致密砂巖微觀非均質性定量評價方法研究
——以鄂爾多斯盆地華慶地區延長組長6油層組為例

陳朝兵，付玲，陳新晶，張濤，解宇航，王泓波，朱玉雙

1.西安石油大學地球科學與工程學院，西安 710065

2.陜西省油氣成藏地質學重點實驗室，西安 710065

3.中國石油勘探開發研究院，北京 100083

4.中國石油長慶油田分公司第六采油廠，西安 710200

5.中國石油長慶油田分公司第二采氣廠，西安 710200

6.中國石油華北油田分公司勘探開發研究院，河北任丘 062550

7.西北大學地質學系大陸動力學國家重點實驗室，西安 710069

0 引言

儲層非均質性指儲層在形成過程中，經歷了沉積、成巖以及后期構造作用的綜合影響，使得儲層空間分布及基本性質（巖性、物性、電性及含油氣性）在三維空間上存在的不均勻變化[1]。學者關于儲層非均質性的研究由來已久，佩蒂莊等[2]以河流沉積儲層為例，考慮儲層非均質性規模，將儲層非均質分為5級，分別為層系規模（100 m級）、砂體規模（10 m級）、層理規模（1～10 m級）、紋層規模（10～100 mm級）、孔隙規模（10～100μm級）；Haldorsen[3]從非均質性的尺度考慮，將非均質性分為4種類型，分別為孔隙和顆粒規模的微觀非均質性、巖心規模的宏觀非均質性、數值模擬模型中的網塊狀大型非均質性和整個巖層或區域規模的巨型非均質性；裘懌楠等[4]根據中國陸相儲層特征并結合油田開發生產實用性，將碎屑巖儲層非均質性按照規模大小分為層內、層間、平面和微觀非均質性4個級別，該分類方案也是中國各大油田技術工作者廣泛采用的非均質性分類標準，其中層內、層間、平面非均質性屬于宏觀非均質性范疇，對油田開發過程中的注水波及系數影響較大，注水波及區域內的原油動用程度則與微觀孔喉結構的非均質性密不可分，這涉及到孔隙和喉道的大小、分布特征、孔喉配位數、連通性等，即使宏觀表現較為均質的儲集層也不可避免地存在一定程度的微觀非均質性。

隨著常規油氣資源的逐漸枯竭，致密砂巖油氣資源的占比越來越高。常規儲層顆粒粒度粗、物性條件好、孔喉較粗、連通性好，微觀非均質性較弱。與常規儲層不同，致密砂巖儲層物性較差，孔隙度一般小于10%，空氣滲透率小于1×10-3μm2（覆壓基質滲透率小于0.1×10-3μm2）[5]，顆粒粒度細、填隙物含量高、成巖強度大，微觀非均質性強，其對儲層內的油氣聚集、滲流特征及剩余油分布的影響更大[6]。致密砂巖儲層微觀非均質性研究的難度要遠大于常規儲層，研究對象多為微米—納米級的儲集空間，研究手段涉及不同尺度的實驗方法，主要包括間接測量的低溫氣體吸附法、核磁共振、高壓壓汞及恒速壓汞法和直接觀測的場發射掃描電鏡法、CT成像掃描法等[7-10]。盡管測試方法較多，但定量評價手段較少，且各種尺度實驗數據相對獨立，缺乏有機結合，暫未建立起一個相對綜合的微觀非均質性評價指數或標準。另外，部分實驗測試費用高、測試周期長，如微納米CT、恒速壓汞等，導致定量化測試手段不能快速、廣泛的運用于油田科研生產，因此亟需一種資料獲取容易、快捷簡便的微觀非均質性定量評價方法。

基于此，本文通過粒度分析、鑄體薄片、高壓壓汞及真實砂巖兩相滲流模型等實驗手段，對鄂爾多斯盆地華慶地區長6致密砂巖儲層微觀非均質性展開研究，分別從巖石骨架顆粒非均質性、成巖作用非均質性及孔喉結構非均質性三方面展開研究，優選影響微觀非均質性的核心參數，構建微觀非均質性綜合指數F，并探討微觀非均質性與滲流特征之間的關系，為評價致密砂巖微觀特征及致密油開發效果提供依據。

