李永勝 ，章志鋒 ，劉學剛 ，王 榮

（1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安 710021；2.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安 710021；3.中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

姬塬油田位于陜西省定邊縣、吳起縣和寧夏鹽池縣境內(nèi)。工區(qū)總面積9 792.64 km2。區(qū)域構造位置橫跨陜北斜坡與天環(huán)坳陷中部，構造平緩。區(qū)內(nèi)長6油層組屬于三角洲沉積體系，發(fā)育大面積儲集砂體。

孔隙結構是影響并決定儲層微觀孔喉內(nèi)流體流動和油氣運移的重要地質(zhì)條件，加強儲層微觀特征的研究，對油氣田的開發(fā)相當重要。本文通過物性和毛管壓力資料對姬塬油田長6油層組微觀孔隙結構特征進行分析研究，并對儲層進行劃分。

1 長6油層物性特征

通過對姬塬油田長6油層205塊巖石樣品的孔滲測試結果進行分析匯總，得出該區(qū)長6油層的孔隙度最大為17.20%，平均為12.04%，主要分布在10%～16%之間，占所測樣品的85%（見圖1a）；滲透率最大值5.62 mD，平均為0.61 mD，主要分布在0.1～1.0 mD，占所測樣品的75%（見圖1b）。上述物性數(shù)據(jù)表明，該區(qū)長6油層整體屬于中孔、特低滲儲層?？紫抖群蜐B透率具有較好的正相關性（見圖1c）。

圖1 物性參數(shù)統(tǒng)計分布直方圖及相關關系圖

2 孔隙結構特征

2.1 孔喉分布特征

本文采用最大連通孔喉半徑、中值半徑、均值、分選系數(shù)、歪度等參數(shù)評價儲層孔喉分布特征。

2.1.1 最大連通孔喉半徑 在分析的樣品中最大連通孔喉半徑分布范圍為 0.03～5.18 μm，平均為 0.89 μm，集中分布在0.1～1.0 μm，且占所測樣品的69%（見圖2a），這說明姬塬地區(qū)長6油層砂巖孔喉相對較細，總體物性較差。最大孔喉半徑與滲透率具有良好的相關性，與孔隙度的相關性較差（見圖2b）。

2.1.2 中值半徑 中值半徑分布范圍為0.018～0.982 μm，平均為 0.161 μm，主要分布在 0.05～0.25 μm，所占比例超過了 85%（見圖 3a），這說明多數(shù)樣品的中值半徑小于0.25 μm，因而從總體上看，姬塬地區(qū)長6油層組儲層砂巖較為致密、產(chǎn)油能力較低。該油區(qū)的中值半徑與孔隙度和滲透率基本不具備相關性（見圖 3b）。

2.1.3 均值 孔喉均值越小，巖石孔喉越粗；孔喉均值越大，巖石孔喉則越細。姬塬地區(qū)長6油層砂巖中孔喉均值分布范圍為10.19～14.10，平均為12.27，從頻率分布圖中可以看出樣品的孔喉均值分布相對分散、且偏大（見圖4a），反映出長6油層砂巖的平均孔喉半徑小。均值與滲透率具有良好的負相關性，與孔隙度的相關性較差（見圖4b）。

2.1.4 分選系數(shù) 孔喉分選系數(shù)越小，巖石孔喉大小分選越好；孔喉分選系數(shù)越大，巖石孔喉大小分選越差。姬塬地區(qū)長6油層砂巖孔喉分選系數(shù)分布范圍為0.28～2.83，平均為1.69。從頻率分布圖中可以看出分選系數(shù)分布比較分散（見圖5a），這直接反映了長6油層組儲層砂巖的孔喉半徑粗細分選一般，總體均質(zhì)性較差。分選系數(shù)與物性參數(shù)有較好的相關性。

圖2 最大連通孔喉半徑統(tǒng)計分布直方圖及與物性的相關關系

圖3 中值半徑統(tǒng)計分布直方圖及與物性的相關關系

圖4 均值統(tǒng)計分布直方圖及與物性的相關關系

圖5 分選系數(shù)統(tǒng)計分布直方圖及與物性的相關關系

圖6 歪度統(tǒng)計分布直方圖及與物性的相關關系

2.1.5 歪度 孔喉歪度越小，巖石孔喉大小分布則越偏于小孔，孔喉歪度越大，巖石孔喉大小分布則越偏于大孔。姬塬地區(qū)長6油層砂巖中孔喉歪度分布范圍為-5.58～1.10，平均為-0.12，70%集中分布在-0.35～0.35，因而多數(shù)樣品的孔喉分布相對于平均值屬細歪度，偏小孔。歪度與物性參數(shù)不具備相關性（見圖6）。

2.2 孔隙與喉道的連通性

選擇最大進汞飽和度評價孔喉的連通性。最大汞飽和度越小，巖石中未被汞所飽和的孔喉體積越大，孔喉的連通性越差；最大汞飽和度越大，巖石中未被汞所飽和的孔喉體積越小，孔喉的連通性越好。姬塬地區(qū)長6油層砂巖最大汞飽和度分布范圍為12.90%～96.17%，平均為75%，集中分布在70%～90%，所占比例超過77%（見圖7a），這說明總有效孔隙中，有約75%的空間是被喉道所連通的。這一參數(shù)反映出該儲層的孔喉連通性中等。

