致密油流動孔隙度下限
——高壓壓汞技術(shù)在松遼盆地南部白堊系泉四段的應(yīng)用

公言杰，柳少波，朱如凱，劉可禹,，唐振興，姜林

（1.提高石油采收率國家重點實驗室；2.中國石油勘探開發(fā)研究院；3.CSIRO Earth Science and Resource Engineering；4.中國石油吉林油田公司）

致密油流動孔隙度下限
——高壓壓汞技術(shù)在松遼盆地南部白堊系泉四段的應(yīng)用

公言杰1,2，柳少波1,2，朱如凱1,2，劉可禹1,2,3，唐振興4，姜林1,2

（1.提高石油采收率國家重點實驗室；2.中國石油勘探開發(fā)研究院；3.CSIRO Earth Science and Resource Engineering；4.中國石油吉林油田公司）

以松遼盆地南部讓字井斜坡區(qū)白堊系泉頭組四段致密層密閉取心井30塊樣品為研究對象，根據(jù)高壓壓汞實驗和氦氣測定孔隙度，以及含油飽和度數(shù)據(jù)分析，確定其致密油流動孔隙度下限及流動孔隙度控制因素。將油藏條件毛管壓力與壓汞實驗得到的毛管壓力進行換算，可計算不同油藏注入壓力條件下的流動孔隙度，通過求取含油樣品流動孔隙度最小值與不含油樣品流動孔隙度最大值，確定研究區(qū)含油樣品的流動孔隙度下限為3.2%，對應(yīng)油藏條件下注入壓力為0.35 MPa，高于此注入壓力致密油可發(fā)生有效流動與聚集。致密層流動孔隙度與孔喉比呈負相關(guān)，儲集層孔喉連通性變差時，需要更高注入壓力流動孔隙度才能達到3.2%；流動孔隙度達到3.2%所需注入壓力與儲集層質(zhì)量系數(shù)呈較好負相關(guān)性，隨著儲集層質(zhì)量系數(shù)增加，流動孔隙度達到3.2%需要的注入壓力有降低趨勢?；谥旅苡土鲃涌紫抖认孪藓陀筒貤l件下注入壓力，建立了致密油有效聚集判別圖版。圖9表1參14

松遼盆地南部；白堊系；致密油；孔隙度下限

0 引言

流動孔隙度是指在一定壓差作用下，巖石孔隙中飽和流體流動時，可動流體的孔隙體積與巖石體積比值[1]。高壓壓汞技術(shù)可有效表征致密儲集層樣品的毛管壓力，建立最小濕相飽和度[2]或束縛流體飽和度[3]與壓

力之間的關(guān)系，進而有效表征可動流體參數(shù)[4-5]。因此可利用高壓壓汞實驗準確求取不同進汞壓力下的流動孔隙度。本文通過高壓壓汞實驗系統(tǒng)研究致密油流動孔隙度特征，確定松遼盆地南部白堊系泉四段致密油流動孔隙度下限，以及流動孔隙度的控制因素，并建立研究區(qū)致密油有效聚集的判別圖版，對致密油評價具有重要意義。

1 實驗方法與結(jié)果

1.1 實驗方法

松遼盆地南部讓字井斜坡區(qū)白堊系泉頭組四段發(fā)育致密油，選取全井段取心井Z59井樣品進行研究，（見圖1）。Z59井是該區(qū)唯一的密閉取心井，對具有較好含油性的3個砂層組進行了系統(tǒng)密閉取心。選取砂層組1和砂層組2的16個樣品，砂組3的14個樣品，共30個樣品進行高壓壓汞實驗。

壓汞實驗采用PoreMasterGT 60高壓壓汞儀，實驗步驟依據(jù)國家標準GB/T 21650.1-2008[6]，具體測試條件為：汞表面張力480 mN/m，汞接觸角140°，膨脹計體積0.5 mL，設(shè)備壓力范圍0.1～448.0 MPa。實際測量采用最大進汞壓力主要為50～200 MPa，最高實驗進汞壓力206 MPa。壓汞曲線可反映連通性孔喉結(jié)構(gòu)特征[7-8]。壓汞實驗過程中，進汞過程為非潤濕相驅(qū)替潤濕相。當注入壓力增加到突破更細小的孔喉毛管壓力時，進汞飽和度逐漸增加。

