基于毛細(xì)管力的有效儲(chǔ)層物性下限判別

姜航，龐雄奇，施和生，朱俊章，白靜，施洋，高陽(yáng)

1)中國(guó)石油大學(xué)(北京)油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京，102249； 2)中國(guó)石油大學(xué)(北京)地球科學(xué)學(xué)院盆地與油藏研究中心，北京，102249； 3)中國(guó)海洋石油(中國(guó))有限公司深圳分公司，廣州，510240； 4)國(guó)土資源部油氣資源戰(zhàn)略研究中心，北京，100034

內(nèi)容提要: 有效儲(chǔ)層物性下限評(píng)價(jià)對(duì)于油氣勘探和開(kāi)發(fā)致關(guān)重要。本文在回顧前人相關(guān)研究方法的基礎(chǔ)上，對(duì)儲(chǔ)層與圍巖介質(zhì)的物性條件進(jìn)行了研究，認(rèn)為有效儲(chǔ)層物性下限不是絕對(duì)的，而是取決于砂巖與圍巖介質(zhì)物性之間的相對(duì)關(guān)系，并與埋深具有一定的關(guān)系。由此提出了一種新的有效儲(chǔ)層物性下限判別方法：利用砂巖儲(chǔ)層和圍巖介質(zhì)的毛細(xì)管力比值判定有效儲(chǔ)層物性下限。有效儲(chǔ)層臨界條件下的毛細(xì)管力比值隨埋深增加表現(xiàn)出逐漸增大趨勢(shì)，其物性下限也隨埋深具有一定的變化規(guī)律。根據(jù)該方法在珠一坳陷深部古近系儲(chǔ)層中識(shí)別出的有效儲(chǔ)層與測(cè)井解釋成果基本吻合。該方法對(duì)于優(yōu)選油氣勘探目標(biāo)具有一定的指導(dǎo)意義。

有效儲(chǔ)層是指能夠儲(chǔ)集和滲流流體(烴類(lèi)或地層水)，在現(xiàn)有工藝技術(shù)條件下能夠采出具有工業(yè)價(jià)值產(chǎn)液量(烴類(lèi)或烴類(lèi)與水的混合)的儲(chǔ)集層(郭睿，2004；操應(yīng)長(zhǎng)等，2009)。有效儲(chǔ)層不等于有效油層，有效儲(chǔ)層中采出的流體既可為烴類(lèi)、也可為水，因此有效儲(chǔ)層包含有效油層。干層是指儲(chǔ)層物性差、產(chǎn)液量(烴類(lèi)或水) 低于干層產(chǎn)量標(biāo)準(zhǔn)的巖層，不屬于有效儲(chǔ)層。有效儲(chǔ)層物性下限是指儲(chǔ)集層能夠成為有效儲(chǔ)層應(yīng)具有的最低物性(楊通佑等，1990；郭睿，2004)。儲(chǔ)層物性條件決定其儲(chǔ)集油氣的能力，有效儲(chǔ)層物性下限的判別對(duì)于油氣勘探和開(kāi)發(fā)都具有重要意義。

前人提出了很多確定有效儲(chǔ)層物性下限的方法，主要是根據(jù)巖心物性分析、試油及生產(chǎn)測(cè)試資料來(lái)確定的(Purcell，1949；蔡正旗等，1993；曾偉等，1997；萬(wàn)玲等，1999；耿龍祥等，1999；王艷忠和操應(yīng)長(zhǎng)，2010；郭睿，2004；丁曉琪等，2005；崔永斌，2007；操應(yīng)長(zhǎng)等，2009；姚光慶等，2012)。這些方法大致可分為三類(lèi)：① 根據(jù)含油性與儲(chǔ)層物性(孔隙度、滲透率)的統(tǒng)計(jì)關(guān)系確定有效儲(chǔ)層物性下限，如測(cè)試法、經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)法、含油產(chǎn)狀法、鉆井液侵入法、分布函數(shù)曲線法、物性試油法、束縛水飽和度法；② 根據(jù)儲(chǔ)層本身不同物性參數(shù)之間的相關(guān)性關(guān)系確定有效儲(chǔ)層物性下限，如最小有效孔喉法、孔隙度—滲透率交匯法、孔喉分布法、相對(duì)滲透率曲線和毛細(xì)管力曲線疊合法、Purcell法；③ 根據(jù)儲(chǔ)層物性變化的影響因素來(lái)求取有效儲(chǔ)層物性下限，如泥質(zhì)含量法。這些方法多是基于實(shí)驗(yàn)測(cè)試或油田發(fā)現(xiàn)以后通過(guò)統(tǒng)計(jì)含油儲(chǔ)層物性來(lái)確定的。顯然，以上方法具有一定的統(tǒng)計(jì)學(xué)特征，存在一定程度的不確定性(郭睿，2004)。這些方法僅適用于儲(chǔ)層資料較多的情況，樣本數(shù)據(jù)不足的情況下可能會(huì)引起較大誤差。