2.3 孔喉滲流特性

選用排驅(qū)壓力、飽和度中值壓力和最小濕相飽和度三個參數(shù)來評價孔喉的滲流能力。

2.3.1 排驅(qū)壓力 排驅(qū)壓力越小，巖石孔隙度和滲透率越好；排驅(qū)壓力越大，巖石孔隙度和滲透率則越差。姬塬地區(qū)長6油層砂巖排驅(qū)壓力分布范圍為0.142～23.920 MPa ，平均為 1.83 MPa，集中分布在 0.5～3.5 MPa，且所占比例為70%（見圖8a），因而多數(shù)樣品具有較高的排驅(qū)壓力，這反映了長6油層砂巖滲透性較差。排驅(qū)壓力與滲透率成負相關性（見圖8b）。

2.3.2 中值壓力 中值壓力越小，巖石的孔隙度和滲透率越好，產(chǎn)油能力越強；中值壓力越大，巖石的孔隙度和滲透率越差，產(chǎn)油能力越弱。姬塬地區(qū)長6油層砂巖中值壓力分布范圍為1.13～40.44 MPa，平均為9.09 MPa，集中分布在1～11 MPa，所占比例超過了74%（見圖9a），這說明多數(shù)樣品具有較高的中值壓力，滲透性較差。中值壓力與物性相關性不明顯（見圖9b）。

圖7 最大進汞飽和度統(tǒng)計分布直方圖及與物性的相關關系

圖8 排驅(qū)壓力統(tǒng)計分布直方圖及與物性的相關關系

圖9 中值壓力統(tǒng)計分布直方圖及與物性的相關關系

圖10 最小濕相飽和度統(tǒng)計分布直方圖及與物性的相關關系

2.3.3 最小濕相飽和度 最小濕相飽和度反映儀器設定最高壓力所對應的孔隙喉道半徑（包括比它更小）的孔隙體積占整個巖樣孔隙體積的百分數(shù)。該參數(shù)值越大，就表示這種小孔喉所占的體積越多，則孔喉滲流能力越差。姬塬地區(qū)長6油層砂巖最小濕相飽和度分布范圍為3.83%～87.10%，平均為24.71%，集中分布在15%～32%，所占比例超過了68%（見圖10a），該數(shù)值較大，反映儲層滲透性較差。最小濕相飽和度與物性相關性不明顯（見圖10b）。

2.4 毛管壓力曲線形態(tài)

毛管壓力曲線能夠比較直觀地反映儲層的孔隙結構，不同形態(tài)的毛管壓力曲線代表不同的孔隙結構類型。姬塬地區(qū)長6油層巖石樣品的毛管壓力曲線重疊圖（見圖11）總體表現(xiàn)出較高排驅(qū)壓力，孔喉分選性和連通性一般的特點。

圖11 毛管壓力曲線重疊圖

3 綜合評價

本文選取孔隙度、滲透率、排驅(qū)壓力、飽和度中值壓力、中值半徑、均值、最大進汞飽和度等11個微觀孔隙結構特征參數(shù)對姬塬地區(qū)長6油層組砂巖樣品進行聚類分析將這些儲層按砂巖孔隙結構分為4種類型（見表1，圖12），并繪制各類型儲層的分布圖。

圖12 4類毛管壓力曲線重疊圖

Ⅰ類儲層：毛管壓力曲線為斜平臺型,孔喉連通性較好,孔喉歪度正偏,排驅(qū)壓力和中值壓力均較低，孔喉半徑較大，且分布不均勻，滲透率較高，孔喉類型為中孔隙度微細喉型，表明儲層的孔隙結構和滲流能力好，是本地區(qū)最好的孔隙結構類型。Ⅱ類儲層：毛管壓力曲線為斜平臺型,孔喉連通性較好，微觀孔隙結構各項參數(shù)都沒有I類好，喉道分布不均勻，孔喉類型為中孔隙度微喉型，表明儲層的孔隙結構和滲流能力中等，是本地區(qū)主要的儲層。Ⅲ類儲層：毛管壓力曲線沒有明顯的平臺，孔喉連通性差，微觀孔隙結構各項參數(shù)都沒有前兩類好，孔喉類型為小孔隙度微喉型，表明儲層的孔隙結構和滲流能力差。Ⅳ類儲層：毛管壓力曲線形態(tài)上沒有出現(xiàn)平臺，為一陡斜坡狀，較陡。儲層的孔隙結構和滲流能力差，為非有效儲層。

表1 儲層砂巖孔隙結構綜合評價分類統(tǒng)計

4 結論與認識

通過對姬塬地區(qū)長6油層的物性特征，孔喉分布、孔喉連通性、孔喉滲流特征以及毛管壓力曲線形態(tài)等方面進行了研究后,主要取得以下認識。

（1）姬塬油田長6油層孔隙度平均值為12.04%，滲透率平均值為0.61 mD，屬中孔隙度，特低滲儲層。

（2）本區(qū)塊巖石樣品的毛管壓力曲線總體表現(xiàn)為較高排驅(qū)壓力，孔喉分選、連通性一般的特點。根據(jù)孔隙結構特征相關參數(shù)和毛管壓力曲線形態(tài)將該區(qū)長6儲層分為4類，從Ⅰ類到Ⅳ類，儲層的微觀孔隙結構和滲流能力由好變差，該儲層主要以Ⅰ類和Ⅱ類為主，具有較好的產(chǎn)油能力。

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