楊少英

(大慶油田有限責(zé)任公司 海拉爾石油勘探開發(fā)指揮部，內(nèi)蒙古 呼倫貝爾，021000)

基于恒速壓汞技術(shù)的致密砂礫巖儲集空間刻畫

楊少英

(大慶油田有限責(zé)任公司 海拉爾石油勘探開發(fā)指揮部，內(nèi)蒙古 呼倫貝爾，021000)

利用恒速壓汞技術(shù)分析松遼盆地徐家圍子斷陷沙河子組致密砂礫巖的儲集空間特征，明確孔隙和喉道的大小、分布、連通性以及與儲層物性的關(guān)系。結(jié)果表明，砂礫巖孔隙半徑的分布100～200 μm，形態(tài)呈單峰狀，孔隙半徑與孔隙度、滲透率均呈較弱的正相關(guān)關(guān)系，表明孔隙對物性具有一定控制作用，但不是很顯著。喉道半徑分布的離散程度較高，隨著滲透率的增大，喉道半徑的分布區(qū)間和峰值呈增大趨勢，但不超過5 μm。喉道半徑與儲層孔隙度的關(guān)系不顯著，與儲層滲透率明顯呈現(xiàn)正相關(guān)關(guān)系，即喉道半徑對砂礫巖儲層的致密和滲流能力具有絕對控制作用。砂礫巖儲層孔喉連通性差，孔喉比分布在20～600。有利儲層的喉道半徑多數(shù)大于0.5 μm，孔喉比多數(shù)小于200。

致密； 砂礫巖； 儲層； 孔隙結(jié)構(gòu)； 恒速壓汞

致密砂(礫)巖儲層在全球廣泛分布，截止到2012年，致密砂巖氣和致密砂巖油累計資源量達(dá)210×1012m3，截止2008年全球致密砂巖氣產(chǎn)量約432×108m3，約占全球天然氣總產(chǎn)量的七分之一[1-2]，有效地彌補(bǔ)了常規(guī)天然氣資源枯竭，在全球能源結(jié)構(gòu)中起到舉足輕重的作用?？紫逗秃淼朗撬樾紟r儲層儲集空間的主要組成部分。與常規(guī)的油氣儲層相比，致密儲層的孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜，直接影響儲層物性、油氣富集以及后期開發(fā)效果[3-4]。壓汞技術(shù)是研究儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)的重要手段[5]，其中，常規(guī)壓汞法假設(shè)儲集空間由不同直徑的毛細(xì)管束組成，無法對孔隙和喉道進(jìn)行區(qū)分，對孔隙空間的刻畫有其局限性[6]。恒速壓汞法假設(shè)儲集空間由直徑不同的喉道和孔隙構(gòu)成，采用準(zhǔn)靜態(tài)進(jìn)汞的方法，通過檢測進(jìn)汞壓力的波動，實(shí)現(xiàn)孔隙和喉道的有效區(qū)分[6]，并能直觀地給出孔隙和喉道的分布，更加適合致密儲

集層中小孔細(xì)喉或細(xì)孔微喉的精細(xì)刻畫。

本文針對松遼盆地徐家圍子斷陷沙河子組致密砂礫巖儲層進(jìn)行恒速壓汞測試，明確孔隙、喉道的大小、分布以及孔喉連通關(guān)系，并在此基礎(chǔ)上，討論微觀孔隙結(jié)構(gòu)對致密儲層孔隙度和滲透率的影響，旨為致密儲層精細(xì)評價和儲層“甜點(diǎn)”的預(yù)測提供微觀依據(jù)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 地質(zhì)構(gòu)造

徐家圍子斷陷是松遼盆地深層天然氣最富集的地區(qū)，構(gòu)造位置處于松遼北部古中央斷隆區(qū)的東側(cè)，平面呈NNW展布。下白堊統(tǒng)沙河子組是該區(qū)致密砂礫巖氣勘探的攻關(guān)對象，該段地層西段東超，西側(cè)主要發(fā)育扇三角洲沉積體系，東側(cè)主要發(fā)育辮狀河三角洲沉積體系，湖盆中心發(fā)育淺湖-半深湖沉積。致密儲層普遍發(fā)育，相對高孔深儲層主要發(fā)育在扇三角洲和辮狀河三角洲平原河道、前緣水下分類河道和河口壩微相，構(gòu)成該區(qū)主力的含氣層[7-8]。