圖1 松遼盆地南部白堊系泉四段致密油分布圖

1.2 實驗結(jié)果

對研究區(qū)Z59井3個砂層組30個樣品進行高壓壓汞實驗，實驗樣品氦氣測孔隙度為1.20%～10.30%，壓汞計算孔隙度1.20%～9.05%，空氣滲透率為（0.01～0.67）×10?3μm2，屬于致密儲集層。樣品儲集層質(zhì)量系數(shù)為0.06～0.30。樣品測定的氣測孔隙度為有效孔隙度，即為一定壓差下，飽和油氣水且相互連通的孔隙體積與巖石體積比值[1]；高壓壓汞實驗測定孔隙度為流動孔隙度（通過進汞體積換算得到的孔隙體積與巖石體積比值），即一定壓差下，飽和巖石中可動流體體積與巖石體積比值，因此，流動孔隙度應(yīng)小于有效孔隙度[1]，兩組孔隙度測定數(shù)據(jù)很好地證明了這一點（見表1），其主要原因在于汞和氣體對巖石界面的作用存在差異。

壓汞測定孔隙度與單位質(zhì)量孔容呈正相關(guān)關(guān)系（見圖2a），單位質(zhì)量孔容從0.01增加到0.04，壓汞測定孔隙度從1.20%增至9.05%。不同樣品最大進汞壓力差異顯著，最小為19.9 MPa，最大為206 MPa。最大進汞壓力與儲集層平均孔徑呈非線性負相關(guān)（見圖2b），即儲集層平均孔徑越小，最大進汞壓力越大。儲集層平均孔徑小于0.15 μm時，最大進汞壓力集中在200 MPa左右；儲集層平均孔徑為0.15～0.60 μm時，最大進汞壓力分布在50～200 MPa；儲集層平均孔徑大于0.8 μm時，最大進汞壓力小于50 MPa。

2 討論

2.1 實驗進汞壓力與油藏條件下注入壓力

高壓壓汞實驗中進汞壓力換算得到的毛管壓力與

油藏條件下的毛管壓力不同，將高壓壓汞實驗得到的毛管壓力與油藏條件下毛管壓力進行換算，換算中假設(shè)樣品密閉取心至地面后孔喉半徑?jīng)]有較大變化。本文樣品取樣深度2 110～2 130 m，平均地?zé)崽荻葹?.2 ℃/100 m[9]，油藏溫度約為90 ℃，壓力系數(shù)為0.88～1.10，地層壓力為18～20 MPa。相應(yīng)溫壓條件下油水界面張力為25.2 mN/m，水與巖石潤濕角為0°；進汞實驗條件為常溫，汞表面張力480 mN/m，對巖石潤濕角140°。

表1 研究區(qū)致密層樣品壓汞測定孔隙度與氣測孔隙度

圖2 高壓壓汞實驗參數(shù)相關(guān)性統(tǒng)計

根據(jù)毛管壓力公式[3]：

根據(jù)（3）式可求取不同進汞壓力對應(yīng)的油藏條件下的注入壓力。研究區(qū)樣品主要進汞壓力分布在1.4～57.0 MPa，計算得到油藏條件下的注入壓力為0.1～4.0 MPa。

前人對研究區(qū)不同井位的源儲注入壓差進行了研究，認為致密油的有利發(fā)育區(qū)主要在源儲壓差為8～12 MPa的區(qū)域[10-11]。盡管8～12 MPa遠大于計算得到的油藏條件下的注入壓力（0.1～4.0 MPa），但二者并不矛盾：8～12 MPa為源巖與儲集層壓力差值，主要根據(jù)聲波時差進行計算，并不代表實際充注過程中的注入壓力值，根據(jù)壓力在地層中的傳遞規(guī)律[12]，8～12 MPa壓差經(jīng)過幾百米厚烴源巖傳遞至儲集層中，原油運移的前緣壓力基本降至1 MPa以內(nèi)，這與前人提出的8～12 MPa壓力下油氣可下排270～340 m的理論計算結(jié)果[10]吻合。

2.2 油藏條件下流動孔隙度下限

實驗測定砂層組3中s128號樣品在最大進汞壓力條件下的流動孔隙度為3.46%，有效孔隙度為5.20%。

s89樣品最大進汞壓力條件下的流動孔隙度為3.63%，有效孔隙度為4.90%，但抽提法測得含油飽和度高達48.2%，且出井15 d的巖心樣品也顯示s89號、s128號樣品含油性較好（見圖3），因此盡管目前研究區(qū)儲量計算設(shè)定有效孔隙度下限為5.5%，但實際有效孔隙度下限應(yīng)小于5.5%。由于s128樣品沒有進行含油飽和度測定，僅從巖心含油顯示進行其含油性判斷沒有數(shù)據(jù)支撐，因此選取3.63%作為含油樣品的最小流動孔隙度。砂層組3樣品的流動孔隙度與有效孔隙度的平均差值為1.24%，因此砂層組3含油樣品的最小有效孔隙度為4.87%。需要說明的是，流動孔隙度下限是變化的，受烴源巖厚度、生烴強度和裂縫（微裂隙）發(fā)育情況影響較大，且不同研究區(qū)下限值差異很大。本次研究針對特定研究區(qū)樣品分析下限值，則其應(yīng)為一個既定值。

