zhì)儲(chǔ)層中流體流動(dòng)性相對較強(qiáng)，膠結(jié)物含量相對較多，對孔隙的損害進(jìn)一步增強(qiáng)，膠結(jié)強(qiáng)度為中等，但方解石等易溶膠結(jié)物為后期溶蝕提供物質(zhì)基礎(chǔ)。砂質(zhì)儲(chǔ)層中構(gòu)造微裂縫較少，常見火山質(zhì)巖屑脫水在顆粒邊緣形成的成巖縫，為溶蝕作用發(fā)育提供通道，造成粒內(nèi)以及粒內(nèi)溶孔普遍發(fā)育。在砂質(zhì)儲(chǔ)層中溶蝕作用造成的孔隙度增加率最高為28%，整體對于砂質(zhì)儲(chǔ)層物性改善好于礫質(zhì)儲(chǔ)層。

3.2 孔隙結(jié)構(gòu)的定量表征和分類評價(jià)

前人基于高壓壓汞、核磁共振或者恒速壓汞資料對儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行定量表征及分類評價(jià)[6,21-24]，但由于表征參數(shù)過多，不同地質(zhì)背景下參數(shù)值范圍會(huì)有差異，導(dǎo)致孔隙結(jié)構(gòu)的定量表征方式不統(tǒng)一，分類評價(jià)的應(yīng)用推廣受到限制。因此，本研究結(jié)合前人研究方法，從所有孔隙結(jié)構(gòu)固有屬性——分形特征角度考慮[25]，在高壓壓汞基礎(chǔ)參數(shù)統(tǒng)計(jì)基礎(chǔ)上，對不同巖性儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜性進(jìn)行定量表征與評價(jià)，也為相似地區(qū)儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)的研究提供思路。

研究區(qū)目的層取心井僅有2口，利用單井試油情況挑選樣品進(jìn)行試驗(yàn)并不現(xiàn)實(shí)。本次研究將巖心油水飽和度試驗(yàn)分析中含油飽和度數(shù)據(jù)作為參考標(biāo)準(zhǔn)，收集含油飽和度<15%、15%～20%及>20%范圍內(nèi)共33塊樣品(其中礫質(zhì)儲(chǔ)層樣品22塊、砂質(zhì)儲(chǔ)層樣品11塊)壓汞實(shí)驗(yàn)分析數(shù)據(jù)，并利用壓汞基礎(chǔ)參數(shù)和壓汞曲線形態(tài)對分別對砂巖和礫巖儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行劃分。

研究區(qū)砂質(zhì)儲(chǔ)層可劃分為3類孔隙結(jié)構(gòu)(圖5)，I類孔隙結(jié)構(gòu)多為水下分流河道微相，孔隙度分布范圍為9.90%～12.80%，滲透率分布范圍為0.41×10-3～1.25×10-3μm2。排驅(qū)壓力分布于0.16～0.31 MPa之間，中值半徑分布于0.13～0.16 μm之間，分選系數(shù)分布于2.04～2.48之間，變異系數(shù)分布于0.18～0.22之間，最大進(jìn)汞飽和度為72.03%～78.30%。樣品的孔隙類型包括剩余粒間孔、粒間和粒內(nèi)溶孔，喉道類型包括孔隙縮小型、縮頸型和片狀喉道，薄片面孔率大于2%。

圖5 砂質(zhì)儲(chǔ)層3類典型壓汞曲線分類圖Fig.5 Classification of three typical mercury injection curves in sand reservoirs

II類孔隙結(jié)構(gòu)屬于水下分流河道和河口壩微相，孔隙度分布范圍為7.60%～9.00%，滲透率分布范圍為0.12×10-3～0.25×10-3μm2。排驅(qū)壓力分布于0.31～0.59 MPa之間，中值半徑分布于0.04～0.09 μm之間，分選系數(shù)分布于1.85～2.15之間，變異系數(shù)分布于0.15～0.18之間，最大進(jìn)汞飽和度分布于52.27%～72.03%之間。樣品的孔隙類型包括粒內(nèi)溶孔、剩余粒間孔和粒間溶孔，喉道類型包括縮頸型、片狀及片彎狀喉道，薄片面孔率為1%～2%。

