鄂爾多斯盆地長7段致密油成藏物性下限研究

吳康軍，劉洛夫，徐正建，竇文超，羅安湘，付金華，譚先鋒

(1.中國石油大學(xué)(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京　102249； 2.中國石油大學(xué)(北京) 盆地與

油藏研究中心，北京　102249； 3.中國石油 長慶油田公司，西安　710018； 4.重慶科技學(xué)院，重慶　401331)

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鄂爾多斯盆地長7段致密油成藏物性下限研究

吳康軍1,2，劉洛夫1,2，徐正建1,2，竇文超1,2，羅安湘3，付金華3，譚先鋒4

(1.中國石油大學(xué)(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京102249； 2.中國石油大學(xué)(北京) 盆地與

油藏研究中心，北京102249； 3.中國石油 長慶油田公司，西安710018； 4.重慶科技學(xué)院，重慶401331)

摘要：鄂爾多斯盆地延長組長7段致密砂巖儲層在湖盆中心大面積分布，成藏期的儲層物性下限是決定油氣是否充注儲層的重要參數(shù)。運用恒速壓汞和納米CT掃描技術(shù)分析了長7段湖盆中心滲透率小于0.3×10-3μm2、孔隙度小于12%的致密砂巖儲層的物性及微觀孔喉特征。結(jié)果表明，其平均孔隙半徑為160 μm，喉道半徑不超過0.55 μm，均值為0.33 μm。在分析致密油成藏期儲源壓差、原油物理性質(zhì)及盆地流體特征的基礎(chǔ)上，結(jié)合致密儲層油氣驅(qū)替模擬實驗及最小流動孔喉半徑法，綜合確定了研究區(qū)長7段致密油成藏期油氣開始充注時的孔喉下限為14 nm，孔隙度下限為4.2%，滲透率下限為0.02×10-3μm2，要達(dá)到含油飽和度超過40%而實現(xiàn)致密油的大面積連續(xù)分布，孔喉半徑下限應(yīng)為0.12 μm，孔隙度下限為7.3%，滲透率下限值為0.07×10-3μm2。

關(guān)鍵詞：物性下限；油氣成藏；致密儲層；致密油；延長組；鄂爾多斯盆地

有效儲層是指儲集了烴類流體并可采出的物性下限以上的部分，該物性下限即有效儲層物性下限[1-2]。與有效儲層物性下限不同，成藏物性下限是指在油氣成藏時，油氣在特定的地質(zhì)條件下克服運移阻力從而充注儲層的最小物性界線，通常用孔隙度下限和滲透率下限2個重要參數(shù)來表征。目前，對于有效儲層物性下限的確定，主要是基于統(tǒng)計學(xué)的原理，利用分布函數(shù)曲線法、試油法、束縛水飽和度法等求取[3-5]，而對于成藏期油氣充注物性下限研究方法有：基于油氣顯示砂巖的孔隙度—滲透率關(guān)系確定[6-8]；以現(xiàn)今儲層含油物性下限為切入點，對現(xiàn)今儲層含油物性下限進(jìn)行成藏后孔隙度損失量補償，從而求取油氣成藏孔隙度下限[9]；利用砂巖樣品雙軸承壓充注實驗?zāi)M地層條件下石油充注臨界條件，確定成藏期物性下限[10]。本文在明確延長組長7段致密油發(fā)育特征的基礎(chǔ)上，考慮了致密油成藏期儲源壓差、原油物理性質(zhì)及盆地流體特征，結(jié)合致密儲層油氣驅(qū)替模擬實驗及最小流動孔喉半徑法，對長7段致密油成藏時的物性下限進(jìn)行了研究。成藏物性下限的確定對判斷致密油成藏期儲層能否發(fā)生油氣充注提供定量依據(jù)，為致密油資源量的計算及成藏機(jī)理的研究提供指導(dǎo)。

