準噶爾盆地三疊系百口泉組特低滲砂礫巖儲層孔喉結構定量表征

張代燕，戶海勝，王英偉

(中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

準噶爾盆地三疊系百口泉組砂礫巖油藏初期產能低、遞減快、采收率低，有效開發難度大。儲層孔喉大小和分布控制油氣在多孔介質中的通過能力，決定了油氣井產能，是制訂油氣田合理開發方式的重要依據[1-4]。因此，定量表征準噶爾盆地三疊系百口泉組特低滲砂礫巖儲層孔喉結構特征對于油藏開發優化具有重要指導意義。目前，儲層微觀孔喉結構的研究手段主要包括掃描電鏡、微米CT掃描、核磁共振、氣體吸附、壓汞等[5-8]，其中，掃描法可直接觀察樣品孔喉的大小和形狀，但無法定量研究孔喉結構對滲流能力的影響[9-10]，且由于觀測樣品尺寸較小，對選樣的代表性要求高。核磁共振、氣體吸附和壓汞均可在巖心尺度測量孔喉大小和分布，并分析其對儲層滲流能力的影響。

該文在巖心掃描、鑄體薄片鏡下觀察的基礎上，應用常規壓汞和恒速壓汞實驗技術，定量表征了準噶爾盆地三疊系百口泉組特低滲砂礫巖儲層孔喉微觀非均質性，并測取儲層孔喉大小和分布，計算孔喉特征參數，總體上厘清了研究區砂礫巖儲層的微觀孔喉結構特征，為制訂針對性開發對策提供了基礎。

1 研究區儲層基本特征

研究區油層主要分布在T1b1段和T1b2段。圖1為T1b1和T1b2儲層巖心掃描照片，由圖1可知，研究區巖性主要以砂質細礫巖、小礫巖、含礫粗砂巖為主，其次為砂質中礫巖及(含礫)中粗砂巖。礫石的大小不等，最大粒徑超過16 mm。

根據鑄體薄片鏡下觀察，研究區T1b1段和T1b2段儲層主要發育粒內溶孔(其中，T1b2儲層平均含量為86.8%，T1b1儲層平均含量為65.9%)，含有少量剩余粒間孔、收縮孔和粒間孔。

根據研究區百口泉組儲層孔滲測試分析資料(T1b1儲層351塊，T1b2儲層515塊)，T1b1儲層孔隙度為4.3%～15.3%，平均為9.2%，滲透率為0.050～94.800 mD，平均為2.300 mD；T1b2儲層孔隙度為3.8%～12.9%，平均為8.4%，滲透率為0.030～65.000 mD，平均為1.430 mD，為低孔特低滲儲層。

2 基于壓汞實驗的砂礫巖儲層孔喉結構定量表征

2.1 常規壓汞實驗

對研究區百口泉組砂礫巖儲層T1b1段和T1b2段的130塊巖心樣品開展常規壓汞實驗，測得樣品的進汞曲線和退汞曲線(圖2，以其中10塊為例)。

由圖2可知，不同物性巖心的最大進汞飽和度和退汞飽和度差異均較大，主要為30%～80%、4%～27%，且超過50%的樣品無飽和度中值壓力，研究區砂礫巖儲層孔喉微觀非均質性強且孔喉尺寸小。此外，進汞曲線整體不存在中間平緩段，說明儲層孔喉分選性差，該現象與致密砂巖儲層壓汞曲線存在較長平緩段明顯不同[10-12]，說明特低滲砂礫巖儲層比致密砂巖儲層存在更顯著的微觀孔喉分布非均質性。

圖2 研究區砂礫巖儲層10塊巖心樣品常規壓汞曲線

根據壓汞曲線計算130塊巖心樣品分選系數為1.10～3.60，平均為1.97，主峰為1.80～2.00。長7致密砂巖儲層滲透率為0.006～2.290 mD，平均為0.290 mD，測得分選系數為2.04～20.81，平均為1.36[11]。研究區砂礫巖儲層滲透率高于長7致密砂巖儲層，但孔喉分選性比致密砂巖儲層差。

壓汞曲線整體偏細歪度，排驅壓力較高，說明研究區孔喉細小、油氣流動能力差。根據研究區130塊樣品的壓汞曲線和退汞曲線，計算了T1b2段儲層和T1b1段儲層孔喉參數(表1)。