1 地質概況

鄂爾多斯盆地地處中國中部，為穩定的大型多旋回克拉通盆地，現今構造形態為一平緩的西傾單斜，坡度通常小于1°。盆地內可劃分為六個二級構造單元，分別為北部的伊蒙隆起、西部的天環凹陷和西緣逆沖推覆帶、東部的晉西繞折帶、南部的渭北隆起帶及中部的伊陜斜坡[11]。晚三疊世延長期，鄂爾多斯盆地發育大型內陸河流—三角洲—湖泊沉積體系，主要物源供給方向為盆地北部陰山古陸和西南部秦祁造山帶[12]，延長組地層總厚度約1 300 m，自下向上劃分為長10—長1十個油層組[11]。長6期，研究區處于盆地西南部及東北部物源的交匯處[13]（圖1），受盆地周邊地震、火山及湖底暗流等觸發因素的影響，研究區發育重力流沉積，西南部坡折帶較陡，主要發育濁流及少量砂質碎屑流砂體[14]；東北部坡折帶較緩，發育砂質碎屑流及少量濁流、泥質碎屑流沉積體[15]。長6油層組厚度約80～110 m，自下向上可劃分為長63、長62、長61三個小層，主力含油層為長63小層，不同重力流砂體相互疊置，儲層整體非均質性強，開發效果不理想。

圖1 鄂爾多斯盆地構造及研究區位置（據You et al.[13]修改）Fig.1 Location map of the Ordos Basin structure and study area（modified from You et al.[13]）

華慶地區長6儲層砂巖以灰色細粒巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖為主，其次為少量長石砂巖（圖2a），普遍含泥質雜基，碎屑具有“低石英，高長石”的特點，顆粒分選中等，磨圓度中等—好，呈次棱角狀。砂巖整體成分成熟度較低，結構成熟度中等。膠結物以伊利石、綠泥石、碳酸鹽為主，含少量硅質、長石質。孔隙類型以粒間孔（1.59%）為主（圖2b），其次為長石溶孔（0.49%）和巖屑溶孔（0.15%），含少量晶間孔及微裂隙（0.17%），平均面孔率2.4%。孔喉類型以小孔—微喉型為主，并有少量的小孔—微細喉型，平均孔隙度10.2%，平均滲透率0.35×10-3μm2，儲層整體致密，成巖作用較強，為典型的致密砂巖儲層。

圖2 鄂爾多斯盆地華慶地區長6儲層基本特征（a）儲層巖石類型三角圖；（b）填隙物及粒間孔，HQ213井，2 056.3 mFig.2 Basic characteristics of Chang 6 reservoir in Huaqing area,Ordos Basin(a)triangle chart of reservoir rock types;(b)interstitial material and intergranular pore,well HQ213,2 056.3 m

與常規牽引流致密砂巖不同，華慶地區長6深水重力流致密砂巖的碎屑顆粒粒度分選及成巖作用差異更為突出。由于深水環境水動力十分復雜，重力流砂體的規模、分布受到周圍火山、地震、波浪等外部觸發因素的影響[13]，因此不同期次沉積的重力流砂體內的原始機械雜基及碎屑云母含量差別較大，其中長6砂巖內的雜基含量介于0.8%～18.6%，平均含量為5.9%。碎屑云母含量介于0.1%～21.3%，平均含量為7.4%，導致深水致密砂巖內的泥質、云母等塑性組分明顯多于常規牽引流致密砂巖，這勢必影響到沉積物的原始粒度分選及成巖壓實、膠結等作用的強弱。因此，選取華慶地區長6深水重力流致密砂巖作為微觀非均質性評價的研究對象更加具有代表性。

2 巖石骨架顆粒非均質性的表征

粒度是沉積物顆粒大小的表征，其組成與分布受控于物源供給、搬運條件、沉積動力及地形地貌等因素，包含了豐富的物源、水動力條件、沉積環境等環境變化信息[16]。因此，通過對沉積物粒度的分析，可以有效的追溯由物源、水動力條件及沉積環境差異造成的巖石骨架顆粒的非均質性。