1致密油的形成條件

鄂爾多斯盆地是由古生界地臺與中新界臺內(nèi)坳陷疊合的克拉通盆地，與威利斯頓盆地Bakken組具有極其相似的構(gòu)造背景和致密油富集規(guī)律[11]。三疊系長7段沉積時期是湖盆發(fā)育的鼎盛時期，半深湖—深湖環(huán)境下沉積的泥頁巖為中生界最重要的優(yōu)質(zhì)烴源巖[12-15]。大范圍分布的優(yōu)質(zhì)烴源巖與連續(xù)分布的致密儲層緊密接觸，形成共生層系。烴源巖為致密油的形成創(chuàng)造物質(zhì)條件的同時，其生烴增壓產(chǎn)生的異常高壓為石油充注致密儲層提供了動力[16-17]。

2致密儲層孔喉特征

孔隙喉道為連通孔隙的狹窄通道，其大小和形態(tài)主要取決于碎屑顆粒的接觸關(guān)系、膠結(jié)類型和顆粒本身的形態(tài)及大小，是決定儲層滲流能力的主要因素。對于致密儲層而言，常規(guī)的分析技術(shù)已不能完全反映其致密特征的研究，本文采用了恒速壓汞和CT掃描圖像處理技術(shù)分析致密儲層的孔喉特征。

恒速壓汞是基于準(zhǔn)靜態(tài)實驗過程，不但可以將孔隙與喉道區(qū)別開來，同時其測量值更接近靜態(tài)毛細(xì)管壓力，從而使喉道半徑結(jié)果更接近實際情況，可以定量表征孔喉特征參數(shù)的變化，是非常規(guī)儲層孔喉結(jié)構(gòu)分析最先進(jìn)的技術(shù)之一。所選實驗樣品滲透率介于(0.031~0.407)×10-3μm2，孔隙度介于7.6%~14.2%之間。實驗結(jié)果表明，致密油儲層平均孔隙半徑為151.47~165.00 μm，與滲透率無明顯的相關(guān)性；平均喉道半徑為0.26~0.36 μm，是影響流體滲流的主要控制因素，與滲透率具有很強的正相關(guān)性；平均孔喉比為488.61~675.03，與滲透率呈負(fù)相關(guān)性；主流喉道平均半徑值為0.25~0.50 μm，其值越大，意味著數(shù)量較多的細(xì)小喉道對滲透率的貢獻(xiàn)較小(表1)。從孔隙半徑分布曲線上可以看出，孔隙半徑主要分布在100~200 μm之間，相對于常規(guī)儲層，孔隙半徑分布范圍相對更窄(圖1a)；喉道半徑的分布范圍也較窄，主要分布在0.15~0.55 μm之間，喉道半徑小于0.5 μm的喉道占到總喉道的90%以上，且變化特征更為敏感(圖1b)。通過分析認(rèn)為，常規(guī)和非常規(guī)儲層的主要差異體現(xiàn)在喉道大小和分布特征上，非常規(guī)儲層中小喉道所占比例最大。

表1　鄂爾多斯盆地延長組長7段致密砂巖恒速壓汞實驗數(shù)據(jù)

圖1　鄂爾多斯盆地延長組長7段致密砂巖孔隙半徑(a)、喉道半徑分布曲線(b)

納米/微米CT成像數(shù)字分析是通過錐束CT和扇束CT對巖石進(jìn)行掃描，采集包含物體位置和密度信息的X射線圖像，可得到物體內(nèi)部清晰的二維、三維圖像。該技術(shù)可針對不同尺寸樣品進(jìn)行微米(納米)CT分析，獲取納米、微米與毫米級多尺度孔喉結(jié)構(gòu)特征，精確定位不同孔喉的位置。長7段致密砂巖儲層具有一定的儲集空間(圖2)，孔隙通過大小不一的微觀孔喉相互連通，孔隙空間在三維空間內(nèi)分布極不均勻，整體呈孤立狀，局部呈條帶狀，圍繞連通的孔隙空間周圍存在著較多的孤立孔隙，為無效孔隙。微觀孔喉粗細(xì)差別較大，多呈微小球狀、細(xì)小管狀，垂向分布不均。直徑較小的微觀孔喉不連通，呈孤立狀，局部孤立的微觀孔喉分布于顆粒內(nèi)部，屬于顆粒內(nèi)微孔或晶間微孔。局部較發(fā)育的微觀孔喉呈層狀、條帶狀，多圍繞顆粒分布，孔喉邊緣表面粗糙，推測為顆粒間溶蝕微孔，層狀、條帶狀微米級孔喉具有較好的連通性，具有很好的微孔隙溝通能力。

