准噶尔盆地三叠系百口泉组特低渗砂砾岩储层孔喉结构定量表征

张代燕，户海胜，王英伟

(中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)

0 引 言

准噶尔盆地三叠系百口泉组砂砾岩油藏初期产能低、递减快、采收率低，有效开发难度大。储层孔喉大小和分布控制油气在多孔介质中的通过能力，决定了油气井产能，是制订油气田合理开发方式的重要依据[1-4]。因此，定量表征准噶尔盆地三叠系百口泉组特低渗砂砾岩储层孔喉结构特征对于油藏开发优化具有重要指导意义。目前，储层微观孔喉结构的研究手段主要包括扫描电镜、微米CT扫描、核磁共振、气体吸附、压汞等[5-8]，其中，扫描法可直接观察样品孔喉的大小和形状，但无法定量研究孔喉结构对渗流能力的影响[9-10]，且由于观测样品尺寸较小，对选样的代表性要求高。核磁共振、气体吸附和压汞均可在岩心尺度测量孔喉大小和分布，并分析其对储层渗流能力的影响。

该文在岩心扫描、铸体薄片镜下观察的基础上，应用常规压汞和恒速压汞实验技术，定量表征了准噶尔盆地三叠系百口泉组特低渗砂砾岩储层孔喉微观非均质性，并测取储层孔喉大小和分布，计算孔喉特征参数，总体上厘清了研究区砂砾岩储层的微观孔喉结构特征，为制订针对性开发对策提供了基础。

1 研究区储层基本特征

研究区油层主要分布在T1b1段和T1b2段。图1为T1b1和T1b2储层岩心扫描照片，由图1可知，研究区岩性主要以砂质细砾岩、小砾岩、含砾粗砂岩为主，其次为砂质中砾岩及(含砾)中粗砂岩。砾石的大小不等，最大粒径超过16 mm。

根据铸体薄片镜下观察，研究区T1b1段和T1b2段储层主要发育粒内溶孔(其中，T1b2储层平均含量为86.8%，T1b1储层平均含量为65.9%)，含有少量剩余粒间孔、收缩孔和粒间孔。

根据研究区百口泉组储层孔渗测试分析资料(T1b1储层351块，T1b2储层515块)，T1b1储层孔隙度为4.3%～15.3%，平均为9.2%，渗透率为0.050～94.800 mD，平均为2.300 mD；T1b2储层孔隙度为3.8%～12.9%，平均为8.4%，渗透率为0.030～65.000 mD，平均为1.430 mD，为低孔特低渗储层。

2 基于压汞实验的砂砾岩储层孔喉结构定量表征

2.1 常规压汞实验

对研究区百口泉组砂砾岩储层T1b1段和T1b2段的130块岩心样品开展常规压汞实验，测得样品的进汞曲线和退汞曲线(图2，以其中10块为例)。

由图2可知，不同物性岩心的最大进汞饱和度和退汞饱和度差异均较大，主要为30%～80%、4%～27%，且超过50%的样品无饱和度中值压力，研究区砂砾岩储层孔喉微观非均质性强且孔喉尺寸小。此外，进汞曲线整体不存在中间平缓段，说明储层孔喉分选性差，该现象与致密砂岩储层压汞曲线存在较长平缓段明显不同[10-12]，说明特低渗砂砾岩储层比致密砂岩储层存在更显著的微观孔喉分布非均质性。

图2 研究区砂砾岩储层10块岩心样品常规压汞曲线

根据压汞曲线计算130块岩心样品分选系数为1.10～3.60，平均为1.97，主峰为1.80～2.00。长7致密砂岩储层渗透率为0.006～2.290 mD，平均为0.290 mD，测得分选系数为2.04～20.81，平均为1.36[11]。研究区砂砾岩储层渗透率高于长7致密砂岩储层，但孔喉分选性比致密砂岩储层差。

压汞曲线整体偏细歪度，排驱压力较高，说明研究区孔喉细小、油气流动能力差。根据研究区130块样品的压汞曲线和退汞曲线，计算了T1b2段储层和T1b1段储层孔喉参数(表1)。

表1 研究区砂砾岩储层常规压汞孔喉参数计算结果

(1)

