AH5井區八道灣組砂質和礫質儲層孔隙結構特征及評價

劉文鋒，張小栓，劉謹銘，艾力曼·道爾吉，楊遠峰，張曦文，祁利祺，于景維

(1.新疆石油分公司百口泉采油廠，新疆 克拉瑪依 834000；2.中國石油大學(北京)克拉瑪依校區，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

AH油田構造位于準噶爾盆地中央坳陷瑪湖凹陷西斜坡區，成藏條件有利。20世紀80年代部署艾參1井在侏羅系見到油氣顯示，證實斜坡區侏羅系具有勘探潛力。后續部署的M8井、M10井等多口侏羅系專項探井，卻均未獲得突破；直至2017年部署AH5井在下侏羅統八道灣組獲得工業性油流，2019年底部署于AH油田AH5井區的AH501井在下侏羅統八道灣組也收獲工業油流，同時開展老井復查，實施恢復試油5井均見油，獲工業油流3井，證實該區八道灣組油氣資源潛力，AH5井區侏羅系八道灣組重新受到關注。

隨著勘探進程的加快，發現研究區八道灣組發育具有一定規模的厚層砂體，但含油飽和度不高，為3.4%～32.5%，平均含油飽和度為13.4%，表現為低飽和油藏特征。能否形成大面積成藏局面取決于儲層的儲集性能、流體的分布以及滲流特征，而儲層微觀孔隙結構特征對于上述內容有重要的控制作用[1-3]。因此對研究區八道灣組微觀孔隙結構特征進行分析，為油藏進一步勘探開發提供堅實基礎資料。

前人對于孔隙結構研究最常見的方法是在鑄體薄片觀察的基礎上，利用高壓壓汞、核磁共振、CT掃描等分析技術對孔隙結構進行劃分和評價，雖然對孔隙結構進行定量化分析，但是測試成本相對較高[4-6]；部分學者主要采用數理統計的方法，在高壓壓汞分析資料基礎上，選取部分參數或將部分參數進行變換以表征孔隙結構，雖然也是對孔隙結構進行定量化分析，但是參數較多，存在盲點，不易普遍應用[7-9]。本次研究利用熒光、鑄體薄片、掃描電鏡、高壓壓汞、巖心油水飽和度、相滲及物性分析等資料，綜合研究區八道灣組儲層特征，針對孔隙結構特征進行精細定量化研究，既包括實驗測試分析定量化分析，也有數理統計的定量化表征，并對有利儲層進行評價，為有利儲層的尋找提供直接證據，也為周圍相似地區有利儲層預測提供指導。

1 區域地質概況

準噶爾盆地為我國西部大型含油氣盆地之一，為我國工業發展提供極大的幫助[10-13]。AH油田AH5井區構造位于準噶爾盆地中央坳陷瑪湖凹陷西斜坡區，南部緊鄰瑪納斯湖，北部與M18井區相接，整體為一東南傾的單斜，行政隸屬新疆維吾爾自治區和布克賽爾蒙古自治縣(圖1)。受克百斷裂帶持續向盆地中心擠壓影響，研究區深、淺層斷裂發育，起到溝通油源、控制油氣成藏的作用[14-15]，具有較好的成藏條件。研究區內自上而下鉆揭的地層有白堊系吐谷魯群(K1tg)，侏羅系頭屯河組(J2t)、西山窯組(J2x)、三工河組(J1s)、八道灣組(J1b)，三疊系白堿灘組(T3b)、克拉瑪依組(T2k)、百口泉組(T1b)及二疊系上烏爾禾組(P3w)、下烏爾禾組(P2w)。侏羅系與三疊系和白堊系為區域性不整合接觸，本次研究目的層為下侏羅統八道灣組5段(J1b5)，埋深為2 700～3 000 m，最大砂體厚度可達140 m，平均為108.1 m。J1b5發育辮狀河三角洲沉積，包括辮狀河三角洲前緣和前辮狀河三角洲，可分為水下分流河道、分流間灣以及河口壩等5種微相，以水下分流河道為主，其次為河口壩。目前區內完鉆井185口，雖都鉆遇J1b，但大多以二疊紀、三疊系為重點試油層段，以J1b 為試油層段的鉆井僅5口，包括2口取心井，分布于研究區西南及東北方向。本次研究常規選樣105點，選取659塊樣品進行普通薄片、鑄體薄片及掃描電鏡等24項實驗分析。

