储层非均质性指储层在形成过程中，经历了沉积、成岩以及后期构造作用的综合影响，使得储层空间分布及基本性质（岩性、物性、电性及含油气性）在三维空间上存在的不均匀变化^[1]。学者关于储层非均质性的研究由来已久，佩蒂庄等^[2]以河流沉积储层为例，考虑储层非均质性规模，将储层非均质分为5级，分别为层系规模（100 m级）、砂体规模（10 m级）、层理规模（1~10 m级）、纹层规模（10~100 mm级）、孔隙规模（10~100 μm级）；Haldorsen^[3]从非均质性的尺度考虑，将非均质性分为4种类型，分别为孔隙和颗粒规模的微观非均质性、岩心规模的宏观非均质性、数值模拟模型中的网块状大型非均质性和整个岩层或区域规模的巨型非均质性；裘怿楠等^[4]根据中国陆相储层特征并结合油田开发生产实用性，将碎屑岩储层非均质性按照规模大小分为层内、层间、平面和微观非均质性4个级别，该分类方案也是中国各大油田技术工作者广泛采用的非均质性分类标准，其中层内、层间、平面非均质性属于宏观非均质性范畴，对油田开发过程中的注水波及系数影响较大，注水波及区域内的原油动用程度则与微观孔喉结构的非均质性密不可分，这涉及到孔隙和喉道的大小、分布特征、孔喉配位数、连通性等，即使宏观表现较为均质的储集层也不可避免地存在一定程度的微观非均质性。

随着常规油气资源的逐渐枯竭，致密砂岩油气资源的占比越来越高。常规储层颗粒粒度粗、物性条件好、孔喉较粗、连通性好，微观非均质性较弱。与常规储层不同，致密砂岩储层物性较差，孔隙度一般小于10%，空气渗透率小于1×10^-3 μm²（覆压基质渗透率小于0.1×10^-3 μm²）^[5]，颗粒粒度细、填隙物含量高、成岩强度大，微观非均质性强，其对储层内的油气聚集、渗流特征及剩余油分布的影响更大^[6]。致密砂岩储层微观非均质性研究的难度要远大于常规储层，研究对象多为微米—纳米级的储集空间，研究手段涉及不同尺度的实验方法，主要包括间接测量的低温气体吸附法、核磁共振、高压压汞及恒速压汞法和直接观测的场发射扫描电镜法、CT成像扫描法等^[7-10]。尽管测试方法较多，但定量评价手段较少，且各种尺度实验数据相对独立，缺乏有机结合，暂未建立起一个相对综合的微观非均质性评价指数或标准。另外，部分实验测试费用高、测试周期长，如微纳米CT、恒速压汞等，导致定量化测试手段不能快速、广泛的运用于油田科研生产，因此亟需一种资料获取容易、快捷简便的微观非均质性定量评价方法。

基于此，本文通过粒度分析、铸体薄片、高压压汞及真实砂岩两相渗流模型等实验手段，对鄂尔多斯盆地华庆地区长6致密砂岩储层微观非均质性展开研究，分别从岩石骨架颗粒非均质性、成岩作用非均质性及孔喉结构非均质性三方面展开研究，优选影响微观非均质性的核心参数，构建微观非均质性综合指数F，并探讨微观非均质性与渗流特征之间的关系，为评价致密砂岩微观特征及致密油开发效果提供依据。

鄂尔多斯盆地地处中国中部，为稳定的大型多旋回克拉通盆地，现今构造形态为一平缓的西倾单斜，坡度通常小于1°。盆地内可划分为六个二级构造单元，分别为北部的伊蒙隆起、西部的天环凹陷和西缘逆冲推覆带、东部的晋西绕折带、南部的渭北隆起带及中部的伊陕斜坡^[11]。晚三叠世延长期，鄂尔多斯盆地发育大型内陆河流—三角洲—湖泊沉积体系，主要物源供给方向为盆地北部阴山古陆和西南部秦祁造山带^[12]，延长组地层总厚度约1 300 m，自下向上划分为长10—长1十个油层组^[11]。长6期，研究区处于盆地西南部及东北部物源的交汇处^[13]（图1），受盆地周边地震、火山及湖底暗流等触发因素的影响，研究区发育重力流沉积，西南部坡折带较陡，主要发育浊流及少量砂质碎屑流砂体^[14]；东北部坡折带较缓，发育砂质碎屑流及少量浊流、泥质碎屑流沉积体^[15]。长6油层组厚度约80~110 m，自下向上可划分为长6₃、长6₂、长6₁三个小层，主力含油层为长6₃小层，不同重力流砂体相互叠置，储层整体非均质性强，开发效果不理想。

