鄂爾多斯盆地富縣探區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)6—長(zhǎng)8段超低滲砂巖儲(chǔ)集層孔喉特征

鄭忠文，張漢生（.長(zhǎng)安大學(xué)資源學(xué)院，西安70054；2.延長(zhǎng)油田股份有限公司，陜西延安70054）

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鄂爾多斯盆地富縣探區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)6—長(zhǎng)8段超低滲砂巖儲(chǔ)集層孔喉特征

鄭忠文1，2，張漢生1
（1.長(zhǎng)安大學(xué)資源學(xué)院，西安710054；2.延長(zhǎng)油田股份有限公司，陜西延安710054）

摘要：采用恒速壓汞、原油邊界層測(cè)試及分形幾何方法，精細(xì)描述鄂爾多斯盆地伊陜斜坡富縣探區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)6—長(zhǎng)8段超低滲砂巖儲(chǔ)集層微觀孔隙結(jié)構(gòu)及喉道分布，定量表征超低滲儲(chǔ)集層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征及其對(duì)滲流能力的控制作用。研究表明，研究區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)6—長(zhǎng)8段砂巖儲(chǔ)集層孔隙喉道彎曲迂回程度強(qiáng)烈，孔喉大小懸殊，分布形式以單峰正偏態(tài)型和雙峰偏粗態(tài)型為主；儲(chǔ)集層為大孔細(xì)喉型，喉道半徑的大小及其分布是低滲儲(chǔ)集層滲流能力的決定性因素；儲(chǔ)集層具有良好的分形幾何結(jié)構(gòu)，沉積環(huán)境和成巖作用差異使得儲(chǔ)集層具多重分形特性；超低滲儲(chǔ)集層原油吸附層厚度占孔隙體積15%～23%，原油吸附層的形成是儲(chǔ)集層滲流能力變差的主要原因。

關(guān)鍵詞：鄂爾多斯盆地；伊陜斜坡；延長(zhǎng)組；砂巖儲(chǔ)集層；分形維數(shù)；微觀孔隙結(jié)構(gòu)；恒速壓汞

富縣探區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡南部（圖1），上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組長(zhǎng)6—長(zhǎng)8段超低滲砂巖儲(chǔ)集層發(fā)育多種孔隙類型，有殘余粒間孔、粒間溶孔、長(zhǎng)石溶孔、巖屑溶孔、濁沸石溶孔、晶間孔及微裂隙等，儲(chǔ)集層面孔率為1.2%～4.9%，以殘余粒間孔為主，占孔隙總量的61.61%；平均滲透率小于0.5 mD.儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，孔喉細(xì)小，可動(dòng)流體飽和度低，啟動(dòng)壓力梯度大，難以建立有效壓力系統(tǒng)，開發(fā)效果差[1-4]。

文獻(xiàn)［5］和文獻(xiàn)［6］采用普通薄片、鑄體薄片、圖像分析、電鏡掃描以及常規(guī)壓汞等測(cè)試方法，對(duì)富縣探區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)6—長(zhǎng)8段超低滲砂巖儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行分析，認(rèn)為其為小孔微喉型儲(chǔ)集層；文獻(xiàn)［7］和文獻(xiàn)［8］認(rèn)為，超低滲砂巖儲(chǔ)集層巖石孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性強(qiáng)，孔隙喉道類型多樣，是儲(chǔ)集層滲透性差的主要原因，儲(chǔ)集層物性參數(shù)及孔喉特征參數(shù)的差異均歸因于微觀孔隙結(jié)構(gòu)的差異。以往對(duì)儲(chǔ)集層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征的研究，對(duì)孔隙和喉道分布特征及其對(duì)滲流特征的影響涉及均較少，同時(shí)忽視了超低滲致密儲(chǔ)集層原油吸附層厚度對(duì)孔隙結(jié)構(gòu)的影響，將孔隙、喉道對(duì)滲透率的控制作用等同對(duì)待[9-11]，測(cè)試手段也相對(duì)陳舊，不能精細(xì)分析孔隙與喉道的分布特征。筆者在常規(guī)分析測(cè)試基礎(chǔ)上，引入恒速壓汞測(cè)試和原油吸附層測(cè)試技術(shù)，精細(xì)描述儲(chǔ)集層微觀孔隙及喉道分布；采用分形幾何數(shù)學(xué)方法，定量表征超低滲儲(chǔ)集層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征及其對(duì)滲流能力控制作用。