圖1 研究區位置圖Fig.1 Structural location of the study area

2 儲層巖石學及物性特征

2.1 巖石學特征

通過2口取心井100余米巖心觀察，發現J1b5整體以正旋回沉積為主，微相由下向上多從水下分流河道過渡為分流間灣，局部過渡為河口壩。巖性由下向上從砂礫巖、含礫中-細砂巖過渡為泥巖，中間發育約10 m厚的煤層，夾有薄層泥巖及砂巖。結合鏡下普通薄片觀察，發現研究區J1b5儲集巖石的類型多樣，包括礫巖、含砂礫巖、砂質礫巖、含礫中-粗砂巖、中砂巖、細中砂巖以及細砂巖(圖2(a)-(d))。含砂礫巖、礫巖、砂質礫巖以及中砂巖占總巖石類型的80%，含砂礫巖、礫巖以及砂質礫巖平均厚度為39.19 m，中砂巖平均厚度為8.31 m。為便于后續儲層研究及分類，在巖心以及普通薄片觀察的基礎上，以礫石顆粒體積分數為依據，將儲集巖石類型簡化為礫質(礫石顆粒體積分數>50%，包括礫巖、含砂礫巖和砂質礫巖)和砂質(礫石顆粒體積分數<50%，包括含礫中-粗砂巖、中砂巖、細中砂巖以及細砂巖)，以礫質儲層為主。

圖2 研究區八道灣組儲層巖石學特征Fig.2 Petrological characteristics of reservoirs in Badaowan Formation in the study area(a)AH501，2 880 m，礫巖，部分礫石呈疊瓦狀定向排列(紅色邊框標注)；(b)M625，2 636.7 m,礫質砂巖；(c)M625，2 619 m，含礫砂巖；(d)M625，2 639.5 m，中砂巖；(e)儲層砂巖三角投點圖；(f)AH501，2 823.96 m，礫石成分為凝灰巖(右上紅框)和安山巖(左下紅框)；(g)AH501，2 868.76 m,礫石成分為霏細巖；(h)填隙物類型及平均體積分數；(i)膠結物類型及分布頻率；(j)黏土礦物類型及分布頻率

礫質儲層中礫石成分多樣，包括凝灰巖、安山巖、花崗巖、霏細巖及流紋巖等，以凝灰巖為主(圖2(e))，其次為霏細巖和安山巖(圖2(e)、(f))。礫質顆粒間接觸關系以線為主，且顆粒分選較差，但磨圓度較好，常發現礫石顆粒的定向排列(圖2(a))，反映牽引流特征。礫石顆粒間填隙物成分主要為細-粉砂巖，極少為泥質。

砂質儲層巖石類型主要為長石質巖屑砂巖，少量為巖屑砂巖，總體巖屑相對體積分數高，平均為58.4%(圖2(g))，以中酸性巖屑為主，見凝灰巖、安山巖、霏細巖、花崗巖等巖屑，同時伴有少量沉積巖以及變質巖巖屑，整體反映出砂巖的成分成熟度較低，顆粒之間的接觸關系以點-線為主。填隙物平均體積分數在5%以下(圖2(h))，包括雜基和膠結物，其中雜基以泥質為主，膠結物類型多樣，包括黏土礦物、鐵白云石、方解石、菱鐵礦以及硅質膠結物(圖2(i))，黏土礦物類型以高嶺石為主(圖2(j))，局部綠泥石體積分數較高。

