0 引言

砂砾岩储集层多为近物源快速沉积形成，颗粒分选及磨圆均较差，因此其储集空间孔隙类型多样，孔隙结构相对复杂，形成了具有类似双重孔隙介质的孔隙结构^[1]。与“孔隙-裂缝”双重介质孔隙结构不同，砂砾岩储集层仍以孔隙型为主，但孔隙类型多样^[2]，表现出“大孔-小孔”的似双重孔隙介质特征。对一般砂岩储集层孔隙结构的评价，已有大量文献报道^[3-6]，评价方法已日臻完善。砂砾岩储集层与砂岩储集层最大的区别就是前者孔隙结构的微观非均质性明显强于后者。针对砂砾岩储集层特征的研究，已有的文献^[7-11]从成因、宏观分布、孔隙类型组合等方面进行了相关报道。张代燕等^[12]、甘俊奇等^[13]依据物性、孔喉大小、压汞毛管压力曲线特征参数等对砂砾岩储集层孔隙结构进行了研究，但均未采用统一的特征参数较准确地对其孔隙结构微观非均质性进行定量评价，因此对于此类储集层的孔隙结构研究仍有待深入。

压汞实验技术仍是储集层孔隙结构定量分析最常用的技术方法。利用压汞毛管压力曲线求取了“主要流动空间百分数”特征参数，该参数可较准确地表征砂砾岩储集层中“大孔”和“小孔”所占的比例，因此可对此类储集层的孔隙结构微观非均质性进行定量评价，进而为深入研究此类砂砾岩储集层的复杂程度奠定了基础。针对柴达木盆地昆北油田路乐河组（E₁₊₂）砂砾岩储集层的微观非均质性，在物性、岩性、孔隙组合分析的基础上，结合压汞毛管压力曲线特征，利用“主要流动空间百分数”对该油田储集层孔隙结构微观非均质性进行定量分类评价，并按照非均质程度对储集层孔隙结构进行分类，以期为该区制定合理开采模式提供技术支撑，指导其他类似油田的高效开发。

1 昆北油田路乐河组砂砾岩储集特征

昆北油田位于柴达木盆地西南部昆仑山前的昆北断阶带中段，在该区古—始新统路乐河组发现了切6区和切16区2个以辫状河三角洲平原沉积为主的砂砾岩油藏，储集层分布稳定且厚度较大，已探明石油地质储量超过6 000万t。该油田在注水开发中表现出油井见水快，产量递减快等现象，严重制约了油田的开发效果。

众多学者^[14-18]的研究成果表明，柴达木盆地昆北油田路乐河组储集层由于离物源近、沉积快速，导致储集层岩石颗粒总体较粗，大小混杂，泥质杂基等填隙物较多，结构成熟度和成分成熟度均较低。通过近期钻探获得的岩心资料，并对该区39口井的1 000余块薄片鉴定和3 000余块样品物性分析资料重新研究，结果表明，岩石矿物成分中石英、长石、岩屑的体积分数分别为22.4%，30.4%和28.8%，泥质杂基、胶结物体积分数分别为11.0%和7.3%（表 1）。

昆北油田路乐河组储集层属于中低孔、中低渗型，且物性变化大，总体储集性能较差。该区储集层孔隙度为5.0%~27.2%，平均为10.6%；渗透率为0.3~509.1 mD，平均为10.0 mD（表 1）。按照薄片鉴定结果对昆北油田路乐河组储集层岩石颗粒大小进行分类，切6区和切16区均以不等粒砂岩为主，其体积分数分别为26.8%和41.0%，其次为粗砂岩、砾岩和细砂岩及少量粉砂岩（图 1）。

2 昆北油田砂砾岩储集层毛管压力曲线及孔喉分布特征

昆北油田砂砾岩储集层的孔隙类型多样，李乐等^[16]及张长好等^[17]分别就昆北油田切6区和切16区路乐河组储集空间进行过详细研究，总体认为该区储集空间类型以残余原生粒间孔为主，约占全部储集空间的70%，另有部分次生溶蚀孔（约15%~ 25%）和少量裂隙孔（> 10%），孔隙形态多具不规则状，喉道类型以点状和片状类型为主。斯春松等^[18]也认为该区“砂砾岩储集空间以残余原生孔隙为主，亦可见少量颗粒微裂缝和长石颗粒内溶蚀”。本次研究根据铸体薄片观察储集空间孔隙类型和孔隙结构特征与已有研究结果基本一致，因此可以认为昆北油田路乐河组砂砾岩储集层岩石颗粒大小混杂，加之泥质杂基充填较多以及部分颗粒的溶蚀及破裂等导致储集空间孔隙结构较为复杂。