沉積學中引入粒度分析的方法已超過一個世紀。將粒度分析儀所測粒度數據成圖，常見的有直方圖、頻率曲線圖、累積曲線圖，用于輔助分析沉積環境并獲得粒度參數，其中累積曲線是將不同粒級顆粒質量累加的百分比圖，可直接從曲線上獲得某些累積百分比處的顆粒直徑，進而計算粒度參數，是目前運用最廣的粒度輔助圖形[17-18]。常見的粒度參數有平均粒徑（Mz）、偏度（Sk）和峰度（Kg）、標準偏差σ（或分選系數），各項參數均有各自不同的意義，其中平均粒徑（Mz）反映粒度分布的集中趨勢，表示沉積物粒度的粗細情況；偏度（Sk）用來衡量頻率曲線的不對稱程度，即非正態特征情況；峰度（Kg）是指分布曲線與正態分布曲線相比時，其峰的寬窄尖銳程度，是衡量頻率曲線尖峰凸起程度的參數；標準偏差σ是表示沉積物分選程度的參數，包括顆粒大小的均勻程度或沉積物圍繞集中趨勢的離差，較好的分選性對應較小的分選系數，當分選系數為0時，沉積物顆粒是絕對均勻的[17]。因此，標準偏差σ是表征巖石顆粒非均質性的重要參數，計算分選系數的公式不止一種，本次研究選用福克和沃德提出的標準偏差公式[18]：

式中：Φ16～Φ84代表粒級分布的中央部分，Φ95和Φ5代表對水動力條件反映最靈敏的粗、細尾部的分選情況。

通過對華慶地區13口井/27塊長6砂巖鑄體薄片數據分析統計（表1），研究區致密砂巖粒度標準偏差σ介于0.44～1.56，平均0.94；粒度標準偏差σ與粒間孔呈現較強相關性（相關系數R為0.652 6），與面孔率也呈現一定相關性（相關系數R為0.551 9），但相關性弱于前者（圖3），表明原始碎屑顆粒的分選程度對現今致密砂巖殘余粒間孔產生一定影響，盡管后期壓實、膠結等成巖作用破壞了大部分原始粒間孔隙，但分選性好的碎屑顆粒所搭建的巖石骨架更易保存粒間孔隙；研究區長6儲層普遍發育長石溶孔，導致薄片下的整體面孔率與粒度標準偏差σ的相關性弱于粒間孔。因此，粒度標準偏差σ可用于表征致密砂巖原始碎屑顆粒的非均質性，它代表了原始沉積環境對致密砂巖微觀特征的影響強弱。

表1 華慶地區長6致密砂巖粒度標準偏差與粒間孔及面孔率（據鑄體薄片數據）Table 1 Standard deviation of particle size and intergranular pore and face rate of Chang 6 tight sandstone in Huaqing area（according to the data of casting sheet）

圖3 粒度標準偏差與粒間孔發育程度、面孔率的關系圖（a）粒度標準偏差與粒間孔關系；（b）粒度標準偏差與面孔率關系Fig.3 Relationship between standard deviation of particle size,degree of intergranular pore development,and face rate(a)relationship between standard deviation of particle size and intergranular pore;(b)relationship between standard deviation of particle size and face rate

3 成巖作用非均質性的表征

成巖作用是砂巖儲層致密化的重要因素[19-20]，沉積物沉積后經歷了漫長的深埋成巖過程，包括上覆地層的重力壓實作用、各類自生礦物的充填膠結作用、不穩定礦物的蝕變溶解作用以及不同礦物之間的交代作用，是影響微觀非均質性的主要因素之一。