2.2 物性特征

儲層物性常常反映儲層儲滲能力[16-18]。依據104塊樣品的物性分析，發現研究區J1b5儲集巖石的孔隙度為3.10%～13.90%，平均為7.80%，>10%的孔隙度占總數的12.50%?；诔练e微相角度，確定水下分流河道物性為最好，孔隙度平均為9.12%，滲透率平均為5.6×10-3μm2；河口壩物性一般，孔隙度平均為6.6%，滲透率平均為2.61×10-3μm2?；趲r性劃分，砂質儲層孔隙度平均為8.1%，礫質儲層孔隙度平均為7.8%；滲透率為0.02×10-3～145.00×10-3μm2，平均為3.90×10-3μm2。其中>5×10-3μm2的滲透率僅占總數的11.88%，<0.1×10-3×10-3μm2的滲透率占總數的12.87%，0.1×10-3～1×10-3μm2的滲透率占總數的48.51%?；趲r性劃分，砂質儲層滲透率平均為0.52×10-3μm2，礫質儲層滲透率平均為4.63×10-3μm2。按照碎屑巖儲層分類，研究區儲集層類型普遍為特低孔特低滲儲層。

將物性同深度進行交會，發現隨深度的增加，物性變化較大，未呈現明顯減小趨勢，反映物性隨成巖作用影響較大。將研究區內儲層孔隙度和滲透率進行交會，發現關聯性并不高(圖3(a))。按照巖性進行統計，發現砂質儲層孔隙度和滲透率相關性比較高(圖3(b))，礫質儲層孔隙度和滲透率相關性很低(圖3(c))，反映不同巖性儲層儲滲能力的控制因素會有差異。

圖3 研究區八道灣組儲層物性特征Fig.3 Physical properties of reservoirs in Badaowan Formation in the study area(a)研究區八道灣組儲層孔隙度與滲透率交會圖；(b)研究區八道灣組礫質儲層孔隙度與滲透率交會圖；(c)研究區八道灣組砂質儲層孔隙度與滲透率交會圖

2.3 成巖特征

前已述及，研究區目的儲層物性受成巖作用影響明顯。利用原始孔隙度的計算以及鑄體薄片面孔率的相關分析方法(式(1)-(4))[19-20]，發現壓實作用對儲層孔隙度的損害平均為68.7%，膠結作用對于儲層孔隙度的損害率平均為18.3%，溶蝕作用對于儲層孔隙度增加率平均為8.2%。

Φ=20.91+22.9/S0

(1)

Φ1=Φ×e-ah

(2)

Φ2=M溶膠×Φ/M+σ

(3)

Φ3=M溶×Φ/M

(4)

其中，Φ為原始孔隙度，S0為特拉斯克分選系數，Φ1為剩余孔隙度，a為壓實因子，取0.000 40，h為樣品埋深，Φ2為因膠結作用減少孔隙度，M溶膠為薄片統計的膠結物溶蝕面孔率，M為薄片統計的總面孔率，σ為膠結物含量，Φ3為因溶蝕作用增加孔隙度，M溶為薄片統計的溶蝕面孔率。

3 儲層孔隙結構特征

對儲層孔隙結構特征的描述主要包括定性描述和定量描述，定性描述主要應用鑄體薄片及掃描電鏡對儲層孔隙和喉道特征進行分析，定量描述主要應用壓汞資料對孔隙結構進行表征和分類。

3.1 孔隙結構的定性描述

研究區目的儲層孔隙類型多樣，包括剩余粒間孔、粒間和粒內溶孔、鑄?？?、微裂縫以及晶間孔(圖4(a)-(e))，以粒內溶孔和剩余粒間孔為主，其次為粒間溶孔?；谏鲜鰞訋r性劃分，發現礫質儲層以粒內溶孔為主，其次為粒間溶孔和剩余粒間孔，局部發育微裂縫；砂質儲層以粒內溶孔和剩余粒間孔為主，其次為粒間溶孔。粒內溶孔在礫質儲層中主要為巖屑的溶蝕，在砂質儲層中表現為長石以及巖屑的溶蝕，溶蝕程度較大時可形成鑄?？?；剩余粒間孔往往為被膠結物部分充填之后殘余孔隙，連通性相對較差；粒間溶孔往往伴生粒內溶孔，孔隙由于保存溶蝕痕跡而形態表現不規則；晶間孔表現為高嶺石以及鐵白云石之間的孔隙。