岩石压汞分析获得的毛管压力曲线以及求取的各类特征参数仍是目前定量表征储集层孔隙结构较重要的技术手段。统计昆北油田路乐河组（E₁₊₂）储集层切6及切16区所有压汞分析资料共计339块（其中切6区92块、切16区247块），其毛管压力曲线和孔喉分布具有如下特征：

（1）该油田339块样品的毛管压力曲线基本为上倾型，几乎没有“平台”部分，表明孔喉分选差（图 2）。

（2）该油田储集层岩石孔喉分布具有明显的双峰特征，甚至存在多峰，说明孔喉大小分布广，存在“大孔”和“小孔”，具有类似“双重孔隙介质”孔隙结构特征（图 3）。

（3）由于砂砾岩储集层孔隙结构的复杂性，在最大进汞压力（约200 MPa）下，最大进汞饱和度普遍较低，其值为38.2%~85.4%，平均为58.6%（表 2）。

（4）与常规砂岩相比，由于砂砾岩储集层存在一定的大孔道，排驱压力相对较低且分布范围较宽，为0.02~0.88 MPa。其中切6区为0.02~0.76 MPa，平均为0.20 MPa；切16区为0.02~0.88 MPa，平均为0.28 MPa（表 2）。排驱压力低，表明该区储集层中存在大的孔喉；孔喉分布范围宽，表明该区储集层孔喉大小分选差，即孔隙结构微观非均质性强。该区储集层排驱压力仍然受控于储集层物性，与岩石渗透率之间存在一定的相关性，渗透率越高，排驱压力越低（图 4）。

从上述毛管压力曲线及孔喉分布特征上可以看出，昆北油田砂砾岩储集的似“双重孔隙介质”与常规砂岩的单一孔隙介质存在很大的区别。该区孔隙结构的似“双重孔隙介质”特征不是一般概念的“裂缝-孔隙”系统，因该区储集空间类型以孔隙型为主，仅有不足10%的颗粒内发育微裂缝，因此其孔隙介质是孔隙型，即“大孔-小孔”孔隙介质，仅是表现出类似于双重孔隙介质的特征，从一定程度上反映出该区砂砾岩储集层孔隙结构非均质性较强的特征。另外，须要说明的是，此处的“大孔-小孔”中的“孔”是反映渗流能力的“孔喉”或“喉道”，而非铸体薄片镜下鉴定的原生孔隙或次生孔隙。

3 昆北油田砂砾岩储集层孔隙结构微观非均质性评价 3.1 评价参数的求取

昆北油田砂砾岩储集层孔隙结构存在较强的微观非均质性，孔喉分布存在明显的双峰特征，具有“大孔-小孔”似双重孔隙介质特征，那么对于此类储集层的微观非均质性应如何定量评价呢？从已有的对碎屑岩储集层微观非均质性研究^{[4, 5, 11, 19]}来看，利用压汞毛管压力曲线求取的各类特征参数如孔喉大小分选系数、歪度、结构系数、均质系数、毛管压力曲线分形维数等均可进行储集层微观孔隙结构的非均质性表述。分析昆北油田砂砾岩储集层的岩石压汞资料，发现“主要流动空间百分数”可以更好地描述此类储集层孔隙结构的微观非均质性，且“主要流动空间百分数”与均质系数之间存在较好相关性，用这2项参数，可以对砂砾岩储集层的微观非均质性进行定量分类评价。

