塔里木盆地BK井区砂岩储层物性分布及孔隙结构特征研究

张 晖 ，周 然 ，王 茜 ，黄 海 ，唐胜蓝 ，金 娜

（1.中国石油塔里木油田公司油气工程研究院，新疆库尔勒 841000；2.中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，陕西西安 710021；3.西安石油大学，陕西西安 710065）

塔里木盆地BK井区砂岩储层物性分布及孔隙结构特征研究

张 晖1，周 然2，王 茜1，黄 海3，唐胜蓝1，金 娜2

（1.中国石油塔里木油田公司油气工程研究院，新疆库尔勒 841000；2.中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，陕西西安 710021；3.西安石油大学，陕西西安 710065）

通过铸体薄片、物性分析、常规压汞等实验方法，开展了塔里木盆地BK井区致密砂岩储层物性特征研究及储层微观孔隙结构评价，并分析了微观孔隙结构影响因素。结果表明：研究区岩性主要为中-细粒岩屑长石砂岩，变质岩屑为主要岩屑类型；平均孔隙度为6.47%，平均渗透率为0.69×10-3μm2，储层属于特低孔-超低渗透致密砂岩储层，孔渗相关性整体较好；基于毛管压力曲线参数及形态可将研究区储层孔隙结构类型分为四类，Ⅰ类至Ⅳ类孔隙结构依次变差，孔喉半径与物性参数、压力参数及均值参数均有良好的相关关系，表明孔渗、进汞压力及孔喉分选特征是影响研究区致密砂岩储层的重要参数。

塔里木盆地；物性；孔隙结构

致密砂岩储层孔喉非均质性较强，孔喉类型多样，连通程度较大，导致开发过程中开展措施后见效较慢，含水率上升加快，产能指数衰减明显等特征，严重制约了该类储层的开发效果[1，2]。致密砂岩储层地质特征与常规储层差异较大，因此开展对致密砂岩储层地质特征研究十分必要[3，4]。作为传统宏观参数的代表，储层物性特征一直在地质特征研究方面起着基础性、关键性、制约性的作用[5，6]。本文以塔里木盆地BK井区为例，利用物性测试对储层物性特征及孔渗分布规律进行研究，同时利用大量的常规压汞实验总结研究区孔隙结构特征及影响因素，以期为下一步深入勘探开发工作提供指导。

1 储层岩石学特征

依据（SY/T 5368-2000）行业标准[7]，通过对 10 口井取心井岩心观察、177块铸体薄片资料统计，BK井区储层岩性主要为中-细粒岩屑长石砂岩（51.23%），其次为长石岩屑砂岩（48.77%）（见图1）。BK井区陆源碎屑组分主要为石英类，长石类及岩屑类含量基本一致，石英体积分数为35.63%～50.02%，平均为44.90%；长石体积分数为19.86%～32.00%，平均为26.31%；岩屑体积分数为12.79%～30.00%，平均为22.91%。岩屑主要以变质岩岩屑含量最高（7.20%）、火成岩岩屑含量次之（4.93%）、沉积岩岩屑含量较低（0.88%），云母等软塑性组分（0.93%）在各井区皆有一定发育。砂岩沉积粒度以细粒-极细粒为主，细粉砂和泥质发育，磨圆等级以次棱为主，碎屑颗粒分选程度中等。

2 储层物性特征研究

2.1 物性分布规律研究

图1 研究区岩性统计分布图

图2 研究区物性分布区间直方图

储层物性是表征储层质量品质的静态权重参数，本研究依据《油气储层评价方法》（SY/T 6285-2011）行业标准[8]，对研究区储层物性进行分析。通过365块物性资料分析研究区物性级别及分布特征，储层孔隙度分布区间为0.76%～12.84%，平均值为6.47%；孔隙度在超低孔、特低孔、低孔区间的分布频率分别为30.30%、56.98%、12.53%，依据孔隙度数据点分布比例，样品孔隙度属于特低孔-超低孔（见图2a）。

渗透率分布为 0.003×10-3μm2～39.96×10-3μm2，平均值为0.69×10-3μm2，样品数据主要分布在渗透率＜1.0×10-3μm2的超低渗范围内以及渗透率＜10×10-3μm2的特低渗透区间内，＞10×10-3μm2的裂缝导致的相对高渗亦有分布，渗透率分布呈现出负偏态、裂缝高渗带偶见的特征。主峰峰值在 0.1×10-3μm2～0.5×10-3μm2范围内，峰值频率为 42.78%；次峰在＜0.1×10-3μm2范围内，峰值频率为34.75%。渗透率在Ⅱc、Ⅱb、Ⅱa区间分布频率分别为34.75%、42.78%、12.77%，在特低渗透Ⅰb、Ⅰa区间的分布频率分别为8.04%、0.47%。依据渗透率分布比例，样品渗透率属于超低渗透Ⅱb区间内的致密砂岩渗透层，而超低渗样品分布其次，常规渗透率样品因裂缝的存在偶见发育（见图2b）。

