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图4-9 板东4井长兴组孔隙度与渗透率的关系

4.3.4孔隙度与深度的关系

由上面孔隙度分布频率看出在板东4

孔隙度(%)井长兴组储集层当中孔隙度。

在0.54%～22.56%之间，平均孔隙度5.54%。孔隙度大于2%的数占绝大数，达

0351051015202535203530到70.56%，2%～6%的样品占27.97%，6%～

354010%的样品占8.05%，大于10%的样品占24.58%。其孔隙度在5%～20%分布的深度主要在2个区间内。一个是3514米～3524米之间，另一个是3546米～3552米之间。因此这2个区域内的储集空间较好如下图所示（图4-10）。

深度(m)3550356035703580 图4-10 板东4井长兴组储集层孔隙 隙度与深度的关系 4.4 孔隙结构特征

4.4.1孔喉大小与分布

孔隙喉道的大小及体积直接控制着碳酸盐岩储集层的储集性能。反应孔喉大小的主要参数有喉道半径中值（R50）,主要流动孔隙半径平均值（Rz），孔隙半径均质。难流动孔隙半径（Rmin）等。喉道半径中值（中值喉道宽度）是指非润湿相饱和度为50%时对应的孔隙半径，它近似的代表样品的平均孔隙半径的大小，它是储层孔隙结构分类的主要指标。

本次报告的岩样主要来自于板东4井，别的井压汞资料较少。所以仅对板东4井长兴组孔隙结构进行研究。

根据孙金祥等（1981）以孔隙大小(中值喉道宽度R50)为主要依据，结合孔隙度和渗透率的关系，把四川盆地碳酸盐岩孔隙结构分为四类（表4-4）。

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表4-4 四川盆地碳酸盐岩孔隙结构分类表

孔隙结构宽度类型 （μm） 粗孔大喉型 粗孔中或细孔中喉型 粗孔小或细孔小喉型 微孔微喉 <0.04 <0.02 0.00225~ 0.00005 <2 8.02~0.3 0.5~0.04 0.25~0.02 0.17~0.04 >2 19.29~2 2~0.5 10~0.25 5.32~0.26 >6 17.38~6 >2 >10 60~15 >12 30.8~12.25 工业性孔隙型储集岩 较好的工业性储集岩且易储易采 中等储集岩， 储集性能集中等，渗透性差 差的储集岩 界限 范围 界限 范围 中值喉道评价 绝对渗透率（K） 孔隙度（%） 根据板东4井长兴组6个压汞样品分析资料统计表（表4-5），不同样品排驱压力（Pc10）最大喉道半径（Rc10），中值压力（Pc50）,中值喉道半径（Rc50）值有不同的变化。排驱压力介于0.0831~11.037Mpa，主要分布于>1.0Mpa；中值压力（Pc50）0.2052~37.2998Mpa，平均10.1743Mpa，主要分布于1.0~10Mpa；最大喉道半径(Rc10)0.0680~9.0228μm，平均1.955μm；中值喉道半径(Rc50)介于0.0201~3.6556μm,平均0.7712μm，主要分布于<1.0μm，最小非饱和孔喉体积百分数(Smin)分布于0.763~28.151%。平均15.887%。

可从表可知，在板东4井长兴组礁相储层中，个别岩样的排驱压力较小，最大连通孔喉半径大，中值压力较小，小于10.0Mpa,而中值喉道半径也较大，大于0.2μm（如78上号样品），孔隙与喉道相对叫粗，以中~粗孔隙喉道为主，孔隙结构较好，这类孔隙主要分布于溶蚀孔隙发育的白云岩储集层中。其它白云化程度不高于灰岩储集层中，所取样品中细孔喉较大，多属于细孔小喉型及微孔微喉型，最大连通道半径及饱和度中值半径均较低，它们大多分别小于0.08μm和0.02μm，其储层的渗透性较差。由此，根据对428号样品灰岩样品储层孔隙结构的分析，延伸到邻区的非礁相长兴组灰岩储层中，可以推断板东地

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区非礁相长兴组灰岩储层孔隙结构较差，多属于细孔小喉型及微孔微喉型储层。