圖4 研究區八道灣組孔隙喉道特征Fig.4 Pore throat characteristics of Badaowan Formation in the study area(a)AH501，2 827.63 m，細-中砂巖，原生粒間孔，面孔率約3%，孔隙度為12.8%，鑄體薄片；(b)AH501，2 836.61 m，礫巖，粒間溶孔，面孔率約4%，孔隙度為10%，鑄體薄片；(c)AH501，2 823.96 m，礫巖，巖屑顆粒內的溶孔，面孔率小于1%，孔隙度為6.3%，鑄體薄片；(d)AH501，2 832.36 m，高嶺石晶間孔，面孔率小于1%，孔隙度為7.3%，掃描電鏡；(e)AH501，2 880.15 m，砂礫巖，微裂縫，面孔率小于1%，孔隙度為5.6%，鑄體薄片；(f)AH501，2 830 m，片彎狀喉道，面孔率約為2%，孔隙度為10.5%，鑄體薄片；(g)AH501，2 827.63 m，片狀喉道，面孔率約3%，孔隙度為12.8%，鑄體薄片；(h)AH501，2 839.89 m，縮頸型喉道，面孔率約為1%，孔隙度為8%，鑄體薄片；(i)AH501，2 839.89 m，孔隙縮小型喉道，面孔率約為1%，孔隙度為8%，鑄體薄片

研究區目的儲層喉道類型多樣，包括孔隙縮小型、縮頸型、片狀、片彎狀以及管束狀喉道(圖4(f)-(i))，以片狀及片彎狀喉道為主?；趦訋r性劃分，發現礫質儲層以片狀及片彎狀喉道為主，局部為管束狀喉道，縮頸型喉道極少；砂質儲層仍以片狀及片彎狀喉道為主，其次發育縮頸型和管束狀喉道，發育少量孔隙縮小型喉道。

基于儲層巖性劃分，礫質儲層內顆粒分選較差，薄片中可見顆粒之間多為線-凹凸接觸，隨著泥質含量的增加，顆粒凹凸接觸更加明顯，壓實強度普遍較強，因此原生粒間孔較難保存。在壓實作用很強背景下，膠結作用使礫質儲層孔隙進一步損失，加劇儲層致密化，膠結強度較弱。由于礫石磨圓較好，不能同周圍塑性巖屑以及填隙物形成充分咬合，在較強地層壓力條件下容易產生切穿顆粒的構造微裂縫，其數量以及分布方式為溶蝕作用發育提供關鍵通道，常見的線狀裂縫對于儲層物性改善較小，局部多個線狀裂縫同礫石邊緣成巖縫形成網狀分布有利于大量次生溶孔發育，對于儲層物性改善明顯，有利于油氣儲集及滲流。

砂質儲層內顆粒分選較好，在一定程度上具有抗壓實效果，砂質儲層薄片內顆粒常見點-線接觸，反映的壓實強度多為中等，較多原生孔隙得以保存，隨礫石以及泥質含量增加，壓實強度逐漸變強。砂質儲層中流體流動性相對較強，膠結物含量相對較多，對孔隙的損害進一步增強，膠結強度為中等，但方解石等易溶膠結物為后期溶蝕提供物質基礎。砂質儲層中構造微裂縫較少，常見火山質巖屑脫水在顆粒邊緣形成的成巖縫，為溶蝕作用發育提供通道，造成粒內以及粒內溶孔普遍發育。在砂質儲層中溶蝕作用造成的孔隙度增加率最高為28%，整體對于砂質儲層物性改善好于礫質儲層。