重要的是，利用上述方法所得到的多是現(xiàn)今儲(chǔ)層的物性下限，而非成藏期儲(chǔ)層物性界限。根據(jù)劉震等(2006，2012)提出的有效儲(chǔ)層含油物性下限與儲(chǔ)層臨界物性概念，現(xiàn)今儲(chǔ)層含油物性下限的研究未考慮成藏過(guò)程，現(xiàn)今儲(chǔ)層含油物性下限是儲(chǔ)層臨界物性經(jīng)成藏期后一系列地質(zhì)過(guò)程積累到現(xiàn)今的結(jié)果，顯然，將其視為儲(chǔ)層的物性下限是不合適的。

此外，研究表明，不同埋深時(shí)有效儲(chǔ)層的物性下限是不同的，其與埋深具有一定的相關(guān)性。郭睿(2004)在統(tǒng)計(jì)分析基礎(chǔ)上，認(rèn)為儲(chǔ)層孔隙度、滲透率下限并非定值，而是與原油性質(zhì)及埋藏深度具有一定的相關(guān)性。

本文提出了一種新的確定有效儲(chǔ)層物性下限的判別方法，該方法的核心是，根據(jù)砂巖儲(chǔ)層與其圍巖介質(zhì)的毛細(xì)管力差異性，得出有效儲(chǔ)層物性下限隨埋深的變化規(guī)律。該方法已應(yīng)用于珠一坳陷的儲(chǔ)層物性下限求取。

1 利用毛細(xì)管力判別有效儲(chǔ)層物性下限的依據(jù)

油氣的運(yùn)聚是一個(gè)動(dòng)力學(xué)作用過(guò)程，油氣運(yùn)移動(dòng)力與阻力之間的相互制約決定了油氣的運(yùn)移方向。油氣自源巖中生成后，經(jīng)過(guò)初次運(yùn)移、二次運(yùn)移最終到達(dá)有利圈閉中聚集成藏。油氣從烴源巖進(jìn)入砂巖時(shí)動(dòng)力主要包括泥巖內(nèi)干酪根生油氣作用產(chǎn)生的流體體積膨脹力(柳廣弟，1999；龐雄奇等，2007a)和生烴泥巖與砂體之間的烴濃度差引起的擴(kuò)散力等(Stainforth，1990；柳廣弟，1999；龐雄奇等，2007a)。如果烴源巖內(nèi)生成和殘留足夠量的油氣，毛細(xì)管力差也是推動(dòng)油氣初次運(yùn)移的主要?jiǎng)恿?Magara，1975；Berg，1975；Barker，1980)。油氣在儲(chǔ)層中的運(yùn)移動(dòng)力有浮力、水動(dòng)力、構(gòu)造力等(柳廣弟，1999)。阻力包括砂巖毛細(xì)管阻力(柳廣弟，1999；王寧等，2000；隋風(fēng)貴，2005；龐雄奇等，2007a)、砂巖層上覆水柱壓力(龐雄奇等，2007b)、巖石吸附及粘滯力(陳冬霞等，2008)等。與砂巖毛細(xì)管阻力相比，巖石吸附及粘滯力的作用很小，可忽略不計(jì)。當(dāng)動(dòng)力大于阻力時(shí)，油氣會(huì)沿合力的方向運(yùn)移；當(dāng)動(dòng)力小于阻力時(shí)，油氣會(huì)停滯聚集。動(dòng)力等于阻力是油氣聚集成藏的動(dòng)力學(xué)臨界條件，此時(shí)對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)層物性條件為有效儲(chǔ)層的物性下限。

