0 引言

经历多年的勘探开发，中国陆相油田目前大多进入到了开发中后期阶段，面临含水率高、采出率较低、剩余油挖潜难度大等问题，因此如何实现剩余油深度开发与有效提高采收率已成为老油田的核心问题。近年来的研究表明，储层渗流性能、微观剩余油分布明显受到储层微观孔隙结构的影响与控制，因此基于储层微观孔隙结构综合表征技术的储层渗流性能与微观剩余油分布规律的综合研究具有重要的理论与实践意义（林玉保等，2014；印森林等，2018；何松霖和李军辉，2020；周淋等， 2022）。目前，对于微观孔隙结构的研究方法有铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、恒速压汞、核磁共振、 CT 扫描、N₂ 吸附等（曹涛涛等，2016；姜振学等， 2016；李润泽等，2016；宋磊等，2017；王琨等，2020； 张玉晔和赵靖舟，2021），能够在不同方面反映储层的微观孔喉结构特征，但由于油气储层性质的差异以及各种实验方法适用范围的不同，在具体研究过程中各种实验方法或其组合的选择与应用尤为重要。李兴国等（2007）对喇嘛甸油田的微观孔隙结构参数进行研究，指出了微观孔隙结构参数的变化规律以及现阶段油藏参数的特点。刘晓鹏等 （2016）通过铸体薄片、压汞实验、气水相渗实验等分析技术，对鄂尔多斯盆地微观孔隙结构及渗流特征进行了分析。任晓霞等（2015）通过铸体薄片、毛细管渗流模型及岩心驱替实验等实验方法，对鄂尔多斯盆地致密砂岩储层微观孔隙结构特征及其对渗流特征的影响进行研究。综上所述，前人多将储层微观孔隙结构与渗流能力作为相对独立的内容分别开展相应的研讨，但对于二者之间相互关系做出联合研究的相对较少。

本文以喇嘛甸油田葡萄花油层为目的层，综合应用薄片鉴定、扫描电镜、高压压汞、油水相渗实验等实验技术，以明确揭示该油层的宏观物性、微观孔隙结构及渗流特征；进一步通过相关性分析方法，最终阐明储层渗流性能的主要影响因素。该成果与认识将为该油田剩余油的深度挖潜提供有效支撑。

1 地质背景及样品信息

1.1 研究区概况

松辽盆地位于中国东北地区，属于大型中、新生代陆相沉积盆地，盆地周围为一系列褶皱山脉，可划分为北部倾没、东北隆起、东南隆起、西南隆起、西部斜坡、中央凹陷 6 个二级构造（杜祖荣， 2008）。喇嘛甸油田位于松辽盆地北部大庆长垣最北端（图1）；为两翼不对称的短轴背斜构造（罗艳玲，2016），构造形态为西翼陡峭，东翼较平缓。葡萄花油层是喇嘛甸油田的主力油层之一，沉积相类型河流—三角洲前缘，本次研究的目的层葡I2（PI2） 为葡 I油层组第 2小层，储层砂岩属于陆源碎屑岩，其中发育泥岩、泥质粉砂岩以及粉砂岩、细砂岩，孔隙结构复杂、渗透率高，纵向非均质性强。

1.2 实验样品与项目

为了系统研究喇嘛甸油田葡萄花油层的微观孔隙结构及渗流特征，进行了详细的岩心取样与实验项目设计。首先，依据取心井的开发阶段不同 （水驱、聚驱、后续水驱）分别选取 L5-J263（W1）、 L5-JPS2324（W2）、L6-J2331（W3）3口取心井；其次，依据不同储层空气渗透率级别共选取典型岩心样品 32 块，取样规格均为长 10 cm，直径 2.5 cm 的柱塞样；最后，基于样品精细制备，综合开展薄片鉴定 （普通、铸体）、扫描电镜、高压压汞和油水相渗实验等实验项目，所有实验样品制备与分析测试均严格按照相关行业标准于东北石油大学实验中心完成。

2 储层岩性与物性特征

2.1 储层岩性特征

通过大量岩石薄片鉴定以及 X-衍射全岩定量分析，葡萄花油层岩性主要为细粒长石砂岩、岩屑长石砂岩（图2）。岩石碎屑颗粒主要为石英、长石和岩屑，其中石英含量为 17.7%~57.4%，平均为 36.47%；长石含量为 23.2%~75.5%，平均为 56.2%；岩屑的平均含量为 10.6%（表1）；填隙物组分主要为自生黏土矿物、碳酸盐胶结物以及硅质胶结物。其中，黏土矿物以高岭石为主，其次为伊利石和绿泥石；硅质胶结物以石英为主，碳酸盐胶结物以方解石和铁白云石为主（表1）。