2.2 物性相关性分布关系研究

图3 研究区物性相关性分布图

通过图3分析发现，孔隙度与渗透率在指数方程拟合下整体相关性一般，R2值为 0.45，在 0.1×10-3μm2～1×10-3μm2相关关系最好，其次是＜0.1×10-3μm2，＞1×10-3μm2的样品出现一定程度的发散。渗透率区间在0.1×10-3μm2～1×10-3μm2的样品相关关系最好，表明该地区超低孔的存在主要是由后期压实成岩作用造成，后期胶结作用及溶蚀作用对储层的改造程度较小；渗透率＜0.1×10-3μm2及＞1×10-3μm2的样品受到后期胶结、溶蚀等作用导致孔渗配比关系变差，且构造等原因造成的断层诱发的储层中的裂缝也会影响孔渗相关性，但这类突出矛盾不能只归根于沉积环境、碎屑岩岩石颗粒结构特征及岩性特征上，深层层次的成岩作用改造及微观孔隙结构演化特征成为储层物性矛盾的关键影响因素。

3 储层微观孔隙结构特征及影响因素研究

常规压汞技术是获取微观孔喉结构参数，表征储层性质的重要实验[9-11]，其中，表征储层岩石空间体积参数主要是进汞饱和度、孔喉半径；表征非均质的参数是分选系数、歪度系数、均值系数等，以上参数及毛管压力曲线几何形态特征均由进汞压力变化体现[12-14]。因此，通过常规压汞技术开展储层微观孔隙结构分类评价，分析孔隙结构影响因素，是后期合理开发工作的重要基础。

图4 研究区毛管压力曲线特征

3.1 储层微观孔喉类型及分布特征

本文从压汞参数入手，参照物性数据，结合压汞曲线形态，综合计算整理研究储层微观孔隙结构特征，将研究区样品的孔隙结构由好至差，分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类四种类型（见图4）。

Ⅰ类为低排驱压力-细喉道型。该类样品平均孔隙度为12.50%，平均渗透率为1.35×10-3μm2。毛管压力曲线一般表现为偏向图左下方，排驱压力低（0.08 MPa），中值压力低（3.22 MPa）。最大孔喉半径9.10 μm，分选系数为1.14，孔喉整体分选中等；歪度系数为3.00，偏粗歪度；该类储层孔喉发育程度最好。

Ⅱ类为低排驱压力-微-微细喉道型。该类样品平均孔隙度为7.26%，平均渗透率为0.37×10-3μm2。毛管压力曲线与Ⅰ类相态相似且整体排驱压力高于Ⅰ类，排驱压力低（0.29 MPa～1.33 MPa），平均为 0.80 MPa；中值压力低（2.82 MPa～20.10 MPa），平均为 8.96 MPa。最大孔喉半径集中在 0.56 μm～2.58 μm，平均为1.12 μm；分选系数为0.06～0.41，平均为0.14，孔喉整体分选中-好；歪度系数为1.10～2.41，平均为1.89，略偏向粗歪度。Ⅱ类储层属于储集性能和渗流能力较好的储层类型。

Ⅲ类为中高排驱压力-吸附-微喉道型。该类样品平均孔隙度为6.33%，平均渗透率为0.12×10-3μm2。毛管压力曲线小于SHg-50的曲线段为略偏向图右上方，在该段毛管曲线较Ⅱ类明显上倾，平台段不明显；排驱压力低（0.43 MPa～4.30 MPa），平均为 1.24 MPa；中值压力低（2.94 MPa～40.82 MPa），平均为 13.03 MPa。最大孔喉半径集中在 0.17 μm～1.72 μm，平均为 0.84 μm；分选系数为0.02～0.26，平均为0.11，孔喉整体分选中等；歪度系数为1.13～2.37，平均为1.91，略偏向细歪度。Ⅲ类储层代表砂层间与砂体孔隙结构非均质性突出，储集性与渗流性变差。

Ⅳ类为中排驱压力-微喉道型。该类样品平均孔隙度为5.74%，平均渗透率为0.08×10-3μm2。毛管压力曲线小于SHg-50的曲线段为偏向图右上方，在该段几乎没有平缓段；排驱压力低（＞0.8 MPa），平均为 1.22 MPa；中值压力低（＞5.01 MPa），平均为13.21 MPa。最大孔喉半径集中在＜0.39 μm，平均为 0.75 μm；分选系数为＜0.16，平均为0.09，孔喉整体分选中等偏好；歪度系数为＜2.45，平均为2.00，偏向细歪度。Ⅳ类储层属于储集性能和渗流能力最差的类型。

3.2 储层微观孔隙结构影响因素

作为储层微观孔隙结构的代表，储层孔喉半径是所关注的重点，孔喉半径的大小受沉积、成岩及构造作用的影响，在表征储层孔喉性质，影响单井产能等方面有重要作用[15-17]。因此，有必要通过利用常规压汞研究得到的各个微观孔喉参数与平均孔喉半径之间的关系入手，探究各关系之间的相关关系及紧密程度，以期为后续储层改造等工作的开展提供发展方向。

