致密油充注孔喉下限的理論探討及實例分析

張洪，張水昌，柳少波，郝加慶，趙孟軍，田華，姜林

（1.北京大學地球與空間科學學院；2.中國石油勘探開發(fā)研究院；3.提高石油采收率國家重點實驗室）

致密油充注孔喉下限的理論探討及實例分析

張洪1,2,3，張水昌2,3，柳少波2,3，郝加慶2,3，趙孟軍2,3，田華2,3，姜林2,3

（1.北京大學地球與空間科學學院；2.中國石油勘探開發(fā)研究院；3.提高石油采收率國家重點實驗室）

通過分析致密油充注孔喉下限與流體力學作用的相互關(guān)系，結(jié)合油氣充注滿足的力學條件，對源儲界面和儲集層內(nèi)部的致密油充注孔喉下限進行理論探討和實例分析?；诔渥⒘W平衡關(guān)系及Young-Laplace方程，根據(jù)源儲界面附近和儲集層內(nèi)部的最大充注動力建立相應(yīng)的充注孔喉下限理論模型。將該模型應(yīng)用于鄂爾多斯盆地延長組、四川盆地中下侏羅統(tǒng)、美國威利斯頓盆地Bakken組致密油，確定其源儲界面附近的充注孔喉下限分別為15.74 nm、29.06 nm和14.22 nm，儲集層內(nèi)部充注孔喉下限分別為39.45 nm、37.20 nm和52.32 nm；相應(yīng)的源儲界面滲透率下限分別為0.002 1×10?3μm2、0.006 1×10?3μm2和0.001 8×10?3μm2，儲集層內(nèi)部滲透率下限分別為0.010 0×10?3μm2、0.009 4×10?3μm2和0.016 9×10?3μm2。源儲界面巖性復雜，孔隙度與滲透率相關(guān)性差；儲集層內(nèi)部巖性單一，孔隙度與滲透率相關(guān)性較明顯，由此確定儲集層內(nèi)部相應(yīng)的孔隙度下限為2.16%、2.00%和3.50%。圖4表2參32

致密油；充注孔喉下限；流體力學作用；充注動力；理論探討；實例應(yīng)用

0 引言

致密油充注孔喉下限是指地質(zhì)條件下油從烴源巖注入儲集層所能達到的最小喉道直徑[1-2]。長期以來國內(nèi)外學者對于常規(guī)儲集層充注孔喉下限的研究通常是在統(tǒng)計分析儲集層物性資料基礎(chǔ)上判斷完成的[2-5]，該方法雖然在一定程度上解決了充注孔喉下限認識的難題，但因缺乏足夠的理論支撐而難以確定其是否反映了儲集層的真實情況。目前致密油充注孔喉下限一般采用束縛水膜厚度與油分子直徑加和的推算方法[1,6-8]，該方法雖簡便快捷，但局限于靜態(tài)描述，在一定程度上脫離了地質(zhì)動態(tài)實際。充注孔喉下限受儲集層內(nèi)在特征、烴源巖特征、原油性質(zhì)、埋藏深度和埋藏歷史的綜合影響[9]，本文從流體受力的角度研究致密油充注，分析充注孔喉下限與流體力學作用之間的關(guān)系，結(jié)合致密油源儲界面和儲集層內(nèi)部充注過程滿足的力學條件及Young-Laplace方程[6,10]，建立致密油充注孔喉下限理論模型，并探討了鄂爾多斯盆地延長組、四川盆地中下侏羅統(tǒng)、美國威利斯頓盆地Bakken組致密油充注孔喉下限，為其儲集層評價提供參考。

1 充注孔喉下限的流體力學影響因素

石油充注主要由流體力學作用控制，源儲界面附近致密油充注動力以生烴增壓為主，儲集層內(nèi)部致密油充注動力則表現(xiàn)為致密油狀態(tài)壓力。毛管壓力為致密油注入儲集層的主要阻力，界面張力越大則阻力越大[10-11]；地層破裂壓力通過約束充注動力而影響充注過程[12]，進而控制充注孔喉下限。因此，充注動力、毛管阻力、地層破裂壓力是致密油充注的主要流體力學影響因素，將直接影響致密油充注孔喉下限[6-7]。