III類孔隙結(jié)構(gòu)屬于水下分流河道和河口壩微相，孔隙度分布范圍為3.10%～9.40%，滲透率分布范圍為0.015×10-3～0.051×10-3μm2。排驅(qū)壓力為0.31～1.39 MPa，中值半徑為0.05～0.13 μm，分選系數(shù)為1.79～2.17，變異系數(shù)為0.07～0.22，最大進(jìn)汞飽和度為24.00%～52.27%。樣品的孔隙類型主要為粒內(nèi)溶孔和粒間溶孔，喉道類型主要為片狀及片彎狀喉道，薄片面孔率小于1%。

分形理論用來描述孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜的儲(chǔ)層，分形維數(shù)可以定量表征孔隙結(jié)構(gòu)的非均質(zhì)程度，多孔巖石的分形維數(shù)多為2～3。分形維數(shù)越小，表明儲(chǔ)層孔喉分布越均勻，均質(zhì)性越強(qiáng)[23-24]。研究區(qū)八道灣組砂巖儲(chǔ)層分形維數(shù)的計(jì)算基于Brook-Corey模型，利用壓汞曲線的孔喉半徑及相應(yīng)的進(jìn)汞飽和度繪制分形曲線，利用曲線的斜率計(jì)算孔喉的分形維數(shù)[26-27]。通過壓汞資料分析，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)八道灣組砂質(zhì)儲(chǔ)層孔喉半徑普遍為納米孔(孔徑小于0.1 μm)和中孔(孔徑范圍0.5～2.5 μm)(圖6(a))，其次為微孔[28-30]。通過分形曲線特征的繪制(圖6(b))，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)砂巖儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)分形系數(shù)范圍為2.56～2.93。為對砂質(zhì)儲(chǔ)層進(jìn)行定量化分類，將分形維數(shù)同儲(chǔ)層物性以及相關(guān)孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)進(jìn)行交會(huì)(圖6(c)、(d)、(e)、(f)、(g)、(h))，發(fā)現(xiàn)分形維數(shù)同儲(chǔ)層物性呈反比，反映孔隙結(jié)構(gòu)越復(fù)雜，儲(chǔ)層物性越差；同變異系數(shù)和分選系數(shù)呈反比，反映孔隙結(jié)構(gòu)越復(fù)雜，孔喉分布程度越集中；同排驅(qū)壓力以及中值壓力呈正比，反映孔隙結(jié)構(gòu)越復(fù)雜，儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能越差，注入曲線的毛細(xì)管壓力越高?？傊?，以上參數(shù)能準(zhǔn)確反映儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)，而分形維數(shù)同以上參數(shù)關(guān)聯(lián)度較好，可對孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行定量表征。

利用分形維數(shù)，對八道灣組砂巖孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行重新分類(表1)，結(jié)合壓汞基礎(chǔ)資料相關(guān)參數(shù)的范圍及變化，認(rèn)為分形維數(shù)對于孔隙結(jié)構(gòu)的分類更加合理和準(zhǔn)確。

表1 研究區(qū)八道灣組砂質(zhì)儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)分類標(biāo)準(zhǔn)Table 1 Classification criteria of pore structures in sand reservoirs of Badaowan Formation in the study area

研究區(qū)礫質(zhì)儲(chǔ)層可劃分為3類孔隙結(jié)構(gòu)(圖7)，都屬于水下分流河道微相。I類孔隙結(jié)構(gòu)孔隙度分布范圍為9.80%～10.60%，滲透率分布范圍為1.93×10-3～2.69×10-3μm2。排驅(qū)壓力分布于0.14～0.31 MPa之間，中值半徑分布于0.11～0.17 μm之間，分選系數(shù)分布于2.10～2.47之間，變異系數(shù)分布于0.18～0.22之間，最大進(jìn)汞飽和度為75.60%～77.86%。樣品的孔隙類型包括粒內(nèi)溶孔和剩余粒間孔，喉道類型包括片狀及片彎狀喉道，薄片面孔率大于1%。

圖7 礫質(zhì)儲(chǔ)層3類典型壓汞曲線分類圖Fig.7 Classification of three typical mercury injection curves in conglomerate reservoirs