图  1  鄂尔多斯盆地构造及研究区位置（据You et al.^[13]修改）

Figure 1.  Location map of the Ordos Basin structure and study area（modified from You et al.^[13]）

华庆地区长6储层砂岩以灰色细粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，其次为少量长石砂岩（图2a），普遍含泥质杂基，碎屑具有“低石英，高长石”的特点，颗粒分选中等，磨圆度中等—好，呈次棱角状。砂岩整体成分成熟度较低，结构成熟度中等。胶结物以伊利石、绿泥石、碳酸盐为主，含少量硅质、长石质。孔隙类型以粒间孔（1.59%）为主（图2b），其次为长石溶孔（0.49%）和岩屑溶孔（0.15%），含少量晶间孔及微裂隙（0.17%），平均面孔率2.4%。孔喉类型以小孔—微喉型为主，并有少量的小孔—微细喉型，平均孔隙度10.2%，平均渗透率0.35×10^-3 μm²，储层整体致密，成岩作用较强，为典型的致密砂岩储层。

图  2  鄂尔多斯盆地华庆地区长6储层基本特征

Figure 2.  Basic characteristics of Chang 6 reservoir in Huaqing area, Ordos Basin

与常规牵引流致密砂岩不同，华庆地区长6深水重力流致密砂岩的碎屑颗粒粒度分选及成岩作用差异更为突出。由于深水环境水动力十分复杂，重力流砂体的规模、分布受到周围火山、地震、波浪等外部触发因素的影响^[13]，因此不同期次沉积的重力流砂体内的原始机械杂基及碎屑云母含量差别较大，其中长6砂岩内的杂基含量介于0.8%~18.6%，平均含量为5.9%。碎屑云母含量介于0.1%~21.3%，平均含量为7.4%，导致深水致密砂岩内的泥质、云母等塑性组分明显多于常规牵引流致密砂岩，这势必影响到沉积物的原始粒度分选及成岩压实、胶结等作用的强弱。因此，选取华庆地区长6深水重力流致密砂岩作为微观非均质性评价的研究对象更加具有代表性。

粒度是沉积物颗粒大小的表征，其组成与分布受控于物源供给、搬运条件、沉积动力及地形地貌等因素，包含了丰富的物源、水动力条件、沉积环境等环境变化信息^[16]。因此，通过对沉积物粒度的分析，可以有效的追溯由物源、水动力条件及沉积环境差异造成的岩石骨架颗粒的非均质性。

沉积学中引入粒度分析的方法已超过一个世纪。将粒度分析仪所测粒度数据成图，常见的有直方图、频率曲线图、累积曲线图，用于辅助分析沉积环境并获得粒度参数，其中累积曲线是将不同粒级颗粒质量累加的百分比图，可直接从曲线上获得某些累积百分比处的颗粒直径，进而计算粒度参数，是目前运用最广的粒度辅助图形^[17-18]。常见的粒度参数有平均粒径（Mz）、偏度（Sk）和峰度（Kg）、标准偏差σ（或分选系数），各项参数均有各自不同的意义，其中平均粒径（Mz）反映粒度分布的集中趋势，表示沉积物粒度的粗细情况；偏度（Sk）用来衡量频率曲线的不对称程度，即非正态特征情况；峰度（Kg）是指分布曲线与正态分布曲线相比时，其峰的宽窄尖锐程度，是衡量频率曲线尖峰凸起程度的参数；标准偏差σ是表示沉积物分选程度的参数，包括颗粒大小的均匀程度或沉积物围绕集中趋势的离差，较好的分选性对应较小的分选系数，当分选系数为0时，沉积物颗粒是绝对均匀的^[17]。因此，标准偏差σ是表征岩石颗粒非均质性的重要参数，计算分选系数的公式不止一种，本次研究选用福克和沃德提出的标准偏差公式^[18]：