表1 研究區砂礫巖儲層常規壓汞孔喉參數計算結果

(1)

式中：Rt-p為孔喉體積比；SHg-r為退汞實驗測得的殘余汞飽和度，%；SHg-max為進汞實驗測得的最大進汞飽和度，%。

孔喉體積比是衡量巖石中孔隙、喉道相對體積大小的重要指標，孔喉體積比越大，喉道空間越少，儲層滲流能力越差，越不利于油氣富集和開采，反之亦然[13-15]。研究區砂礫巖儲層孔喉體積比為0.87～8.02，平均為3.56。鄂爾多斯盆地華池-合水地區長7致密砂巖儲層孔喉體積比為4.34[10]，明顯高于研究區特低滲砂礫巖儲層，是造成致密砂巖儲層物性差的主要原因之一。

2.2 恒速壓汞實驗

選取研究區三疊系百口泉組砂礫巖儲層5塊巖心樣品開展恒速壓汞實驗，實驗設備為ASPE-730恒速壓汞儀，進汞速度為5×10-5mL/min，最大進汞壓力為6.2 MPa。

基于恒速壓汞實驗數據得到5塊巖心樣品的孔隙半徑分布和喉道半徑分布(圖3)。表2為計算得到的孔隙和喉道尺寸參數。由圖3可知，雖然5塊巖心滲透率差異較大，但孔隙半徑的頻率分布曲線非常接近，為80.00～200.00 μm，對應于頻率最高的孔隙半徑為120 μm左右(圖3a)；5塊巖心的喉道半徑頻率分布曲線各不相同(圖3b)，各巖心喉道半徑分布范圍分別為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)，滲透率越高，喉道半徑最高值越大，分布越靠右，因此，孔隙半徑與儲層滲流能力關系不大，儲層滲流能力越強對應的喉道半徑越大，巖心喉道半徑主要分布在0.12～0.40 μm。

圖3 研究區砂礫巖儲層5塊巖心樣品孔隙半徑及吼道半徑分布

表2 研究區砂礫巖儲層恒速壓汞孔喉參數計算結果

由表2可知：主流喉道半徑反映了對儲層滲流能力起主要貢獻作用的喉道尺寸。單個喉道半徑對樣品滲透率的貢獻率采用下式計算[1]：

(2)

式中：ηki為孔喉對滲透率的貢獻率，%；rtj為數據點j處的喉道半徑，μm；n為數據點個數；αj為數據點j處孔喉半徑的分布頻率，%。

根據喉道半徑分布曲線計算喉道對滲透率的累計貢獻率曲線(圖4)。由圖4可知：5塊巖心半徑小于1.00 μm的喉道對滲透率貢獻率分別為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)。不同滲透率巖心，喉道對滲透率的貢獻特征差異較大，滲透率變小，相同喉道半徑對應的累計貢獻率越小。

圖4 研究區砂礫巖儲層5塊巖心喉道對滲透率累計貢獻曲線

由圖4得到累計貢獻率達到80%對應的喉道半徑，進而得到不同樣品的主流喉道半徑[16](表2)。研究區儲層主流喉道半徑的分布范圍為0.71～1.12 μm，樣品滲透率與主流喉道半徑明顯呈正相關性。為研究儲層滲透率的主控因素，分別將平均喉道半徑、主流喉道半徑與樣品滲透率進行趨勢擬合(圖5)。

圖5 平均喉道半徑和主流喉道半徑與滲透率的擬合曲線

由圖5可知：平均喉道半徑、主流喉道半徑和滲透率具有較好相關性，雖然相關系數差別較大，但隨著滲透率的增大，均有不同程度的增大。因此，對于特低滲砂礫巖儲層，主流喉道半徑可作為衡量儲層滲流能力的最重要指標。而對于致密砂巖儲層，平均喉道半徑和主流喉道半徑與樣品滲透率之間相關程度均較高[17]，這主要是因為平均喉道半徑是對所有喉道半徑取加權平均，其中包含了對儲層滲流能力貢獻較小的大量小尺寸喉道。砂礫巖儲層分選差，平均化處理更易產生偏差。