1.2 實(shí)驗(yàn)樣品

為確保實(shí)驗(yàn)樣品具有代表性，巖心選取以控制全區(qū)、覆蓋不同物性儲層、多取主力產(chǎn)氣儲層為原則。選取10塊巖心樣品重點(diǎn)刻畫，利用巖石學(xué)分析顯示礫石顆粒主要為凝灰?guī)r、粗面巖、流紋巖和安山巖屑，直徑2～10 mm，形狀為次棱角-次圓狀，線-凹凸接觸，分選差、成熟度低。常規(guī)物性測試孔隙度介于1.5%～11.3%，滲透率介于0.01～0.23 mD，不僅非常致密，而且孔隙度和滲透率的對應(yīng)關(guān)系差。表1為實(shí)驗(yàn)樣品參數(shù)統(tǒng)計，由表1可知，樣品4的孔隙度最高，滲透力反而偏低，樣品3、5、8的孔隙度不同，滲透率相差1～2倍。孔隙度-滲透率之間較差的對應(yīng)關(guān)系是砂礫巖處于晚成巖期、原生孔隙大量消耗、儲集空間呈片狀和管束狀、孔隙的迂回程度高的必然結(jié)果[3,9-10]。

表1 實(shí)驗(yàn)樣品參數(shù)統(tǒng)計

1.3 實(shí)驗(yàn)設(shè)備

采用美國Coretest Systems 公司生產(chǎn)的ASPE-730 型恒速壓汞儀。ASPE-730采用高精度泵，以接近準(zhǔn)靜態(tài)條件下向巖樣品內(nèi)進(jìn)汞，根據(jù)進(jìn)汞端彎月面經(jīng)過不同的微觀孔隙形狀時發(fā)生的自然壓力漲落來確定孔隙的微觀結(jié)構(gòu)，可將喉道和孔隙分辨開來。

1.4 實(shí)驗(yàn)條件

實(shí)驗(yàn)在常溫下進(jìn)行，實(shí)驗(yàn)的壓力為0～6.2 MPa，進(jìn)汞速率為0.000 05 mL/min，依據(jù)樣品物性不同，實(shí)驗(yàn)周期為2～4 d。圖1為恒速壓汞測毛管壓力與進(jìn)汞飽和度關(guān)系曲線，根據(jù)毛管力與毛管半徑的關(guān)系式(r=2σcosθ/p)，恒速壓汞儀所能測量最小喉道與汞液界面張力(σ)、潤濕角(θ)和最大進(jìn)汞壓力(p)有關(guān)。根據(jù)經(jīng)驗(yàn)，以上三個參數(shù)分別取值485 mN/m、140°和6.2 MPa，得到檢測的最小喉道半徑約為0.1 μm。為此，本文刻畫的主要是0.1 μm以上的喉道及其連通的孔隙。

2 孔隙特征分析

圖2為恒速壓汞測試的砂礫巖樣品孔隙半徑分布圖。由圖2可知，實(shí)驗(yàn)樣品的孔隙半徑的分布比較集中，形態(tài)主要呈單峰狀，孔徑半徑分布的峰值區(qū)間為100～200 μm。同時，不同物性樣品的孔隙半徑的分布區(qū)間沒有明顯的區(qū)別，僅個別孔隙度和滲透率(k)極低的樣品(樣品10)的孔隙半徑略小，峰值區(qū)間在80～180 μm。

圖1 恒速壓汞測毛管壓力與進(jìn)汞飽和度關(guān)系曲線

圖2 恒速壓汞測試的砂礫巖樣品孔隙半徑分布

對圖2中10塊樣品的孔隙半徑和頻率進(jìn)行加權(quán)計算，得到測試樣品平均孔隙半徑的分布區(qū)間為120.1～156.5 μm。圖3為孔隙對孔隙度和滲透率的影響。由圖3可知，隨著孔隙度和滲透率的增大，平均孔隙半徑呈略微增大的趨勢，即平均孔隙半徑與儲層物性呈較弱的正相關(guān)關(guān)系。對比圖3(a)和圖3(b)可知，平均孔隙半徑與滲透率之間的相關(guān)系數(shù)(R2=0.546 9)高于平均孔隙半徑與滲透率之間的相關(guān)系數(shù)(R2=0.325 3)，說明“大孔隙”在一定程度上改善了孔喉的連通性，這主要與“大孔隙”所在砂礫巖儲層的抗壓實(shí)能力強(qiáng)，在成巖過程中更有利于生烴流體進(jìn)入儲集空間進(jìn)行次生改造有關(guān)。

