嚴 強，張云峰，付 航,3，姜美玲，王 軍，隋淑玲，付 晗，郝 芮，郭明翰

(1.東北石油大學 地球科學學院，黑龍江 大慶 163318； 2.油氣藏形成機理與資源評價重點實驗室，黑龍江 大慶 163318；3.大慶油田有限責任公司 第三采油廠 第一油礦，黑龍江 大慶 163318；4.中國石化 勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257015)

隨著國內(nèi)常規(guī)油氣勘探開發(fā)難度的加大以及儲量的降低，僅僅依靠傳統(tǒng)的油氣資源無法滿足當今社會發(fā)展的需求[1-4]。致密油氣的出現(xiàn)為油氣資源注入了新的生命力，而其儲層的微觀孔喉結構直接決定了油氣富集情況及后期勘探開發(fā)的難易程度。致密油氣無自然產(chǎn)能，需經(jīng)過后期處理才能產(chǎn)出具有經(jīng)濟價值的油氣[1，5]，故僅僅依靠傳統(tǒng)的孔隙度和滲透率已無法準確地表征致密砂巖儲層?；谶@一點，針對致密油氣儲層的微觀孔喉結構，國內(nèi)外學者做了大量研究，但對納米級喉道滲流特征的研究相對較少[6-8]。目前間接測試手段主要包括高壓壓汞、覆壓孔滲等，而直接觀測手段主要包括掃描電鏡、納米CT等。掃描電鏡及納米CT能夠直觀地反映孔喉形狀、大小并構建三維立體結構[9-11]，但不能夠表征流體在其中的滲流特征[2]。超高壓力的壓汞和退汞曲線不僅能夠反映常規(guī)的孔喉信息及流體在其中的滲流特征，還能表征儲層納微米級孔喉的滲流特征。

在前人微觀孔喉研究的基礎上，筆者主要運用鑄體薄片、掃描電鏡、高壓壓汞及覆壓孔滲等實驗方法，以渤海灣盆地沾化凹陷渤南洼陷義176區(qū)塊沙四段致密儲層為例，多尺度表征儲層微觀孔喉特征，運用高壓壓汞定量表征流體在微納米級喉道中的滲流特征，進而對該區(qū)儲層做出相應的分類評價，為今后致密油微觀運聚特征研究及勘探開發(fā)奠定了可靠的地質(zhì)基礎。

1 儲層基本特征

渤南洼陷位于沾化凹陷的中部，其北鄰埕子口凸起，并以埕東斷層和埕西斷裂帶為界，西連義和莊凸起，并以義東斷層為界，東側為孤北洼陷，并以孤東斷層為界，而義176區(qū)塊位于渤南油田義176—渤深4斷階帶上(圖1)。研究區(qū)主要為中、新生代沉積地層，自上而下發(fā)育明化鎮(zhèn)組、館陶組、東營組、沙河街組及孔店組[12]，其中沙河街組是本次研究的主要層系。

研究區(qū)沙四段為一套淺湖—深湖相沉積地層，既是烴源巖又是儲層，為自生自儲型油藏[5]。儲層礦物主要包括石英、長石及巖屑，粒度變化范圍較大，包括粉砂、細砂、中砂及泥，非均質(zhì)性強，故相對致密?？紫抖戎饕性?.50%～14.3%，滲透率大部分分布在小于0.50×10-3μm2。沙四段為一套典型的致密砂巖儲層，含有大量致密油氣資源，其孔隙類型主要包括粒間孔隙(圖2a)、溶蝕孔隙(圖2b)及裂縫(圖2c)，喉道可分為納米級喉道和微米級喉道。

圖1 渤海灣盆地渤南洼陷義176區(qū)塊構造位置

圖2 渤海灣盆地渤南洼陷義176區(qū)塊沙四段孔喉類型

研究區(qū)沙四段儲層的排替壓力一般大于1 MPa，喉道半徑以小于1 μm為主，此外由于高壓壓汞的壓力較大，最高可達400 MPa，幾乎可以表征樣品的所有有效孔喉。筆者在參考國內(nèi)專家劃分標準的基礎上[2,5,13-14]，結合超高壓力壓汞所產(chǎn)生的孔喉分布圖及環(huán)境掃描電鏡下的孔喉特征，將研究區(qū)沙四段致密儲層的孔喉劃分為微米級(>1 μm)、納微米級(100 nm～1 μm)、微納米級(10～100 nm)和納米級(<10 nm)4類(圖3，圖4)。