II類孔隙結(jié)構(gòu)孔隙度分布范圍為7.30%～7.70%，滲透率分布范圍為0.33×10-3～1.69×10-3μm2。排驅(qū)壓力分布于0.59～0.62 MPa之間，中值半徑分布于0.06～0.13 μm之間，分選系數(shù)分布于1.72～1.83之間，變異系數(shù)分布于0.14～0.16之間，最大進(jìn)汞飽和度分布于61.52%～75.20%之間。樣品的孔隙類型包括剩余粒間孔和粒內(nèi)溶孔，喉道類型包括片彎狀和片狀喉道，薄片面孔率小于1%。

III類孔隙結(jié)構(gòu)孔隙度分布范圍為4.60%～10.50%，滲透率分布范圍為0.09×10-3～7.00×10-3μm2。排驅(qū)壓力為0.28～2.49 MPa，中值半徑為0.05～0.08 μm，分選系數(shù)為1.03～2.21，變異系數(shù)為0.08～0.19，最大進(jìn)汞飽和度在27.71%～63.65%之間。樣品的孔隙類型主要為粒內(nèi)溶孔，喉道類型包括片彎狀及管束狀喉道，薄片面孔率小于1%。

研究區(qū)八道灣組礫質(zhì)儲(chǔ)層通過壓汞資料分析，發(fā)現(xiàn)儲(chǔ)層孔喉半徑以納米孔為主，其次為中微孔(圖8(a))[25]。通過分形曲線特征的繪制(圖8(b))，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)礫質(zhì)儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)分形系數(shù)范圍為2.50～2.84。為對礫質(zhì)儲(chǔ)層進(jìn)行定量化分類，將分形維數(shù)同儲(chǔ)層物性以及相關(guān)孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)進(jìn)行交會(huì)(圖8(c)、(d)、(e)、(f)、(g)、(h))，發(fā)現(xiàn)分形維數(shù)與孔隙結(jié)構(gòu)相關(guān)參數(shù)交會(huì)趨勢同砂巖儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)基本一致，但相關(guān)程度偏差，其原因是孔喉類型以納米孔為主，孔喉半徑較小，儲(chǔ)層微觀非均質(zhì)性更加復(fù)雜。整體來看，砂質(zhì)儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)要好于礫質(zhì)儲(chǔ)層。

利用分形維數(shù)，對八道灣組礫巖孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行重新分類(表2)，結(jié)合壓汞基礎(chǔ)資料相關(guān)參數(shù)的范圍及變化，認(rèn)為分形維數(shù)對于孔隙結(jié)構(gòu)的分類更加合理和準(zhǔn)確。

表2 研究區(qū)八道灣組礫質(zhì)儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)分類標(biāo)準(zhǔn)Table 2 Classification criteria of pore structures in conglomerate reservoirs of Badaowan Formation in the study area

對于研究區(qū)目的層未取心井孔隙結(jié)構(gòu)的評價(jià)，應(yīng)在已有取心井的孔隙結(jié)構(gòu)評價(jià)基礎(chǔ)上，通過相關(guān)測井曲線表征不同類型的孔隙結(jié)構(gòu)，建立研究區(qū)目的層孔隙結(jié)構(gòu)評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，為全區(qū)具有較好孔隙結(jié)構(gòu)儲(chǔ)層的勘探和開發(fā)提供指導(dǎo)。對研究區(qū)已恢復(fù)試油井段分析，結(jié)合測錄井綜合信息，篩選出6口井15層建議恢復(fù)試油，目前已有2口井出油，反映出研究區(qū)利用分形維數(shù)對于儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)的表征具有重要的現(xiàn)實(shí)意義和應(yīng)用價(jià)值。