圖1　研究區(qū)構(gòu)造位置（據(jù)文獻(xiàn)［1］）

1　超低滲儲(chǔ)集層常規(guī)壓汞測(cè)試

常規(guī)壓汞結(jié)果表明，富縣探區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)6—長(zhǎng)8段超低滲砂巖儲(chǔ)集層平均排驅(qū)壓力為0.6 MPa，平均中值壓力0.6 MPa；最大連通孔喉半徑2.35 μm，平均孔喉半徑為0.63 μm，平均歪度1.09，為近對(duì)稱粗歪度，平均峰態(tài)系數(shù)0.77，峰態(tài)較寬緩，平均結(jié)構(gòu)系數(shù)為10.33，說(shuō)明孔隙彎曲迂回程度較強(qiáng)烈；平均孔喉分選系數(shù)9.44，孔喉大小懸殊，分選性差；平均退汞率為26.12%；孔喉分布分為單峰正偏態(tài)細(xì)孔喉型、多峰分散型（不均勻型）、單峰負(fù)偏態(tài)微孔喉型、雙峰雙重介質(zhì)孔喉型，以單峰正偏態(tài)細(xì)孔喉為主。

2　超低滲儲(chǔ)集層恒速壓汞測(cè)試

恒速壓汞測(cè)試作為新興的孔隙結(jié)構(gòu)分析手段，在低滲透儲(chǔ)集層研究中得到廣泛應(yīng)用。該測(cè)試方法能夠有效區(qū)分孔隙、喉道，并提供其含量分布[12-13]。

從研究區(qū)16塊巖心恒速壓汞測(cè)試結(jié)果可知，長(zhǎng)6—長(zhǎng)8段儲(chǔ)集層孔隙半徑主要為100～200 μm，喉道半徑主要為0.2～0.7 μm，喉道偏細(xì)，孔隙偏粗（圖2）。不同滲透率巖心樣品孔隙大小及分布差別不大，而喉道大小及分布差異顯著。較大半徑的喉道所占比例越高，喉道對(duì)儲(chǔ)集層滲流能力的貢獻(xiàn)就越大。

圖2　研究區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)6—長(zhǎng)8段儲(chǔ)集層孔隙半徑（a）和喉道半徑（b）分布曲線

根據(jù)喉道分布測(cè)試結(jié)果，推導(dǎo)出單根喉道對(duì)整個(gè)巖心樣品滲透率的貢獻(xiàn)率：

ΔKi=r2iαi/∑r2iαi.（1）

利用（1）式，可以計(jì)算單根喉道對(duì)測(cè)試樣品滲透率的貢獻(xiàn)率。從圖3可以看出，對(duì)滲透率起主要貢獻(xiàn)的喉道半徑集中在峰值喉道半徑，峰值右側(cè)喉道半徑含量相對(duì)較高，曲線不是很快降低到零，而是較為緩慢地降低，即存在大喉道。較大喉道的出現(xiàn)，增加了超低滲透儲(chǔ)集層的滲流能力。

圖3　研究區(qū)延長(zhǎng)組儲(chǔ)集層喉道半徑與滲透率貢獻(xiàn)率的關(guān)系

從圖4可看出，主流喉道半徑為控制主要滲流能力的喉道半徑，主流喉道半徑越大，滲流能力越大。因此，主流喉道半徑及其分布是低滲透油藏滲流能力的決定性因素。分選系數(shù)（即標(biāo)準(zhǔn)偏差）是反映喉道大小分選程度的參數(shù)，分選越好，分選系數(shù)越小，喉道結(jié)構(gòu)越均勻。統(tǒng)計(jì)表明，延長(zhǎng)組長(zhǎng)6—長(zhǎng)8段低滲透巖心喉道的分選系數(shù)相對(duì)較大，平均為0.64，巖心微觀非均質(zhì)性強(qiáng)。滲透率與喉道分選系數(shù)呈正相關(guān)（圖5），說(shuō)明滲透率主要貢獻(xiàn)率由大喉道提供，具有大喉道的儲(chǔ)集層滲透性要好。

圖4　研究區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)6—長(zhǎng)8段儲(chǔ)集層滲透率與主流喉道半徑關(guān)系

圖5　研究區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)6—長(zhǎng)8段儲(chǔ)集層滲透率與分選系數(shù)關(guān)系

綜上所述，延長(zhǎng)組長(zhǎng)6—長(zhǎng)8段超低滲儲(chǔ)集層的滲流能力在微觀上主要受喉道控制，與孔隙大小無(wú)關(guān)；決定滲流能力的因素不僅僅是喉道半徑，喉道半徑的分布形態(tài)也決定了油藏的有效滲流能力；與中高滲透儲(chǔ)集層不同，低滲透儲(chǔ)集層存在較強(qiáng)的微觀非均質(zhì)性，較大的喉道具有較高的滲流能力。

