孔隙结构特征

孔-渗与孔隙结构特征参数的关系~

图6-6 富县地区延长组储层孔-渗关系图

富县地区延长组砂岩中，孔隙度与渗透率之间及其二者与孔隙结构参数间均存在着复杂的关系（表 6-8～6-10；图 6-6～6-8），从一个侧面反映了储层物性和孔隙结构的复杂性及其影响因素的多样性。

图6-7 长6油层组储层孔渗与孔隙结构特征参数的关系

1.孔隙度与渗透率、孔隙结构特征参数
孔隙度与对数渗透率间存在较强的正相关性反映了本区延长组砂岩主要为孔隙型储层，裂缝不发育。但局部孔隙度相对较低的样品却具有较高的渗透率，可能是因次生溶蚀作用形成较粗喉道的结果。同时，少量高孔隙度样品的渗透率却较低，喉道较窄，说明孔隙主要为粒间微孔等非连通孔隙。

图6-8 长6油层组储层砂岩孔渗与孔隙结构特征参数的关系

孔隙度与排驱压力、中值毛管压力有强的对数负相关性，渗透率值较高的砂岩，孔隙主要由半径大于0.125 μm的喉道连通，并具相对较大的喉道半径均值。孔隙度与偏态、最大连通孔喉半径、平均喉道半径、退汞率等具较好的正相关，但相关性差。而孔隙度与分选系数关系不明显，可能是因为晚期溶蚀作用或破裂作用对新增孔隙的贡献有限，但对喉道不均一的改造作用较强。这种现象亦可佐证，晚期溶蚀作用或破裂作用对孔喉的不均一改造作用，是造成砂岩孔隙度较小而渗透率较大这一非均质性的重要原因之一。
2.渗透率与孔隙结构特征参数
对数渗透率与分选系数、偏态、最大连通孔喉半径、平均喉道半径具有较好的正相关性，渗透率高的样品具有粗喉、孔喉分选好、孔隙结构好的特点。渗透率与中值毛管压力、排驱压力成负相关，与退汞率正相关。当渗透率小于0.1×10-3μm2，随渗透率的微小增加而退汞率呈指数升高；当渗透率大于0.1×10-3μm2时，退汞率可能达到最大值而不随渗透率的变化而变化。总体上，渗透率和孔隙结构特征参数对储层孔隙结构特征的反映是一致的，都表明本区延长组储层低孔低渗、孔隙结构较差的特点。

众所周知，研究流体在多孔介质内的流动时，不能不考虑多孔介质的特征。在多孔介质的特征方面，首要的是孔隙结构。一般把油层间孔隙结构分成3种类型，即大孔粗喉型、大孔细喉型以及小孔细喉型。高渗透油层的孔隙类型一般属于大孔粗喉型，大孔隙的体积占总体积的比例很大，在压汞曲线 (毛细管压力曲线)上表现为排驱压力较低，曲线上有一个范围较大的“平台”，毛细管压力曲线偏向左下方。中渗透油层的孔隙类型一般属于中孔细喉型，毛细管压力曲线的“平台”范围很小，排驱压力较高，毛细管压力曲线离左下方较远。低渗透或特低渗透的油层孔隙类型属于小孔细喉型，孔隙很小，喉道很细，渗透率的贡献值主要由占孔隙体积比例小、较粗的孔道提供，毛细管压力曲线偏左上方。对比这3种类型的孔隙结构，可以看到，低渗透或特低渗透油层的孔隙系统与中高渗透层显著不同，它孔隙很小，喉道很细，孔喉比也增大。孔隙结构上的差异会对其中多项流体的分布及渗流规律产生影响，特别是对低渗或特低渗透油层，其影响是很明显的。这个特征反映在流体饱和度上，其表现主要是油层一般原始含水饱和度高、含油饱和度低、压汞实验中退汞效率低，这表示原油储量中难开采的部分占有很大比例，并且经常遇到的是早期无退汞或退汞很少。
从储层的粒度组成来看，特低渗透砂岩的粒度组成也与中高渗透层不同，它的主要成分是极微细的粉砂岩，且有较高的泥质含量，因此，它的孔隙结构特征主要表现为孔隙半径小、孔隙分布不均匀，经常出现双峰态分布、微孔隙的比例增大、比表面增大、孔喉比增大等特点。当流体经过这种具有特低渗透孔隙结构特点的油层时，必然会产生更多的物理化学现象，这将直接影响低渗油层中的渗流特征和规律。

孔隙结构是指岩石孔隙和喉道的几何形状、大小、分布特征及其相互连通关系，由于它对储层的储渗能力、流体分布、油气产层的产能、油水在油层中的运动、水驱油效率及采收率的大小等均具重要作用，而成为储层研究的一个重要课题。研究储层孔隙结构的主要内容包括孔喉级别、孔喉组合类型及定量表征孔隙结构的特征参数等方面。