2 微觀孔喉定量表征

2.1 喉道大小及分布

退汞曲線是當樣品被汞飽和后，隨著外加壓力的下降，一些細小喉道的毛管壓力大于外加壓力，從而退出一部分汞，因此其反映的是喉道半徑的大小及分布情況。由于外加壓力與喉道的毛細管壓力相等，故喉道半徑與外加壓力之間的關系符合公式[2,6,15]：

式中：Pc為毛細管壓力，dyn/cm2；θ為水銀的潤濕接觸角，(°)；σ為水銀的表面張力，dyn/cm2；R為孔隙喉道半徑，cm。其中，1 dyn/cm2=0.1 Pa，若Pc用kg/cm2，R用μm為單位，而水銀的接觸潤濕角θ為146°，水銀的表面張力為480 dyn/cm2，則Pc= 7.5/R，進而求出各個級別的喉道半徑。

圖3 渤海灣盆地渤南洼陷義176區(qū)塊沙四段孔喉半徑分布

圖4 渤海灣盆地渤南洼陷義176區(qū)塊沙四段環(huán)境掃描電鏡下的孔喉類型

圖5 渤海灣盆地渤南洼陷義176區(qū)塊沙四段喉道分布

分析研究區(qū)沙四層段的5塊不同孔隙度、滲透率樣品的退汞曲線，其結果表明：退汞過程反映喉道分布情況，退汞變化量反映喉道分布頻率的變化。為進一步弄清喉道的分布變化情況，對退汞變化量(dv)進行算法處理：dv/d(logd)，其中d(logd)表示兩相鄰喉道半徑取對數(shù)后的變化(圖5)。

由圖5可知，該區(qū)喉道半徑分布在納米級(<100 nm，主要集中在<10 nm)和微米級(>100 nm)，隨著納米級喉道數(shù)量的增多，滲透率逐漸由1.42×10-3μm2降至0.001 04×10-3μm2，充分反映納米級喉道是控制滲透率的重要因素。

式中：ri為某一區(qū)間的喉道半徑中值，nm；ΔSHgi為某一喉道半徑區(qū)間的退汞飽和度變量，%。

運用該算法計算研究區(qū)6口井的平均喉道半徑(表1)，進而得到孔隙度、納米級喉道及微米級喉道與滲透率的關系(圖6)。

表1 渤海灣盆地渤南洼陷義176區(qū)塊沙四段平均喉道半徑

圖6 渤海灣盆地渤南洼陷義176區(qū)塊沙四段儲層孔隙度、滲透率、納米級及微米級喉道半徑之間的關系

由圖6可知，研究區(qū)的儲層滲透率與孔隙度有一定的正相關關系，滲透率基本隨孔隙度增大而升高；而微米級喉道與滲透率呈負相關關系，這是由于納米級喉道對滲透率的控制作用強于微米級喉道，微米級喉道對滲透率的影響相對較弱，其主要貢獻于孔隙度；滲透率與納米級喉道具有良好的正相關關系，說明納米級喉道控制著滲透性的相對大小，結合覆壓孔滲所測的滲透率均小于0.1×10-3μm2，最低可達0.001 04×10-3μm2，進一步說明了研究區(qū)納米級喉道為滲透率的重要控制因素。

2.2 孔喉體積比

在壓汞曲線中，進汞曲線反映了巖石的孔隙和喉道體積之和，退汞曲線則反映了喉道體積，剩余汞主要殘留在孔隙中(圖7)，因此可以通過進汞和退汞飽和度計算孔喉體積比[15]：

式中：bt為平均孔喉體積比；Sr為殘余汞飽和度，%，Smax為最大進汞飽和度，% 。

圖7 渤海灣盆地渤南洼陷義176區(qū)塊沙四儲層壓汞曲線

決定孔隙系統(tǒng)滲流能力的因素除了上述孔隙、喉道半徑大小外，還包括孔隙與喉道的配置，而孔喉比就是用來表示這種配置關系的參數(shù)?？缀眢w積比小，反映該區(qū)發(fā)育大量喉道，滲透率高，有利于油氣運移及后期開發(fā)；反之，孔喉體積比大，說明喉道不發(fā)育，滲透率低，不利于油氣運移、富集與開發(fā)。