在研究储集层孔隙结构时，一般将进汞毛管压力曲线上对渗透率累计贡献达到95%时对应的平均孔喉半径定义为“主要流动孔喉半径” ^[4]，记作R_z。相应的，累计渗透率贡献达到95%时对应的进汞饱和度即为主要流动空间占全部流动空间的百分数，定义为“主要流动空间百分数”，记作S₉₅^*。切16-4-5井路乐河组1块样品的孔喉分布及累计渗透率贡献曲线如图 5所示。从图 5的孔喉分布曲线可以明显看出，孔喉分布范围较宽，为0.003~ 6.400 μm，且存在“双峰”，说明孔隙结构非均质性较强。利用图 5即可说明“主要流动空间百分数”的含义并求出该值。方法如下：在累计渗透率贡献曲线上，自起点O直至累计渗透率贡献达到95%时对应的点C，则与OC段相对应的孔喉分布曲线OD段的下包面积即为主要流动空间（A区），该区占全部流动空间的百分比即为“主要流动空间百分数”。累计渗透率贡献曲线CE段的贡献率为5%，而对应的孔喉分布曲线DF段的下包面积即为非主要流动空间（B区）。由此可见，储集层岩石的孔喉分布可分为A区和B区两部分，A区为主要流动孔喉即“大孔”所占据的空间，依据此图解法求出此块样品的主要流动空间百分数为27.7%，而B区为“小孔”对应的非主要流动空间，其所占比例高达72.3%，但对渗透率的贡献仅为5%。

“主要流动空间百分数”越大，储集层中“大孔”所占比例越多，因此对渗透率贡献高达95%，孔喉分布相对集中，微观孔隙结构均匀；反之，则说明个别少量的“大孔”贡献了95%的渗透率，而其余的5%的渗透率则为众多的“小孔”所贡献，孔喉分布分散，孔隙结构微观非均质性则越强。由此可以认为“主要流动空间百分数”可作为定量评价储集层孔隙结构微观非均质性的参数。

对于任意一块储层岩石均可通过压汞毛管压力曲线采用上述图解法求出“主要流动空间百分数”，图解法可清晰地表述“主要流动空间百分数”的含义，但求取不方便，实际中可采取相应公式求出主要流动孔喉平均半径及对应的“主要流动空间百分数”，方法如下：

（1）首先将某一岩石样品压汞分析数据进行汞饱和度归一化处理，即将最大进汞压力下对应的汞饱和度看作100%，因此每个压力点下对应的汞饱和度由下式求出，即

$ S_{\rm{i}}^* = \frac{{{S_{\rm{i}}}}}{{{S_{\max }}}} \times 100\% $

(1)

式中：S_i为压汞分析中任意压力点下的汞饱和度，%；S_i^*为与S_i对应的归一化汞饱和度，%；S_max为最大压力点下的汞饱和度，%。

（2）依据文献[3]中的高才尼-卡尔曼方程，求取任意2个相邻压力点之间的区间渗透率，即

$ \Delta {K_{\rm{i}}} = \frac{{\varphi R_{\rm{i}}^2}}{{8{\tau ^2}}}\frac{{\Delta S_{\rm{i}}^*}}{{100}} $

(2)

式中：ΔK_i为计算的任意相邻压力点之间的区间渗透率，mD；φ为岩石孔隙度，小数；R_i为任意压力点下对应的岩石孔喉半径，μm；τ为岩石孔喉迂曲度，应用中可取值为1，无因次；ΔS_i^*为归一化汞饱和度梯度，即ΔS_i^* = S_i+1^*- S_i^*，%；R_i为任意压力点下对应的岩石孔喉半径，μm。

（3）由此则得到任意2个相邻压力点之间的区间渗透率贡献百分数，即

$ \Delta {f_{\rm{i}}} = \frac{{\Delta {K_{\rm{i}}}}}{{\sum\limits_{i = 1}^n {\left( {\Delta {K_{\rm{i}}}} \right)} }} \times 100\% $

(3)

式中：Δf_i为任意相邻压力点之间的渗透率贡献百分数，%；n为压汞分析数据中自最低压力点至最高压力点的全部压力点数。

（4）文献[4]将“主要流动孔喉平均半径”定义为累计渗透率贡献值达95%时的平均孔喉半径，因此应求取当累计渗透率贡献达到95%时对应的压力点个数m。自第1个压力点开始，依次求取对应的区间渗透率贡献百分数，将各区间百分数相加，直至达到95%时对应的压力点数（m）为止，即

$ 95\% = \sum\limits_{i = 1}^m {\Delta {f_{\rm{i}}}} $

(4)