图5 研究区储层孔喉参数交会图

储层物性参数与孔喉半径呈正相关关系（见图5a、5b），其中渗透率与孔喉半径相关关系良好，与孔隙度关系较差，表明渗透率在表征孔喉结构方面比孔隙度具有优势；同时通过对比划线发现，孔隙度在＜6%的特低孔、渗透率在＜0.1×10-3μm2的特低渗透分布较散，表明储层的孔喉半径主要是由相对较大的孔隙及相对渗流能力较好的孔隙所左右。孔隙半径与排驱压力及中值压力的关系很好，呈近乎完美的负指数相关关系（见图5c、5d），其中排驱压力与孔喉半径的R2值甚至超过了0.9，排驱压力所代表的孔喉是该样品的最大孔喉半径，因此同样也表明：大孔喉的发育程度在影响孔隙半径分布方面具有小孔喉不可比拟的优势。孔喉半径与歪度系数及最大孔喉半径的正相关关系更是对该结论提供了更加直接的依据（见图5e、5f）。

分选系数作为表征储层孔隙结构非均质性方面的重要参数历来受到重视（见图5g），分选系数与孔喉半径呈良好的正相关关系，表面上来看是储层孔喉非均质性越强（分选系数越大），孔喉半径越大，实则是由于常规压汞实验的特点所导致。常规压汞因其进汞压力很高，根据压力-半径换算公式[18]，可以得出该种实验手段能识别的孔喉下限为3.75×10-3μm2，而小于水膜厚度（均值为0.1 μm）的孔喉通常可以称为无效孔喉，因此识别了部分没有渗流能力的无效喉道，从而导致了分选系数偏高，而实际上能贡献储层渗流能力的孔喉则是那些半径高于水膜厚度的孔喉，因此常规压汞识别的分选系数更能体现的是大孔喉所占的比例，因为大孔喉所占比例越高，也会导致孔喉非均质性测试值（分选系数）升高。故分选系数与孔喉半径的正相关关系本质上还是在强调大孔喉对储层孔喉结构优势性带来的改造。

4 结论

塔里木盆地BK井区岩性主要为中-细粒岩屑长石砂岩，石英及长石含量最高，变质岩屑为主要岩屑类型，分选中等，磨圆以次棱状为主。

研究区储层孔隙度均值为6.47%，渗透率均值为0.69×10-3μm2，储层属于特低孔-超低渗透致密砂岩储层；研究区储层孔隙度与渗透率相关性良好，渗透率介于 0.1×10-3μm2～1×10-3μm2时相关关系最强，表明成岩作用过强导致储层致密或出现裂缝，使得原本良好的孔喉配置关系变差，导致孔渗相关性变差。

基于毛管曲线参数及形态特征可将研究区储层分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类四种类型，孔隙结构参数依次变差；储层的孔喉半径主要是由相对较大的孔隙及相对渗流能力较好的孔隙所左右，大孔喉的发育程度在影响孔隙半径分布方面具有小孔喉不可比拟的优势；分选系数所代表的孔喉非均质性本质上是反映大孔喉在储层的发育状况，分选系数越大表明大孔喉发育程度越好，孔喉半径越大。

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Study on influential factors in pore structure characteristics and physical properties of BK oilfield，Tarim basin

ZHANG Hui1，ZHOU Ran2，WANG Qian1，HUANG Hai3，TANG Shenglan1，JIN Na2
（1.CNPC Tarim Oilfield Oil/gas Engineering Research Institute，Korla Xinjiang 841000，China；2.Drilling and Production Technology Research Institute，CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited，Xi'an Shanxi 710021，China；3.Xi'an Shiyou University，Xi'an Shanxi 710065，China）

By analyzing the casting sheet,physical analysis,conventional mercury and other experimental methods,the physical characteristics and micropore structure of dense sandstone reservoirs in BK well area of Tarim basin were studied,and the influence factors of micropore structure were analyzed.The results show that the lithology of the study area is mainly medium-fine grained lithic feldspar sandstone,and the main types of cuttings are metamorphic debris.The average porosity is 6.47%,and the mean permeability is 0.69×10-3μm2,and the reservoir belongs to the low-permeability tight sandstone reservoir with low permeability,and the permeability correlation is better.Based on the parameters and shape of capillary pressure curve,the pore structure types of the reservoir are divided into four types,and the pore structures of classⅠtoⅣare deteriorated in turn.And the pore throat radius has good correlation with physical parameters,pressure parameters and mean parameters,indicating that pore permeability,mercury intrusion and pore throat sorting are important parameters that affect the tight sandstone reservoir in the study area.

Tarim basin；physical properties；pore structure

TE122.23

A

1673-5285（2017）11-0117-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.11.027

2017-10-19

张晖，工程师，从事储层改造与保护的实验研究与生产跟踪工作，邮箱：favete@qq.com。