2.2 储层物性特征

通过对研究区葡 I2 储层样品物性参数进行物性测试，运用高性能全自动压汞仪 AutoPoreIV 9500 对样品进行检测，据《石油地质实验室样品管理规范》（SY/T6439-2017）进行检测，结果表明：孔隙度分布范围为 28.3%~37.3%，平均为 33.1%；渗透率分布范围 0.41~4.5μm²，平均为 2.47μm²，相对于孔隙度的数据，渗透率数据分布范围更广，表现储层较强的非均质性特征；同时，孔隙度与渗透率具有较好的正相关性（图3）。葡萄花油层整体表现为特高孔、特高渗—高渗储层特征（图4）。

3 微观孔隙结构特征

3.1 孔隙类型及其特征

通过铸体薄片与扫描电镜实验观察分析，该储层发育原生孔隙与次生孔隙两种储集空间类型，并且以次生溶蚀孔隙为主，碎屑颗粒、基质成分均表现出强烈的溶蚀现象（图5）。

（1）原生孔隙主要为粒间孔隙和晶间孔，其中，粒间孔隙主要为被黏土矿物颗粒或石英自生加大的硅质颗粒充填形成残余孔隙，多数孔隙形态结构保存完好，孔径较大，多为30~40 μm（图5a）；晶间孔隙多为基质间孔隙，一般规模较小，多为纳米级孔隙（图5b）。

（2）次生孔隙为不同程度的溶蚀作用所形成的各种溶蚀孔隙，主要发育以下4种类型：①次生粒内溶孔，多为长石粒内溶孔，大小多为20~40 μm，存在长石被溶蚀后残余颗粒黏土化的现象（图5c、5h）； ②超大溶蚀孔隙，多为碎屑成分经强烈溶蚀作用被近于整体溶蚀破坏所形成的孔隙，其残余碎屑成分多呈漂浮状或分散状分布于孔隙内部或边缘，此类孔隙多见于岩屑长石砂岩，因孔径常大于颗粒直径而易于识别（图5d、5g）；③粒间溶孔，多为碎屑颗粒间胶结物的溶蚀扩大孔，孔隙周边颗粒常见不同程度的溶蚀现象（图5e、5f）；④次生铸模孔，是以长石为代表的矿物颗粒被完全溶蚀所致，并以颗粒原始外形清晰可见为识别标志（图5g、5i）。

a—孔隙度频率分布图；b—渗透率频率分布图

3.2 微观孔隙结构特征

通过对研究区储层 32 块样品进行高压压汞实验，根据毛管压力曲线形态及各项特征参数，对储层的孔隙结构进行分析，该储层主要发育偏粗态型毛管压力曲线（图6），曲线的中间部分较为平缓，曲线具有较为明显且宽阔平台，反映出孔喉分选较好，曲线整体位于图的左下部，整体反映出以大孔喉为主且大孔喉偏多。根据孔喉半径分布特点可以看出，孔喉半径峰值具有一定的差异，孔喉分布范围较广，但是主要分布范围为0.1~10. 0 μm，主要发育微孔、中孔以及宏孔，纳米孔几乎不发育（图7）。

a—原生粒间孔；b—基质晶间微孔；c—粒内溶孔；d—超大溶蚀孔；e—粒间溶孔，颗粒表面高岭土化；f—粒间溶孔；g—超大溶蚀孔，岩屑长石砂岩；h—次生粒内溶孔，细粒长石砂岩；i—铸膜孔，细粒长石砂岩

根据孔喉大小进行分析，最大孔喉半径介于 13.38~35.76 μm，平均为 29.34 μm，孔喉中值孔径介于 2. 03~15.26 μm，平均为 7.34 μm，中值半径可以反映孔喉大小及分布趋势，可以从整体上反映储层的孔隙结构；根据孔喉分选性进行分析，分选系数介于 0.53~1.77，平均为 1.19，喉道歪度介于 0.48~0.73，平均为 0.58，整体偏细歪度，样品喉道歪度之间的差别也较小；根据孔喉连通性进行分析，研究区储层砂岩排驱压力为0. 02~0. 06 MPa，平均为 0. 03 MPa，具有相对较低的排驱压力，最大进汞饱和度介于89.53%~94.37%，平均为91.88%，最大进汞饱和度较高，退汞效率为9.52%~22.11%，平均为14. 09%，具有较低的退汞效率（表2）。

根据压汞实验孔喉参数特征分析，研究区储层孔喉半径较大，孔喉分选性为较好-中等，分布较为集中，均质性总体较好。喉道的歪度离散程度不大，反映了储层喉道大小相对于平均喉道半径更偏向于较大喉道。排驱压力较低，说明最大连通孔喉半径较大，储层渗透性能较好。最大进汞饱和度较高，反映了储层的储集能力较好。