式中：Rt-p为孔喉体积比；SHg-r为退汞实验测得的残余汞饱和度，%；SHg-max为进汞实验测得的最大进汞饱和度，%。

孔喉体积比是衡量岩石中孔隙、喉道相对体积大小的重要指标，孔喉体积比越大，喉道空间越少，储层渗流能力越差，越不利于油气富集和开采，反之亦然[13-15]。研究区砂砾岩储层孔喉体积比为0.87～8.02，平均为3.56。鄂尔多斯盆地华池-合水地区长7致密砂岩储层孔喉体积比为4.34[10]，明显高于研究区特低渗砂砾岩储层，是造成致密砂岩储层物性差的主要原因之一。

2.2 恒速压汞实验

选取研究区三叠系百口泉组砂砾岩储层5块岩心样品开展恒速压汞实验，实验设备为ASPE-730恒速压汞仪，进汞速度为5×10-5mL/min，最大进汞压力为6.2 MPa。

基于恒速压汞实验数据得到5块岩心样品的孔隙半径分布和喉道半径分布(图3)。表2为计算得到的孔隙和喉道尺寸参数。由图3可知，虽然5块岩心渗透率差异较大，但孔隙半径的频率分布曲线非常接近，为80.00～200.00 μm，对应于频率最高的孔隙半径为120 μm左右(图3a)；5块岩心的喉道半径频率分布曲线各不相同(图3b)，各岩心喉道半径分布范围分别为0.12～1.09 μm(K=0.320 mD)、0.12～1.29 μm(K=1.480 mD)、0.13～1.31 μm(K=1.690 mD)、0.12～1.40 μm(K=2.310 mD)、0.13～1.59 μm(K=5.840 mD)，渗透率越高，喉道半径最高值越大，分布越靠右，因此，孔隙半径与储层渗流能力关系不大，储层渗流能力越强对应的喉道半径越大，岩心喉道半径主要分布在0.12～0.40 μm。

图3 研究区砂砾岩储层5块岩心样品孔隙半径及吼道半径分布

表2 研究区砂砾岩储层恒速压汞孔喉参数计算结果

由表2可知：主流喉道半径反映了对储层渗流能力起主要贡献作用的喉道尺寸。单个喉道半径对样品渗透率的贡献率采用下式计算[1]：

(2)

式中：ηki为孔喉对渗透率的贡献率，%；rtj为数据点j处的喉道半径，μm；n为数据点个数；αj为数据点j处孔喉半径的分布频率，%。

根据喉道半径分布曲线计算喉道对渗透率的累计贡献率曲线(图4)。由图4可知：5块岩心半径小于1.00 μm的喉道对渗透率贡献率分别为91.9%(K=0.320 mD)、78.5%(K=1.480 mD)、52.4%(K=1.690 mD)、33.9% (K=2.310 mD)、28.8%(K=5.840 mD)。不同渗透率岩心，喉道对渗透率的贡献特征差异较大，渗透率变小，相同喉道半径对应的累计贡献率越小。

图4 研究区砂砾岩储层5块岩心喉道对渗透率累计贡献曲线

由图4得到累计贡献率达到80%对应的喉道半径，进而得到不同样品的主流喉道半径[16](表2)。研究区储层主流喉道半径的分布范围为0.71～1.12 μm，样品渗透率与主流喉道半径明显呈正相关性。为研究储层渗透率的主控因素，分别将平均喉道半径、主流喉道半径与样品渗透率进行趋势拟合(图5)。

图5 平均喉道半径和主流喉道半径与渗透率的拟合曲线

由图5可知：平均喉道半径、主流喉道半径和渗透率具有较好相关性，虽然相关系数差别较大，但随着渗透率的增大，均有不同程度的增大。因此，对于特低渗砂砾岩储层，主流喉道半径可作为衡量储层渗流能力的最重要指标。而对于致密砂岩储层，平均喉道半径和主流喉道半径与样品渗透率之间相关程度均较高[17]，这主要是因为平均喉道半径是对所有喉道半径取加权平均，其中包含了对储层渗流能力贡献较小的大量小尺寸喉道。砂砾岩储层分选差，平均化处理更易产生偏差。

