遼河西部凹陷深層有效儲層物性下限主控因素分析

叢 琳，劉 洋，李文龍，叢博南，馬 源

（1. 中國石油大學 地球科學學院，北京 102249； 2. 東北石油大學 油氣藏形成機理與資源評價黑龍江省重點實驗室，黑龍江 大慶 163318；3. 大慶油田有限責任公司第三采油廠，黑龍江 大慶 163152； 4. 中國石油集團公司遼河油田分公司沈陽采油廠，遼寧 沈陽 110316）

石油化工

遼河西部凹陷深層有效儲層物性下限主控因素分析

叢 琳1、2，劉 洋2，李文龍3，叢博南4，馬 源1

（1. 中國石油大學 地球科學學院，北京 102249； 2. 東北石油大學 油氣藏形成機理與資源評價黑龍江省重點實驗室，黑龍江 大慶 163318；3. 大慶油田有限責任公司第三采油廠，黑龍江 大慶 163152； 4. 中國石油集團公司遼河油田分公司沈陽采油廠，遼寧 沈陽 110316）

遼河西部凹陷深層致密砂巖有效儲層物性下限受埋藏深度、流體性質(zhì)、儲層特征、地層溫度和壓力等多因素的影響，同時也受開發(fā)工藝水平的影響。因此采用多種方法綜合確定了物性下限。通過求取研究區(qū)不同深度的物性下限，結(jié)合儲層性質(zhì)、埋深、溫度和壓力等探討影響物性下限的主控因素。儲層性質(zhì)、埋藏深度和地層溫度是深層致密砂巖有效儲層發(fā)育程度的主控因素。次生孔隙會增大有效儲層孔隙度下限，物性下限隨著埋深的增加而減小，隨地層溫度的增加有效儲層物性下限降低。地層壓力對有效儲層發(fā)育影響較大，深部超壓使有效儲層物性下限降低。流體性質(zhì)對儲層有效性影響相對較小。

西部凹陷；深層儲層；物性下限；主控因素

隨著勘探開發(fā)技術(shù)的不斷深入，非常規(guī)儲層成為了油氣地質(zhì)工作者們研究的熱點及難點。遼河西部凹陷深層指埋深大于等于 3 500 m，為一套致密砂巖儲層，主要發(fā)育河道砂、席狀砂等多種儲集體。通過巖心、測井、試油等動靜態(tài)資料，選用試油法、含油產(chǎn)狀法和排驅(qū)壓力法等分別求取了 2 000 至 5 000 m 深度范圍內(nèi)有效儲層的物性下限。研究發(fā)現(xiàn)，遼河西部凹陷深層致密砂巖儲層物性下限的影響因素包括埋藏深度、流體性質(zhì)、儲層特征、地層溫度和壓力等，同時也受開發(fā)工藝水平的影響[1-9]。本文分別探討了埋藏深度、流體性質(zhì)、儲層特征、地層溫度和壓力對研究區(qū)深層儲層的影響，理清了各因素間的主次關(guān)系，為油田增儲上產(chǎn)提供科學指導。

1 物性下限計算

致密砂巖儲層物性下限很難確定，一般只能用數(shù)學統(tǒng)計學上的方法確定，為了能夠盡可能的將儲層物性下限確定準確，利用試油、巖心分析、測井解釋等動靜態(tài)資料，運用試油法、含油產(chǎn)狀法、排驅(qū)壓力法，分布函數(shù)法等方法[10-12]，在相同或相近的埋藏深度范圍內(nèi)各方法計算的物性下限值基本一致。將多種方法確定的不同深度的物性下限值與深度進行擬合得到滲透率和孔隙度與深度的函數(shù)關(guān)系方 程 ：φ下限=15.399e-0.00025H， R=0.969 8 ， k下限=（2.15E+13）H-3.8723，R=0.858 8，其中 H 為深度，R為相關(guān)系數(shù)。通過該方程，可確定不同深度的物性下限（表 1）。

表 1 不同埋藏深度物性下限Table 1 Petrophysical parameter cutoff under different buried depth

2 物性下限的影響因素

2.1 埋藏深度

從不同深度的物性下限值可以看出，隨著埋藏深度的增加，物性下限值減小?？梢?，埋藏深度對儲層物性下限的影響是比較大的。隨埋藏深度增加，地層壓力會增大，原油性質(zhì)越好，流體可進出的孔喉半徑越來越小，所以儲層物性下限會隨著埋藏深度的增加而減小。

2.2 流體性質(zhì)[13]

原油的密度和黏度是物性下限的影響因素。密度與物性下限為線性關(guān)系，原油密度減小，儲層物性下限越小。黏度和物性下限通常顯示指數(shù)關(guān)系，隨著黏度的減小，物性下限也降低。研究區(qū)原油密度和黏度隨埋深增加變化較小，因此流體性質(zhì)不是深層物性下限的主要影響因素。

2.3 儲層性質(zhì)

由 儲 層 的 物 性 和 巖 石 比 面 的 關(guān) 系 式(k=φ3/(2S2)，其中 k為滲透率，φ為孔隙度，S為巖石比面)可知，在φ大小相同時，儲集空間類型不同，S大小不等。次生孔隙和原生孔隙相比巖石比面要大，次生孔隙的滲透率就小，因此對于儲集空間以次生孔隙為主的儲層，要成為有效儲層孔隙度下限要高于儲集空間類型以原生孔隙為主的儲層。研究區(qū)深層儲集空間不同深度范圍內(nèi)發(fā)育類型及孔隙類型分布變化較大（圖 1），其中 3 500～4 000 m 和 4 000～4 500 m 均以次生孔隙為主，而到了 4 500～5 000 m深度范圍儲集空間類型以次生孔隙、原生孔隙和裂縫為主。