（5）由此累计渗透率贡献达到95%时对应的“主要流动空间百分数”由下式获得，即

$ S_{95}^* = \sum\limits_{i = 1}^m {\Delta S_{\rm{i}}^*} $

(5)

式中：S₉₅^*为渗透率贡献为95%对应的归一化汞饱和度，即“主要流动空间百分数”，%。

（6）按照加权平均法可求取主要流动孔喉平均半径平均值，即

$ {R_{\rm{z}}} = \frac{{\sum\limits_{i = 1}^m {\left( {{R_{\rm{i}}}\Delta {S_{\rm{i}}}} \right)} }}{{\sum\limits_{i = 1}^m {\Delta S_{\rm{i}}^*} }} $

(6)

式中：R_z为渗透率贡献为95%对应的主要流动孔喉平均半径即“大孔”平均半径，μm。

对选取的路乐河组储集层切6及切16区339块压汞毛管压力曲线按式（1）~（5）进行计算，求取的“主要流动空间百分数”为9.7%~61.5%，平均为33.0%，其中切6区为14.8%~61.5%，平均为41.9%；切16区为9.7%~53.3%，平均为29.6%（表 2）。说明昆北油田砂砾岩储集层中仅有约1/3的“大孔”对流体流动起主要作用，贡献了95%的渗流能力；另外2/3的孔隙空间为“小孔”，虽然所占比例大，但对渗流能力的贡献很少，其贡献率仅为5%。

相应地，由式（6）求出“主要流动孔喉半径平均值”为0.60~20.4 μm，平均为2.81 μm（表 2）。主要流动孔喉半径反映了储集层中“大孔”对应的平均半径，其值与岩石渗透率存在较好相关性，渗透率越高，主要流动孔喉半径越大（图 6）。

在评价储集层微观孔隙结构非均质性时，均质系数也是常用的参数之一^{[4, 11]}。均质系数被定义为平均孔喉半径与最大连通孔喉半径之比，其值为0~1，此值越大表示孔喉分布越均匀，均质性越好，反之则说明孔喉分布不均匀，非均质性越强。均质系数的计算公式为

$ \alpha = \frac{{{R_{\rm{p}}}}}{{{R_{\rm{d}}}}} $

(7)

式中：α为均质系数；R_p为加权法求得的平均孔喉半径，μm；R_d为最大连通孔喉半径，μm。

按式（7）对选取的该区339块压汞分析样品进行计算，均质系数为0.08~0.44，平均为0.21（表 2）。将均质系数与“主要流动空间百分数”进行回归分析，发现两者之间存在较好相关性（图 7），孔隙结构非均质性越强，均质系数越小，其“主要流动空间百分数”也越低。

“主要流动空间百分数”和均质系数均可作为定量评价砂砾岩储集层微观非均质性的重要参数。相对而言，“主要流动空间百分数”真实反映了储集层微观孔隙结构的非均质特征，可作为首选评价参数，而均质系数从不同的方面反映了储集层微观均质程度，且求取方法较为简便，因此也可作为定量评价参数，而其他表征孔隙结构非均质性的参数，如孔喉大小、分选系数、歪度、毛管压力曲线分形维数等，由于求取方法繁琐，也无统一的评价标准。

3.2 昆北油田砂砾岩储集层微观非均质性评价

针对砂砾岩储集层孔隙结构非均质性较强的特点，在进行储集层分类评价中，除利用孔隙度、渗透率等常规物性参数评价储集层储集能力和渗流能力外，应引入表述孔隙结构非均质性的参数加以补充。前述分析表明，均质系数和“主要流动空间百分数”均可以很好地表述孔隙结构的微观非均质性，两者之间存在较好相关性。

按照“主要流动空间百分数”和均质系数的大小，可对昆北油田路乐河组砂砾岩储集层孔隙结构微观非均质性进行定量评价（表 3）。

此3种类别的储集层孔隙结构微观非均质性特征描述及相应的油藏注水开发特征表征如下：

Ⅰ类。孔隙结构微观均质性较好，孔喉分布较均匀：均质系数≥ 0.4，“主要流动空间百分数”大于50%，毛管压力曲线具有一定的“平台”，孔喉分布多为单峰。一般常规砂岩储集层多为此种类型，岩性为中砂岩、细砂岩或粉砂岩。在昆北油田路乐河组储集层中，此种类型极少，在统计的339块岩石压汞样品中，所占比例仅为5.6%。此类油藏在注水开发过程中，表现为油井无水采油期长，含水上升较缓慢，水驱开发效果较好。