4 儲(chǔ)層滲流特征

為反映油水兩相在不同巖性儲(chǔ)層中流動(dòng)規(guī)律，同時(shí)為了解油藏生產(chǎn)狀況提供直接幫助，對分布較為廣泛的II類礫質(zhì)和砂質(zhì)儲(chǔ)層共2個(gè)樣品進(jìn)行油水相滲實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)儀器主要為QUIZIX精密驅(qū)替泵，測試依據(jù)為GB/T28912-2012，實(shí)驗(yàn)溫度條件為24 ℃，地層水礦化度為5 803.13 mg/L，巖心樣品的處理方法為抽取(圖9)。砂質(zhì)儲(chǔ)層巖性為中細(xì)砂巖，分選相對較好，巖屑以凝灰質(zhì)為主，儲(chǔ)層孔隙度為9.3%，滲透率為0.2×10-3μm2；礫質(zhì)儲(chǔ)層巖性為砂質(zhì)細(xì)礫巖，礫石成分主要為凝灰質(zhì)，儲(chǔ)層孔隙度為7.3%，滲透率為0.33×10-3μm2。

圖9 典型相滲曲線分類圖Fig.9 Classification of diagram of typical phase permeability curves

砂質(zhì)儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)的束縛水飽和度為38.3%，殘余油飽和度26.8%，無水期驅(qū)油效率為34.8%，最終水驅(qū)油效率為56.5%，兩相共滲區(qū)為34.9%；礫質(zhì)儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)的束縛水飽和度為37%，殘余油飽和度23.4%，無水期驅(qū)油效率為41.9%，最終水驅(qū)油效率為62.8%，兩相共滲區(qū)為39.6%。

相比而言，砂質(zhì)儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)的束縛水飽和度高于礫質(zhì)儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)的束縛水飽和度，驅(qū)油效率要低于礫質(zhì)儲(chǔ)層，礫質(zhì)儲(chǔ)層的兩相共滲區(qū)要高于砂巖儲(chǔ)層，因此研究區(qū)礫質(zhì)儲(chǔ)層產(chǎn)能相對砂質(zhì)儲(chǔ)層更好。

針對孔隙結(jié)構(gòu)特征，發(fā)現(xiàn)砂質(zhì)儲(chǔ)層樣品孔隙類型以剩余粒間孔為主，喉道類型以片狀為主，局部可見縮頸型，利用分形理論進(jìn)行計(jì)算，該樣品分形維數(shù)為2.72；礫質(zhì)儲(chǔ)層樣品孔隙類型以次生溶孔為主，微裂縫相對較發(fā)育，喉道類型常見片狀及片彎狀，分形維數(shù)為2.74。在同為II類孔隙結(jié)構(gòu)背景下，網(wǎng)狀分布的微裂縫為油氣儲(chǔ)集提供一定空間，同時(shí)為后期溶蝕作用發(fā)育提供重要的通道條件，雖然在一定程度上增加孔隙結(jié)構(gòu)的非均質(zhì)性，但提高儲(chǔ)層滲透能力，對產(chǎn)能影響較大。

5 結(jié) 論

(1)研究區(qū)八道灣組儲(chǔ)層可分為砂質(zhì)和礫質(zhì)儲(chǔ)層。砂巖儲(chǔ)層以粒內(nèi)溶孔和剩余粒間孔為主，其次為粒間溶孔，喉道類型以片狀及片彎狀喉道為主，其次發(fā)育縮頸型和管束狀喉道，發(fā)育少量孔隙縮小型喉道；礫巖儲(chǔ)層以粒內(nèi)溶孔為主，其次為剩余粒間孔，喉道類型以片狀及片彎狀喉道為主，局部為管束狀喉道，縮頸型喉道極少。

(2)在油水飽和度實(shí)驗(yàn)分析和壓汞基礎(chǔ)參數(shù)分析基礎(chǔ)上，將砂質(zhì)和礫質(zhì)儲(chǔ)層根據(jù)分形維數(shù)對孔隙結(jié)構(gòu)綜合定量劃分為Ⅰ—Ⅲ類，整體認(rèn)為砂質(zhì)儲(chǔ)層孔喉結(jié)構(gòu)要好于礫質(zhì)儲(chǔ)層。結(jié)合油水相滲實(shí)驗(yàn)分析，認(rèn)為研究區(qū)屬于II類孔隙結(jié)構(gòu)背景下，微裂縫較發(fā)育的礫巖儲(chǔ)層產(chǎn)能相對砂巖儲(chǔ)層更好。