除了儲集空間類型隨深度變化較大以外，巖性主要為湖底扇礫巖、含礫砂巖和中-細砂巖，巖性、粒度變化也較大，另外隨著深度的增加，泥質(zhì)、碳酸鹽含量降低，物性下限減小。總之，研究區(qū)深層儲層性質(zhì)變化較大，因此，儲層性質(zhì)是影響研究區(qū)深部有效儲層物性下限的主要因素之一。

2.4 地層溫度

遼河西部凹陷深層地溫梯度大約為 3.5 ℃/100 m。隨埋深增加地層溫度明顯增大（圖 2），液體體積發(fā)生膨脹，分子間的距離加大，使得分子間引力減小，即油水界面張力減小[5,9,13,14]。在孔吼半徑相同的情況下，成藏阻力隨著溫度的升高而降低，導致有效儲層物性下限隨溫度的增加而降低。因此，地層溫度是影響研究區(qū)深層有效儲層物性下限的主控因素之一。

2.5 壓力[15-22]

通過對研究區(qū)各壓力參數(shù)分析，深層超壓在深層不是很發(fā)育，剩余壓力值隨深度的增加變化也較小，因此超壓不是影響研究區(qū)深層有效儲層物性下限的主要因素。

然而，致密砂巖儲層孔喉較小，要使流體開始流動，必須克服巖石孔壁與流體固、液界面上的表面分子力的強烈作用，因此需要一個啟動壓差。使致密砂巖儲層中的流體開始流動的最低壓力稱為啟動壓力。隨著深度的增加，壓差增大（圖 3），使物性更低的儲層也開始能夠儲集和滲濾流體，成為有效儲層。因此，隨著壓差的增大，有效儲層物性下限降低。壓差是影響研究區(qū)深層有效儲層物性下限的主要因素。

3 結(jié) 論

（1）綜合利用各種動靜態(tài)數(shù)據(jù)，采用多種方法確定了遼河西部凹陷深層致密砂巖儲層不同埋深的物性下限，對埋藏深度、流體性質(zhì)、儲層特征、地層溫度和壓力等物性下限的多種影響因素進行了系統(tǒng)研究，明確了各種影響因素的主次關(guān)系。

（2）隨埋藏深度的增加，物性下限減??；原油密度、黏度越小，物性下限越低；儲集空間類型、巖性等也會影響物性下限；隨著壓差的增大，有效儲層物性下限降低。

（3）儲層性質(zhì)、埋藏深度和地層溫度是深層致密砂巖有效儲層發(fā)育程度的主控因素，地層壓力對有效儲層發(fā)育影響較大，流體性質(zhì)對儲層有效性影響相對較小。

圖 1 孔隙發(fā)育類型及分布圖Fig.1 Pore types and distribution

圖 2 地層溫度與深度的關(guān)系Fig.2 The relationship between formation temperature and depth

圖 3 壓差與深度的關(guān)系Fig.3 The relationship between pressure differential and depth

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Analysis on Main Controlling Factors of Petrophysical Parameter Cutoff in Deep Effective Reservoir in Liaohe Western Depression

CONG Lin1,2，LIU Yang2，LI Wen-long3，CONG Bo-nan4，MA Yuan1
（1. College of Earth Sciences, China University of Petroleum, Beijing 102249，China；2. Heilongjiang Provincial Key Laboratory of Reservoir Formation Mechanism and Resource Assessment, Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318，China；3. Daqing Oilfield Company No.3 Oil Production Plant, Heilongjiang Daqing 163152，China；4. PetroChina Liaohe Oilfield Company Shenyang Oil Production Plant, Liaoning Shenyang 110316，China）

The petrophysical parameter cutoff of tight sandstone effective reservoir is not only related to the existing oil production technology level, but also affected by many other factors, such as reservoir properties, oil properties, depth, formation temperature, formation pressure and so on. So it is necessary to use a variety of methods to determine the petrophysical parameter cutoff. In this paper, combined with the reservoir properties, buried depth, temperature, pressure and many other factors, the main controlling factors to affect the petrophysical parameter cutoff were analyzed through calculating the cutoff of different depth in the study area. The results show that the main controlling factors to result in tight sandstone reservoir developing effectively are reservoir properties, buried depth and formation temperature in deep formation; Secondary porosity may increase the petrophysical parameter cutoff of deep effective reservoir, and the increase of burial depth and the increase of formation temperature can lead to the decrease of petrophysical parameter cutoff of deep effective reservoir; Formation pressure has a great impact on the development of effective reservoir, the overpressure in deep layers can lead to the decrease of the petrophysical parameter cutoff of effective reservoir. Reservoir fluid properties have a relatively small impact on the petrophysical parameter cutoff of effective reservoir.

Western depression; Deep reservoirs; Petrophysical parameter cutoff; Main controlling factors

TE 122

： A文獻標識碼： 1671-0460（2014）07-1319-04

國家‘863 計劃’：致密砂巖儲層精細描述關(guān)鍵技術(shù)與軟件，項目號：2013AA061501：東北石油大學青年科學基金資助項目，項目號：Ky120201。

2014-04-25

叢琳（1983-），女，黑龍江大慶人，副教授，博士，東北石油大學礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)，研究方向：油氣田開發(fā)地質(zhì)學。E-mail：conglindq@163.com。