在采用恒速壓汞和納米CT掃描技術(shù)分析長7段致密油砂巖儲層后，對本區(qū)致密砂巖儲層的孔隙和喉道的大小、分布特征、連通情況有了比較清楚的了解，是油氣驅(qū)替模擬實驗及定量計算最小孔喉半徑的前提，為確定致密油成藏期的充注物性下限提供了基礎(chǔ)理論。

3成藏物性下限的確定

盡管現(xiàn)今鄂爾多斯盆地為低壓盆地，但在地質(zhì)歷史時期曾為超壓盆地，早白堊世長7段埋深為2 600～2 900 m，地?zé)崽荻冗_(dá)3.5～4.0 ℃/hm[18-19]，早白堊世是致密油的成藏時期[20]，致密油成藏期時湖盆中部地區(qū)長7油層組普遍存在異常高壓，剩余壓力一般為8～20 MPa[21]，地層壓力系數(shù)一般為1.2～1.8，上下地層的長6、長8的地層壓力系數(shù)逐漸減小[22]。

圖2　鄂爾多斯盆地延長組長7段致密砂巖納米CT掃描

3.1　最小流動孔喉半徑法

對于非常規(guī)油氣中的致密油，油氣大量生、排烴時期，生烴增壓是油氣充注儲層的主要動力。油氣在壓力的驅(qū)使下通過致密儲層中的喉道而進(jìn)入到孔隙空間，喉道的大小是決定油氣是否充注孔隙空間的關(guān)鍵因素之一，而這種能使油氣滲流的最小喉道半徑就是致密油氣充注致密儲層的最小流動孔喉半徑[23]。儲層的孔隙表面上有一層水均勻地鋪展，且這種孔隙表面水具有一定的厚度，即水膜厚度?？缀戆霃叫∮诖怂さ暮穸?，巖石孔喉完全被束縛水封堵，則油氣不可能通過喉道，此時的巖石顆粒表面束縛水膜厚度即最小流動孔喉半徑(圖3)。確定了不同盆地地質(zhì)條件下巖石表面的臨界水膜厚度即最小流動孔喉半徑，進(jìn)而可應(yīng)用統(tǒng)計分析方法建立孔喉半徑與孔隙度和滲透率的關(guān)系圖版，求取最小流動孔喉半徑對應(yīng)的孔隙度和滲透率，即為一定條件下油氣的成藏物性下限值。

國內(nèi)外的研究成果普遍認(rèn)為，0.1 μm厚度相當(dāng)于水濕碎屑巖表面附著的水膜厚度[24]。由于水膜厚度受盆地溫壓和巖石潤濕性的影響，不同地層條件其水膜厚度不同，因此，此數(shù)值并不適合計算研究區(qū)致密油充注時的物性下限。長7段在油氣大量充注的早白堊世時期地層為超壓，通過恢復(fù)成藏期的古壓力、古溫度，得到不同地層壓力下水膜厚度與喉道半徑之間的相關(guān)關(guān)系圖版，并由靜水壓力、古埋深、古壓力系數(shù)等參數(shù)計算得到早白堊世致密油充注時的地層壓力最小值為30 MPa。通過不同地層壓力下水膜厚度與喉道半徑之間的相關(guān)關(guān)系圖版，可得到早白堊世致密油充注時期長7段巖石顆粒間的水膜厚度為14 nm，即成藏期致密油可充注的孔喉下限值為14 nm(圖4)。利用常規(guī)壓汞和恒速壓汞實驗分析，對致密儲層的孔隙度、滲透率、及孔喉半徑分析，并作孔隙度與孔喉半徑、滲透率與孔喉半徑關(guān)系圖。統(tǒng)計分析認(rèn)為，相對于孔隙度，滲透率與孔喉半徑更具有較好的相關(guān)性，孔喉半徑與滲透率成正相關(guān)，相關(guān)系數(shù)達(dá)0.83。研究區(qū)早白堊世致密油成藏時致密油的最小流動孔喉半徑為14 nm，結(jié)合孔喉半徑與滲透率、孔隙度的關(guān)系圖版，可得到研究區(qū)早白堊世致密油成藏時油氣開始充注儲層的孔隙度下限為4.2%，滲透率下限為0.02×10-3μm2(圖5)。