2.3 流體在微納米級喉道中的滲流特征

壓汞曲線不僅可以反映孔喉體積比，而且可以進一步求出納米級、微米級喉道體積及孔隙體積(表2)，并分析得出喉道與孔滲的相關性(圖8)。

由圖8可知，研究區(qū)納微米級喉道發(fā)育，滲透率較低，納米級喉道與滲透率呈負相關關系。這是由于納米級喉道太小，毛細管壓力太大，導致流體在其中難以滲流甚至不滲流，其為控制滲透率的重要因素；而微米級喉道與孔隙度呈正相關關系，主要貢獻孔隙度。綜合而言，滲透率的控制因素包括納米級喉道、微米級喉道、孔喉體積比及孔隙度等，但納米級喉道對滲透率具有重要的控制作用。

3 儲層分類及評價

表2 渤海灣盆地渤南洼陷義176區(qū)塊沙四段儲層巖心樣品孔喉信息

圖8 渤海灣盆地渤南洼陷義176區(qū)塊沙四段儲層喉道與孔滲相關性

分析32塊研究區(qū)沙四段儲層樣品的進汞曲線，依據(jù)排替壓力(當排替壓力P排為1 MPa時，對應的喉道半徑為1 μm)及進汞曲線的分布形態(tài)，該區(qū)致密儲層可分為4大類(圖9)，其中一類及二類儲層均可進一步分出2個亞類(表3)。

圖9 渤海灣盆地渤南洼陷義176區(qū)塊沙四儲層砂巖樣品進汞曲線

一類(Ⅰ)致密儲層：進汞曲線均呈“Z”字形，即有2個排替壓力，一個是0.01 MPa(表示常規(guī)良好孔隙)，另一個大于10MPa(表示納米級孔隙)，說明這類儲層含有2套孔隙系統(tǒng)，即常規(guī)孔隙系統(tǒng)和納米級孔隙系統(tǒng)(圖10a，b)。該類儲層的孔隙度介于6%～12%，滲透率變化較大，但均小于0.2×10-3μm2，其大小取決于納米級孔隙體系所占比例。根據(jù)滲透率的相對大小及孔喉的分布，進一步分為Ⅰa類(滲透率介于(0.01～0.2)×10-3μm2)和Ⅰb類(滲透率小于0.01×10-3μm2)。根據(jù)渤南油田義176—渤深4區(qū)塊試采成果(表4)，對該類儲層義170井沙四層段(3 806.1～3 829 m)試油結果顯示日產(chǎn)液極少，壓裂后效果也不明顯，幾乎為干層。說明Ⅰb類儲層在當前的技術、經(jīng)濟條件下并無太大的開采價值。

二類(Ⅱ)低滲透儲層：排替壓力小于1 MPa，主要集中在0.7 MPa，進汞壓力變化大，反映各個級別孔喉均存在(圖10c，d)，非均質(zhì)性強，但曲線開始較平緩，表明其含有大量微米級孔喉，同時也含有一定數(shù)量的納微米級孔喉。根據(jù)滲透率的相對大小，可進一步分為Ⅱa類(滲透率大于2×10-3μm2)和Ⅱb類(滲透率介于(1～2)×10-3μm2)。根據(jù)試采成果(表4)，對Ⅱa類儲層義176井沙四層段(3 807.6～3 824.6 m)的試油結果顯示其日產(chǎn)液19.3m3，壓裂投產(chǎn)；對Ⅱb類儲層義178井沙四層段(3 782.2～3 812.8 m)的試油結果顯示其日產(chǎn)液為14 m3，在地層壓力較大時，無需壓裂便可投產(chǎn)。進一步證實了該大類儲層為研究區(qū)的優(yōu)質(zhì)儲層。