式中： Φ ₁₆~ Φ ₈₄代表粒级分布的中央部分， Φ ₉₅和 Φ ₅代表对水动力条件反映最灵敏的粗、细尾部的分选情况。

通过对华庆地区13口井/27块长6砂岩铸体薄片数据分析统计（表1），研究区致密砂岩粒度标准偏差σ介于0.44~1.56，平均0.94；粒度标准偏差σ与粒间孔呈现较强相关性（相关系数R为0.652 6），与面孔率也呈现一定相关性（相关系数R为0.551 9），但相关性弱于前者（图3），表明原始碎屑颗粒的分选程度对现今致密砂岩残余粒间孔产生一定影响，尽管后期压实、胶结等成岩作用破坏了大部分原始粒间孔隙，但分选性好的碎屑颗粒所搭建的岩石骨架更易保存粒间孔隙；研究区长6储层普遍发育长石溶孔，导致薄片下的整体面孔率与粒度标准偏差σ的相关性弱于粒间孔。因此，粒度标准偏差σ可用于表征致密砂岩原始碎屑颗粒的非均质性，它代表了原始沉积环境对致密砂岩微观特征的影响强弱。

图  3  粒度标准偏差与粒间孔发育程度、面孔率的关系图

Figure 3.  Relationship between standard deviation of particle size, degree of intergranular pore development, and face rate

成岩作用是砂岩储层致密化的重要因素^[19-20]，沉积物沉积后经历了漫长的深埋成岩过程，包括上覆地层的重力压实作用、各类自生矿物的充填胶结作用、不稳定矿物的蚀变溶解作用以及不同矿物之间的交代作用，是影响微观非均质性的主要因素之一。

成岩作用是造成储层孔隙丧失与再生的重要因素，目前关于碎屑岩储层孔隙演化的定量研究已相对成熟，根据前人对不同成岩作用残余孔隙恢复的理论计算公式^[20-22]（表2），对研究区长6致密砂岩储层的孔隙演化进行了定量计算（表3），结果表明，华庆地区长6致密砂岩储层原始孔隙度（Φ ₁）为35.0%，压实作用后剩余孔隙度（Φ ₂）为17.7%，压实损失率为49.5%；经历胶结、交代作用后剩余孔隙度（Φ ₃）仅为6.7%，胶结交代损失率为31.5%；溶蚀作用增加的次生孔隙度（Φ ₄）为3.8%，溶蚀增孔率为10.8%；计算现今孔隙度为10.5%，实测现今孔隙度为10.2%，误差范围介于-5.7%~9.7%。因此，压实作用和胶结交代作用是导致孔隙度丧失的主要原因，溶蚀作用在一定程度上改善了储层的储集性能。

由于压实作用对于致密砂岩储层的影响相对复杂，不仅与上覆地层重力压实相关，还受到同期孔隙内流体异常压力或所处区域构造应力的影响^[20-21]。同时考虑到华庆地区长6致密砂岩储层埋深稳定，无大型断裂构造控制，镜下观察到的岩石骨架颗粒均以点—线接触为主，因此本次研究将压实作用对不同样品孔隙度的破坏程度视为同等。基于此，本次研究重点考虑填隙物充填胶结作用及溶蚀作用对于致密砂岩微观非均质性的影响（交代作用为矿物成分的置换，对孔隙度影响不大，不作考虑）。

以油田常见的的铸体薄片资料入手，提出以填隙物充填指数C（简称充填指数C）和易溶颗粒抗溶蚀指数K（简称抗溶蚀指数K）两个参数来评价成岩作用的非均质性（图4），其中填隙物充填指数C=填隙物含量/（填隙物含量+剩余粒间孔含量），填隙物包括杂基和胶结物，因此填隙物充填指数C代表了原始沉积机械杂基及成岩胶结物对孔隙的充填程度，数值介于0~1，数值越大，充填越致密，剩余粒间孔越不发育；由于溶蚀指数（溶蚀指数=易溶颗粒溶孔含量/（易溶颗粒含量+易溶颗粒溶孔含量））数值通常很小，不方便使用，因此采用“抗溶蚀指数”的概念，抗溶蚀指数K=易溶颗粒含量/（易溶颗粒含量+易溶颗粒溶孔含量），研究区易溶颗粒主要为长石和岩屑，因此抗溶蚀指数代表的是长石和岩屑的溶蚀程度，该数值介于0~1，数值越大，长石和岩屑的溶蚀程度越低，溶孔越不发育。