圖3 孔隙對孔隙度和滲透率的影響

3 喉道特征分析

圖4為10塊砂礫巖樣品的喉道半徑恒速壓汞測試結(jié)果分布圖。由圖4可知，儲層喉道半徑的分布形態(tài)呈單峰狀，喉道半徑最大不超過5 μm，一般為0.2～3.0 μm。喉道半徑的分布與滲透率存在密切關(guān)系，即當(dāng)滲透率大于0.1 mD時，喉道半徑的分布范圍較寬，尺寸變大，喉道半徑主要分布在0.5～2.5 μm，平均半徑超過1 μm。當(dāng)滲透率介于0.05～0.10 μm時，喉道半徑的分布范圍變窄，尺寸也變小，主要分布在0.3～1.5 μm，平均值約為0.5 μm。當(dāng)滲透率小于0.05 mD時，喉道半徑繼續(xù)變小，主要分布在0.1～1.0 μm，平均為0.3 μm。綜上分析，當(dāng)滲透率較低時，喉道半徑較小且發(fā)育頻率低，隨著滲透率的增大，喉道半徑分布區(qū)間變寬，峰值對應(yīng)喉道半徑變大。

圖4 砂礫巖喉道半徑分布

Fig.4 Throat radius distribution derived from contstant-ratemercury penetration

對圖4中10塊樣品的喉道半徑和頻率進(jìn)行加權(quán)計算，得到測試樣品平均喉道半徑的分布區(qū)間為0.45～1.70 μm。圖5為平均喉道半徑與孔隙度、滲透率關(guān)系的曲線。由圖5可知，隨著孔隙度和滲透率的增大，平均孔隙半徑呈增大趨勢，表明平均孔隙半徑與儲層物性呈正相關(guān)。對比圖5(a)和圖5(b)可知，平均喉道半徑與孔隙度的相關(guān)系數(shù)僅為R2=0.168 7，兩者相關(guān)性較弱，而平均喉道半徑與滲透率的相關(guān)系數(shù)達(dá)到R2=0.836 1，兩者明顯正相關(guān)，表明喉道半徑明顯控制砂礫巖儲層的滲流能力。滲流能力是致密油氣資源勘探、開發(fā)的重要參數(shù)，因此，喉道半徑是該區(qū)致密砂礫巖儲層物性最重要的控制因素。

圖5 平均喉道半徑對孔隙度和滲透率的影響

Fig.5 The relation between average throat radiusand reservoir physical property

4 孔喉連通關(guān)系

恒速壓汞技術(shù)可同時得到孔隙和喉道的進(jìn)汞曲線，依據(jù)兩者的變化關(guān)系，可確定儲層孔喉的連通關(guān)系，圖6為典型樣品恒速壓汞孔喉連通關(guān)系曲線。

圖6 典型樣品恒速壓汞孔喉連通關(guān)系

Fig.6 Pore-throat connectivity of typical sandyconglomerate samples

由圖6(a)可知，當(dāng)喉道半徑小于0.5 μm時，孔隙的進(jìn)汞量很低，無明顯的峰值，表明0.5 μm以下的喉道對孔隙的溝通能力很差，靠其連通的孔隙主要表現(xiàn)為不連通的“死孔隙”。相反，當(dāng)喉道半徑超過0.5 μm時，靠其連接的孔隙被有效溝通，進(jìn)汞量明顯增加。圖6(b)中測試樣品的喉道半徑主體在0.5 μm，喉道對孔隙的溝通能力很差，因此，孔隙的進(jìn)汞量很低，主要表現(xiàn)為喉道進(jìn)汞。因此，依據(jù)恒速壓汞測試結(jié)果，將砂礫巖中能夠有效連通儲層孔隙的喉道半徑下限確定為0.5 μm。同時，圖4中砂礫巖測試樣品中(樣品6—10)一半以上的喉道半徑不足0.5 μm，對應(yīng)的滲透率低至0.05 mD以下，而當(dāng)多數(shù)喉道半徑接近或者超過0.5 μm時(樣品1、2)滲透率達(dá)到0.1 mD以上，說明0.5 μm作為溝通孔隙的喉道半徑下限值是合理的。