3.3 微观孔隙结构对物性的影响

微观孔隙结构参数主要包括孔喉大小、孔喉分选性及孔喉连通性 3 个方面，本文针对孔喉大小及分选性特征参数与物性的关系进行研究，主要分析了平均孔喉半径及分选系数与孔隙度渗透率之间的关系。平均孔喉半径表示了孔喉半径分布的主要范围，平均孔喉半径越大，储层的孔隙结构越好。从相关性图（图8）可以看出平均孔喉半径与渗透率的相关性较好，呈现出明显的正相关性，相关系数达到 0.7035，平均孔喉半径随着物性的变好而增大，储层的孔喉半径越大，储层的渗透性越好，渗流能力越强。分选系数表示了孔喉大小的分散程度，分选系数越小，孔喉越均匀。孔喉分选系数越大，孔喉分布越分散，细小孔喉占总孔喉的数量的比例越小，渗透率主要由大孔喉贡献，因此渗透性越好，即分选系数与渗透率表现为一定的正相关性。

a—孔隙度与平均孔喉半径相关性图；b—渗透率与平均孔喉半径相关性图；c—孔隙度与分选系数相关系图；d—渗透率与分选系数相关性图

4 储层渗流特征

油水相渗实验中的油水两相相对渗透率曲线是研究储层多孔介质中油水两相非线性渗流有效的方法（王瑞飞等，2008；赵振铎和闫百泉，2014；刘薇薇等，2015；雷刚等，2016；卜淘和曹廷宽；2018）。油水相渗实验可以获得束缚水饱和度（S_ws），油相渗透率（Ko（s_wi）），油水两相共渗区，油相相对渗透率 （K_ro）、水相相对渗透率（K_rw）等参数，从而明确油水两相渗流的曲线特征。油水相渗曲线形态能够直观地反映出油水在储层中的渗流情况，其中横轴含水饱和度的值，能够在一定程度反映出储层孔隙的体积量，纵轴渗透率的值与储层的孔隙结构特征相关，因此结合已知的物性、孔隙结构特征，讨论影响油水相渗曲线的因素（刘广峰等，2017；任淑悦等， 2018；韩进和杨波，2021）。

4.1 油水相渗参数及曲线特征

通过非稳态法油水相渗实验得到储层油水相渗参数（表3）及油水相渗曲线图（图9），该曲线具有以下特点。①束缚水饱和度介于21.4%~25.6%，平均为 23.4%；残余油饱和度范围为 22.2%~27.6%，平均为 24.9%；束缚水饱和度及残余油饱和度较低，且束缚水饱和度略小于残余油饱和度。②等渗点处含水饱和度范围为 53.3%~60.1%，平均为 57.1%，且变化范围较小；等渗点处油水相对渗透率值小于 0.150，平均为 0.138，等渗点油水相对渗透率较低，油水两相区较为宽阔；残余油处水相相对渗透率范围为0.381~0.439，平均为0.414。③随着含水饱和度逐渐增大，油相相对渗透率迅速下降呈近似直线型，且水相相对渗透率缓慢升高呈上凹型，达到等渗点后，油相相对渗透率呈下凹型缓慢下降，且水相相对渗透率迅速上升及残余油处水相相对渗透率较高。

4.2 储层物性及孔隙结构对油水相渗参数的影响

4.2.1 油水相渗参数与物性的关系

通常情况下，储层的物性（孔隙度、渗透率）越好其渗流能力越强。相关性分析表明：（1）束缚水饱和度与物性具有明显的负相关关系（图10，表4），相关性较好，随着渗透率的增大，渗流能力逐渐变强，束缚水的含量降低，导致束缚水饱和度减小。 （2）等渗点含水饱和度、残余油处含水饱和度与储层物性均呈现为良好的正相关关系（图10，表4），说明随着水驱的不断进行，储层中孔隙相互之间逐渐连通，渗流面积不断增大，储存空间增加，随着孔隙度的增加，含水饱和度逐渐增大；（3）等渗点含水饱和度、残余油处含水饱和度与渗透率的相关性较孔隙度强，表明储层的喉道不仅使孔隙之间相互连通，提高流通的能力，而且能够提供新的渗流通道、储集空间，可知喉道在水驱的后期对渗流能力的影响较强。