3.2 孔隙結構的定量表征和分類評價

前人基于高壓壓汞、核磁共振或者恒速壓汞資料對儲層孔隙結構進行定量表征及分類評價[6,21-24]，但由于表征參數過多，不同地質背景下參數值范圍會有差異，導致孔隙結構的定量表征方式不統一，分類評價的應用推廣受到限制。因此，本研究結合前人研究方法，從所有孔隙結構固有屬性——分形特征角度考慮[25]，在高壓壓汞基礎參數統計基礎上，對不同巖性儲層孔隙結構復雜性進行定量表征與評價，也為相似地區儲層孔隙結構的研究提供思路。

研究區目的層取心井僅有2口，利用單井試油情況挑選樣品進行試驗并不現實。本次研究將巖心油水飽和度試驗分析中含油飽和度數據作為參考標準，收集含油飽和度<15%、15%～20%及>20%范圍內共33塊樣品(其中礫質儲層樣品22塊、砂質儲層樣品11塊)壓汞實驗分析數據，并利用壓汞基礎參數和壓汞曲線形態對分別對砂巖和礫巖儲層孔隙結構進行劃分。

研究區砂質儲層可劃分為3類孔隙結構(圖5)，I類孔隙結構多為水下分流河道微相，孔隙度分布范圍為9.90%～12.80%，滲透率分布范圍為0.41×10-3～1.25×10-3μm2。排驅壓力分布于0.16～0.31 MPa之間，中值半徑分布于0.13～0.16 μm之間，分選系數分布于2.04～2.48之間，變異系數分布于0.18～0.22之間，最大進汞飽和度為72.03%～78.30%。樣品的孔隙類型包括剩余粒間孔、粒間和粒內溶孔，喉道類型包括孔隙縮小型、縮頸型和片狀喉道，薄片面孔率大于2%。

圖5 砂質儲層3類典型壓汞曲線分類圖Fig.5 Classification of three typical mercury injection curves in sand reservoirs

II類孔隙結構屬于水下分流河道和河口壩微相，孔隙度分布范圍為7.60%～9.00%，滲透率分布范圍為0.12×10-3～0.25×10-3μm2。排驅壓力分布于0.31～0.59 MPa之間，中值半徑分布于0.04～0.09 μm之間，分選系數分布于1.85～2.15之間，變異系數分布于0.15～0.18之間，最大進汞飽和度分布于52.27%～72.03%之間。樣品的孔隙類型包括粒內溶孔、剩余粒間孔和粒間溶孔，喉道類型包括縮頸型、片狀及片彎狀喉道，薄片面孔率為1%～2%。

III類孔隙結構屬于水下分流河道和河口壩微相，孔隙度分布范圍為3.10%～9.40%，滲透率分布范圍為0.015×10-3～0.051×10-3μm2。排驅壓力為0.31～1.39 MPa，中值半徑為0.05～0.13 μm，分選系數為1.79～2.17，變異系數為0.07～0.22，最大進汞飽和度為24.00%～52.27%。樣品的孔隙類型主要為粒內溶孔和粒間溶孔，喉道類型主要為片狀及片彎狀喉道，薄片面孔率小于1%。