（一）孔隙、喉道级别划分及孔隙结构类型

1.孔隙、喉道级别划分

根据铸体薄片和图像、扫描电镜及压汞等测试分析，区内孔隙按大小可分为大孔（≥35μm）、中孔（15～35μm）及微小孔（＜15 μm）3类。

按喉道均值大小，可把喉道分为粗喉（≥7μm）、中喉（1～7μm）、细喉（0.1～1μm）及微细喉道（＜0.1μm）4 类。其中区内粗喉、中喉较少，仅可见于颗粒之间点、线接触处受溶蚀作用而扩大形成的粗喉道，多属于中—高渗透性储集岩；细喉在区内占主要，半径多为0.3～1μm，颗粒之间点-线接触，喉道呈点状，喉道因颗粒受较强压实、胶结作用，尤其是薄膜状绿泥石包壳和石英次生加大作用而变得细又短，多属于中—低渗透性储集岩；半径小于0.1μm的微细喉在区内仍很发育，主要见于杂基和自生粘土的微孔隙和碎屑、胶结物的微溶孔，属于差-非储集岩。

2.孔隙结构类型

孔隙结构类型是指各类孔隙与不同喉道以某种方式的沟通和连接的组合类型，区内延长组储层的孔隙结构类型主要可归纳为3种类型。

1）大孔中-细喉型：它是区内孔渗性较好的但不多见的一类孔隙结构类型，主要是分选性好—较好、杂基含量低的中—细砂岩，可见于长2油层组三角洲平原水上分流河道微相与长6油层组三角洲前缘水下分流河道微相砂体中（图版Ⅶ-7；图6-2F、G、H）。孔隙类型以残余粒间孔、粒间溶孔为主，占孔隙总量的60%以上，次为粒内溶孔、铸模孔等；喉道以细喉为主，部分为中喉、微细喉，孔喉比为100～200，孔隙的连通性较好。

2）中孔细-微细喉型：它是区内孔渗性中等且较发育的一类孔隙结构，发育于分选中等—较好并含有一定数量杂基的细粒砂岩和粗粉砂岩中，普遍见于延长组三角洲前缘水下分流河道、河口砂坝及远砂坝甚至分流间湾砂体中（图版Ⅳ-1，Ⅶ-6，Ⅶ-7；图6-2C、D、E）。

图6-2 富县地区延长组长8、长6、长2油层组储层典型压汞曲线特征图

孔隙类型主要为残余粒间孔、粒间溶孔，约占孔隙总量的40%左右；次为粒内溶孔、铸模孔及多类微小孔隙等。孔径分选较差，但多为连续变化。喉道以片状细喉、微细喉为特征，半径为0.09～0.4μm。

3）小-微孔-微细喉组合类型：它是区内孔渗性较差而又最发育的一类孔喉组合。主要发育粘土杂基、自生粘土矿物晶间微孔、碳酸盐胶结物晶间微孔，占总孔隙度的 70%以上，仅具少量残余粒间孔、粒间溶孔；孔径分选中等—较差，标准偏差0.8～0.9，偏度略负偏，均值小于0.02μm。喉道以片状微细喉、微喉为特征，半径均值0.02～0.1μm，孔喉比达250～750。岩石类型以分选中等—较差、富含粘土（含量大于 10%）或碳酸盐胶结物（含量大于15%）致密的细砂岩、粉—细砂岩及粉砂岩为主，属于很差-非有效储层（图版Ⅶ-8；图6-2A、B）。

（二）重点油层组孔隙结构特征参数

根据压汞曲线、铸体薄片图像等资料获得的特征参数，可以定量化地刻画储层孔喉发育程度及其连通性等孔隙结构特征和储集性能。本区砂岩孔中，隙结构特征参数能较好地表征和反映出延长组长2、长6、长8油层组的孔隙结构和储集性能的优劣，还为延长组储层的评价和有利储层分布区的预测提供了定量化的参考依据。

1.长8油层组

长8油层组砂岩排驱压力为（0.02～16.6）×10⁶ Pa，平均 3.3×10⁶ Pa；中值压力为（6.132～44.75）×10⁶ Pa（表6-8），平均20.81×10⁶ Pa；平均喉道半径为0.011～1.02μm，平均0.128μm；最大喉道半径为0.044～36.014μm，平均1.413μm；歪度1.24～5.75，平均2.31。压汞曲线多为偏细歪度、曲线呈斜状（图6-2A、B），孔隙喉道分选性差。

砂岩面孔率0.87%～18.65%，平均9.08%；孔喉配位数一般为0～5，平均配位数为0.03～0.72，平均0.37；平均孔隙半径为12.57～44.4μm，平均28.09μm；分选系数0.48～11.18，平均4.64；偏度为-0.64～9.02，平均1.86；变异系数为0.11～1.95，平均0.59；平均比表面0.13～0.25，平均0.18；平均孔喉半径比为0.13～5.7，平均2.38。

