储层岩石物性及孔隙结构特征

3. 储层岩石物性及孔隙结构特征本章将重点分析柴西北区N12 ～N22储层岩石的孔隙度、渗透率、储集空间类型及分布、大小等反映储层孔隙结构特征的性质，区域上仍以南翼山、油泉子、尖顶山和咸水泉作为研究对象。

3.1 储层岩石物性分析3.1.1 南翼山储层岩石物性南翼山构造位于青海省柴达木盆地西部北区，属于西部坳陷区——茫崖凹陷南翼山背斜带上的一个三级构造。

该构造为两翼基本对称的大而平缓的箱状背斜构造，两翼倾角20°左右，构造轴线近北西西向，长轴50km，短轴15km，闭合面积620km2，闭合高度820m。

构造的基本模式为两断夹一隆，南翼山背斜的形成主要受控于翼北、翼南两组断层，由于该断层的控制作用，使得本区产生了一个宽缓的背斜构造，主体构造两翼基本对称。

浅层（N21以上）构造隆起幅度较中深层要略小，表现为轴部地层较薄，两翼地层增厚的特征。

N21～N22时期柴西北区广泛发育较深湖、浅湖和滨湖相。

南翼山地区N21时期为较深湖—浅湖沉积，该地区中部受构造古隆起的控制主要为浅湖沉积；N22时期随着湖盆沉积中心的进一步往北东方向迁移，主要沉积浅湖相。

共收集该区N22～N21储层岩石Ⅰ～Ⅵ油层组18口井钻井取心样品物性分析资料，其中孔隙度1802块、渗透率1897块，碳酸盐含量933块、氯离子含量514块。

物性统计结果见表3-1。

21从统计结果来看，南翼山油田除Ⅰ+Ⅱ油组孔隙度和渗透率稍高些，Ⅲ+Ⅳ和Ⅴ+Ⅵ油层组物性基本一致，均表现出物性总体较差，属典型中-低孔隙度、低-特低渗透率储层。

图3-1是该油田统计的所有样品的孔隙度与渗透率关系图。

图3-1 南翼山N22-N21储层岩石孔渗关系由图3-1可以看出，该区孔渗分布存在明显的两个区域（图中大圈和小圈），小圈内的孔渗稍高些，是浅部Ⅰ+Ⅱ油层组岩石的孔渗分布，孔隙度一般大于25%，而深透率一般在10mD左右。

而大圈内是Ⅲ+Ⅳ和Ⅴ+Ⅵ油层组岩石的孔渗分布，孔隙度一般在5%-20%之间，渗透率在0.01mD-10mD之间。

由于南翼山浅部Ⅰ+Ⅱ油层组埋深浅，岩石受压实作用较弱，岩性以泥质粉砂岩、粉砂质泥岩为主，部分保留了原生粒间孔隙，因此储层物性相对较好，但其岩石成岩性极差，泥质含量高，岩石固结疏松，因此给开采带来很大的难度。

下部的Ⅲ+Ⅳ和Ⅴ+Ⅵ储层岩石其成岩性明显好于上部Ⅰ+Ⅱ油层组,岩石胶结较致密，岩性以含灰泥岩以及灰质泥岩为主，水平纹层发育，另有部分砾屑、砂屑、生屑、球粒支撑的颗粒灰岩及含藻屑泥灰岩（风暴岩）。

此类岩石其原生粒间孔隙几乎全部损失，除仍保存大量微孔隙外，有效储集和渗流空间仅为溶蚀孔隙和微裂缝，而且孔隙和微裂缝内往往被方解石充填，因此物性较差。

另外，在进行孔渗测量的同时，部分样品同时还测定了碳酸盐含量及氯离子含量。

通过分析，各油层组碳酸盐含量随深度有增加趋势，而氯离子含量有减少趋势，但变化不明显。

各油层组碳酸盐含量平均不到40%，仅有部分样品超过50%。

碳酸盐含量与孔隙度、渗透率关系不明显。

而碳酸盐含量与氯离子含量具有较明显的相关性，氯离子含量减少，碳酸盐含量增加，说明盐度高的水不利于碳酸盐沉积，而淡水中碳酸盐沉积增加。

见图3-2和图3-3。

图3-2 南翼山N22-N21储层岩石碳酸盐含量与孔隙度关系图3-3 南翼山N22-N21储层岩石碳酸盐含量与氯离子含量关系3.1.2 油泉子、尖顶山、咸水泉储层岩石物性油泉子构造位于柴达木盆地西部坳陷区茫崖坳陷亚区，是油泉子—开特米里克背斜带上的一个三级构造。