1.1 充注動力

1.1.1 源儲界面的生烴增壓

源儲界面雖然厚度不大，但很致密，是致密油注入成藏的關(guān)鍵部分。致密油成藏特征表明：致密油從烴源巖排出后注入儲集層受生烴增壓驅(qū)動[13]。生烴增壓越大，致密油注入源儲界面附近儲集層中小孔喉的能力越強，致密油充注孔喉下限越?。环粗喾?。

根據(jù)干酪根生油和地層壓實機理，生烴增壓理論計算模型為[13]：

其中 Y=HI/1 000

1.1.2 儲集層內(nèi)部的致密油狀態(tài)壓力

致密油克服源儲界面阻力后進入儲集層內(nèi)部，運移的孔隙空間變大，充注動力驟降，注入小孔喉的能力減弱。在儲集層內(nèi)部，致密油在狀態(tài)壓力的推動下與孔喉阻力抗衡。充注平衡時，流體狀態(tài)壓力越大，推動油流注入儲集層的孔喉下限越小；流體狀態(tài)壓力越小，充注到達的孔喉下限越大。因此，儲集層內(nèi)部致密油狀態(tài)壓力與充注孔喉下限呈負相關(guān)關(guān)系。

基于壓縮液體范德華模型[14-15]，結(jié)合致密油組分、平衡充注壓力和溫度，確定致密油充注平衡時滿足的理論狀態(tài)方程。致密油從烴源巖注入與之緊鄰的儲集層，液體的狀態(tài)壓力與毛管阻力和靜水壓力之和保持平衡，一定溫度條件下，致密油狀態(tài)壓力與注入體積滿足修正后的范德華模型[14]。據(jù)此，儲集層內(nèi)部致密油的狀態(tài)壓力為：

據(jù)統(tǒng)計，國內(nèi)外致密油均以輕質(zhì)油為主，物理化學性質(zhì)較為相似[6-7]。為了確定狀態(tài)方程（2）中4個參數(shù)A、B、α、β，以川中地區(qū)公山廟油田公26井致密油為典型樣品，運用液相色譜儀對其化學組成進行測試，確定其主要成分C13、C14、C15的相對含量分別為4.13%、4.03%、3.89%。以其相對含量為權(quán)重，結(jié)合C13、C14、C15的范德華體積（分別為139.87 mL/mol、150.10 mL/mol、160.33 mL/mol）[15]與偏心因子（分別為0.623、0.679、0.770）[16]，確定致密油的平均范德華體積約為150.303 8 mL/mol，平均偏心因子約為0.692 1。據(jù)A、B、α、β與致密油范德華體積、平均偏心因子的關(guān)系，確定各參數(shù)值，進而建立致密油充注滿足的狀態(tài)方程：

1.2 充注阻力

致密油充注受毛管壓力、黏滯力、慣性力阻礙[6,11]，其中，黏滯力和慣性力分別因致密油黏度低和排油速度低而忽略不計[17]。因此，源儲界面和儲集層內(nèi)部致密油的充注阻力只考慮毛管壓力。毛管壓力越大，阻礙致密油充注的能力越強，充注孔喉下限越大。根據(jù)Young-Laplace方程，毛管壓力計算公式為[10]：

1.3 約束最大充注動力的地層破裂壓力

若源儲界面生烴增壓和儲集層內(nèi)部致密油狀態(tài)壓力超過地層破裂壓力，則烴源巖和儲集層產(chǎn)生微裂縫，動力降低至地層破裂壓力附近[18]。隨著致密油生成和排出，生烴增壓不再受生油轉(zhuǎn)化率控制，而隨地層破裂壓力的變化而變化，從而影響源儲界面和儲集層內(nèi)部致密油充注孔喉下限。