4.2.2 油水相渗参数与孔隙结构的关系

储层的微观孔隙结构通过影响流体在渗流通道中流动的难易程度，控制着储层的渗流特征。孔喉结构参数中平均孔喉半径能够反映孔喉的大小，分选系数是表征样品总孔喉大小、分布集中程度的参数，以上 2 项参数能够良好的反映储层的孔隙结构特征，因此，选取11块油水相渗实验样品，利用这 2 个参数与油水相渗参数进行相关性分析，研究其对渗流特征的影响。

a—含水饱和度与平均孔隙度的关系图；b—含水饱和度与渗透率的关系图

（1）孔喉大小对渗流能力的影响。相渗曲线参数与平均孔喉半径的相关性分析结果表明（图11，表5），分析表明，束缚水饱和度随着平均孔喉半径的增大而减小，其主要原因是平均孔喉半径增大，毛管压力会随之降低，不易形成毛管束缚水，毛管束缚水的含量降低，使得束缚水饱和度变小（图11a）。孔喉半径增大，储层的渗流能力随之增强，对油的流动产生的正向作用，使得油相渗透率增大 （图11b）。孔喉半径增大，使得孔隙结构中的较大孔喉增多，注入水主要沿着大孔喉驱进，含水饱和度上升较快，等渗点处油水相对渗透率表示了水相的流动能力开始超越油相占据主导地位，因此等渗点处油水相对渗透率值较高（图11c）。残余油处水相相对渗透率随平均孔喉半径的增大而增大，因为孔喉半径的增大使得湿相通过多孔介质的能力增强，渗流阻力减小，因此残余油处水相相对渗透率增加（图11d）。

（2）孔喉分选性对渗流能力的影响。相渗曲线参数与分选系数的进行相关性分析，结果见图12和表5。分析表明，束缚水饱和度随分选系数增大而减小，分选系数越大，砂岩孔隙中大孔喉增多，孔喉分布越分散，砂岩的比表面积越小，则其束缚水饱和度越低（图12a）。油相渗透率分选系数的增大而增大，其主要原因是，油水两相进行渗流时两相流体会相互之间产生影响，当处于束缚水状态，孔喉中残留的水大多存在于角隅处、较为细小的孔喉以及呈薄膜状附着在孔隙表面，并不参与渗流，对油相的影响较小，因此分选系数增大，束缚水越少，可动的其他流体越多，使得油相渗透率增大（图12b）。等渗点油水相对渗透率随分选系数的增大而增大，主要原因是分选系数的增大，砂岩中的大孔喉增多，对渗流能力起到主要的影响作用，注入的水相沿着较大的孔喉渗流，储层的渗流能力变好，油水两相的渗透率增大（图12c）。残余油状态下时，孔喉中残余的油不参与渗流，对水相的影响较小，因此随着分选系数增大，水相相对渗透率也随之增大（图12d）。

a—束缚水饱和度与平均孔喉半径的关系图；b—油相渗透率与平均孔喉半径的关系图；c—等渗点油水相对渗透率与平均孔喉半径的关系图； d—残余油处水相相对渗透率与平均孔喉半径的关系图

a—束缚水饱和度与分选系数的关系图；b—油相渗透率与分选系数的关系图；c—等渗点油水相对渗透率与分选系的关系图；d—残余油处水相相对渗透率与分选系数的关系图

5 结论

（1）研究区目的层葡I2（PI2）储层岩石类型主要为细粒长石砂岩、岩屑长石砂岩。填隙物成分主要为自生黏土矿物、碳酸盐及硅质胶结物。平均孔隙度为33.1%，平均渗透率为2.47 μm²，孔渗之间具有较好的正相关性，整体上属于特高孔、特高渗—高渗储层。

（2）孔隙类型主要为原生的粒间孔和晶间孔以及次生的粒内溶孔、超大溶蚀孔、粒间溶孔、铸模孔等，储层孔隙类型以次生溶蚀孔隙为主。毛管压力曲线为偏粗态，储层孔隙结构特征表现为孔喉半径较大，分选性较好，均质性强，排驱压力低，最大进汞饱和度高，退汞效率较低，孔隙与喉道之间的连通性较好，储层的渗流能力好。表征储层孔隙结构特征中的孔喉大小及分选性参数与物性具有一定的正相关性，表明储层的孔喉半径及分选系数越大，储层的渗透性越好，渗透率越大，其渗流能力越强。

（3）油相相对渗透率曲线近似为下凹型或直线型，水相相对渗透率曲线大多近似为上凹型，曲线特点为：束缚水饱和度及残余油饱和度较低，等渗点含水饱和度较高，油水两相区较为宽阔，微观渗流的毛细管阻力较小，两相渗流干扰较小，储层流体微观渗流能力较好。

（4）储层的物性和孔隙结构能够影响储层的渗流特征，储层的物性越好其渗流能力越强，孔隙结构对渗流特征的影响主要体现在孔喉的大小和非均质性两个方面，储层的孔喉半径越大，分选性越好即非均质性越弱，渗流能力越强。

参考文献