表6-8 长2、6、8油层组孔隙结构特征参数统计表

在平面上，牛武一带砂岩排驱压力、中值压力相对较高，退汞率较低（平均仅26.86%）；而直罗南部地区（ZF26、ZF28井）排驱压力、中值压力相对较低，平均分别为2.87×10⁶ Pa和17.15×10⁶ Pa，分选系数平均为1.66，歪度平均为1.94，退汞率较高（平均达到33.4%），表明岩石喉道相对较大，且多集中于细喉道。

可见，长8油层组砂岩孔隙结构总体较差，属于中小孔细喉型，局部发育中小孔-中喉型。相对而言，牛武与直罗两地储层孔隙结构略微优于其他地区。

2.长6油层组

长6油层组砂岩排驱压力（表6-8）为（0.18～20）×10⁶ Pa，平均3.69×10⁶ Pa；中值压力为（0.37～155.36）×10⁶ Pa，平均 25.31×10⁶ Pa；平均喉道半径为 0.007～2.65μm，平均 0.365μm；最大喉道半径为 0.017～1.477μm，平均 0.753μm；分选系数为 0.03～20.11，平均 4.743；歪度为 0.97～7.91，平均 3.05；退汞率为 11.48%～57.16%，平均26.89%，表明喉道以微细喉为主、次为细喉、微喉及少量中喉。压汞曲线多为偏粗歪度-细歪度、曲线呈斜状和短平台状（图6-2 C、D、E、F），孔隙喉道分选性差。

面孔率为1.15%～37.89%，平均10.09%；孔喉配位数一般为0～4，平均配位数为0.05～1.17，平均0.49；平均孔隙半径为17.7～44.38μm，平均32.27μm；分选系数为0.34～28.18，平均4.34；偏度为-1.18～11.7，平均2.27；变异系数为0.08～2.032，平均0.7；平均孔喉直径比为2.45～14.22，平均4.27。

在平面上，牛武一带砂岩排驱压力、中值压力相对较低（分别为2.03×10⁶ Pa和17.97×10⁶ Pa），退汞率明显增大，表明岩石喉道相对较细。牛武南ZF29井排驱压力平均值为5.05×10⁶ Pa，平均喉道半径为0.236μm，分选系数达到9.81，反映岩石喉道变窄，且粗细喉道分布不集中；直罗东ZF27井砂岩排驱压力、中值压力均明显上升，平均达到3.93×10⁶ Pa 和42.05×10⁶ Pa，平均喉道半径均值仅为0.77μm，退汞率平均21.64%，可见本区砂岩喉道变窄；直罗ZF22井区砂岩平均排驱压力降低到0.96×10⁶ Pa，退汞率均值上升到34.49%，说明该区孔隙结构明显变好，喉道粗大；直罗南ZF28井区砂岩排驱压力、中值压力平均值均上升到5.975×10⁶ Pa 和29.38×10⁶ Pa，平均喉道半径降到0.089μm，分选系数平均1.18，表明其喉道多为微细喉道。

由上可见，长6油层组砂岩孔隙结构整体中等—较差，属于中小孔细喉型、细孔微喉型，局部发育小孔中喉型。相对而言，牛武与直罗两地储层孔隙结构略微优于其他地区。

3.长2油层组

长2油层组砂岩排驱压力（表6-8）为（0.57～3.02）×10⁶ Pa，平均为1.285×10⁶ Pa；中值压力为（2.8～13.81）×10⁶ Pa，平均为 7.19×10⁶ Pa；平均喉道半径为 0.073～0.404μm，其平均值为0.261μm；最大喉道半径为0.244～1.434μm，平均为 0.85μm，表明喉道以微细喉为主、次为细喉、微喉及少量中喉；喉道分选系数为 0.12～1.95，平均为1.52；歪度为1.09～8.9，平均为 2.52；退汞率为 17.7%～29.64%，平均 22.36%。压汞曲线多为偏粗歪度、曲线呈短平台状（图6-2 G、H），孔隙喉道分选性好。

砂岩面孔率为4.32%～14.73%，平均8.63%；平均孔隙半径为21.52～28.04μm，平均值为23.89μm；平均比表面0.13～0.18，其平均值为0.16；平均孔喉比为1.73～3.48，平均2.84；孔喉平均配位数为0.27～0.81，平均0.51；均质系数为0.2～0.43，平均0.31。

以上参数表明，长2油层组砂岩排驱压力、中值压力明显低于长6、长8 油层组，喉道略微偏粗，压汞曲线多为偏粗歪度-细歪度、曲线呈斜状和短平台状（图6-2G、H），其孔隙结构相对较好，整体属于中孔细喉型、细孔微喉型，局部发育小孔中喉型，孔喉连通性中等。

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