3.1 成巖孔隙演化特征

成巖作用是造成儲層孔隙喪失與再生的重要因素，目前關于碎屑巖儲層孔隙演化的定量研究已相對成熟，根據前人對不同成巖作用殘余孔隙恢復的理論計算公式[20-22]（表2），對研究區長6致密砂巖儲層的孔隙演化進行了定量計算（表3），結果表明，華慶地區長6致密砂巖儲層原始孔隙度（Φ1）為35.0%，壓實作用后剩余孔隙度（Φ2）為17.7%，壓實損失率為49.5%；經歷膠結、交代作用后剩余孔隙度（Φ3）僅為6.7%，膠結交代損失率為31.5%；溶蝕作用增加的次生孔隙度（Φ4）為3.8%，溶蝕增孔率為10.8%；計算現今孔隙度為10.5%，實測現今孔隙度為10.2%，誤差范圍介于-5.7%～9.7%。因此，壓實作用和膠結交代作用是導致孔隙度喪失的主要原因，溶蝕作用在一定程度上改善了儲層的儲集性能。

表2 華慶地區長6致密砂巖孔隙演化定量計算方法Table 2 Quantitative calculation method of pore evolution of Chang 6 tight sandstone in Huaqing area

表3 華慶地區長6致密砂巖儲層孔隙演化Table 3 Pore evolution of Chang 6 tight sandstone reservoir in Huaqing area

3.2 充填指數和抗溶蝕指數

由于壓實作用對于致密砂巖儲層的影響相對復雜，不僅與上覆地層重力壓實相關，還受到同期孔隙內流體異常壓力或所處區域構造應力的影響[20-21]。同時考慮到華慶地區長6致密砂巖儲層埋深穩定，無大型斷裂構造控制，鏡下觀察到的巖石骨架顆粒均以點—線接觸為主，因此本次研究將壓實作用對不同樣品孔隙度的破壞程度視為同等。基于此，本次研究重點考慮填隙物充填膠結作用及溶蝕作用對于致密砂巖微觀非均質性的影響（交代作用為礦物成分的置換，對孔隙度影響不大，不作考慮）。

以油田常見的的鑄體薄片資料入手，提出以填隙物充填指數C（簡稱充填指數C）和易溶顆粒抗溶蝕指數K（簡稱抗溶蝕指數K）兩個參數來評價成巖作用的非均質性（圖4），其中填隙物充填指數C=填隙物含量/（填隙物含量+剩余粒間孔含量），填隙物包括雜基和膠結物，因此填隙物充填指數C代表了原始沉積機械雜基及成巖膠結物對孔隙的充填程度，數值介于0～1，數值越大，充填越致密，剩余粒間孔越不發育；由于溶蝕指數（溶蝕指數=易溶顆粒溶孔含量/（易溶顆粒含量+易溶顆粒溶孔含量））數值通常很小，不方便使用，因此采用“抗溶蝕指數”的概念，抗溶蝕指數K=易溶顆粒含量/（易溶顆粒含量+易溶顆粒溶孔含量），研究區易溶顆粒主要為長石和巖屑，因此抗溶蝕指數代表的是長石和巖屑的溶蝕程度，該數值介于0～1，數值越大，長石和巖屑的溶蝕程度越低，溶孔越不發育。

圖4 充填指數C及抗溶蝕指數K示意圖Fig.4 Schematic diagram of filling index C and corrosion resistance index K

根據鑄體薄片及實測物性數據統計結果（圖5），充填指數C和抗溶蝕指數K與孔隙度具有較好的相關性，相關系數分別為0.674 7和0.597 3，與滲透率的相關性較差，相關系數分別為0.353 5和0.280 9，表明充填指數C和抗溶蝕指數K能夠較準確的表征現今致密砂巖的儲集空間大小，其中充填指數C對孔隙度的控制作用（相關性）強于抗溶蝕指數K，這與華慶地區長6儲集空間以粒間孔為主，溶孔為輔的特征相匹配。而充填指數C和抗溶蝕指數K與滲透率的低相關性反映了致密砂巖的滲透率受多種因素控制、單一參數無法準確描述滲透率變化規律的事實[20]。因此，充填指數C和抗溶蝕指數K可用于定量評價成巖作用導致的孔隙度變化的非均質性。

圖5 充填指數C、抗溶蝕指數K與孔隙度、滲透率的關系Fig.5 Relationship between filling index C,corrosion resistance index K and porosity and permeability