该构造地下浅部形态与地面构造形态相似，为一北陡南缓顶部宽平的半箱状构造。

构造长47km，宽25km，面积1000km2，长轴方向110°，闭合面积228km2，闭合高度为2000m。

尖顶山油田位于柴达木盆地西部坳陷区大风山隆起亚区尖顶山背斜带，为一穹隆状背斜。

构造长轴18km，短轴7.8Km，构造闭合面积38Km2，闭合高度520m。

构造上下符合，有南北两个高点，北高点为主高点。

咸水泉构造位于柴达木盆地西部北区，区域构造为西部坳陷区茫崖凹陷亚区，属红沟子-干柴沟断鼻构造带上的一个三级构造。

咸水泉构造由三个高点组成，由北到南分别为石油沟、华岩山和咸水泉高点。

共收集以上三个构造N22～N21储层岩石14口井钻井取心样品物性分析资料，其中油泉子地区包括油8、油15井、油109井、油112井、油116井和Q13-13井，尖顶山地区主要包括尖101井、尖102井和浅80井，咸水泉地区主要包括咸19井、咸20井、咸21井、咸心1和咸东1井，各构造统计物性资料见表3-2。

表3-2 油泉子、尖顶山、咸水泉N2221储层岩石物性参数统计表由表可知，在统计的上述三个构造的物性分析数据中，除尖顶山外，油泉子和咸水泉储层岩石也属于中-低孔隙度、低-特低渗透率级别，而尖顶山物性相对较好。

尖顶山共统计3口井（尖101、尖102、浅80），其中尖101和尖102为2007年新钻井，此两口共分析孔隙度105块，其值介于4.9%-33.2%之间，平均20.3%；渗透率分析103块，介于0.01-31.2mD之间，平均2.8 mD，也属于中-低孔隙度、低-特低渗透率级别。

浅80井为1967年钻井，共分析孔隙度107块，其值在16.7%-34.6%之间，平均26.8%；分析渗透率103块，其值介于0.1-809.4 mD之间，平均66.1mD。

由于该井孔渗较高，因此在统计表中表现出尖顶山物性相对较好。

在统计的碳酸盐含量分析中，与南翼山类似，其平均含量也不到50%，仅有部分样品的碳酸盐含量大于50%，且碳酸盐含量的高低基本与物性无关（图3-4）。

图3-4 油泉子N22-N21储层岩石碳酸盐含量与氯离子含量关系3.2 孔隙结构特征分析在第二章中已对柴西北区N22～N21储层岩石的孔隙类型通过铸体薄片的镜下观察进行了大量分析，在此主要通过压汞资料对孔隙结构进行分析。

3.2.1 南翼山储层岩石孔隙结构特征收集南翼山Ⅰ～Ⅵ油层组岩心压汞195块，考虑到分析样品的代表性，在此仅选取渗透率大于0.1mD、孔隙度大于5%、且进汞饱和度大于50%的压汞样品进行分析。

南翼山Ⅰ+Ⅱ油层组压汞样品较少，选取南浅607井（9块）、南浅617井（4块）、南浅233井（6块）和南浅733井（4块）共21块压汞样品，此31块样品的毛管力曲线见图3-5。

南翼山Ⅲ+Ⅳ油层组压汞样品较多，选取南浅3-3井、南浅5-5井、南浅11-11和南浅21-13井共计72块压汞样品，此72块样品的毛管力曲线见图3-6。

南翼山Ⅴ+Ⅵ油层组压汞样品较多，选取南浅3-09井、南102井和南105井共计102块压汞样品，此102块样品的毛管力曲线见图3-7。

图3-5 南翼山Ⅰ+Ⅱ油层组21块毛管力曲线图3-6 南翼山Ⅲ+Ⅳ油层组72块毛管力曲线图3-7 南翼山Ⅴ+Ⅵ油层组102块毛管力曲线通过图3-5～图3-7以及表3-3可以看出，南翼山N22～N21储层岩石的毛管力曲线以及孔隙结构特征参数与常规砂岩储层是不同的。