分形理論用來描述孔隙結構復雜的儲層，分形維數可以定量表征孔隙結構的非均質程度，多孔巖石的分形維數多為2～3。分形維數越小，表明儲層孔喉分布越均勻，均質性越強[23-24]。研究區八道灣組砂巖儲層分形維數的計算基于Brook-Corey模型，利用壓汞曲線的孔喉半徑及相應的進汞飽和度繪制分形曲線，利用曲線的斜率計算孔喉的分形維數[26-27]。通過壓汞資料分析，發現研究區八道灣組砂質儲層孔喉半徑普遍為納米孔(孔徑小于0.1 μm)和中孔(孔徑范圍0.5～2.5 μm)(圖6(a))，其次為微孔[28-30]。通過分形曲線特征的繪制(圖6(b))，發現研究區砂巖儲層孔隙結構分形系數范圍為2.56～2.93。為對砂質儲層進行定量化分類，將分形維數同儲層物性以及相關孔隙結構參數進行交會(圖6(c)、(d)、(e)、(f)、(g)、(h))，發現分形維數同儲層物性呈反比，反映孔隙結構越復雜，儲層物性越差；同變異系數和分選系數呈反比，反映孔隙結構越復雜，孔喉分布程度越集中；同排驅壓力以及中值壓力呈正比，反映孔隙結構越復雜，儲層的儲集性能越差，注入曲線的毛細管壓力越高?？傊?，以上參數能準確反映儲層孔隙結構，而分形維數同以上參數關聯度較好，可對孔隙結構進行定量表征。

利用分形維數，對八道灣組砂巖孔隙結構進行重新分類(表1)，結合壓汞基礎資料相關參數的范圍及變化，認為分形維數對于孔隙結構的分類更加合理和準確。

表1 研究區八道灣組砂質儲層孔隙結構分類標準Table 1 Classification criteria of pore structures in sand reservoirs of Badaowan Formation in the study area

研究區礫質儲層可劃分為3類孔隙結構(圖7)，都屬于水下分流河道微相。I類孔隙結構孔隙度分布范圍為9.80%～10.60%，滲透率分布范圍為1.93×10-3～2.69×10-3μm2。排驅壓力分布于0.14～0.31 MPa之間，中值半徑分布于0.11～0.17 μm之間，分選系數分布于2.10～2.47之間，變異系數分布于0.18～0.22之間，最大進汞飽和度為75.60%～77.86%。樣品的孔隙類型包括粒內溶孔和剩余粒間孔，喉道類型包括片狀及片彎狀喉道，薄片面孔率大于1%。

圖7 礫質儲層3類典型壓汞曲線分類圖Fig.7 Classification of three typical mercury injection curves in conglomerate reservoirs

II類孔隙結構孔隙度分布范圍為7.30%～7.70%，滲透率分布范圍為0.33×10-3～1.69×10-3μm2。排驅壓力分布于0.59～0.62 MPa之間，中值半徑分布于0.06～0.13 μm之間，分選系數分布于1.72～1.83之間，變異系數分布于0.14～0.16之間，最大進汞飽和度分布于61.52%～75.20%之間。樣品的孔隙類型包括剩余粒間孔和粒內溶孔，喉道類型包括片彎狀和片狀喉道，薄片面孔率小于1%。

III類孔隙結構孔隙度分布范圍為4.60%～10.50%，滲透率分布范圍為0.09×10-3～7.00×10-3μm2。排驅壓力為0.28～2.49 MPa，中值半徑為0.05～0.08 μm，分選系數為1.03～2.21，變異系數為0.08～0.19，最大進汞飽和度在27.71%～63.65%之間。樣品的孔隙類型主要為粒內溶孔，喉道類型包括片彎狀及管束狀喉道，薄片面孔率小于1%。

研究區八道灣組礫質儲層通過壓汞資料分析，發現儲層孔喉半徑以納米孔為主，其次為中微孔(圖8(a))[25]。通過分形曲線特征的繪制(圖8(b))，發現研究區礫質儲層孔隙結構分形系數范圍為2.50～2.84。為對礫質儲層進行定量化分類，將分形維數同儲層物性以及相關孔隙結構參數進行交會(圖8(c)、(d)、(e)、(f)、(g)、(h))，發現分形維數與孔隙結構相關參數交會趨勢同砂巖儲層孔隙結構基本一致，但相關程度偏差，其原因是孔喉類型以納米孔為主，孔喉半徑較小，儲層微觀非均質性更加復雜。整體來看，砂質儲層孔隙結構要好于礫質儲層。