4 孔喉結構非均質性的表征

上述充填指數C和抗溶蝕指數K能夠定量表征致密砂巖所經歷的充填膠結及溶蝕強度，但無法反映成巖作用導致的孔隙空間的復雜程度，即不能表征孔喉結構的非均質性。對于致密砂巖而言，孔喉結構非均質性是影響微觀滲流特征及剩余油的重要因素，是微觀非均質性評價的核心[1,5]。

高壓壓汞實驗是研究致密砂巖孔喉結構的常用方法，其實驗壓力最高可達220 MPa，能夠反映3.7 nm以上孔徑分布、結構等信息。根據高壓壓汞實驗結果，華慶地區長6砂巖的排驅壓力介于0.06～25.00 MPa，平均3.90 MPa；中值壓力介于0.90～36.88 MPa，平均10.14 MPa；中值半徑介于0.01～0.81 mm，平均0.14 mm；分選系數介于0.04～3.87，平均1.56；最大汞飽和度介于28.60%～84.30%，平均58.60%；退汞效率介于15.30%～64.50%，平均為26.80%。毛管壓力曲線形態差異較大（圖6），孔喉結構非均質性整體較強。

圖6 華慶地區長6儲層毛管壓力曲線特征Fig.6 Capillary pressure curve for Chang 6 reservoir in Huaqing area

盡管高壓壓汞能夠獲取表征孔喉結構特征的多個實驗參數，但各參數表征的意義不盡相同，缺少一個相對聚焦、能夠評價孔喉大小、分選及復雜程度的綜合指數[23-24]。因此，本次研究通過幾何學中的分形維數來研究致密砂巖孔喉結構的非均質性。分形維數是目前定量表征孔喉結構非均質性及復雜程度簡單而有效的途徑[25]，最早由美籍法國數學家Mandelbrot[26]提出，用于表征復雜形體的不規則性，數值介于2～3；之后，Thomvsonet al.[27]認為沉積巖也具有分形特征，分形維數越接近3，表明孔喉分選越差、孔喉結構越復雜，微觀非均質性越強；反之，則相反。根據分形幾何理論，儲層毛細管壓力遵從拉普拉斯（Laplace）方程（即Pc=2σcosθ/r，Pc為孔徑相應的毛細管壓力；σ為液體的表面張力；θ為潤濕接觸角）的條件下，可得：

式中：D為孔隙結構分形維數；Pc為任意孔隙半徑所對應的毛細管壓力；Pmin為入口毛細管壓力，即最大孔徑對應的毛細管壓力；Sw為壓力為Pc時的潤濕相的飽和度。若樣品孔隙結構具有分形特征，則lgSw和lgPc在雙對數坐標系下為顯著相關的直線，通過直線的斜率及截距就可以求出分形維數D。

結果表明，分形維數與壓汞實測物性呈現出一定相關性（圖7），其中滲透率與分形維數相關性較明顯，相關系數R為0.630 8，孔隙度與分形維數相關性較差，相關系數R僅為0.472 2。如圖8所示，由樣品1—樣品4，隨著致密砂巖孔隙度和滲透率的降低，填隙物充填程度增加，大孔喉逐漸被填隙物分隔、瓦解成為數量眾多的次級小孔隙，孔徑分布也由微米級向亞微米—納米級轉變，分形維數趨近于3，孔隙結構也趨于復雜。因此，分形維數較好地描述、表征了致密砂巖微觀孔喉結構非均質性的強弱。

圖7 分形維數與物性關系（a）分形維數與孔隙度關系；（b）分形維數與滲透率關系Fig.7 Relationship between fractal dimension and physical properties(a)relationship between fractal dimension and porosity;(b)relationship between fractal dimension and permeability

圖8 儲層致密程度變化與分形維數關系Fig.8 Relationship between changes in reservoir density and fractal dimensions