據(jù)流體有效應(yīng)力和地層抗張機制，地層破裂壓力計算模型為[12,18-19]：

2 致密油充注孔喉下限的確定

致密油充注受到充注動力、毛管阻力、地層破裂壓力共同影響。致密油充注動力（pd）超過毛管阻力（pc）時，充注發(fā)生[6,11]，因此致密油充注條件為：

結(jié)合Young-Laplace方程，此條件轉(zhuǎn)化為：

因此，致密油在一次充注過程中可進入的最小孔喉直徑為：

一般而言，對于一個區(qū)塊的某一油層組，流體性質(zhì)較穩(wěn)定，油水界面張力近似恒定[20]。因此，致密油某一次充注，充注動力pd,i越大，可進入的孔喉dmin,i越小。實際地質(zhì)歷史中，致密油多次充注，源儲界面附近的充注孔喉下限由充注史上烴源巖最大生烴增壓決定。生烴增壓最大時，儲集層內(nèi)部充注平衡對應(yīng)的狀態(tài)壓力也最大，儲集層內(nèi)部致密油充注孔喉下限由充注史上最大狀態(tài)壓力決定。因此，致密油充注孔喉下限為：

充注史上最大生烴增壓因排油模式不同而不同。生烴增壓與生油轉(zhuǎn)化率的關(guān)系[13]表明：連續(xù)排油最大生烴增壓由烴源巖最大埋深時生油轉(zhuǎn)化率決定。生烴增壓與地層破裂壓力關(guān)系[12]表明：地層破裂壓力隨埋深增加而增加，故幕式排油最大生烴增壓由烴源巖最大埋深時地層破裂壓力決定。類似地，儲集層內(nèi)部的致密油狀態(tài)壓力與烴源巖的生烴增壓變化趨勢相同，也于最大埋深時為最大。因此，源儲界面附近和儲集層內(nèi)部的致密油充注孔喉下限均可分為地層破裂與地層未破裂兩種情況，概括為：

①當最大埋深孔隙流體壓力小于地層破裂壓力，即ppmax＜pfmax時，致密油連續(xù)充注。烴源巖最大埋深時生油轉(zhuǎn)化率最大，因此充注史上最大充注動力在烴源巖最大埋深時取得。將最大生烴增壓（或狀態(tài)壓力）代入公式（11），可得源儲界面或儲集層內(nèi)部致密油充注孔喉下限模型為：

②當最大埋深孔隙流體壓力大于地層破裂壓力，即ppmax≥pfmax時，幕式注油。最大埋深時，烴源巖和儲集層地層破裂壓力最大，因此充注史上最大充注動力為最大埋深地層破裂壓力與靜水壓力之差。結(jié)合公

式（11），建立致密油充注孔喉下限模型為：

3 實例探討

鄂爾多斯盆地延長組、四川盆地中下侏羅統(tǒng)、威利斯頓盆地Bakken組是典型致密油[6,11]，本文運用提出的致密油充注孔喉下限理論模型分析致密油充注孔喉下限。

3.1 典型致密油地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地延長組長6段砂體疊置于長7段主力烴源巖層之上，構(gòu)成了“下生上儲”配置關(guān)系，地層最大埋深約為3 000 m，干酪根以Ⅱ型為主[6,11,21]；四川盆地中下侏羅統(tǒng)沙溪廟組一段砂體分布于涼高山組上段黑色泥頁巖之上，構(gòu)成“下生上儲”配置關(guān)系；涼高山組上段黑色泥頁巖中夾薄層粉砂巖致密儲集層，構(gòu)成“自生自儲”的配置關(guān)系，地層最大埋深約為3 100 m，干酪根以Ⅱ型為主[6,11]；美國中Bakken段砂體分布于上、下Bakken段烴源巖之間，形成“夾心”式配置關(guān)系，地層最大埋深約為2 900 m，干酪根以Ⅰ型為主[6,11]（見圖1）。3個地區(qū)典型致密油源儲配置關(guān)系均為致密砂巖儲集層與烴源巖直接接觸。

圖1 國內(nèi)外典型致密油源儲配置關(guān)系

3.2 典型致密油最大埋深流體力學特征

首先確定原油的油水界面張力。常溫常壓下，實驗測定公山廟油田公26井標準致密油物性參數(shù)，建立油水界面張力與密度的擬合關(guān)系，復相關(guān)系數(shù)為0.911 7（見圖2）。根據(jù)鄂爾多斯盆地延長組、四川盆地中下侏羅統(tǒng)、威利斯頓盆地Bakken組原油密度[22-23]（見表1），確定油水界面張力分別為32.74 mN/m、36.18 mN/m、29.30 mN/m。

