福山油田流沙港组微观孔喉结构评价及其主控因素研究

黄娅

(中国石油集团测井有限公司油气评价中心，陕西 西安 710077)

孙盼科

(中国石油大学(北京)地球科学学院，北京 102249)

万金彬

(中国石油集团测井有限公司油气评价中心，陕西 西安 710077)

马庆林，张梅珠

(海南福山油田勘探开发有限责任公司勘探开发研究中心，海南 海口 570100)

白松涛，何羽飞

(中国石油集团测井有限公司油气评价中心，陕西 西安 710077)



福山油田流沙港组微观孔喉结构评价及其主控因素研究

黄娅

(中国石油集团测井有限公司油气评价中心，陕西 西安 710077)

孙盼科

(中国石油大学(北京)地球科学学院，北京 102249)

万金彬

(中国石油集团测井有限公司油气评价中心，陕西 西安 710077)

马庆林，张梅珠

(海南福山油田勘探开发有限责任公司勘探开发研究中心，海南 海口 570100)

白松涛，何羽飞

(中国石油集团测井有限公司油气评价中心，陕西 西安 710077)

储层的微观孔喉结构影响储层的宏观物性分布，对于油田有效的开采潜力储集层具有重要意义。目前，对于微观孔喉结构的定量评价研究较少。随着勘探开发的深入，海南福山油田流沙港组越来越多的测井解释矛盾层集中在试油不出液和出液产量达不到预期效果上，因此对孔喉结构的评价迫在眉睫。以海南福山油田流沙港组为例，在基于铸体薄片、扫描电镜、压汞试验的基础上，对微观孔喉结构进行了定性与定量表征，在分析能够反映孔隙结构的众多参数的基础上，提出能够综合反映储层孔隙结构的单一的、定量化的参数压汞因子，利用压汞因子对储层产能进行了分级预测。并从沉积、成岩、构造等3个方面对微观孔喉结构的主控因素进行了分析。

福山油田；复杂储层；孔喉结构；压汞因子；产能分级；主控因素

储层质量的好坏直接关系到储层的产能，有效表征储层质量是进行后期产能建设的基础。储层质量的表征主要包括宏观、微观2个方面：宏观表征是基于孔渗参数的储层差异评价，而微观表征则更侧重于储层微观孔喉结构的描述[1～4]。众多研究表明，储层的宏观特征受储层微观孔喉结构的控制，而储层的微观结构又是沉积、成岩和后期构造作用改造的结果。准确分析储层的孔喉结构特征和差异，明确其主控因素，并在该基础上获得有效储层的孔喉结构下限，对油田高效开采潜力储层具有重要意义。

海南福山油田流沙港组(El)为近源扇三角洲低孔、低渗储层，储层试油不出液和出液量达不到预期效果严重制约了油气的有效开采，储层质量评价迫在眉睫。笔者以海南福山油田El为例，在分析铸体薄片、扫描电镜、压汞试验、试油测试等资料的基础上，对储层微观孔喉结构进行了定性分类和定量表征，明确了储层微观结构差异性的主控因素。

1　储层质量的微观表征

1.1微观特征定性表征

孔隙是岩石中赋存流体的最基本空间，而喉道控制了流体在岩石中的渗流性能[5]。根据福山凹陷El储层铸体薄片和扫描电镜分析，目的层主要孔隙类型为粒间溶孔与粒内溶孔。粒间溶孔主要发育在弱压实的储层中，溶蚀流体可以沿着剩余原生粒间孔流动，对粒间胶结物和不稳定杂基组分进行溶蚀，从而在该类储层中形成具有剩余原生孔隙与次生溶孔混合发育的特征。粒间溶蚀作用在增大储集空间的同时也会优化储层喉道，从而提高储层的渗流能力，因此发育该类孔隙的储层物性相对较好(图1(a)、(b))。粒内溶孔主要发育在压实作用相对较强，颗粒为线-线接触的储层中。溶蚀流体在该类储层中流动受限，发生选择性溶蚀，优先对颗粒中的不稳定组分进行溶蚀形成粒内溶孔。粒内溶孔在一定程度上可以提高储层的储集性能，但对储层渗流能力的改善程度有限(图1(c)、(d))。

图1　福山油田El典型储层扫描电镜与铸体薄片特征

1.2微观孔喉结构定性分级

基于实验室的常规物性、铸体薄片及压汞试验分析，根据喉道大小划分标准[5]，永安地区发育细喉、中喉、大喉等多种喉道类型，不同喉道类型储层宏观物性差异较大。根据压汞曲线形态及孔喉半径分布范围，将储层分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类，并对发育这3类孔喉结构的储层微观参数特征进行统计(图2)：

1)Ⅰ类孔喉结构发育该孔喉结构类型的储层具有“两低一高”的特征，即低排驱压力(一般小于0.05MPa)，低中值压力，高孔喉半径。孔喉半径直方图表现该类储层以单峰偏粗孔喉特征为主(图2(a))。从铸体薄片中可以看出，发育Ⅰ类孔喉结构的储层碎屑颗粒粒度较粗，压实作用相对较弱，孔隙较干净，杂基含量少，粒间杂基及颗粒边缘多被溶蚀，以粒间溶蚀孔隙为主。