5 微觀非均質性綜合指數F的構建及應用

對標準偏差σ、充填指數C、抗溶蝕指數K及分形維數D等4個關鍵參數進行反復論證，構建了微觀非均質性綜合指數F，用于評價致密砂巖儲層的微觀特征差異，具體公式如圖9所示。微觀非均質性綜合指數F是一個相對全面的多因素復合參數，其包含了骨架顆粒粒度分選、成巖作用及孔隙結構復雜程度等相關信息。從上述單因素與面孔率及孔滲相關性結果來看，粒度標準偏差σ與粒間孔、面孔率的相關系數分別為0.652 6和0.551 9，充填指數C和抗溶蝕指數K與孔隙度的相關系數分別為0.674 7和0.597 3，分形維數D與孔隙度、滲透率的相關系數分別為0.472 2和0.630 8，從單因素所占權重來看，4個特征參數基本相當，并未表現出明顯的權重優勢。同時，考慮到不同實驗原理及實驗條件的差異，對特征參數所占權重定量化存在一定難度，因此本研究認為粒度標準偏差σ、充填指數C、抗溶蝕指數K和分形維數D對微觀非均質性綜合指數F的影響權重相當。通過計算，華慶地區長6致密砂巖的F值介于0.2～3.0，F值越大，代表儲層骨架顆粒分選越差、成巖作用越強、孔喉結構越復雜，微觀非均質性越強，反之則相反。

圖9 微觀非均質性綜合評價指數F的構建模型Fig.9 Construction model of comprehensive evaluation index F of micro heterogeneity

油藏的許多宏觀生產規律及儲集層的滲流特征，均是在儲集層微觀結構及孔隙尺度下的各相流體運移的綜合反映，即巖石的微觀非均質性是根本，宏觀特征是表象[5]。微觀非均質性與油田生產的結合是目前微觀非均質評價的難點，油水生產動態往往受生產制度、注水量、宏觀非均質性（油層厚度、隔夾層發育）等多重因素控制，因此微觀非均質性評價方法和標準的生產驗證往往無法操作，但微觀非均質性對肉眼及顯微尺度下的儲層油水運動及分布的影響可在實驗室條件下得到很好驗證。本次研究通過真實砂巖模型油水兩相滲流實驗，觀察分析微觀非均質對滲流特征及采收率的影響，論證微觀非均質性綜合評價指數F與生產特征之間的關系。

真實砂巖模型（1997，西北大學地質系獲國家專利）是由實際巖心經抽提、烘干、切片、磨平等工序之后，粘貼在兩片玻璃之間制作而成的。模型長寬約為2.5 cm×2.5 cm，承壓上限為0.2 MPa，加壓耐溫上限為100℃，實驗模擬油、水的性質與實際油藏接近，紅色為油，藍色為水，模型入口及出口處均連接有玻璃量管，可精確記錄油水體積變化。真實砂巖模型的優點是能夠直接觀察流體在實際油層巖石孔隙空間中的滲流特征。實驗過程中，對模型依次進行飽和水、飽和油（油驅水）、水驅油過程，其中水驅油過程分為無水期驅油（模型出口未見水之前）和最終驅油（模型出口不出油時）過程，通過模型入口及出口玻璃量管記錄的油水體積變化，計算無水期及最終期驅油效率。本次研究共制作真實砂巖微觀模型15塊，實驗開始前對模型進行模擬水滲透率測定。

通過油水滲流實驗的實時觀察，各模型無論是飽和油還是水驅油過程，均存在團塊狀的局部孔隙致密區，油水均無法進入，各模型孔隙致密區的發育面積存在差異，體現了不同模型之間的微觀非均質性差異，而這種差異在油氣儲層中是廣泛存在的。孔隙致密區對于水驅油過程的影響程度要強于對飽和油過程的影響程度，體現在水驅油過程中，注入水的滲流路徑并未按照之前油進入模型的通道推進，而是呈現出3種不同的滲流路徑，大致可分為均勻型、網狀型及指狀型（圖10），其中均勻型滲流對應的模型孔隙致密區面積小且分布較分散，注入水均勻推進，驅油效率相對較高（圖10a）；網狀型滲流對應的模型孔隙致密區呈較大團塊狀，注入水繞過孔隙致密區，沿著高滲通道呈網狀驅油，形成團塊狀殘余油，驅油效率相對較低（圖10b）；指狀型滲流通常既受到孔隙致密區的影響，又可能受到諸如微層理及微裂縫的影響，微觀非均質性最強，形成大面積的殘余油，驅油效率最低（圖10c）。因此，微觀非均質性控制了流體的滲流特征，進而影響到剩余油的分布和油田注水開發效果。