圖3　巖石表面水膜厚度與油氣充注關(guān)系模型

最小流動孔喉半徑法是基于成藏時地層壓力條件下巖石顆粒表面的水膜厚度而計算的成藏物性下限，其方法是在水膜理論基礎(chǔ)上計算的，其物性下限值和最小流動孔喉半徑只是代表了油氣開始充注致密砂巖的臨界條件，而長7段致密油具有大面積連續(xù)分布的特征，致密油要形成大規(guī)模的非常規(guī)油藏，還需進(jìn)行致密油成藏模擬實驗加以研究。

圖4　不同地層壓力條件下

圖5　鄂爾多斯盆地延長組長7段

3.2　驅(qū)替模擬實驗

3.2.1實驗原理及裝置

前述納米CT成像數(shù)字分析和恒速壓汞表明了致密砂巖儲層的孔喉以納米(微米)級別為主，儲層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜。致密儲層與常規(guī)儲層不同，致密儲層內(nèi)流體滲流規(guī)律表現(xiàn)為典型的非達(dá)西滲流特征。致密儲層中流體的注入需要有一個啟動壓力，當(dāng)運聚動力超過啟動壓力后，流體才開始向儲層中充注；非達(dá)西滲流特征主要包括變性達(dá)西滲流和上凹型非達(dá)西滲流2種基本類型，滲透率越低，滲流曲線越趨于上凹型非達(dá)西滲流特征[25-27]。變性達(dá)西滲流曲線表現(xiàn)為直線，常規(guī)儲層滲流曲線經(jīng)過原點，與常規(guī)儲層滲流曲線不同，變性達(dá)西滲流曲線不過原點，而是在壓力梯度軸上存在一段截距，滲流速度隨壓力梯度的增大而變大。上凹型非達(dá)西滲流曲線表現(xiàn)為明顯的非線性特征，其初始部分凹向流速軸，隨著壓力梯度的增大滲流速度由緩慢變大變?yōu)榭焖僮兇?，?dāng)壓力梯度超過一定值后滲流曲線變?yōu)橹本€，滲流曲線與啟動壓力軸的交點即為啟動壓力梯度值。基于致密儲層的滲流原理，設(shè)計壓力狀態(tài)下油氣驅(qū)替鹽水實驗，實驗裝置由動力系統(tǒng)、流體注入系統(tǒng)、流體驅(qū)替系統(tǒng)、溫度測試裝置、數(shù)據(jù)記錄儀等主要部分組成。

3.2.2實驗準(zhǔn)備及參數(shù)確定

先把樣品在全自動洗油儀器內(nèi)用比例為3∶1的酒精與苯進(jìn)行清洗殘余油氣一個月，用相同的原洗油液浸泡10 h，若顏色不變則證明已洗干凈；洗干凈的巖心放于104 ℃的恒溫箱中烘干4 h以上，取出巖心稱重，測量其長度、直徑、孔隙度和滲透率(表2)。長7段致密油地表條件下的原油密度一般為0.83～0.88 g/cm3，地層條件下原油密度約0.70～0.76 g/cm3，黏度平均在1.0 mPa·s左右。早白堊世的成藏時期，長7段的剩余壓力(儲源壓差)為8～20 MPa[20]，綜合成藏期的各地質(zhì)條件，配置40 g/L的鹽水作為實驗用水，選擇黏度為1.0 mPa·s、密度為0.75 g/cm3的煤油為模擬用油，實驗最大壓力70 MPa，溫度在60～70 ℃之間。

表2　鄂爾多斯盆地延長組長7段致密砂巖驅(qū)替模擬實驗數(shù)據(jù)