油氣運(yùn)移的動(dòng)力和阻力受地層埋深、儲(chǔ)層成巖作用、烴源巖生排烴作用等因素的影響，而表現(xiàn)出一定的復(fù)雜性和規(guī)律性。研究有效儲(chǔ)層物性時(shí)發(fā)現(xiàn)，地層某一埋深條件下儲(chǔ)層的物性條件必須超過(guò)某一臨界值油氣才能充注到儲(chǔ)層中(陳章明等，1998；曾濺輝和金之鈞，2000；劉震等，2006；龐雄奇等，2007b)，低于這一臨界值，油氣不能進(jìn)入儲(chǔ)層，相應(yīng)的儲(chǔ)層可視為非有效儲(chǔ)層。該臨界值隨著埋深增大而減小(龐雄奇等，2007a)。也就是說(shuō)，判斷有效儲(chǔ)層物性的標(biāo)準(zhǔn)不是絕對(duì)的，而是隨埋深呈一定的變化規(guī)律。龐雄奇等(2007a)在實(shí)驗(yàn)室條件下模擬了油氣在砂巖和圍巖介質(zhì)之間的運(yùn)移，發(fā)現(xiàn)孔喉半徑細(xì)小的巖石中的油氣只能進(jìn)入到較自身孔喉半徑更大的巖石中，而不能進(jìn)入較自身孔喉半徑更小的巖石中。這是因?yàn)樯皫r與圍巖之間的孔喉半徑存在差異性，使得砂巖與圍巖界面產(chǎn)生毛細(xì)管力差，在毛細(xì)管力差的作用下，油氣向孔喉半徑較大的砂巖中運(yùn)移，而不能反之。England(1987)將由毛細(xì)管力作用產(chǎn)生的地下巖石多相流體間的勢(shì)能定義為界面勢(shì)能，并給出毛細(xì)管力的表達(dá)式(式1)。在界面勢(shì)能作用下，油氣總是趨向于從孔隙較小的介質(zhì)向孔隙較大的介質(zhì)中運(yùn)移，油氣成藏的儲(chǔ)層物性臨界值主要由砂巖儲(chǔ)層的界面勢(shì)能與其圍巖介質(zhì)界面勢(shì)能的相對(duì)關(guān)系所決定。因此，砂巖與圍巖介質(zhì)物性條件的相對(duì)好壞才是儲(chǔ)層有效與否的決定性因素。通過(guò)研究?jī)?chǔ)層與圍巖介質(zhì)毛細(xì)管力的相對(duì)大小，可以確定不同埋深處有效儲(chǔ)層的物性臨界條件。

(1)

式中：Pc為毛細(xì)管壓力，Pa；θ為兩相界面與水平面之間的夾角，°；σ為界面張力，N/m；r為孔喉半徑，μm。

由式(1)可以看出，毛細(xì)管力主要與多相流體接觸角大小、巖石介質(zhì)的孔喉半徑、流體界面張力等因素有關(guān)。本文用砂巖與圍巖毛細(xì)管力的比值(P′ )來(lái)表征毛細(xì)管力的相對(duì)大小(式2)。毛細(xì)管力比值的大小只與砂巖孔喉半徑與圍巖(泥巖)孔喉半徑的相對(duì)大小有關(guān)，與兩相流體接觸角及表面張力無(wú)關(guān)。

(2)