图  4  充填指数C及抗溶蚀指数K示意图

Figure 4.  Schematic diagram of filling index C and corrosion resistance index K

根据铸体薄片及实测物性数据统计结果（图5），充填指数C和抗溶蚀指数K与孔隙度具有较好的相关性，相关系数分别为0.674 7和0.597 3，与渗透率的相关性较差，相关系数分别为0.353 5和0.280 9，表明充填指数C和抗溶蚀指数K能够较准确的表征现今致密砂岩的储集空间大小，其中充填指数C对孔隙度的控制作用（相关性）强于抗溶蚀指数K，这与华庆地区长6储集空间以粒间孔为主，溶孔为辅的特征相匹配。而充填指数C和抗溶蚀指数K与渗透率的低相关性反映了致密砂岩的渗透率受多种因素控制、单一参数无法准确描述渗透率变化规律的事实^[20]。因此，充填指数C和抗溶蚀指数K可用于定量评价成岩作用导致的孔隙度变化的非均质性。

图  5  充填指数C、抗溶蚀指数K与孔隙度、渗透率的关系

Figure 5.  Relationship between filling index C, corrosion resistance index K and porosity and permeability

上述充填指数C和抗溶蚀指数K能够定量表征致密砂岩所经历的充填胶结及溶蚀强度，但无法反映成岩作用导致的孔隙空间的复杂程度，即不能表征孔喉结构的非均质性。对于致密砂岩而言，孔喉结构非均质性是影响微观渗流特征及剩余油的重要因素，是微观非均质性评价的核心^[1,5]。

高压压汞实验是研究致密砂岩孔喉结构的常用方法，其实验压力最高可达220 MPa，能够反映3.7 nm以上孔径分布、结构等信息。根据高压压汞实验结果，华庆地区长6砂岩的排驱压力介于0.06~25.00 MPa，平均3.90 MPa；中值压力介于0.90~36.88 MPa，平均10.14 MPa；中值半径介于0.01~0.81 mm，平均0.14 mm；分选系数介于0.04~3.87，平均1.56；最大汞饱和度介于28.60%~84.30%，平均58.60%；退汞效率介于15.30%~64.50%，平均为26.80%。毛管压力曲线形态差异较大（图6），孔喉结构非均质性整体较强。

图  6  华庆地区长6储层毛管压力曲线特征

Figure 6.  Capillary pressure curve for Chang 6 reservoir in Huaqing area

尽管高压压汞能够获取表征孔喉结构特征的多个实验参数，但各参数表征的意义不尽相同，缺少一个相对聚焦、能够评价孔喉大小、分选及复杂程度的综合指数^[23-24]。因此，本次研究通过几何学中的分形维数来研究致密砂岩孔喉结构的非均质性。分形维数是目前定量表征孔喉结构非均质性及复杂程度简单而有效的途径^[25]，最早由美籍法国数学家Mandelbrot^[26]提出，用于表征复杂形体的不规则性，数值介于2~3；之后，Thomvson et al.^[27]认为沉积岩也具有分形特征，分形维数越接近3，表明孔喉分选越差、孔喉结构越复杂，微观非均质性越强；反之，则相反。根据分形几何理论，储层毛细管压力遵从拉普拉斯（Laplace）方程（即P _c=2σcosθ/r，P _c为孔径相应的毛细管压力；σ为液体的表面张力；θ为润湿接触角）的条件下，可得：

式中：D为孔隙结构分形维数；P _c为任意孔隙半径所对应的毛细管压力；P _min为入口毛细管压力，即最大孔径对应的毛细管压力；S _w为压力为P _c时的润湿相的饱和度。若样品孔隙结构具有分形特征，则lgS _w和lgP _c在双对数坐标系下为显著相关的直线，通过直线的斜率及截距就可以求出分形维数D。

