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，低滲油藏在海上油田開發(fā)中所占比例逐年增加。以南海西部海域為例，近些年在文昌、潿洲、烏石等區(qū)域逐步發(fā)現了一大批低滲油藏[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致微觀孔喉結構特征與滲流規(guī)律存在明顯差異，從而表現出不同油藏產能與開發(fā)特征。

分形幾何的出現為儲層孔喉結構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，砂巖儲層孔喉結構具有良好的分形性質，分形維數可以描述孔喉結構的復雜程度[3-7]。求取分形維數的方法包括：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、結果準確度高等特點一直是近些年最為常用的方法[12-14]。采用壓汞資料，國內外學者主要基于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的計算方法，并探索了分形維數這一參數表征儲層微觀結構的物理意義。前人的研究往往側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在聯系方面鮮有報道。本文選取南海西部3個不同巖性（細砂巖、砂礫巖、粉砂巖）油藏的典型巖樣進行壓汞實驗分析，采用Brooks-Corey模型計算分形維數，揭示了不同巖性儲層分形特征的差異性，同時結合鑄體薄片實驗進行了成因分析，并在此基礎上進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識及開發(fā)提供地質依據。

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驗測試與分析，其制備的巖樣體積相同、實驗參數設置統(tǒng)一、數據處理方法一致，從而保證實驗結果對比的可行性與準確性。

通過壓汞數據計算巖樣孔喉結構分形維數的公式如下[15]：

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

若儲層孔喉結構具有分形性質，根據毛管壓力資料，流體飽和度與對應毛管壓力在對數坐標下具有線性相關關系，進一步可以計算其分形維數。

2 分形特征對比

2.1 細砂巖儲層分形特征

前人研究根據進汞曲線反映的孔喉分布將進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[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，本文采用排驅壓力對應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階段進汞飽和度在3.6%～4.1%，達到排驅壓力（0.05～0.5 MPa），對應最大孔喉半徑在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，階段進汞飽和度在40.0%～57.7%，進入中喉道控制區(qū)間，對應孔喉半徑在0.74～rdμm，進汞速度快，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，階段進汞飽和度在20.8%～32.0%，進入小喉道控制區(qū)間，對應孔喉半徑在0.074～0.74μm，進汞飽和度變化增加，說明小喉道控制孔隙體積同樣占據較大比例，而對于樣品1，階段進汞飽和度達到63.9%，說明絕大多數為小喉道控制的孔隙體積；④階段進汞飽和度在5.0%～11.6%，進入微喉道控制區(qū)間，進汞飽和度變化減小，說明微喉道控制孔隙體積較小。實驗結果可以看出：潿洲1-1油田流沙港組二段低滲細砂巖儲層孔喉均勻連續(xù)分布，中、小孔喉發(fā)育，占據體積高達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油田細砂巖儲層典型巖樣進汞飽和度與毛管壓力關系曲線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（相關系數為0.995 9～0.998 4），同時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砂巖儲層孔喉分形曲線呈線性特征，分形維數在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果表明（圖3），其毛管壓力曲線呈現雙臺階式，從表1可以看出：①階段進汞飽和度在0.4%～5.6%，達到排驅壓力（0.09～0.2 MPa），對應最大孔喉半徑在3.67～8.22μm，最大孔喉半徑較小；②階段進汞飽和度在30.0%～53.3%左右，進入中喉道控制區(qū)間，壓汞曲線出現第1個平臺段，進汞速度快，飽和度變化顯著，說明其控制孔隙體積較大；③階段進汞飽和度在11.1%～19.7%，進入小喉道控制區(qū)間，進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??；④階段進汞飽和度在8.8%～30.5%，進入微喉道控制區(qū)間，壓汞曲線出現第2個平臺段，飽和度又出現顯著變化，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汞飽和度與毛管壓力關系曲線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，表現為階段分形特征，分段回歸具備線性規(guī)律（相關系數為0.972 4～0.999 1）。喉道半徑為0.056～0.093μm時為分形第1個轉折點，喉道半徑為0.621～1.228μm時為分形第2個轉折點（樣品4仍存在細分），說明砂礫巖儲層在不同的孔喉分布區(qū)間內具有不同的分形維數。表2給出了分段回歸分形維數計算結果，可以看出：隨著孔喉半徑的增大，砂礫巖的分形維數呈現“小-大-小”的特點，兩端分形維數較小，在中間過渡段（0.056～1.228μm）分形維數最大（2.867 2～2.911 7），表明砂礫巖儲層孔喉連續(xù)性差、非均質性強，孔喉分布復雜。

表2 砂礫巖儲層分形維數計算結果Table2 Fractal dimension results of the sandy conglomerate reservoir

砂礫巖儲層孔喉分布的復雜程度要遠遠高于細砂巖儲層，而采用加權計算的整體分形維數很難表征這一點。從分形曲線來看，曲線劃分區(qū)間越多，分形曲線轉折點越多，相鄰段分形維數變化幅度越大，孔喉結構越為復雜。

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)間劃分結果：①階段進汞飽和度在7.2%～11.8%，達到排驅壓力（0.09～0.17 MPa），對應最大孔喉半徑在4.27～8.21μm，大喉道控制孔隙體積較?。虎陔A段進汞飽和度在6.4%～34.3%，進入中喉道控制區(qū)間；③階段進汞飽和度在17.5%～41.1%，進入小喉道控制區(qū)間；④階段進汞飽和度在10.4%～33.5%，進入微喉道控制區(qū)間。實驗結果表明：與前兩類儲層不同，其進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。