图2　研究区各类储层特征分析图

2)Ⅱ类孔喉结构该孔喉结构类型储层具有中-低排驱压力(一般在0.1～1MPa之间)，中等中值压力的特征。孔喉分布出现双峰特征，杂基含量相对较多，粒度分选较差，由于离物源较近，大颗粒与小颗粒共存。压汞曲线出现2个小的平台，毛细管压力小于3MPa时出现一个小的平台，代表该类储层出现一定范围的大孔喉；毛细管压力大于3MPa时也出现一个小的平台，代表该类储层同时出现一定范围的小孔喉。强压实作用造成的小孔隙与溶蚀作用形成的大孔隙并存。其中偏低的孔喉峰值代表压实作用破坏的原生孔喉类型，较高的峰值代表溶蚀作用改善的孔喉类型(图2(b))。

3)Ⅲ类孔喉结构发育该孔喉结构类型的储层压汞曲线向上方靠拢，倾斜角度大，具单峰细歪度的特征。储层颗粒粒度较细(图2(c))，分选相对较好，压实作用相对较强，颗粒间主要为线-线接触。储集空间主要为剩余原生粒间孔，储渗性能差，排驱压力也较大，一般大于1MPa。因此，发育该孔喉结构的储层为差储层，通常解释为致密层。

基于铸体薄片、扫描电镜、压汞曲线形态、孔喉结构分类的基础上，统计了3种孔喉结构类型(Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类)各参数分布范围(表1)。

表1　各类孔喉结构各参数分布范围表

1.3孔喉结构定量表征

通过对各类孔喉结构定性表征分类后可以看出，不同类型孔喉结构的表征参数有部分重叠，因此上述单一参数不能综合地反映储层的微观孔喉结构，同时由于压汞试验的岩心数据有限，利用该定性分类方法不能在生产中快速准确对各类储层的孔喉结构进行评价。因此，笔者在分析能够反映孔隙结构的众多参数基础上，提出能够综合性地反映储层的孔隙结构的单一的、定量化的参数压汞因子。

构建压汞因子的思路：①对各类压汞试验参数进行提取；②分析所提取出来的参数的渗流能力，即与渗透率进行交会，进一步筛选能够表征储层渗流能力的参数；③为了便于分析和应用，将上述参数进行多元降维，最终计算出压汞因子，以综合表征储层微观指标；④利用“岩心刻度测井”方法建立压汞因子测井计算模型，完成所有井的微观孔喉结构评价。

毛细管压力曲线特征参数较多[6]，该次研究主要提取了反映孔喉大小的最大孔喉半径和平均孔喉半径；反映孔喉渗流能力的排驱压力、中值压力等；反映孔喉分选性的分选系数、变异系数等。通过与渗透率的相关性分析表明：最大孔喉半径、分选系数、孔喉均值和排驱压力是反映储层渗流能力的敏感参数，其中平均孔喉半径、分选系数、最大孔喉半径与渗透率呈正比关系，排驱压力与渗透率呈反比关系。为了便于分析和应用，将上述参数进行多元降维，构建了综合性地反映储层的孔隙结构的单一的、定量化的参数，即压汞因子：

(1)

式中：YGXS为压汞因子，无量纲；rd为最大孔喉半径，μm；sp为分选系数，1；rm为孔喉半径均值，μm；pd为排驱压力，MPa。

基于研究区目的层压汞因子、声波时差和试油生产资料，建立了储层分类图版及标准(图3)。可以看出自然高产区的储层的孔喉结构与物性均较好，声波时差大于245μs/m，压汞因子大于-0.5；低产区的储层受到孔喉结构与储层物性的双重控制，当物性相对较好时(即声波时差大于250μs/m时)，孔喉结构下限相对较小，压汞因子大于-2.7即为低产，小于-2.7时为无效；当物性较差(即声波时差小于250μs/m时)，对孔喉结构要求较高，压汞因子小于-2.5时才视为无效储层。

利用“岩心刻度测井”方法建立压汞因子测井计算模型，完成所有井的微观孔喉结构评价。

YGXS=- 0.53 - 0.1qAPI+ 0.071Δt - 3.7ρ

(2)

式中：Δt为声波时差，μs/m; ρ为密度，g/cm3;qAPI为自然伽马,API。对模型结果进行验证，通过模型计算的压汞因子-试验压汞因子交会图(图4)可以看出，相关性较好，达到78%。说明测井计算压汞因子模型可靠。

图3　储层分类图版　　　　　　　　　图4　模型计算压汞因子-试验计算压汞因子交会图

2　储层微观孔喉结构主控因素分析

储层的微观特征是储层沉积、成岩和构造作用的综合体现。研究区储层微观特征差异大，在微观孔喉结构分类、宏观储层分类的基础上，明确储层质量差异的主控因素，对于已知含油储层的高效开发和未知含油储层的分布预测具有重要的意义。