结果表明，分形维数与压汞实测物性呈现出一定相关性（图7），其中渗透率与分形维数相关性较明显，相关系数R为0.630 8，孔隙度与分形维数相关性较差，相关系数R仅为0.472 2。如图8所示，由样品1—样品4，随着致密砂岩孔隙度和渗透率的降低，填隙物充填程度增加，大孔喉逐渐被填隙物分隔、瓦解成为数量众多的次级小孔隙，孔径分布也由微米级向亚微米—纳米级转变，分形维数趋近于3，孔隙结构也趋于复杂。因此，分形维数较好地描述、表征了致密砂岩微观孔喉结构非均质性的强弱。

图  7  分形维数与物性关系

Figure 7.  Relationship between fractal dimension and physical properties

图  8  储层致密程度变化与分形维数关系

Figure 8.  Relationship between changes in reservoir density and fractal dimensions

对标准偏差σ、充填指数C、抗溶蚀指数K及分形维数D等4个关键参数进行反复论证，构建了微观非均质性综合指数F，用于评价致密砂岩储层的微观特征差异，具体公式如图9所示。微观非均质性综合指数F是一个相对全面的多因素复合参数，其包含了骨架颗粒粒度分选、成岩作用及孔隙结构复杂程度等相关信息。从上述单因素与面孔率及孔渗相关性结果来看，粒度标准偏差σ与粒间孔、面孔率的相关系数分别为0.652 6和0.551 9，充填指数C和抗溶蚀指数K与孔隙度的相关系数分别为0.674 7和0.597 3，分形维数D与孔隙度、渗透率的相关系数分别为0.472 2和0.630 8，从单因素所占权重来看，4个特征参数基本相当，并未表现出明显的权重优势。同时，考虑到不同实验原理及实验条件的差异，对特征参数所占权重定量化存在一定难度，因此本研究认为粒度标准偏差σ、充填指数C、抗溶蚀指数K和分形维数D对微观非均质性综合指数F的影响权重相当。通过计算，华庆地区长6致密砂岩的F值介于0.2~3.0，F值越大，代表储层骨架颗粒分选越差、成岩作用越强、孔喉结构越复杂，微观非均质性越强，反之则相反。

图  9  微观非均质性综合评价指数F的构建模型

Figure 9.  Construction model of comprehensive evaluation index F of micro heterogeneity

油藏的许多宏观生产规律及储集层的渗流特征，均是在储集层微观结构及孔隙尺度下的各相流体运移的综合反映，即岩石的微观非均质性是根本，宏观特征是表象^[5]。微观非均质性与油田生产的结合是目前微观非均质评价的难点，油水生产动态往往受生产制度、注水量、宏观非均质性（油层厚度、隔夹层发育）等多重因素控制，因此微观非均质性评价方法和标准的生产验证往往无法操作，但微观非均质性对肉眼及显微尺度下的储层油水运动及分布的影响可在实验室条件下得到很好验证。本次研究通过真实砂岩模型油水两相渗流实验，观察分析微观非均质对渗流特征及采收率的影响，论证微观非均质性综合评价指数F与生产特征之间的关系。

真实砂岩模型（1997，西北大学地质系获国家专利）是由实际岩心经抽提、烘干、切片、磨平等工序之后，粘贴在两片玻璃之间制作而成的。模型长宽约为2.5 cm×2.5 cm，承压上限为0.2 MPa，加压耐温上限为100 ℃，实验模拟油、水的性质与实际油藏接近，红色为油，蓝色为水，模型入口及出口处均连接有玻璃量管，可精确记录油水体积变化。真实砂岩模型的优点是能够直接观察流体在实际油层岩石孔隙空间中的渗流特征。实验过程中，对模型依次进行饱和水、饱和油（油驱水）、水驱油过程，其中水驱油过程分为无水期驱油（模型出口未见水之前）和最终驱油（模型出口不出油时）过程，通过模型入口及出口玻璃量管记录的油水体积变化，计算无水期及最终期驱油效率。本次研究共制作真实砂岩微观模型15块，实验开始前对模型进行模拟水渗透率测定。