式中，P′為毛細(xì)管力比值；σ為界面張力，N/m；θ為兩相流體接觸角，°；rn為圍巖介質(zhì)孔喉半徑，μm；rs為砂巖孔喉半徑，μm。

由式(2)可以看出，在砂巖儲(chǔ)層與圍巖介質(zhì)界面處孔喉半徑值相差越大，毛細(xì)管力比值就越大。砂巖與圍巖介質(zhì)孔喉的大小差異及分布特征控制著毛細(xì)管力比值的大小。同時(shí)，毛細(xì)管力比值控制著巖層中液體的流動(dòng)。李明誠(chéng)(2004)認(rèn)為，當(dāng)油氣從小孔喉向大孔喉運(yùn)移時(shí)，毛細(xì)管力差表現(xiàn)為動(dòng)力作用，而相反方向的運(yùn)移則表現(xiàn)為阻力作用。毛細(xì)管力比值為油氣運(yùn)聚的動(dòng)力時(shí)，會(huì)促使油氣從圍巖向最有利的砂巖儲(chǔ)層中運(yùn)移。地質(zhì)條件下儲(chǔ)層的非均質(zhì)性非常強(qiáng)，孔喉關(guān)系復(fù)雜多變，但在毛細(xì)管力差的動(dòng)力驅(qū)動(dòng)下，油氣總是趨向于向孔喉相對(duì)較大的儲(chǔ)層中運(yùn)移。在砂泥巖界面處孔喉半徑值相差越大，毛細(xì)管力比值越大，油氣運(yùn)移的動(dòng)力越大，就越能克服阻力進(jìn)而向儲(chǔ)層中運(yùn)移。也就是說(shuō)作用在油(氣)水界面處的力就越大，越有利于油(氣)從小孔隙圍巖運(yùn)移進(jìn)入大孔隙砂巖中聚集成藏。一旦油氣進(jìn)入有利儲(chǔ)層后，砂巖儲(chǔ)層與泥巖蓋層界面處的毛細(xì)管力比值對(duì)油氣的向外逸散表現(xiàn)為阻力作用，使油氣在有利儲(chǔ)層中保存聚集成藏。

圖1 珠江口盆地構(gòu)造單元?jiǎng)澐謭D(據(jù)陳長(zhǎng)民等，2003，略有修改)Fig. 1 Tectonic units in Pearl River Mouth Basin (after Chen Changmin et al., 2003, modified)

2 研究方法

本文采用地質(zhì)統(tǒng)計(jì)和數(shù)值模擬計(jì)算相結(jié)合的方法先確定出有效儲(chǔ)層物性下限，然后根據(jù)該物性下限標(biāo)準(zhǔn)評(píng)價(jià)儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能。首先收集研究區(qū)已發(fā)現(xiàn)油氣藏的儲(chǔ)層物性資料(孔隙度、滲透率、孔喉半徑)及壓汞實(shí)驗(yàn)等相關(guān)數(shù)據(jù)，利用地質(zhì)統(tǒng)計(jì)法，研究泥巖和砂巖的孔隙度及滲透率隨埋深的分布趨勢(shì)，建立該地區(qū)儲(chǔ)層砂巖及圍巖介質(zhì)(泥巖)的物性參數(shù)變化模型。然后采用數(shù)值模擬的方法，模擬砂巖和泥巖不同孔隙度和滲透率對(duì)應(yīng)的孔喉半徑，進(jìn)而分別計(jì)算出砂巖和泥巖的毛細(xì)管力。接下來(lái)，通過(guò)計(jì)算圍巖介質(zhì)(泥巖)與儲(chǔ)層砂巖的毛細(xì)管力比值，確定不同埋深有效儲(chǔ)層的物性下限。其具體方法為：將不同埋深處已發(fā)現(xiàn)油氣藏的圍巖介質(zhì)(泥巖)與儲(chǔ)層砂巖的毛細(xì)管力比值與干層的分界線或油氣藏最小毛細(xì)管力比值所構(gòu)成的包絡(luò)線確定為有效儲(chǔ)層的臨界條件，該臨界條件所對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)層物性即為有效儲(chǔ)層物性下限。

3 應(yīng)用實(shí)例

珠一坳陷位于中國(guó)南海海域珠江口盆地東北部，面積約4×104km2(圖1)，區(qū)域上具有先陸后海、先斷后坳的演化歷史。沉積充填從老到新依次為古近系的文昌組、恩平組、珠海組，新近系的珠江組、韓江組、粵海組、萬(wàn)山組以及第四系(施和生等，2008；呂延防等，2011)。珠一坳陷累計(jì)探明原油儲(chǔ)量達(dá)8.3×108m3。目前已發(fā)現(xiàn)的油氣藏主要分布于韓江組、珠江組和珠海組，其埋深范圍為1000～4000m。