表3 渤海灣盆地渤南洼陷義176區(qū)塊沙四段儲層分類

圖10 渤海灣盆地渤南洼陷義176區(qū)塊沙四段孔喉分布頻率

井號層位生產(chǎn)井段/m初期時間(年/月)日產(chǎn)液/m3日產(chǎn)油/m3含水率/%后期時間(年/月)日產(chǎn)液/m3日產(chǎn)油/m3含水率/%備注義17義170義171義171-1義171-X2VF義171-X3VF義171-X4VF義171-X5VF義171-X6VF義171-X7VF義171-X8VF義172義176義177義178義179義180義182義184義187義193渤深4義東341Es43586～36111998/1110．18．614．42001/021．71．64．4Es43397～36112001/034．60．980．92001/040．80．270．0Es42872～36112001/054．23．420．02013/091．21．016．2Es43806．1～38291999/092．12．04．72003/112．91．740．6壓裂，效果不明顯Es43234．4～38292004/0320．411．841．92013/097．62．172．7Es43480．5～3662．22001/0714．714．70．02013/091．00．910．0Es43722．6～3797．12011/1211．92．182．22012/033．80．391．7Es43546．4～3797．12012/0523．319．914．92013/0912．410．713．2Es43599．4～3915．62013/0236．634．45．92013/094．03．85．6Es43810～3566．52013/01105．493．211．62013/0939．338．52．2Es43587～3814．82013/0145．044．51．02013/0925．525．40．5Es43646～3723．62013/0822．814．934．92013/0922．814．934．9Es43636～3730．92013/0824．020．116．12013/099．89．70．3Es43648．8～3745．92013/0811．79．122．12013/097．97．90．0Es43587．4～3814．82013/0529．010．763．02013/0910．44．754．7Es43998．53～4024．562007/0217．96．066．42011/101．20．195．5Es43807．6～3824．62010/0219．35．969．62011/047．71．679．4Es43691．8～3824．62012/065．95．311．42013/093．02．86．7Es43960．5～3966．62011/1219．10．398．72012/113．40．0100．0壓裂投產(chǎn)Es43782～3812．82011/0914．08．440．02011/113．62．237．5試油壓裂Es43612．4～3667．52011/1213．810．821．72013/094．53．913．2補孔Es43730．5～3786．92013/0718．21．392．62013/0925．814．045．9Es43803～3810．62011/107．83．357．72012/091．80．666．7Es44088．7～4096．62012/0119．21．492．52012/0315．80．994．0Es43435．7～3476．312012/0545．627．539．72012/1113．22．879．1Es44013．4～40442012/056．00．787．62013/095．95．48．5Es43443～3495．52013/0521．621．31．12013/0918．418．40．0Es43637～3718．22013/0716．514．015．12013/0910．010．00．0Es43898．6～3924．41993/0621．221．20．01993/115．65．60．0Es1-Ed3878．8～3924．41993/1247．147．10．02011/120．30．0100．0Es42694．6～27002001/028．06．517．82003/123．12．517．6Ed2694．6～37102007/014．11．563．22009/100．40．40．0

三類(Ⅲ)超低滲透儲層：排替壓力約為1 MPa，曲線較平緩，最大進汞壓力小于10 MPa，表明其孔喉主要為納微米級孔喉(圖10e)，為超低滲透儲層，滲透率小于1×10-3μm2，主要集中在(0.1～1)×10-3μm2。根據(jù)試采成果(表4)，對該類儲層義179井沙四層段(3 803～3 810.6 m)的試油結果顯示其日產(chǎn)液為7.8 m3，為該區(qū)次一級儲層，壓裂后可投產(chǎn)。

四類(Ⅳ)超致密儲層：排替壓力約為10 MPa，納米級孔喉發(fā)育(圖10f)，也含有少量微米級孔喉，儲層非常致密，滲透率小于0.1×10-3μm2。試油試采成果(表4)顯示其試油結果很差，日產(chǎn)液大多小于4 m3，需要采取特殊的開采方式方可投產(chǎn)。

4 結論

(1)渤海灣盆地沾化凹陷渤南洼陷義176區(qū)塊沙四段儲層為自生自儲型儲層，其既是烴源巖又是儲層，依其排替壓力的相對大小及壓汞曲線的形態(tài)，可將其致密儲層分為一類致密儲層、二類低滲透儲層、三類超低滲透儲層及四類超致密儲層，其中一類和二類均可依滲透率相對大小進一步分成2個亞類。

(2)對汞變化量dv進行dv/d(logd)算法處理，可準確反映孔喉的相對大小及分布情況。高壓壓汞及掃描電鏡的鏡下特征表明，研究區(qū)的孔喉類型包含微米級(>1 μm)、納微米級(0.1～1 μm)、微納米級(10～100 nm)及納米級(<10 nm)這4類孔喉。

(3)研究區(qū)的喉道主要包括納米級喉道和微米級喉道。納米級喉道對滲透率具有重要的控制作用，微米級喉道更多貢獻于孔隙度。

(4)不同類型的儲層均含有各個級別的喉道，不同的是所占比例不同，低滲透儲層含有大量微米級喉道(超過70%)；超低滲透儲層的納米級喉道數(shù)量幾乎與微米級喉道數(shù)量相等，其納米級喉道控制著流體的滲流作用；超致密儲層發(fā)育大量納米級喉道，其決定該類儲層油氣的滲流作用。

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