圖3 Z59井砂層組3出井15 d時的巖心樣品

盡管砂層組1和砂層組2樣品沒有進行含油飽和度測定，但可根據(jù)巖心錄井含油性顯示進行對比分析。與砂層組3樣品全部含油不同，砂層組1和砂層組2樣品只有2 040～2 050 m層段含油，其余樣品不含油。不含油樣品的流動孔隙度最大值為2.83%。砂層組1和砂層組2樣品的流動孔隙度與有效孔隙度差值平均0.74%，有效孔隙度最大值為3.57%。因此研究區(qū)含油樣品的流動孔隙度下限范圍2.83%～3.63%，有效孔隙度下限范圍為3.57%～4.87%。一般取區(qū)間均值為下限值，則含油樣品流動孔隙度與有效孔隙度下限分別約為3.2%與4.2%。

2.3 油藏條件下不同注入壓力的流動孔隙度

當流動孔隙度小于3.2%時，原油不能有效聚集成藏。砂層組1和砂層組2大部分樣品流動孔隙度沒有達到研究區(qū)流動孔隙度下限（見表1），而砂層組3中樣品都含油，且流動孔隙度都大于3.2%，因此本次研究以砂層組3為例，討論油藏條件下注入壓力與流動孔隙度關(guān)系。

根據(jù)（3）式，由高壓壓汞實驗注入壓力下的流動孔隙度，可得到不同油藏注入壓力條件下的流動孔隙度。對砂層組3含油樣品進行分析，選取5組實驗數(shù)據(jù)，進汞壓力為1 MPa、3 MPa、5 MPa、10 MPa、15 MPa，根據(jù)（3）式求得油藏條件下注入壓力為0.07 MPa、0.21 MPa、0.35 MPa、0.70 MPa、1.05 MPa。

油藏條件下注入壓力為0.07 MPa時，2 112～2 120 m層段樣品流動孔隙度為1%～5%，因此儲集層流動性較好，而2 120～2 130 m層段樣品流動孔隙度基本小于1%，表明儲集層流動性微弱。注入壓力從0.07 MPa增至0.21 MPa，大部分樣品的流動性發(fā)生變化，其中2 112～2 120 m樣品流動孔隙度平均增大為4%～6%，高于流動孔隙度下限，因此該層段樣品內(nèi)原油能夠發(fā)生有效聚集；而2 120～2 130 m層段大部分樣品流動孔隙度由低于1%增大為2%左右，儲集層流動性仍然有限（見圖4）。

注入壓力從0.21 MPa增至0.35 MPa、0.70 MPa，2 120～2 130 m層段樣品的流動性改善最明顯，大部分樣品在0.70 MPa注入壓力條件下的流動孔隙度為流動孔隙度極限的60%～80%，流動孔隙度平均約為3.5%，超過流動孔隙度下限；而2 112～2 120 m層段含油樣品流動孔隙度隨注入壓力增加，變化不是很大。注入壓力從0.70 MPa增至1.05 MPa，盡管2 112～2 120 m層段含油樣品流動孔隙度隨注入壓力增加增速明顯減

緩，但平均流動孔隙度仍然增至6%～8%，表明此時的含油樣品流動性再次提高，致密油有效聚集孔隙體積增加，且達到流動孔隙度極限的90%左右；而2 120～2 130 m層段含油樣品流動孔隙度變化不是很大。當注入壓力從1.05 MPa增加至最大注入壓力時，2 112～ 2 120 m層段大部分流動孔隙度變化很小，而2 120～2 130 m層段流動孔隙度變化很大。

圖4 油藏條件下注入壓力、流動孔隙度與深度關(guān)系

圖5 不同樣品流動孔隙度達到3.2%與4.8%時所需要的油藏條件下注入壓力對比

對比不同樣品流動孔隙度達到3.2%和4.8%時所需油藏條件下注入壓力（見圖5）。除s89、s97、s113、s128樣品達到3.2%所需油藏條件下注入壓力超過0.5 MPa，