Ⅱ类。孔隙结构存在一定微观非均质性，孔喉分布较不均匀：均质系数为0.2~0.4，“主要流动空间百分数”为30%~50%，毛管压力曲线一般不具“平台”或“平台”极短，孔喉分布多为双峰，存在较为明显的“大孔-小孔”似双重孔隙介质类型。此类储集层岩性一般为不等粒砂岩、含砾砂岩、砂质砾岩等，为昆北油田路乐河组主要的储集层类型，在统计的样品分析中，所占比例为51.9%。此类储层主要分布在昆北油田切6区E₁₊₂油藏，该油藏自2010年投入开发，目前采出程度1.4%、综合含水85%，开采过程中表现出油井无水采油期短、含水上升快、产量快速递减等问题。

Ⅲ类。孔隙结构微观非均质性强，孔喉分布不均匀：均质系数小于0.2，“主要流动空间百分数”小于30%，毛管压力曲线不具“平台”部分，孔喉分布呈双峰或多峰，存在明显的“大孔-小孔”似双重孔隙介质类型甚至更为复杂的孔隙结构模式。此类储集层岩性为含砾砂岩、不等粒砂岩、含砂砾岩或砂质砾岩。此类储集层在昆北油田所占比例也较多，占统计样品的42.5%。此类储层主要分布在昆北切16区E₁₊₂油藏，该油藏于2012年投入开发，目前采出程度仅为0.7%、综合含水已达73%，该油藏在开采过程中同样表现出含水上升快等问题，油井无水采油期极短甚至一开井即见水。

利用上述方法分别求取了柴达木盆地乌南油田常规砂岩储集层和南翼山油田微裂缝发育泥灰岩储集层的“主要流动空间百分数”和均质系数。结果表明，乌南油田砂岩储集层“主要流动空间百分数”平均为56.1%，均质系数平均为0.43（178块压汞资料），其孔隙结构均质性明显好于昆北砂砾岩储集层；微裂缝发育的南翼山油田泥灰岩储集层的“主要流动空间百分数”平均仅为12.8%（106块压汞资料），其微观非均质性更强，说明微裂缝的发育导致双重孔隙介质的存在，其微观非均质性严重。

对于微裂缝发育的储集层来说，由于存在双重孔隙介质，其压汞毛管压力曲线与一般砂岩储集层存在较大差异^[20]。微裂缝的存在使得压汞毛管压力曲线出现异常，往往在很低的压力下汞即可进入岩心，导致难以准确扣除麻皮效应使得无法准确求取排驱压力^[20-21]，而均质系数是平均孔喉半径与最大连通孔喉半径之比，因此也难以准确求取均质系数。“主要流动空间百分数”不受这些因素的影响，只要能准确获得压汞毛管压力曲线，即可准确求取“主要流动空间百分数”，因此利用此参数可有效评价微裂缝发育储集层的微观非均质性。

4 结论

（1）砂砾岩储集层岩石颗粒分选差，孔隙类型多样，孔隙结构复杂，孔喉分布具有明显的“双峰”特征，存在“大孔-小孔”似双重孔隙介质特征，孔隙结构微观非均质性强，因此在评价此类储集层时，应对其微观非均质性进行分析，可动流体空间百分数可有效地定量评价砂砾岩储集层的微观非均质性。

（2）利用可动流体空间百分数，并结合其他参数，对昆北油田路乐河组砂砾岩储集层微观孔隙结构非均质性进行评价，结果表明：昆北砂砾岩储集层微观非均质性较强。该区“主要流动空间百分数”平均为33.0%，说明该区仅有约1/3的“大孔”对渗流起主要作用，贡献了95%的渗流能力，而另外的2/3为“小孔”，对渗流能力的贡献仅为5%。

（3）“主要流动空间百分数”与均质系数之间存在较好的相关性，均可作为定量评价储集层微观非均质性的参数。对于裂缝发育的储集层，毛管压力曲线较为异常，难以准确求取均质系数，而“主要流动空间百分数”的求取不会因毛管压力曲线异常带来偏差，仍可有效评价储集层的微观非均质性。