圖2 公26井致密油油水界面張力與密度關(guān)系（常壓條件測試）

基于干酪根參數(shù)與原油物性參數(shù)[18-21]（見表1），根據(jù)經(jīng)典力學模型確定烴源巖最大埋深時靜水壓力、生烴增壓、孔隙流體壓力、地層破裂壓力（見圖3）：鄂爾多斯盆地延長組烴源巖最大埋深時靜水壓力為31.80 MPa、生烴增壓為9.75 MPa、孔隙流體壓力為41.55 MPa、地層破裂壓力為40.12 MPa；四川盆地中下侏羅統(tǒng)最大埋深時靜水壓力為32.86 MPa、生烴增壓為4.98 MPa、孔隙流體壓力為37.84 MPa、地層破裂壓力為41.26 MPa；美國Bakken組頁巖最大埋深時靜水壓力為30.74 MPa、生烴增壓為20.41 MPa、孔隙流體壓力為51.15 MPa、地層破裂壓力為38.98 MPa。由致密油狀態(tài)方程確定儲集層內(nèi)部的最大充注動力。致密油埋藏普遍較淺，原油性質(zhì)較穩(wěn)定，因子分析可知溫度對狀態(tài)壓力的影響相對于原油化學組成而言可以忽略。近似地，常溫條件（293.15 K）下狀態(tài)方程中壓力只與致密油摩爾體積Vm有關(guān)。確定狀態(tài)壓力的關(guān)鍵在于摩爾體積的確定。據(jù)定義，摩爾體積等于摩爾質(zhì)量與密度之商，因此，需要分別確定摩爾質(zhì)量和密度。①摩爾質(zhì)量由前述公26井典型致密油的C13、C14、C15的相對含量加權(quán)確定為198.28 g/mol。②充注平衡時儲集層內(nèi)部致密油密度等于從烴源巖中排出油的質(zhì)量除以儲集層中油分布的體積。設(shè)烴源巖體積為“1”，最大排油系數(shù)為72%[11,21]，結(jié)合質(zhì)量守恒原理，則可獲得注入緊鄰烴源巖的致密儲集層中的油質(zhì)量；致密油注入儲集層內(nèi)部，平衡時分布的體積空間為總孔隙度與含油飽和度的乘積。鄂爾多斯盆地延長組、四川盆地中下侏羅統(tǒng)、威利斯頓盆地Bakken組的含油飽和度分別取70%、85%、70%[6-7,11,21]，由此確定儲集層內(nèi)部致密油的摩爾體積，進而可獲得最大埋深時儲集層內(nèi)部的狀態(tài)壓力分別為41.18 MPa、45.74 MPa和44.90 MPa，儲集層的破裂壓力分別為35.12 MPa、36.75 MPa和32.98 MPa。

表1 3個地區(qū)典型致密油烴源巖、儲集層與流體物性參數(shù)表[6-7,11,21]

圖3 典型致密油最大埋深生烴增壓與靜水壓力、地層破裂壓力相對大小圖

3.3 典型致密油充注孔喉下限及討論

3.3.1 理論充注孔喉下限

根據(jù)生烴增壓確定源儲界面附近的充注孔喉下限。鄂爾多斯盆地延長組致密油烴源巖的孔隙流體壓力大于地層破裂壓力，烴源巖幕式排油，將最大埋深（3 000 m）地層破裂壓力與靜水壓力代入充注孔喉下限理論模型（公式（13））確定下限為15.74 nm（見圖4）；四川盆地中下侏羅統(tǒng)孔隙流體壓力小于地層破裂壓力，烴源巖連續(xù)排油，將最大埋深（3 100 m）生烴增壓代入充注孔喉下限理論模型（公式（12））確定下限為29.06 nm（見圖4）；威利斯頓盆地Bakken致密油烴源巖孔隙流體壓力大于地層破裂壓力（見圖3），烴源巖幕式排油，將最大埋深（2 900 m）地層破裂壓力與靜水壓力代入充注孔喉下限理論模型（公式（13））確定下限為14.22 nm（見圖4）。