2.1沉积作用

不同的沉积相沉积时，其水体能量及持续性存在差异，导致沉积组构，如颗粒的粒度、分选性、磨圆度、杂基含量、排列方式等存在差异，从而导致原始的孔渗不同，也间接影响后期成岩作用。研究区流沙港组一段(El1)储集层以扇三角洲相为主，砂岩相对较发育，物源主要来自南部，主要发育水下分流河道砂体、支流间湾细粒砂体、薄互层的席状砂体。分流河道砂体沉积时水动力能量较强、持续时间长，因而颗粒粒度较粗、分选较好、泥质含量较低，原始的物性较好，孔喉结构相对较好。席状砂体，其沉积时水动力能量较弱，持续时间较短，颗粒粒度相对较细、分选差、泥质含量较高，原始物性较差，孔喉结构相对较差。

2.2成岩作用

通过铸体薄片和扫描电镜可以看出：研究区一部分颗粒主要以线接触为主(图5(a))，塑性矿物云母发生扭曲形变(图5(b))，表明经历了较强的压实作用(图5(c))，且出现了中晚期的含铁白云石胶结(图5(d))，大部分石英具有Ⅱ级次生加大，书页状高岭石较普遍(图5(e))，长石岩屑溶蚀孔较发育(图5(a))；另一部分颗粒以点-线接触为主，颗粒边缘被溶蚀，粒间溶孔相对较发育(图5(f))。

图5　研究区El1储层镜下成岩特征

通过对El1的471个泥岩样本进行镜质体反射率分析，主要在0.5%～1.1%之间，最高热解峰温在460℃左右，以次生孔隙为主，由此推断研究区El1目前主要处于中成岩A期。综合分析El1储层成岩过程经历了：机械压实作用(原生孔隙)→早成岩A期(原生孔隙为主)→早成岩B期(少量次生孔隙)→中成岩A期(次生孔隙为主)，其中次生孔隙主要包括粒间溶孔和粒内溶孔。其中，颗粒边缘被溶蚀、粒间溶孔发育对改善孔喉结构起到了积极的作用，粒内溶孔对改善孔喉结构效果有限。

2.3构造作用

福山油田El1岩石中塑性碎屑颗粒含量较高，砂岩中破裂作用不发育，从岩心、成像资料发现裂缝发育规模较小，断裂较发育，构造沉降导致的埋深增大对孔喉结构有一定的破坏作用。以位于福山凹陷皇桐次凹北部的福山油田永安断块构造为例，是受凹陷北部边界断裂——马袅断层和南部断层共同作用形成的地堑式构造，整体为一个北、东、南三面倾斜的背斜构造。从构造图和沉积相叠合图(图6)可以看出：北部构造带远离物源，沉积时水体能量弱，埋深较深，主要发育薄层席状砂沉积，黏土含量较高；南部构造带主要发育水下分流河道沉积，水体能量强，颗粒粗，杂基含量低，原始的孔渗高，孔喉结构较好。由于北部海拔低，压实作用较强，而南部海拔高，压实作用相对弱。综合分析，永安地区的潜力区带应在南部的有利沉积相带中，北部储层的自然产能普遍较低。

图6　研究区El1构造与沉积相叠合图

3　结论

1)以海南福山油田El为例，优选最大孔喉半径、分选系数、孔喉均值和排驱压力等敏感参数构建了能够综合性地反映储层的孔隙结构的单一的、定量化的参数压汞因子，实现了孔喉结构的定量评价，并结合声波时差对储层产能进行分级评价。

2)利用“岩心刻度测井”方法建立压汞因子测井计算模型，实现了所有井的微观孔喉结构综合评价。

3)从沉积作用、成岩作用和构造作用等多种因素出发进行综合分析，福山油田相对海拔较低、水下分流河道、粒内溶蚀孔发育的储层为勘探开发的潜力层位。

[1]焦翠华，徐朝晖.基于流动单元指数的渗透率预测方法[J].测井技术，2006,30(4)：317～319.

[2] 岳大力，吴胜和，林承焰.碎屑岩储层流动单元研究进展[J].中国科技论文在线，2008,11(3)：810～819.

[3] 陈欢庆，曹晨，梁淑贤，等.储层孔隙结构研究进展[J].天然气地球科学，2013,24(2)：227～235.

[4]王拥军,冉启全,童敏,等.ECS测井在火山岩岩性识别中的应用[J].国外测井技术,2006,21(l):13～16.

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[6] 王新江，张丽萍，石京平.海拉尔油田孔隙结构特征分布[J].大庆石油地质与开发,2007,26(6):91～94.

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[编辑]邓磊

2016-01-20

黄娅(1988-)，女，硕士，工程师，现主要从事测井解释与油藏评价工作，421694012@qq.com。

TE122.2

A

1673-1409(2016)26-0008-06

[引著格式]黄娅，孙盼科，万金彬，等.福山油田流沙港组微观孔喉结构评价及其主控因素研究[J].长江大学学报(自科版), 2016,13(26):8～13.