3 基于孔喉结构参数的储层分类

依据研究区135块岩心压汞实验计算得到的孔喉结构参数和岩心扫描、铸体薄片观察结果，结合储层物性参数，建立研究区百口泉组砂砾岩储层分类标准，该标准按孔喉结构质量差异性将储层分为4类(表3)，一类至四类分别对应于好、中、差、非储层4种储层类型，在135块岩样中，依据压汞分析结果得到4类储层占比，总体上以一类和二类为主，占比78.5%[18-22]。

表3 研究区百口泉组砂砾岩储层分类标准

将储层分类标准应用于研究区DB井区百口泉组T1b2段储层，可以得到了不同类型储层在DB井区的分布和储量占比。研究结果表明，DB井区T1b2段储层以二类储层为主，占69.0%，呈大面积连续分布，其次为三类储层，占19.8%，呈局部成片分布，一类储层占9.8%，四类储层占1.3%，呈零星分布。

4 开发方式适应性分析

4.1 衰竭式开发适应性

准噶尔盆地三叠系百口泉组砂砾岩储层整体孔喉细小、微观非均质性强，平均喉道半径仅为0.25 μm，储层自然产能低，一次采油可采用“水平井+体积压裂”开发方式提高储量动用程度和单井产量。2015年在研究区开辟了2个试验区，分别为直井反九点井网衰竭式开发试验区和水平井体积压裂衰竭式开发试验区。试验结果表明，直井衰竭式开发初期产能低、递减快、累计产量低、总体开发效果差，水平井体积压裂衰竭式开发提产试验获得突破，水平井产能是直井产能的2～6倍。由此确定了以“水平井+体积压裂”为主体的一次采油开发方式，目前水平井平均单井日产油量为27.5 t/d，年产油量为94×104t/a。

4.2 提高采收率方法适应性

研究区孔喉细小和非均质性强，导致水驱适应性差，表现在注入能力弱、注入水波及范围小、易形成优势通道等。对DB井区12个岩样中仅4块顺利开展水驱油相对渗透率测试，8块新鲜样品在20 MPa驱替压差下均未实现，洗油样品仅其中1/3的相渗实验完成相关测试。气测渗透率为0.880～1.160 mD，地层水渗透率为0.008～3.380 mD，气液渗透率比为1.19～47.04，表明水驱油阻力大，易导致注水困难。矿场试注结果表明，当注水量为65 m3/d时，井口压力可达到35 MPa。

考虑到储层主体发育孔隙，微裂缝不发育，可采用气驱(CO2、N2、天然气等)和注CO2吞吐等提高采收率方式。2017年现场试验表明，单井注CO2吞吐增油效果明显，换油率可达1.2，预测提高采收率为4.2%。研究区M断块2口水平井通过重复压裂+CO2吞吐，预测采收率可提高9.4个百分点。研究区Y断块拟开展天然气驱矿场试验，预测采收率可提高12.0个百分点。针对研究区孔喉非均质性强的特点，应考虑在气驱过程中加入增稠剂。

5 结论及建议

(1) 准噶尔盆地三叠系百口泉组砂砾岩储层为低孔特低渗储层，砾岩含量超50%，主要发育粒内溶孔，牵引流成因砂砾岩储层物性好，沉积决定的岩石粒度、分选、泥质含量是储层品质的主要控制因素。

(2) 研究区储层孔喉分选性差，分选系数为1.10～3.60、平均为1.97；孔喉体积比较大，平均为3.56，喉道空间小；平均孔隙半径和平均喉道半径分别为127.80、0.25 μm，主流喉道半径为0.71～1.12 μm，平均为0.91 μm；对于微观孔喉非均质性较强的砂砾岩储层，主流喉道半径应作为衡量砂砾岩储层渗流能力的最重要指标。

(3) 建立了研究区百口泉组特低渗砂砾岩储层分类标准，该标准按孔喉结构质量差异性将储层分为4类，研究区储层以一类和二类为主。

(4) 研究区一次采油宜采用“长水平井+体积压裂”开发方式；提高采收率方面，注水适应性差，可考虑采用气驱和注CO2吞吐增油，并建议加入增稠剂等波及控制体系。