通过油水渗流实验的实时观察，各模型无论是饱和油还是水驱油过程，均存在团块状的局部孔隙致密区，油水均无法进入，各模型孔隙致密区的发育面积存在差异，体现了不同模型之间的微观非均质性差异，而这种差异在油气储层中是广泛存在的。孔隙致密区对于水驱油过程的影响程度要强于对饱和油过程的影响程度，体现在水驱油过程中，注入水的渗流路径并未按照之前油进入模型的通道推进，而是呈现出3种不同的渗流路径，大致可分为均匀型、网状型及指状型（图10），其中均匀型渗流对应的模型孔隙致密区面积小且分布较分散，注入水均匀推进，驱油效率相对较高（图10a）；网状型渗流对应的模型孔隙致密区呈较大团块状，注入水绕过孔隙致密区，沿着高渗通道呈网状驱油，形成团块状残余油，驱油效率相对较低（图10b）；指状型渗流通常既受到孔隙致密区的影响，又可能受到诸如微层理及微裂缝的影响，微观非均质性最强，形成大面积的残余油，驱油效率最低（图10c）。因此，微观非均质性控制了流体的渗流特征，进而影响到剩余油的分布和油田注水开发效果。

图  10  华庆地区长6真实砂岩模型实验典型样品渗流特征

Figure 10.  Seepage characteristics of typical samples of Chang 6 in true sandstone model experiment in Huaqing area

通过建立无水期及最终期驱油效率与微观非均质综合指数F的关系可以看出（表4、图11），F指数与无水期及最终期驱油效率呈较好的相关性，相关系数R分别为0.736和0.784，这是因为F指数大小是以孔隙致密区发育规模的形式体现，而孔隙致密区往往是沉积水动力波动导致的细粒物质发育区，或是孔隙充填程度高且溶蚀作用欠发育区，因此F指数越大，孔隙致密区发育面积越大，储层微观非均质性越强，导致注入水无法均匀推进，形成网状型或指状型的渗流通道，注入水快速突进到油井导致水淹现象，形成绕流残余油，驱油效率较低。反之，F指数越小，储层微观非均质性越弱，孔隙致密区不发育，注入水以均匀推进为主，驱油效率较高。综上，F指数能够对模型中由孔隙致密区导致的储层微观特征差异定量化，可用于评价致密砂岩油藏内部微观非均质性，从而预测油田注入水的地下渗流特征及剩余油分布规律。

图  11  微观非均质综合指数F与真实砂岩模型驱油效率关系

Figure 11.  Relationship between microscopic heterogeneous composite index F and displacement efficiency of true sandstone model

基于上述评价方法及计算结果，提出了华庆地区长6深水致密砂岩储层微观非均质性评价标准，F指数<1.0，储层微观特征表现为Ⅰ类弱非均质性，1.0<F指数<2.0，储层微观特征表现为Ⅱ类中等非均质性，F指数>2.0，储层微观特征表现为Ⅲ类强非均质性。

（1） 粒度标准偏差σ较好地表征了岩石骨架颗粒的非均质性，反映原始水动力变化导致的颗粒分选差异。粒度标准偏差σ与粒间孔呈现较强相关性，表明原始碎屑颗粒的分选程度对现今致密砂岩残余粒间孔产生一定影响，尽管后期压实、胶结等成岩作用破坏了大部分原始粒间孔隙，但分选性好的碎屑颗粒所搭建的岩石骨架更易保存粒间孔隙。

（2） 充填指数C和抗溶蚀指数K从填隙物充填及颗粒溶蚀程度上定量表征了成岩作用的非均质性，二者与实测孔隙度具有较好的相关性，表明充填指数C和抗溶蚀指数K能够较准确的表征现今致密砂岩的残余储集空间大小，但对渗透率的表征程度较低，反映致密砂岩渗透率受多重因素控制，单一参数难以准确描述渗透率的变化规律。

（3） 分形维数D是描述孔喉大小、孔径分布、孔喉配置关系的综合结构指数，D指数与渗透率的相关性更为明显，表明渗透率与微观孔隙结构的复杂程度关系密切，当储层致密程度增加时，孔径分布由微米级向亚微米—纳米级转变，分形维数趋于3，孔隙结构也趋于复杂。

（4） 孔隙致密区广泛存在于致密砂岩储层中，采用微观非均质性综合指数F可以精确表征致密砂岩微观非均质性，F指数<1.0，储层为弱非均质性，1.0<F指数<2.0，储层为中等非均质性，F指数>2.0，储层为强非均质性。