圖5 文昌1-1油田粉砂巖儲層典型巖樣進汞飽和度與毛管壓力關系曲線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計算結果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，分形轉折點不明顯。同樣可以按照細分區(qū)間進行分段近似擬合（相關系數為0.931 2～0.999 2），求取階段分形維數（表3）。結果表明隨著喉道半徑的增大，粉砂巖的分形維數呈現逐漸增大趨勢。喉道半徑越小，對應的分形維數越小；喉道半徑越大，對應分形維數也隨之變大。與前兩種巖性儲層相比，雖然沒有明顯分形轉折點，但其劃分區(qū)間更細，具備統(tǒng)一分形的尺度范圍更小，孔喉結構相對也更為復雜。

3 分形特征成因分析

通過以上研究可以得出，細砂巖儲層分形特征曲線呈線性，具備統(tǒng)一的分形維數；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，分形維數相對較小，中部區(qū)間內分形維數最大；粉砂巖儲層分形曲線呈“凸”形特征，分形維數隨孔喉半徑的增大而增大，尤其在孔喉半徑較大部分，分段分形維數很高。結合圖7給出的3個油藏鑄體薄片圖像分析結果，分析其原因主要包括：

潿洲1-1油田流沙港組二段細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、分選較好、雜基含量低，以中孔中喉、中孔細喉為主；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構、形態(tài)均趨于一致，故在整體分布尺度內，分形維數不變，其數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，成分成熟度和結構成熟度低，分選磨圓差，溶蝕作用強?？紫额愋蛷碗s，包括原生粒間孔、長石溶孔、鑄?？?、高嶺石晶間孔等，整體表現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了這一點，孔隙結構多為雙重孔隙介質結構，孔徑大小不均一性較強，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，孔喉結構較簡單，分形維數較小。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象，同時喉道形態(tài)多以片狀、彎片狀喉道為主，孔壁變得粗糙，喉道變得曲折，孔喉結構變得復雜，故分形維數隨之增大。當孔喉尺寸到達更小尺度范圍內，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Fig.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，泥質含量很高，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、泥質雜基微溶孔等，喉道類型主要為片狀、彎片狀、點狀為主?？缀沓叽巛^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，黏土礦物及有機質的比表面積遠遠大于砂巖顆粒[17]，導致其孔壁變得極為粗糙，連通變得復雜，其分形維數更甚于溶孔為主的次生孔隙，致使孔喉尺度越大，分形維數越大，較大尺度孔喉處復雜程度越高。

4 分形維數對滲流能力的影響分析

盡管分形維數可以對孔喉結構進行表征，不同研究也采用分形維數作為儲層分類重要參數或通過關聯得出分形維數與宏觀孔滲的相互關系[18-19]，但本研究未能得到相應認識。實際巖樣的分形維數與孔滲相關性很低，尤其對于低滲儲層，圖8給出了173塊巖心孔隙度、滲透率與分形維數之間的關系，孔隙度、滲透率與分形維數三者之間并無明顯關系，單純分形維數數值很難對儲層微觀滲流能力進行表征。這主要受兩方面影響，一方面是因為不同孔隙度下孔喉分布的范圍及不同尺度范圍所占比例不同，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，加權計算整體分形維數意義不大，很難表征孔喉復雜程度。為了進一步探討分形維數的意義及其對微觀滲流的影響，選取細砂巖、砂礫巖、粉砂巖儲層3塊典型巖樣孔喉分形特征曲線進行對比分析，結果見圖9，可以看出其排驅壓力一致（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。

圖8 孔滲參數與分形維數之間的關系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

根據分形維數分段計算結果，在進汞壓力為0.138～1 MPa、孔喉分布在0.74～5.334μm時，其分形維數為粉砂巖（2.916 6）＞砂礫巖（2.736 6）＞細砂巖（2.647 3），因此，在較大喉道控制的孔隙體積部分，粉砂巖孔喉結構的復雜程度要大于砂礫巖、細砂巖；在進汞壓力為1～10 MPa、孔喉分布在0.074～0.74μm時，其分形維數為砂礫巖（2.883 9）＞粉砂巖（2.650 1～2.873 2）＞細砂巖（2.647 3），因此，在小喉道控制的孔隙體積部分，砂礫巖孔喉結構的復雜程度略大于粉砂巖，細砂巖次之；在進汞壓力為10～30 MPa、孔喉分布在0.024～0.074μm時，其分形維數為細砂巖（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，細砂巖孔喉結構的復雜程度大于粉砂巖、砂礫巖。

在相同孔喉尺度分布范圍內，較大尺寸孔喉的分形維數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遠差于烏石1-1油田砂礫巖儲層與潿洲1-1油田細砂巖儲層，宏觀上表現為中高孔、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構簡單，但所占比例有限，中間段孔喉關系復雜，整體滲流能力仍要差于潿洲1-1油田細砂巖儲層，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，宏觀上表現為中低孔、中滲—特低滲均有分布，單井產能差異性較大（10～100 m3／d均有分布），開發(fā)效果次之；潿洲1-1油田細砂巖儲層孔喉關系一致，孔滲關系良好，整體表現為中低孔、中低滲，單井產能以中產為主（80～100 m3／d），開發(fā)效果最好。

5 結論

1）受孔喉類型及結構的影響，不同巖性低滲儲層分形曲線特征不同。潿洲1-1細砂巖儲層發(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、有機質對粒間孔隙的充填均增加了孔喉結構的復雜性，故其儲層分形曲線特征復雜。分形曲線更能很好的表征低滲儲層孔喉結構的復雜程度。在孔喉分布區(qū)間內，曲線轉折點越多、相鄰段分形維數變化幅度越大，其孔喉結構越復雜，而加權計算整體分形維數數值意義不大，應避免利用該數值對孔喉結構進行定量表征。

2）不同的孔喉分布區(qū)間內大孔喉的存在對滲透率貢獻很大，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。微觀孔隙結構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。