其余樣品油藏條件下注入壓力基本小于0.5 MPa，平均為0.35 MPa，說明研究區(qū)樣品內(nèi)致密油在油藏條件下注入壓力為0.35 MPa即可發(fā)生有效聚集。要求流動孔隙度達到4.8%時，2 112～2 117 m層段樣品所需注入壓力小于0.5 MPa，其余層段大部分樣品所需注入壓力為0.5～2.5 MPa，平均為0.74 MPa。因此研究比較發(fā)現(xiàn)，不同樣品的流動孔隙度達到指定值所需的油藏條件下注入壓力不一樣。

抽提法實驗測定的密閉樣品含油飽和度與流動孔隙度達到3.2%時所需注入壓力呈良好負相關(guān)性（見圖6）。注入壓力為0.2 MPa，含油飽和度應(yīng)為20%～55%。

2.4 流動孔隙度控制因素

流動孔隙度是儲集層流動性的表征參數(shù)。油藏條件下不同注入壓力的流動孔隙度對致密油成藏聚集有重要意義，只有這部分孔隙度內(nèi)的原油可發(fā)生有效聚集，對評價致密油資源量具有十分重要的作用[13-14]。流動孔隙度除了受控于成藏壓力之外，還受控于儲集層微觀結(jié)構(gòu)，本次研究選取兩個重要的儲集層表征參數(shù)（孔喉比與儲集層質(zhì)量系數(shù)）與流動孔隙度進行擬合（見圖7）。其中孔喉比是孔喉體積比，即與喉道連通的孔隙體積與喉道體積的比值，反映儲集層的連通性，孔喉比越小代表連通性越好，最小值為1。儲集層質(zhì)量系數(shù)反映儲集層微觀非均質(zhì)性與孔喉表面光滑程度，儲集層質(zhì)量系數(shù)越大，孔喉表面越光滑，均質(zhì)性越好。

圖6 流動孔隙度達到3.2%對應(yīng)油藏注入壓力與含油飽和度關(guān)系（未含s128樣品）

圖7 孔喉比、儲集層質(zhì)量系數(shù)與流動孔隙度擬合關(guān)系

擬合結(jié)果顯示孔喉比小于2時，流動孔隙度與孔喉比無明顯相關(guān)性，表明儲集層連通性較好時，流動孔隙度主要受控于注入壓力以及其他儲集層因素。當孔喉比大于2時，流動孔隙度與孔喉比呈負相關(guān)性，此時儲集層孔喉連通性較差，孔喉比對流動孔隙度起重要控制作用。儲集層質(zhì)量系數(shù)小于0.1時，流動孔隙度總體較小，不超過5%；儲集層質(zhì)量系數(shù)大于0.1時，流動孔隙度與儲集層質(zhì)量系數(shù)呈一定正相關(guān)性，但相關(guān)性較弱（見圖7）。流動孔隙度達到3.2%時注入壓力與孔喉比呈現(xiàn)明顯正相關(guān)關(guān)系（見圖8a），表明儲集層孔喉連通性變差時，需要更高壓力流動孔隙度才能達到3.2%，即孔喉比增加影響儲集層微觀流動性。流動

孔隙度達到3.2%所需注入壓力與儲集層質(zhì)量系數(shù)呈較好負相關(guān)性（見圖8b），即隨著儲集層質(zhì)量系數(shù)的增加，流動孔隙度達到3.2%需要的注入壓力有降低趨勢。

基于上述研究，建立研究區(qū)致密油有效聚集判別圖版（見圖9），圖中2條藍色曲線分別代表不同類型樣品油藏條件下注入壓力與流動孔隙度變化特征。流動孔隙度大于3.2%，且油藏條件下注入壓力大于0.35 MPa時，致密油即可發(fā)生有效聚集，該區(qū)為有效聚集區(qū)。油藏條件下注入壓力小于0.35 MPa時由于壓力不足A類樣品中致密油不能發(fā)生有效聚集。B類樣品由于流動孔隙度本身小于流動孔隙度下限，即使油藏條件下注入壓力再大致密油也不發(fā)生有效聚集。研究區(qū)3個砂層組的含油樣品均為A類樣品，不含油樣品為B類樣品。

圖8 流動孔隙度達到3.2%所需注入壓力與孔喉比、儲集層質(zhì)量系數(shù)關(guān)系

圖9 致密油有效聚集判別圖版

3 結(jié)論

利用高壓壓汞實驗技術(shù)可準確求取不同進汞壓力下的流動孔隙度。根據(jù)研究區(qū)實際地質(zhì)條件，將油藏條件毛管壓力與壓汞實驗得到的毛管壓力進行換算，可計算不同油藏注入壓力條件下的流動孔隙度。