圖10 華慶地區長6真實砂巖模型實驗典型樣品滲流特征（a）均勻狀水驅滲流特征，HQ211?23井，2 187.1 m；（b）網狀水驅滲流特征，HQ453井，1 873.5 m；（c）指狀水驅滲流特征，HQ263?57井，2 101.0 mFig.10 Seepage characteristics of typical samples of Chang 6 in true sandstone model experiment in Huaqing area(a)uniform water drive seepage characteristics,well HQ211?23,2 187.1 m;(b)network water drive seepage characteristics,well HQ453,1 873.5 m;(c)finger water drive seepage characteristics,well HQ263?57,2 101.0 m

通過建立無水期及最終期驅油效率與微觀非均質綜合指數F的關系可以看出（表4、圖11），F指數與無水期及最終期驅油效率呈較好的相關性，相關系數R分別為0.736和0.784，這是因為F指數大小是以孔隙致密區發育規模的形式體現，而孔隙致密區往往是沉積水動力波動導致的細粒物質發育區，或是孔隙充填程度高且溶蝕作用欠發育區，因此F指數越大，孔隙致密區發育面積越大，儲層微觀非均質性越強，導致注入水無法均勻推進，形成網狀型或指狀型的滲流通道，注入水快速突進到油井導致水淹現象，形成繞流殘余油，驅油效率較低。反之，F指數越小，儲層微觀非均質性越弱，孔隙致密區不發育，注入水以均勻推進為主，驅油效率較高。綜上，F指數能夠對模型中由孔隙致密區導致的儲層微觀特征差異定量化，可用于評價致密砂巖油藏內部微觀非均質性，從而預測油田注入水的地下滲流特征及剩余油分布規律。

圖11 微觀非均質綜合指數F與真實砂巖模型驅油效率關系（a）F指數與無水期驅油效率關系；（b）F指數與最終期驅油效率關系Fig.11 Relationship between microscopic heterogeneous composite index F and displacement efficiency of true sandstone model(a)relationship between F index and oil displacement efficiency in no water production period;(b)relationship between F index and final displacement efficiency

表4 華慶地區長6真實砂巖模型實驗數據Table 4 Statistics of experimental data of Chang 6 real true sandstone model in Huaqing area

基于上述評價方法及計算結果，提出了華慶地區長6深水致密砂巖儲層微觀非均質性評價標準，F指數<1.0，儲層微觀特征表現為Ⅰ類弱非均質性，1.02.0，儲層微觀特征表現為Ⅲ類強非均質性。

6 結論

（1）粒度標準偏差σ較好地表征了巖石骨架顆粒的非均質性，反映原始水動力變化導致的顆粒分選差異。粒度標準偏差σ與粒間孔呈現較強相關性，表明原始碎屑顆粒的分選程度對現今致密砂巖殘余粒間孔產生一定影響，盡管后期壓實、膠結等成巖作用破壞了大部分原始粒間孔隙，但分選性好的碎屑顆粒所搭建的巖石骨架更易保存粒間孔隙。

（2）充填指數C和抗溶蝕指數K從填隙物充填及顆粒溶蝕程度上定量表征了成巖作用的非均質性，二者與實測孔隙度具有較好的相關性，表明充填指數C和抗溶蝕指數K能夠較準確的表征現今致密砂巖的殘余儲集空間大小，但對滲透率的表征程度較低，反映致密砂巖滲透率受多重因素控制，單一參數難以準確描述滲透率的變化規律。

（3）分形維數D是描述孔喉大小、孔徑分布、孔喉配置關系的綜合結構指數，D指數與滲透率的相關性更為明顯，表明滲透率與微觀孔隙結構的復雜程度關系密切，當儲層致密程度增加時，孔徑分布由微米級向亞微米—納米級轉變，分形維數趨于3，孔隙結構也趨于復雜。

（4）孔隙致密區廣泛存在于致密砂巖儲層中，采用微觀非均質性綜合指數F可以精確表征致密砂巖微觀非均質性，F指數<1.0，儲層為弱非均質性，1.02.0，儲層為強非均質性。