砂巖與泥巖的物性特征隨埋藏深度表現(xiàn)出不同的變化趨勢(shì)。由于泥巖或泥質(zhì)沉積物在沉積初期含有較高的原始含水量，孔滲性較好。泥巖在接近地表的淺層中孔隙度可高達(dá)80%～90%(Aplin and Macquaker, 2011)。隨著上覆沉積物的不斷增加，泥巖迅速排出孔隙水，孔隙度急劇降低(姚秀云等，1989; Fishman et al., 2012)。珠一坳陷泥巖孔隙度在埋深500m時(shí)已降低到15%以下(圖2a)，泥巖孔隙度隨埋深變化模型為(式3)：

φm=12.949e-0.00057 Z,Z>500m

(3)

式中，φm為泥巖孔隙度，%；Z為埋深，m。

泥巖滲透率普遍較小(圖2b)，在埋深500m以下泥巖滲透率分布在0.01～0.1mD，并與孔隙度具有較好的相關(guān)性(式4)。

Km=0.0081e0.3303φ

R2=0.6207

(4)

式中，Km為泥巖滲透率，mD。

圖2 珠江口盆地珠一坳陷泥巖孔隙度(a)、滲透率(b)隨埋深變化模型Fig. 2 Change trend of mudstone porosity(a) and permeability (b) with depth in the Zhu-1 Depression in Pearl River Mouth Basin

珠一坳陷油氣藏儲(chǔ)層砂巖孔隙度、滲透率在同一埋深的橫向非均質(zhì)性較強(qiáng)(圖3)?？傮w來(lái)看，孔隙度分布在5%～33%之間，滲透率分布在2～2000mD之間，且隨著埋深的增加，孔隙度與滲透率均逐漸降低。

圖3 珠江口盆地珠一坳陷油氣藏儲(chǔ)層孔隙度(a)、滲透率(b)隨埋深變化模型Fig. 3 Change trend of reservoir porosity(a) and permeability (b) with depth in the Zhu-1 Depression, Pearl River Mouth Basin

孔隙度和滲透率是孔隙結(jié)構(gòu)(孔隙、喉道)特征的綜合響應(yīng)，孔隙結(jié)構(gòu)是決定巖石物性的重要因素，孔隙結(jié)構(gòu)與孔隙度、滲透之間存在著一定的內(nèi)在聯(lián)系(王瑞飛等，2008)。結(jié)合研究區(qū)壓汞數(shù)據(jù)，擬合得到砂巖及泥巖孔隙度、滲透率與孔喉半徑的變化模型(式5)：

r=-0.9166e-0.2542φ+0.07305lnK+0.2692

R2=0.7526

(5)

根據(jù)泥巖物性隨埋深變化模型(式3)，計(jì)算出每個(gè)油氣藏周?chē)哪鄮r孔隙度、滲透率，再根據(jù)式5計(jì)算出每個(gè)油氣藏的儲(chǔ)層砂巖孔喉半徑與其周?chē)哪鄮r孔喉半徑，兩者相除得到圍巖介質(zhì)(泥巖)與儲(chǔ)層砂巖的毛細(xì)管力比值(圖4)。

從珠一坳陷已發(fā)現(xiàn)有效儲(chǔ)層(油層、水層)與干層的圍巖介質(zhì)與儲(chǔ)層砂巖的毛細(xì)管力比值分布圖(圖4)中可以明顯看出，有效儲(chǔ)層與干層之間存在著明顯的分界線(圖4中所示虛線)。分界線右側(cè)主要分布有效儲(chǔ)層(分界線右側(cè)的有效儲(chǔ)層占有效儲(chǔ)層總數(shù)的99.2%)，分界線左側(cè)以干層為主(分界線左側(cè)的干層占干層總數(shù)量的91.4%)。據(jù)此可以將這條分界線看作是有效儲(chǔ)層分布的邊界，分界線所對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)層物性條件即為有效儲(chǔ)層物性下限。值得注意的是，分界線表征的是毛細(xì)管力比值隨埋深的變化，它不僅與砂巖儲(chǔ)層的物性條件有關(guān)，還與圍巖介質(zhì)的物性條件有關(guān)(式2)，故本文采用砂巖與圍巖介質(zhì)的毛細(xì)管力比值這一參數(shù)來(lái)表征有效儲(chǔ)層物性下限。根據(jù)該下限值隨埋深的變化關(guān)系，擬合得出有效儲(chǔ)層物性下限對(duì)應(yīng)的毛細(xì)管力比值隨埋深變化的關(guān)系式(式6)：

