利用毛管壓力曲線分析姬塬油田長6油層微觀孔隙結構特征

李永勝 ，章志鋒 ，劉學剛 ，王 榮

（1.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，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。工區總面積9 792.64 km2。區域構造位置橫跨陜北斜坡與天環坳陷中部，構造平緩。區內長6油層組屬于三角洲沉積體系，發育大面積儲集砂體。

孔隙結構是影響并決定儲層微觀孔喉內流體流動和油氣運移的重要地質條件，加強儲層微觀特征的研究，對油氣田的開發相當重要。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）。上述物性數據表明，該區長6油層整體屬于中孔、特低滲儲層。孔隙度和滲透率具有較好的正相關性（見圖1c）。

圖1 物性參數統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、歪度等參數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），這說明多數樣品的中值半徑小于0.25 μm，因而從總體上看，姬塬地區長6油層組儲層砂巖較為致密、產油能力較低。該油區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 孔喉分選系數越小，巖石孔喉大小分選越好；孔喉分選系數越大，巖石孔喉大小分選越差。姬塬地區長6油層砂巖孔喉分選系數分布范圍為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，總體均質性較差。分選系數與物性參數有較好的相關性。

圖2 最大連通孔喉半徑統計分布直方圖及與物性的相關關系

圖3 中值半徑統計分布直方圖及與物性的相關關系

圖4 均值統計分布直方圖及與物性的相關關系

圖5 分選系數統計分布直方圖及與物性的相關關系

圖6 歪度統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

選用排驅壓力、飽和度中值壓力和最小濕相飽和度三個參數來評價孔喉的滲流能力。

2.3.1 排驅壓力 排驅壓力越小，巖石孔隙度和滲透率越好；排驅壓力越大，巖石孔隙度和滲透率則越差。姬塬地區長6油層砂巖排驅壓力分布范圍為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），因而多數樣品具有較高的排驅壓力，這反映了長6油層砂巖滲透性較差。排驅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，產油能力越強；中值壓力越大，巖石的孔隙度和滲透率越差，產油能力越弱。姬塬地區長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 最大進汞飽和度統計分布直方圖及與物性的相關關系

圖8 排驅壓力統計分布直方圖及與物性的相關關系

圖9 中值壓力統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。該參數值越大，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

毛管壓力曲線能夠比較直觀地反映儲層的孔隙結構，不同形態的毛管壓力曲線代表不同的孔隙結構類型。姬塬地區長6油層巖石樣品的毛管壓力曲線重疊圖（見圖11）總體表現出較高排驅壓力，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對姬塬地區長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：毛管壓力曲線形態上沒有出現平臺，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計

4 結論與認識

通過對姬塬地區長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）本區塊巖石樣品的毛管壓力曲線總體表現為較高排驅壓力，孔喉分選、連通性一般的特點。根據孔隙結構特征相關參數和毛管壓力曲線形態將該區長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，具有較好的產油能力。

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[3]何更生，唐海，等.油層物理[M］.北京：石油工業出版社，2011.