3.2.3實驗過程及結(jié)果分析

在實驗開始前先用已配置的鹽水浸泡樣品一周，使其飽和，放置于流體驅(qū)替系統(tǒng)中開始實驗。在持續(xù)的壓力條件下，煤油持續(xù)充注到致密砂巖樣品中，驅(qū)替致密巖樣中飽和的鹽水，煤油為幕式充注特征。實驗過程中，間隔時間觀察壓力計并對出口處的鹽水流量進(jìn)行檢測，并記錄實驗數(shù)據(jù)。當(dāng)流體驅(qū)替裝置的出口不再檢測到鹽水，此時煤油在巖心中達(dá)到飽和，巖心從油氣充注階段轉(zhuǎn)為飽和階段，實驗結(jié)束。本次驅(qū)替模擬實驗的4個致密砂巖樣品的滲流特征均表現(xiàn)為上凹型非達(dá)西滲流特征，表明長7段滲透率小于0.3×10-3μm2的致密砂巖儲層中其流體滲流規(guī)律為上凹型非達(dá)西滲流特征。非線性滲流段之前存在一個明顯的不流動段，只有壓力梯度達(dá)到啟動壓力梯度后滲流才會發(fā)生，樣品滲透率不同，其滲流曲線的曲率、非線性段和擬線性段的變化特征也不同；滲透率與啟動壓力梯度成反比，滲透率越小，啟動壓力梯度越大，滲流曲線越靠近壓力梯度軸、非線性段的曲率越大、擬線性段的延長線在壓力梯度軸的截距越長(圖6)。

對長7段致密砂巖樣品中挑選的4個樣品，其物性特征和平均孔喉半徑不同，其實驗結(jié)果也有較大的差異。H136號樣品其滲透率為0.271×10-3μm2，平均孔喉半徑為0.163 3 μm，實驗開始35 min時，其實驗壓差為2.5 MPa，含油飽和度即達(dá)到14.77%，實驗時間長達(dá)12 h，巖心完全被煤油所飽和，其含油飽和度為40%，繼續(xù)加大壓差到22.4 MPa，含油飽和度基本無變化，巖心進(jìn)入飽和階段。L47號樣品其滲透率為0.299×10-3μm2，平均孔喉半徑為0.120 3 μm，實驗達(dá)到15 h，巖心完全被煤油所飽和，其含油飽和度為52%，繼續(xù)加大壓差到25 MPa，含油飽和度基本無變化，巖心進(jìn)入飽和階段。L47號樣品被煤油飽和所需的壓差大于H136號樣品，且最終含油飽和度大于H136號樣品。而對于N27號、B486號樣品被煤油所飽和的壓差分別為49 MPa和44 MPa(圖7)。

圖6　鄂爾多斯盆地長7段致密砂巖上凹型非達(dá)西滲流特征

圖7　鄂爾多斯盆地長7段致密砂巖驅(qū)替模擬實驗含油飽和度與實驗時間的關(guān)系

致密儲層油氣驅(qū)替實驗是模擬早白堊世地層條件下致密油的成藏過程，早白堊世長7烴源巖的生烴增壓產(chǎn)生了與緊鄰重力流成因砂巖之間的壓差為8～20 MPa，模擬實驗中只有H136號、L47號樣品的實驗壓差在此范圍之內(nèi)，且含油飽和度在40%以上，即達(dá)到了大規(guī)模油氣藏形成的條件，所以致密油要形成大規(guī)模非常規(guī)油藏，其致密砂巖儲層的平均孔喉下限應(yīng)為0.12 μm。根據(jù)長7段致密砂巖的常規(guī)壓汞和恒速壓汞實驗統(tǒng)計的孔隙度與孔喉半徑、滲透率與孔喉半徑相關(guān)關(guān)系圖，可計算出長7段致密油大規(guī)模成藏時的孔隙度下限為7.39%，滲透率下限為0.07×10-3μm2。

4結(jié)論

(1)鄂爾多斯盆地長7段滲透率小于0.3×10-3μm2的致密油儲層孔隙半徑主要分布在100~200 μm之間，峰值為160 μm；平均喉道半徑的分布范圍較窄，介于0.15~0.55 μm之間，均值為0.33 μm，且變化特征更為敏感?？紫犊臻g通過大小不一的微觀孔喉相互連通，整體呈孤立狀，局部呈條帶狀，直徑較小的微觀孔喉不連通，呈孤立狀。層狀、條帶狀的孔喉多圍繞顆粒分布，具有很好的微孔隙流通能力。