注入壓力、孔喉比與儲集層質(zhì)量系數(shù)對儲集層流動孔隙度具有明顯控制作用?？缀肀仍黾佑绊憙瘜游⒂^流動性，隨著儲集層質(zhì)量系數(shù)的增加，流動孔隙度達到3.2%需要的注入壓力有降低的趨勢。

通過求取含油樣品流動孔隙度最小值與不含油樣品流動孔隙度最大值，選取3.2%作為含油樣品的流動孔隙度下限，對應(yīng)有效孔隙度下限為4.2%。研究區(qū)流動孔隙度下限3.2%對應(yīng)油藏條件下注入壓力0.35 MPa，大于該注入壓力致密油可發(fā)生有效流動與聚集。據(jù)此建立了致密油有效聚集判別圖版。

致謝：本文研究過程中，中國石油勘探開發(fā)研究院鄒才能教授、趙孟軍教授、袁選俊教授、陶士振教授以及中國石油吉林油田公司江濤、鄧守偉、楊亮、黃銘志等提供了幫助與指導(dǎo)，在此表示衷心的感謝。

符號注釋：

K——滲透率，μm2；φ——孔隙度，%；pc——毛管壓力，Pa；pcm——高壓壓汞實驗毛管壓力，Pa；pco——油藏條件下的毛管壓力，Pa；r——孔喉半徑，m；σ——油水界面張力，N/m；σm——高壓壓汞實驗汞表面張力，N/m；σo——油藏條件下的油水界面張力，N/m；θ——水與巖石潤濕角，（°）；θo——油藏條件下水與巖石潤濕角，（°）；θm——高壓壓汞實驗汞與巖石潤濕角，（°）。

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（編輯 林敏捷）

Low limit of tight oil flowing porosity:Application of high-pressure mercury intrusion in the fourth Member of Cretaceous Quantou Formation in southern Songliao Basin,NE China

Gong Yanjie1,2,Liu Shaobo1,2,Zhu Rukai1,2,Liu Keyu1,2,3,Tang Zhenxing4,Jiang Lin1,2
(1.State Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery,Beijing 100083,China;2.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Beijing 100083,China;3.CSIRO Earth Science and Resource Engineering,Bentley WA 6112,Australia;4.Jilin Oilfield Company,PetroChina,Songyuan 138000,China)

According to porosity measured by high-pressure mercury intrusion experiments and helium,and analysis of oil saturation data of 30 samples of tight formations of Member 4 of Cretaceous Quantou Formation in Rangzijing slope zone,southern Songliao Basin,the low limit of flowing porosity of tight oil and its controlling factors of the samples are determined.By conversion between capillary pressure in reservoir conditions and capillary pressure from high-pressure mercury intrusion experiments,flowing porosity in various injection pressures in reservoir condition can be calculated.By calculating the minimum flowing porosity of oil-bearing samples and the maximum flowing porosity of the samples without oil,it is confirmed that 3.2% is the low limit of flowing porosity in the oil-bearing samples in the study area;and the corresponding injection pressure in reservoir conditions is 0.35 MPa.If the injection pressure is higher than 0.35 MPa,tight oil can effectively flow and accumulate.The flowing porosity of tight formations and pore-throat ratio are negatively related.When the connectivity of pore-throat in reservoirs becomes poorer,higher injection pressure is needed for flowing porosity to be 3.2%.The injection pressure needed for flowing porosity to be 3.2% have a negative correlation to reservoir quality coefficient.With the reservoir quality coefficient increasing,the injection pressure needed for flowing porosity to be 3.2% has a decreasing tendency.Based on the tight oil low limit of flowing porosity and injection pressure in reservoir conditions,the discriminant chart of effective accumulation of tight oil is set up.

southern Songliao Basin;Cretaceous;tight oil;low limit of flowing porosity

國家重點基礎(chǔ)研究發(fā)展計劃（973）項目（2014CB239000）；國家“十二五”科技重大專項（2011ZX05001）中國石油天然氣股份有限公司科學(xué)研究與技術(shù)開發(fā)項目（2014A-0214）

TE122

A

1000-0747(2015)05-0681-08

10.11698/PED.2015.05.17

公言杰（1986-），男，山東臨沂人，中國石油勘探開發(fā)研究院工程師，現(xiàn)為中國石油勘探開發(fā)研究院在讀博士研究生，主要從事非常規(guī)油氣成藏與實驗技術(shù)研究。地址：北京市海淀區(qū)學(xué)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：gongyanjie2008@petrochina.com.cn

2014-09-25

2015-07-20