该区毛管力曲线总体上表现出较为明显的两部分，即右边的OA斜线段和左边的AB斜线（曲线）段。

OA 线段对应的是低毛管压力下的大孔隙，所占全部孔隙空间的约10%左右；AB斜线段对应的高毛管力压力下的细孔喉，约占全部孔隙空间的90%。

OA段为一较为竖直的近似倾斜直线，而AB段为一较为水平的近似一光滑曲线，A点可以看作是毛管力曲线上的一个较为明显的拐点。

为了更好地说明该区毛管力特征曲线，以南浅3-09井一块样品毛管力曲线加以说明，见图3-8，与该图对应的孔喉半径分布直方图见图3-9。

图3-8 南浅3-09井典型毛管力曲线图3-9 南浅3-09井典型毛管力曲线图3-8中O点为初始毛管力压力下对应汞饱和度为零的点，随着压力增高，汞开始进入岩石孔隙内，压力升至A点时，毛管压力24.81 MPa,进汞饱和度为18%；随后进一步增加压力，此时毛管力曲线改变了原有的趋势，几乎水平方向延伸至B点，即最大压力点（110.28MPa），对应的最大汞饱和度为81.4%。

OA 段对应的岩石孔隙虽然仅为18%，孔喉半径却较大，主要分布在17.78～0.10μm 之间，平均 2.712μm。

这类孔隙一般对应的是溶蚀粒间孔和微裂缝，虽然数量不多，但对油气在储层中流通贡献很大。

而AB段对应的孔隙几乎占据了80%以上岩石孔隙空间，但孔隙半径却极小，主要分布在0.01μm～0.02μm之间，这类孔隙一般为微孔隙，即使数量较多，但流体几乎在其内无法流动，对渗透率的贡献几乎为零。

图3-10是此块样品对应的铸体薄片图像，照片中显示数条微裂缝。

图3-10 南浅3-09 1548.70米。

2#,单偏光，x100，灰质泥岩顺层微裂缝发育，部分沸石充填通常情况下，按照一般的砂岩毛管力曲线形态，拐点A点对应的压力即为排驱压力（或沿AB线段作一切线交与压力轴对应的压力），由此求出排驱压力为24.8 MPa，此压力对应的最大连通孔喉半径即为0.03μm。

此块样品的渗透率为2.2 mD，如果最大孔喉半径仅为0.03μm，显然是与实际不符的。

与常规砂岩的粒间孔隙结构分析不同，对于微裂缝或溶蚀孔隙较为发育的岩石，应按照不同孔隙大小对岩石渗透率贡献值，求出主要孔喉流动半径大小来分析孔隙结构。

具体做法如下：P.C.Carman和J.Kozeny给出了岩石喉道大小与渗透率之间的关系式为：K＝Φr2/（8τ2）式中：K－岩石绝对渗透率（统称为岩石渗透率）, μm 2；r－岩石平均喉道半径，μm，压汞实验时，r=0.735/Pc。

Φ－岩石孔隙度（单位：小数）；Pc－毛管压力，即压汞分析中进汞压力,MPa；τ－岩石孔隙曲迂度，表示岩石孔喉弯曲程度的物理量，一般大于1，此值越大说明孔道弯曲程度越大。

基于Carman－Kozeny公式，可计算每一喉道半径（r i）的岩石渗透率（K i），即K i＝Φr i2/（8τ2）×△S i。

那么该岩石的渗透率K=∑[Φr i2/（8τ2）]，每一块样品来说，趋于度τ可看作一个不变的常数，因此，每一喉道半径r i下的渗透率贡献值（K贡献i）为：K贡献i＝K i/K×△Si＝r i2/∑（r i2×△Si）。

式中：△Si－进汞毛管力曲线上的汞饱和度增量，即汞梯度，%；K贡献i－每一喉道半径r i下的渗透率贡献值，%；对于任一样品的毛管力曲线上，从初始汞饱和度零点起即可计算每一孔喉下的渗透率贡献值，然后进行累计，直到最大进汞饱和度累计渗透率贡献达100%，由此可求出岩石的主要孔喉半径。

一般认为当渗透率贡献达到95%时对应的孔喉半径为主要孔喉流动半径，由于柴西北区渗透率普遍较差，如果按此计算主要孔喉流动半径仍存在一定矛盾。