3 基于孔喉結構參數的儲層分類

依據研究區135塊巖心壓汞實驗計算得到的孔喉結構參數和巖心掃描、鑄體薄片觀察結果，結合儲層物性參數，建立研究區百口泉組砂礫巖儲層分類標準，該標準按孔喉結構質量差異性將儲層分為4類(表3)，一類至四類分別對應于好、中、差、非儲層4種儲層類型，在135塊巖樣中，依據壓汞分析結果得到4類儲層占比，總體上以一類和二類為主，占比78.5%[18-22]。

表3 研究區百口泉組砂礫巖儲層分類標準

將儲層分類標準應用于研究區DB井區百口泉組T1b2段儲層，可以得到了不同類型儲層在DB井區的分布和儲量占比。研究結果表明，DB井區T1b2段儲層以二類儲層為主，占69.0%，呈大面積連續分布，其次為三類儲層，占19.8%，呈局部成片分布，一類儲層占9.8%，四類儲層占1.3%，呈零星分布。

4 開發方式適應性分析

4.1 衰竭式開發適應性

準噶爾盆地三疊系百口泉組砂礫巖儲層整體孔喉細小、微觀非均質性強，平均喉道半徑僅為0.25 μm，儲層自然產能低，一次采油可采用“水平井+體積壓裂”開發方式提高儲量動用程度和單井產量。2015年在研究區開辟了2個試驗區，分別為直井反九點井網衰竭式開發試驗區和水平井體積壓裂衰竭式開發試驗區。試驗結果表明，直井衰竭式開發初期產能低、遞減快、累計產量低、總體開發效果差，水平井體積壓裂衰竭式開發提產試驗獲得突破，水平井產能是直井產能的2～6倍。由此確定了以“水平井+體積壓裂”為主體的一次采油開發方式，目前水平井平均單井日產油量為27.5 t/d，年產油量為94×104t/a。

4.2 提高采收率方法適應性

研究區孔喉細小和非均質性強，導致水驅適應性差，表現在注入能力弱、注入水波及范圍小、易形成優勢通道等。對DB井區12個巖樣中僅4塊順利開展水驅油相對滲透率測試，8塊新鮮樣品在20 MPa驅替壓差下均未實現，洗油樣品僅其中1/3的相滲實驗完成相關測試。氣測滲透率為0.880～1.160 mD，地層水滲透率為0.008～3.380 mD，氣液滲透率比為1.19～47.04，表明水驅油阻力大，易導致注水困難。礦場試注結果表明，當注水量為65 m3/d時，井口壓力可達到35 MPa。

考慮到儲層主體發育孔隙，微裂縫不發育，可采用氣驅(CO2、N2、天然氣等)和注CO2吞吐等提高采收率方式。2017年現場試驗表明，單井注CO2吞吐增油效果明顯，換油率可達1.2，預測提高采收率為4.2%。研究區M斷塊2口水平井通過重復壓裂+CO2吞吐，預測采收率可提高9.4個百分點。研究區Y斷塊擬開展天然氣驅礦場試驗，預測采收率可提高12.0個百分點。針對研究區孔喉非均質性強的特點，應考慮在氣驅過程中加入增稠劑。

5 結論及建議

(1) 準噶爾盆地三疊系百口泉組砂礫巖儲層為低孔特低滲儲層，礫巖含量超50%，主要發育粒內溶孔，牽引流成因砂礫巖儲層物性好，沉積決定的巖石粒度、分選、泥質含量是儲層品質的主要控制因素。

(2) 研究區儲層孔喉分選性差，分選系數為1.10～3.60、平均為1.97；孔喉體積比較大，平均為3.56，喉道空間??；平均孔隙半徑和平均喉道半徑分別為127.80、0.25 μm，主流喉道半徑為0.71～1.12 μm，平均為0.91 μm；對于微觀孔喉非均質性較強的砂礫巖儲層，主流喉道半徑應作為衡量砂礫巖儲層滲流能力的最重要指標。

(3) 建立了研究區百口泉組特低滲砂礫巖儲層分類標準，該標準按孔喉結構質量差異性將儲層分為4類，研究區儲層以一類和二類為主。

(4) 研究區一次采油宜采用“長水平井+體積壓裂”開發方式；提高采收率方面，注水適應性差，可考慮采用氣驅和注CO2吞吐增油，并建議加入增稠劑等波及控制體系。