孔喉半徑比是反映孔喉的配置關(guān)系的重要參數(shù)?？缀戆霃奖刃?，則表明孔隙被較大的喉道連通，孔隙中的流體相對容易突破喉道的毛管阻力，滲透率能力越強(qiáng)。相反，孔隙被較小的喉道連通，在賈敏效應(yīng)的影響下，孔隙中的流體難以通過喉道。

圖7為恒速壓汞測試孔喉半徑比分布結(jié)果，由圖7可知，砂礫巖樣品孔喉半徑比分布于10～600，不同樣品孔喉半徑比的分布差異較大。孔喉半徑比分布范圍隨滲透率而變化，滲透率越大，孔喉半徑比分布范圍越窄，數(shù)值也越小，主體小于200。相反，滲透率越低，孔喉半徑比分布范圍越寬，數(shù)值也越大，峰值在250～400 μm。根據(jù)研究成果，研究區(qū)Ⅰ類儲層的滲透率大于0.06 mD，致密砂礫巖氣勘探成效最高[9]。根據(jù)上述標(biāo)準(zhǔn)，圖6中樣品1—4滲透率超過0.06 mD，屬于Ⅰ類儲層，這些樣品共性特征是孔喉半徑比多數(shù)小于200，峰值在65～140。

圖7 孔喉半徑比分布

Fig.7 Pore throat ratio distribution derived fromcontstant-rate mercury penetration

5 結(jié)論

(1) 研究區(qū)砂礫巖儲層異常致密，儲集空間由細(xì)孔、微喉構(gòu)成，孔隙半徑的分布受儲層物性影響較小，孔隙半徑主要分布在100～200 μm，形態(tài)呈單峰狀。喉道的分布區(qū)間與滲透率密切相關(guān)，隨滲透率增大，喉道半徑的分布區(qū)間增大，大喉道所占比例增大。

(2) 孔隙和喉道對致密儲層滲流能力均具有控制作用，前者是控制儲層物性的次級因素，后者是主控因素?？紫吨饕砂霃酱笥?.2 μm的喉道進(jìn)行溝通，孔喉半徑比小于200的砂礫巖儲層對勘探有利。

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(編輯 王戩麗)

Application of Constant-Rate Mercury Penetration Technique in Studying theMicroscopic Pore Space of Tight Sandy Conglomerates Reservoir

Yang Shaoying

(HalaerExploratoryDevelopmentHeadquarters，DaqingOilfieldCompanyLtd.,HulunbuirInnerMongolia021000,China)

Constant-rate mercury penetration was used to study the microscopic pore space of tight sandstone reservoir in Shahezi formation of Xujiaweizi depression, and distribution of pore and throat and their control on reservoir physical were analyzed．The results show that the distribution range of pore radius is mostly 100～200 μm and is barely influenced by reservoir physical. The correlation of pore radius and reservoir physical is not significant, thus the pore radius has the secondary control on petrophysical property. Throat radius varies greatly with the reservoir permeability, and the distribution range of throat radius tends to increase with the reservoir permeability. However, the distribution range of throat radius is no more than 5μm in value. Throat radius is correlated with porosity slightly, while it is strongly influenced by permeability, indicating that throat is the main factor that controls reservoir. The pore-throat connectivity of sandy conglomerate samples is not well, with pore throat ratio ranging form 20～600. The throat favorable for reservoirs is mainly over 0.5 μm in radius and less than 200 in pore throat ratio.

Tight; Sandy conglomerates; Reservoir; Pore structure; Constant-rate mercury penetration

2017-01-09

2017-03-03

中國石油天然氣股份公司重大科技專項(xiàng)“大慶油田原油4 000萬噸持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)關(guān)鍵技術(shù)研究”(2011E-1202)。

楊少英(1982-)，男，工程師， 從事油田地質(zhì)開發(fā)研究；E-mail:dqytysy@163.com。

1006-396X(2017)02-0050-05

投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn

TE122

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2017.02.010