圖4 致密油充注孔喉下限與孔隙直徑對比圖

據(jù)流體狀態(tài)壓力確定儲集層內(nèi)部的充注孔喉下限。3個盆地的致密油最大狀態(tài)壓力均超過儲集層的破裂壓力，表明為幕式注油，運用充注孔喉下限模型（公式（13））求取這3個盆地致密油充注孔喉下限，分別為39.45 nm、37.20 nm、52.32 nm（見圖4）。

3.3.2 理論充注孔喉下限討論

典型致密砂巖油儲集層孔徑為50～900 nm，最大瀝青質(zhì)分子直徑4 nm[6,11,24-27]。本文確定的致密油充注孔喉下限介于儲集層孔徑和瀝青分子直徑之間（見圖4），且結(jié)果基于經(jīng)典力學模型和實際致密油參數(shù)求得，一定程度上可反映實際充注情況。前人將束縛水膜厚度與最大瀝青分子直徑相加推算得出致密油儲集層孔喉直徑下限為54 nm[6,8,24]，大于本文結(jié)果，原因主要有以下4方面：①靜態(tài)推算中巖石束縛水膜厚度基于土壤束縛水膜厚度公式計算，可能夸大巖石束縛水膜實際厚度；②致密油油質(zhì)較輕，以飽和烴與芳香烴為主[6,11,24]，用最大瀝青質(zhì)分子大小估算孔喉下限，不能客觀反映致密油特征；③靜態(tài)推算并未考慮流體力學作用，而地質(zhì)情況下生烴增壓的推擠將增大致密油充注能力；④靜態(tài)推算主要針對儲集層巖石樣品，缺乏對烴源巖、儲集層和流體的綜合考慮，而本文主要基于實際致密油參數(shù)，從成藏受力角度探索充注情況，理論推測源儲界面和儲集層內(nèi)部的充注孔喉下限，其結(jié)果代表充注史上注油的最小孔喉，是真正意義上的充注門檻。

此外，本文所得結(jié)果接近于前人運用孔徑與含油飽和度圖版確定的下限[28]但小于前人運用試油統(tǒng)計等方法獲得的結(jié)果。與生產(chǎn)上用于計算儲量的下限參數(shù)（孔喉直徑100 nm、滲透率0.1×10?3μm2、孔隙度7%）[29]相比，本文結(jié)果也較小，主要原因在于成藏過程中流體力學驅(qū)動不可忽視，原生致密油成藏的力學機理是孔喉下限的重要影響因素；而統(tǒng)計方法反映的是現(xiàn)今儲集層狀態(tài)，不能客觀反映充注成藏過程。本文從成藏力學機理角度探索充注下限，一定程度上再現(xiàn)了充注過程。

另外，筆者還嘗試將相應(yīng)的充注孔喉下限轉(zhuǎn)化為儲集層物性下限。據(jù)致密砂巖中值孔徑和滲透率統(tǒng)計回歸關(guān)系[29]，確立致密砂巖源儲界面和儲集層內(nèi)部相應(yīng)的滲透率下限（見表2）?？紫抖扰c滲透率的相關(guān)關(guān)系因源儲界面附近巖性過渡較復雜而不統(tǒng)一[6,11,21]，因此只對儲集層內(nèi)部孔隙度下限進行探討[30]（見表2）。由此確定，源儲界面致密砂巖油充注滲透率下限以四川盆地中下侏羅統(tǒng)最高，約為0.006 1×10?3μm2；威利斯頓盆地Bakken組最低，約為0.001 8×10?3μm2；鄂爾多斯盆地延長組居中，約為0.002 1×10?3μm2。儲集層內(nèi)部致密砂巖油充注物性下限以四川盆地中下侏羅統(tǒng)最低，滲透率約為0.009 4×10?3μm2，孔隙度約為2.00%；威利斯頓盆地Bakken組最高，滲透率約為0.016 9×10?3μm2，孔隙度約為3.50%；鄂爾多斯盆地延長組居中，滲透率約為0.010 0×10?3μm2，孔隙度約為2.16%（見表2）。結(jié)果表明：四川盆地中下侏羅統(tǒng)致密油充注成藏在源儲界面的阻力最強，潛力最??；只要突破界面繼續(xù)向儲集層內(nèi)部充注，則阻力減弱，儲集層內(nèi)部充注孔喉直徑下限為本文3個典型致密油中最小的，因此其儲集層內(nèi)部成藏潛力最大。由此推測，四川盆地致密油更易富集在儲集層內(nèi)部；威利斯頓盆地Bakken組致密油更易富集在源儲界面附近；鄂爾多斯盆地延長組在源儲界面和儲集層內(nèi)部均具備充注潛力。