表4-5板东4井长兴组压汞样品分析资料统计表

孔隙大小参数（μm） 样号 78上 260 264 289 296 428 Φ （%） 10.83 4.01 5.61 3.82 4.79 1.90 最大连通半径 9.0228 0.3236 1.4701 0.2440 0.6035 0.0680 饱和度中值半径 3.6556 0.0955 0.6197 0.0767 0.1596 0.0201 分选 (SP) 孔喉分选 歪度 (SKP) 峰态 (KP) Pc10 0.083 2.317 0.510 3.072 1.242 孔喉连通性 Pc50 Smin (%) 2.129 0.494 1.4274 2.873 0.512 0.6900 1.848 0.477 1.561 0.205 0.763 7.850 20.36 1.210 2.641 9.780 21.84 4.699 21.56 2.703 0.502 0.6380 3.264 0.501 0.7049 2.007 0.254 0.5234 11.037 37.29 28.15 4.4.2 孔喉分选及连通性

储层孔喉的分选性是指孔喉大

压力(MPa)小的均匀程度，本次研究主要选用压汞参数中的分选，歪度等参数进行评.4.3 毛管压力曲线特征

据板东4井长兴组压汞样品分析，储层毛管压力曲线存在四种类型（图4-11），且以Ⅱ、Ⅲ类储层居多。

Ⅰ类毛管压力曲线表明储层孔

100Ⅳ10Ⅲ1ⅠⅡ0.10.01喉大，分选及连通性均好，其岩性主要为溶孔发育的白云岩，Ⅱ、Ⅲ类曲线以溶孔较发育的白云岩及孔隙较发育的礁灰岩为主，孔喉较大，分选及连通性较好。Ⅳ曲线则为孔隙不发

0.0011009080706050403020100汞饱和度(%) 图4-11板东4井长兴组毛管压力曲线 育的礁灰岩，以及非礁灰岩，储集岩具有孔隙小、分选及连通性差的特点。

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5 储层分类评价

按照西南油气田分公司常用的分类标准，可将长兴组储层分为四类： Ⅰ类储层：储集岩主要为生屑溶孔云岩，溶孔普遍发育，孔隙度大于12%，基质渗透率一般大于10×10-3μm2。样品的毛管压力曲线具有粗歪度，孔隙结构为粗孔大喉型，分选及连通性均好。

此类储层主要发育在板东4井区的礁相溶蚀云岩中。

Ⅱ类储层：储集岩以生屑云岩为主，溶孔相对发育，孔隙度为6～12%，渗透率一般为0.2～10×10-3μm2。毛管压力曲线中等歪度，孔隙结构为中孔中喉型，分选及连通性较好。

主要分布在板东4井区生屑云岩等储集岩中。

Ⅲ类储层：储集岩主要为结晶云岩及含云质鲕粒灰岩，可见零星分布的溶孔，孔隙度为2%～6%，渗透率一般为0.02～0.25×10-3μm2。毛管压力曲线为细歪度，孔隙结构为细孔小喉型，分选及连通性均较差。

主要分布于礁相灰质云岩、孔隙较发育的灰岩储层中。

Ⅳ类（差储层）：岩性主要为非礁相灰岩，岩性致密，普遍含泥质。孔隙度大多小于2%，渗透率普遍小于0.01×10-3μm2。孔喉细小，主要为微孔微喉型，分选及连通性极差。

板东4井以外的致密灰岩及燧石结核灰岩等普遍属于此类储层。

表5-1 板东地区长兴组储层分类特征

Ⅰ类储层 储层分类 （好储层） 孔隙度（%） 渗透率（10-3μm2） 排驱压力（Mpa） 中值压力（Mpa） 中值喉道Rc50（μm） >12 >20 <0.1 <1.0 >3.5 （较好储层） 6~12 0.2~20 0.1~1.0 1.0~10 0.6~3.5 （差储层） 2.0~6 0.01~0.2 1.0~10 10~35 0.05~0.6 （非储层） <2.0 <0.01 >10 >35 <0.05 Ⅱ类储层 Ⅲ类储层Ⅳ类储层 板东2井、6井、16井长兴组储层物性差，主要以Ⅲ类储层为主，储层主要分布于礁相灰质云岩、孔隙较发育的灰岩储层中。

板东4井长兴组储层主要以Ⅰ，Ⅱ类储层为主，储层主要分布在构造北段

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