(2)長7段致密油在早白堊世成藏時的顆粒表面水膜厚度為14 nm，結(jié)合統(tǒng)計學(xué)的原理可得到研究區(qū)早白堊世致密油成藏時油氣開始充注儲層的孔隙度下限為4.2%，滲透率下限為0.02×10-3μm2。

(3)延長組長7段滲透率小于0.3×10-3μm2的致密砂巖儲層中流體的滲流特征表現(xiàn)為上凹型非達(dá)西滲流，成藏期的生烴增壓是其充注的主要動力，源儲壓差介于8～20 MPa。致密油要形成大規(guī)模非常規(guī)油藏(含油飽和度為40%以上)，成藏時的致密砂巖儲層平均孔喉下限應(yīng)為0.12 μm，孔隙度下限為7.39%，滲透率下限為0.07×10-3μm2。

致謝：中國石油大學(xué)(北京)盆地與油藏研究中心的曾濺輝教授、王洪玉老師及中國石油大學(xué)(華東)的王偉明老師在模擬實驗方面給予了很大的幫助，在此表示衷心的感謝。

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(編輯黃娟)

Lower limits of pore throat radius, porosity and permeability

for tight oil accumulations in the Chang7 Member, Ordos Basin

Wu Kangjun1,2, Liu Luofu1,2, Xu Zhengjian1,2, Dou Wenchao1,2, Luo Anxiang3, Fu Jinhua3, Tan Xianfeng4

(1.StateKeyLaboratoryofPetroleumResourcesandProspecting,ChinaUniversityofPetroleum(Beijing),Beijing102249,China;

2.BasinandReservoirResearchCenter,ChinaUniversityofPetroleum(Beijing),Beijing102249,China; 3.PetroChinaChangqing

OilfieldCompany,Xi’an,Shaanxi710018,China; 4.ChongqingUniversityofScienceandTechnology,Chongqing401331,China)

Abstract:Tight sandstone reservoirs were found widespread in the seventh member of Yanchang Formation (Chang7) in the central Ordos Basin. The lower limit of reservoir porosity and permeability during the accumulation period was critical for hydrocarbon enrichment. We studied these physical properties and microscopic pore throat characteristics of tight sandstones with permeability <0.3×10-3μm2and porosity < 12% by means of constant-rate mercury injection and Nano-CT scan. The average pore radius is 160 μm, and the throat radius is < 0.55 μm, average 0.33 μm. We analyzed the pressure differential between source rocks and reservoirs, the physical properties of crude oils, and fluid characteristics. Oil and gas displacement simulations in tight gas reservoirs and minimum flow pore throat radius method showed that the Chang7 tight reservoirs in the study area had a minimum pore throat radius of 14 nm, porosity of 4.2%, and permeability of 0.02×10-3μm2during hydrocarbon enrichment period. To form large tight oil reservoirs with an oil saturation > 40%, the lower limits for pore throat radius, porosity and permeability should be 0.12 μm, 7.3% and 0.07×10-3μm2, respectively.

Key words:lower limits of physical properties;oil accumulation;tight reservoir;tight oil;Yanchang Formation;Ordos Basin

基金項目：國家自然科學(xué) “鄂爾多斯盆地三疊系延長組致密油含油邊界識別研究”(41372143)、“濟(jì)陽坳陷古近系孔店組旋回沉積機(jī)理及成巖系統(tǒng)研究”(41202043)和教育部高等學(xué)校博士學(xué)科點專項科研基金“致密油含油邊界確定的新方法”(20130007110002)資助。

通信作者：劉洛夫(1958—)，男，教授，博士生導(dǎo)師，從事石油地質(zhì)及油藏地球化學(xué)方面的研究。E-mail:liulf@cup.edu.cn。

作者簡介：吳康軍(1983—)，男，博士研究生，從事油氣成藏方面的研究。E-mail:wukangjun520@163.com。

收稿日期：2014-12-24；

修訂日期：2015-11-26。

中圖分類號：TE122.3

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

文章編號：1001-6112(2016)01-0063-07doi：10.11781/sysydz201601063