表2 致密砂巖孔喉下限相應(yīng)的物性下限值[28-32]

4 結(jié)論

源儲界面和儲集層內(nèi)部的致密油充注孔喉下限受充注力學作用影響：源儲界面附近烴源巖生烴增壓越大，充注至儲集層內(nèi)部的致密油狀態(tài)壓力越大；毛管阻力越小，則源儲界面和儲集層內(nèi)部的孔喉下限越小。源儲界面連續(xù)排油動力由烴源巖生油轉(zhuǎn)化率決定，儲集層內(nèi)部連續(xù)排油動力為流體狀態(tài)壓力；出現(xiàn)微裂縫時幕式排油動力由地層破裂壓力約束。據(jù)充注力學平衡關(guān)系，建立了適合源儲界面和儲集層內(nèi)部的連續(xù)排油和幕式排油充注孔喉下限理論模型，基于鄂爾多斯盆地延長組、四川盆地中下侏羅統(tǒng)、威利斯頓盆地Bakken組的烴源巖、儲集層、流體屬性參數(shù)，運用該模型確定其源儲界面附近致密油充注孔喉下限分別為：15.74 nm、29.06 nm和14.22 nm，儲集層內(nèi)部致密油充注孔喉下限分別為39.45 nm、37.20 nm和52.32 nm。由致密砂巖儲集層孔徑-滲透率、孔隙度-滲透率關(guān)系，得出這3個典型致密油源儲界面孔喉下限對應(yīng)的滲透率下限分別為0.002 1×10?3μm2、0.006 1×10?3μm2和0.001 8×10?3μm2；儲集層內(nèi)部孔喉下限對應(yīng)的滲透率下限分別為0.010 0×10?3μm2、0.009 4×10?3μm2和0.016 9×10?3μm2，儲集層內(nèi)部孔隙度下限分別為2.16%、2.00%和3.50%。

四川盆地中下侏羅統(tǒng)致密油源儲界面充注下限最高，儲集層內(nèi)部充注下限最低，揭示四川盆地大規(guī)模的致密油更易富集在源儲界面已被石油突破的儲集層內(nèi)部；威利斯頓盆地Bakken組致密油源儲界面充注下限最低，儲集層內(nèi)部充注下限最高，揭示Bakken組致密油在源儲界面附近成藏潛力更大；鄂爾多斯盆地延長組致密油源儲界面和儲集層內(nèi)部充注下限介于四川盆地中下侏羅統(tǒng)和威利斯頓盆地Bakken組致密油之間，在源儲界面和儲集層內(nèi)部均具有成藏潛力。本文所得充注孔喉下限以致密油實際參數(shù)為基礎(chǔ)，在一定程度上可為致密油成藏和儲集層評價提供一種新的參考。