P′=1.967468 e0.00026 Z

(6)

圖4 珠江口盆地珠一坳陷已發(fā)現(xiàn)油氣藏 毛細(xì)管力比值分布圖Fig. 4 Distribution of capillary pressure ratio of oil and gas reservoirs to surrounding rocks in the Zhu-1 Depression, Pearl River Mouth Basin

圖5 珠江口盆地珠一坳陷H25構(gòu)造1井有利儲(chǔ)層分布預(yù)測(cè)圖Fig. 5 Prediction of distribution of effective reservoirs in the Well-1 of the H25 Structure, in the Zhu-1 Depression, Pearl River Mouth Basin

以H25構(gòu)造1井文昌組砂巖儲(chǔ)層為例，來(lái)驗(yàn)證該方法的可靠性與指導(dǎo)意義。H25構(gòu)造1井文昌組埋深3700～3950m，根據(jù)公式6計(jì)算得到相應(yīng)的毛細(xì)管力臨界值范圍為4.54～4.80，并可劃分出10個(gè)有效儲(chǔ)層(圖5，編號(hào)1～10)。根據(jù)測(cè)井解釋成果， H25構(gòu)造1井文昌組共有3個(gè)有效儲(chǔ)層，其中有1個(gè)油層和2個(gè)水層。3個(gè)油水層的毛細(xì)管力比值分布范圍為4.8～14，且均大于其對(duì)應(yīng)深度處的毛細(xì)管力比值臨界值。測(cè)井解釋得出的油氣水層毛細(xì)管力比值均大于該方法計(jì)算得到的有效儲(chǔ)層物性下限對(duì)應(yīng)的毛細(xì)管力比值，表明用該方法確定出的有效儲(chǔ)層物性下限具有較高的可靠性。此外，可以根據(jù)砂巖儲(chǔ)層的毛細(xì)管力比值及其對(duì)應(yīng)埋深的毛細(xì)管力比值臨界值的關(guān)系，預(yù)測(cè)H25構(gòu)造1井文昌組的剩余潛在有效儲(chǔ)層共7層(圖5中編號(hào)1、2、5、6、8、9、10)。當(dāng)烴源灶供烴量足夠且具有有利的油氣運(yùn)移通道時(shí)，這些潛在的有效儲(chǔ)層即可儲(chǔ)集油氣，形成油氣藏。該方法對(duì)于今后勘探過(guò)程中優(yōu)選勘探目標(biāo)具有一定的指導(dǎo)意義。

4 結(jié)論

(1)含油氣盆地碎屑巖儲(chǔ)層客觀存在著一個(gè)物性下限。在這個(gè)下限以上，儲(chǔ)層可視為有效儲(chǔ)層，具有儲(chǔ)集油氣的能力，在這個(gè)下限以下，油氣無(wú)法進(jìn)入從而不能聚集成藏。

(2)由于物性差異導(dǎo)致的儲(chǔ)層砂巖與圍巖介質(zhì)的毛細(xì)管力差異是油氣能否進(jìn)入砂巖儲(chǔ)層成藏的關(guān)鍵因素，也是判別有效儲(chǔ)層的重要依據(jù)。有效儲(chǔ)層物性下限對(duì)應(yīng)的毛細(xì)管力比值隨埋深增大表現(xiàn)出逐漸增加的變化趨勢(shì)。

(3)珠一坳陷有效儲(chǔ)層物性下限對(duì)應(yīng)的毛細(xì)管力比值隨埋深呈指數(shù)遞增。根據(jù)本文方法計(jì)算得到的H25構(gòu)造1井文昌組有效儲(chǔ)層共10層。根據(jù)測(cè)井資料解釋文昌組油水層3層，且3層全部在本文方法計(jì)算得出的有效儲(chǔ)層范圍內(nèi)，表明本文方法的可靠性，并具有一定的預(yù)測(cè)作用。