利用分形維數，對八道灣組礫巖孔隙結構進行重新分類(表2)，結合壓汞基礎資料相關參數的范圍及變化，認為分形維數對于孔隙結構的分類更加合理和準確。

表2 研究區八道灣組礫質儲層孔隙結構分類標準Table 2 Classification criteria of pore structures in conglomerate reservoirs of Badaowan Formation in the study area

對于研究區目的層未取心井孔隙結構的評價，應在已有取心井的孔隙結構評價基礎上，通過相關測井曲線表征不同類型的孔隙結構，建立研究區目的層孔隙結構評價標準，為全區具有較好孔隙結構儲層的勘探和開發提供指導。對研究區已恢復試油井段分析，結合測錄井綜合信息，篩選出6口井15層建議恢復試油，目前已有2口井出油，反映出研究區利用分形維數對于儲層孔隙結構的表征具有重要的現實意義和應用價值。

4 儲層滲流特征

為反映油水兩相在不同巖性儲層中流動規律，同時為了解油藏生產狀況提供直接幫助，對分布較為廣泛的II類礫質和砂質儲層共2個樣品進行油水相滲實驗。實驗儀器主要為QUIZIX精密驅替泵，測試依據為GB/T28912-2012，實驗溫度條件為24 ℃，地層水礦化度為5 803.13 mg/L，巖心樣品的處理方法為抽取(圖9)。砂質儲層巖性為中細砂巖，分選相對較好，巖屑以凝灰質為主，儲層孔隙度為9.3%，滲透率為0.2×10-3μm2；礫質儲層巖性為砂質細礫巖，礫石成分主要為凝灰質，儲層孔隙度為7.3%，滲透率為0.33×10-3μm2。

圖9 典型相滲曲線分類圖Fig.9 Classification of diagram of typical phase permeability curves

砂質儲層孔隙結構的束縛水飽和度為38.3%，殘余油飽和度26.8%，無水期驅油效率為34.8%，最終水驅油效率為56.5%，兩相共滲區為34.9%；礫質儲層孔隙結構的束縛水飽和度為37%，殘余油飽和度23.4%，無水期驅油效率為41.9%，最終水驅油效率為62.8%，兩相共滲區為39.6%。

相比而言，砂質儲層孔隙結構的束縛水飽和度高于礫質儲層孔隙結構的束縛水飽和度，驅油效率要低于礫質儲層，礫質儲層的兩相共滲區要高于砂巖儲層，因此研究區礫質儲層產能相對砂質儲層更好。

針對孔隙結構特征，發現砂質儲層樣品孔隙類型以剩余粒間孔為主，喉道類型以片狀為主，局部可見縮頸型，利用分形理論進行計算，該樣品分形維數為2.72；礫質儲層樣品孔隙類型以次生溶孔為主，微裂縫相對較發育，喉道類型常見片狀及片彎狀，分形維數為2.74。在同為II類孔隙結構背景下，網狀分布的微裂縫為油氣儲集提供一定空間，同時為后期溶蝕作用發育提供重要的通道條件，雖然在一定程度上增加孔隙結構的非均質性，但提高儲層滲透能力，對產能影響較大。

5 結 論

(1)研究區八道灣組儲層可分為砂質和礫質儲層。砂巖儲層以粒內溶孔和剩余粒間孔為主，其次為粒間溶孔，喉道類型以片狀及片彎狀喉道為主，其次發育縮頸型和管束狀喉道，發育少量孔隙縮小型喉道；礫巖儲層以粒內溶孔為主，其次為剩余粒間孔，喉道類型以片狀及片彎狀喉道為主，局部為管束狀喉道，縮頸型喉道極少。

(2)在油水飽和度實驗分析和壓汞基礎參數分析基礎上，將砂質和礫質儲層根據分形維數對孔隙結構綜合定量劃分為Ⅰ—Ⅲ類，整體認為砂質儲層孔喉結構要好于礫質儲層。結合油水相滲實驗分析，認為研究區屬于II類孔隙結構背景下，微裂縫較發育的礫巖儲層產能相對砂巖儲層更好。