符號注釋：

pg——生烴增壓，Pa；F——干酪根生烴轉(zhuǎn)化率，%；Mk——干酪根質(zhì)量，kg；a——石油殘留系數(shù)，無量綱；D——干酪根與油的密度比，無量綱；ph——靜水壓力，Pa；Cw，Co和Ck——水、油、干酪根的壓縮系數(shù)，Pa?1；Vw1——孔隙水體積，m3；ρk——干酪根密度，kg/m3；ps——狀態(tài)壓力，Pa；pc——毛管阻力，Pa；R——氣體摩爾常數(shù),8.314 5 J/(mol·K)；T——溫度，K；Vm——液體的摩爾體積，mL/mol；A，B，α，β——與流體屬性相關(guān)、與溫度無關(guān)的特性常數(shù)，無量綱；Vw——范德華體積，mL/mol；ω——偏心因子，無量綱；σ——界面張力，N/m；θ——接觸角,（°）；r——孔喉半徑，m；pf——地層破裂壓力，Pa；h——地層埋深，m；g——重力加速度，m/s2；ρ——上覆地層平均密度，kg/m3；m——泊松數(shù)，即泊松比的倒數(shù)，無量綱；Tt——巖石抗張強度，Pa；dmin,i——致密油第i次充注最小孔喉直徑，m；rmin,i——致密油第i次充注最小孔喉半徑，m；pd,i——致密油第i次充注動力，Pa；dmin——致密油充注史上最小充注孔喉直徑，m；rmin——致密油充注史上最小充注孔喉半徑，m；pdmax——致密油充注史上最大充注動力（源儲界面附近為最大生烴增壓，儲集層內(nèi)部為致密油的最大狀態(tài)壓力），Pa；ppmax——最大埋深時孔隙流體壓力，Pa；pfmax——最大埋深時地層破裂壓力（源儲界面附近為烴源巖的地層破裂壓力，儲集層內(nèi)部為儲集層的地層破裂壓力），Pa；phmax——最大埋深時靜水壓力，Pa；hmax——地層最大埋深（統(tǒng)計源儲界面埋深，取其平均值），m；ρw——地層水密度，kg/m3；ρo——原油密度，kg/m3。

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（編輯 黃昌武 繪圖 劉方方）

A theoretical discussion and case study on the oil-charging throat threshold for tight reservoirs

Zhang Hong1,2,3,Zhang Shuichang2,3,Liu Shaobo2,3,Hao Jiaqing2,3,Zhao Mengjun2,3,Tian Hua2,3,Jiang Lin2,3
(1.School of Earth and Space Sciences,Peking University,Beijing 100871,China;2.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Beijing 100083,China;3.State Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery,Beijing 100083,China)

By analyzing the relationship between throat threshold and fluid forces of oil charge in tight reservoirs and according to the oil-charging mechanical conditions,the lower limits of throat at the interface between source and reservoir rocks and in the middle of reservoirs were determined theoretically.On the basis of Young-Laplace formula and the equilibrium between driving forces and capillary resistance,the threshold models were set up by using the maximum driving forces near the source-and-reservoir interface and inside reservoirs respectively.They were applied to the Yanchang Formation in the Ordos Basin,the middle-lower Jurassic in the Sichuan Basin and the Bakken Formation in the Williston Basin in America.The corresponding results near the interface are 15.74 nm,29.06 nm,and 14.22 nm,and the ones in the middle of reservoirs are 39.45 nm,37.20 nm,and 52.32 nm respectively.Accordingly,the threshold permeabilities of the three typical tight oil reservoirs calculated are 0.002 1×10?3μm2,0.006 1×10?3μm2,0.001 8×10?3μm2near the interface and 0.010 0×10?3μm2,0.009 4×10?3μm2,0.016 9×10?3μm2at the inner reservoirs.The rocks near the interface are complex,so there is a poor correlation between porosity and permeability,while inside reservoirs,homogeneous lithology results in good correlation between porosity and permeability.The porosity thresholds were determined as 2.16%,2.00% and 3.50% respectively.

tight oil;oil-charging throat threshold;fluid forces;driving forces;theoretical discussion;case study

國家科技重大專項（2011ZX05003-001，2011B-0403）；中國石油天然氣股份有限公司科技攻關(guān)項目（2011A-0203，2012E2601-01）；中國石油勘探開發(fā)研究院院級項目（2012Y-062，2011Y-004）

TE122.1

：A

1000-0747(2014)03-0367-08

10.11698/PED.2014.03.14

張洪（1988-），女，四川綿陽人，現(xiàn)為中國石油勘探開發(fā)研究院在讀碩士研究生，主要從事油氣地球化學與致密油成藏方面研究。地址：北京市海淀區(qū)學院路20號，中國石油勘探開發(fā)研究院石油地質(zhì)實驗研究中心，郵政編碼：100083。 E-mail：zhanghongpc@163.com

2013-06-06

2014-02-20