3　孔隙結(jié)構(gòu)的分形幾何描述

根據(jù)分形幾何理論，推導(dǎo)出儲(chǔ)集層巖石的孔徑分布、毛細(xì)管壓力曲線、J函數(shù)曲線的分形幾何公式[14-16]。超低滲儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)極其復(fù)雜，經(jīng)典的歐幾里得幾何學(xué)難以對(duì)儲(chǔ)集層巖石不規(guī)則的孔隙結(jié)構(gòu)給出恰當(dāng)?shù)拿枋?，因此?yīng)采用分形幾何理論對(duì)儲(chǔ)集層巖石孔隙分形結(jié)構(gòu)進(jìn)行描述。根據(jù)分形幾何原理，得到毛細(xì)管壓力為pc時(shí)的儲(chǔ)集層中潤(rùn)濕相飽和度的分形幾何公式為

S=(pc/pmin)D-3.（2）

引入無(wú)量綱毛細(xì)管壓力J函數(shù)的概念[14-16]，該函數(shù)的定義式為

J=(pc/σcosθ)(K/?)1/2.（3）

（3）最后得到J函數(shù)曲線的分形幾何公式

對(duì)（2）式和（4）式取對(duì)數(shù)，分別得到

cminD-3 log J=1log13-D+1log S .（6）

從（5）式和（6）式可知，logpc與logS，logJ與logS呈線性相關(guān)，據(jù)此求取直線的斜率及截距可計(jì)算出孔隙分形維數(shù)D、入口毛細(xì)管壓力pmin、毛細(xì)管彎曲度f(wàn).分形維數(shù)可以是小數(shù)，分形維數(shù)越大，表征孔隙越彎曲，孔隙結(jié)構(gòu)越復(fù)雜。

根據(jù)研究區(qū)20口井68塊儲(chǔ)集層巖心樣品壓汞實(shí)驗(yàn)分析資料，通過繪制各測(cè)試樣品logS與logpc關(guān)系曲線，從而求出分形維數(shù)。統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，儲(chǔ)集層的logpc與logS線性相關(guān)系數(shù)為0.980 5～0.999 9，說(shuō)明儲(chǔ)集層具有良好的分形幾何結(jié)構(gòu)。從分形維數(shù)與滲透率的關(guān)系（圖6）可以看出，不同滲透率儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)的分形維數(shù)變化較小，為2.227～2.953，平均為2.608，說(shuō)明這些巖石具有相似的孔隙結(jié)構(gòu)特征。

圖6　富縣探區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)6—長(zhǎng)8油層組滲透率與分形維數(shù)的關(guān)系

通過對(duì)logS—logpc雙對(duì)數(shù)曲線統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，除少量巖心具有單一的分形特征（圖7a），大多巖心具有多重分形特征（圖7b）。不同的分形特征說(shuō)明其沉積環(huán)境和成巖作用過程不同。當(dāng)巖心具有單一分形特征的時(shí)候，這些儲(chǔ)集層多具有單一的孔隙結(jié)構(gòu)，后期溶蝕作用不明顯，主要為粒間孔隙類型。儲(chǔ)集層孔隙普遍具有多重分形特征，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，孔隙類型多樣。

4　超低滲儲(chǔ)集層原油邊界層測(cè)試

對(duì)于超低滲儲(chǔ)集層來(lái)說(shuō)，原油恒速流過儲(chǔ)集層孔喉，形成一層油膜，使實(shí)際孔喉半徑減小[17]。因此，動(dòng)態(tài)研究超低滲儲(chǔ)集層原油吸附層厚度及其對(duì)孔喉半徑的影響，對(duì)真實(shí)反映孔喉特征、滲流特征至關(guān)重要。

根據(jù)文獻(xiàn)［18］描述的方法，讓原油恒速流過巖心樣品，隨著原油在孔壁上的吸附，孔隙半徑減小，增加注入壓力，直至吸附達(dá)到飽和，壓差不再變化為止。根據(jù)毛細(xì)管束模型和Poseiulle公式[19]，原油吸附層形成前、后流量的表達(dá)式分別為

q0=nπr4Δp0/8ηL；（7）

圖7　具單一分形特征（a）和具多重分形特征（b）的logpc—logS曲線

圖8　原油驅(qū)替時(shí)注入壓力變化曲線

圖9　原油驅(qū)替時(shí)吸附層厚度與孔隙半徑的比值δ/r變化曲線

聯(lián)合（7）式和（8）式，得到原油吸附層厚度δ和毛細(xì)管半徑的計(jì)算公式分別為

實(shí)驗(yàn)中將干巖心直接放置在夾持器中，用原油或者模擬原油（原油與煤油的混合物，黏度與未脫氣原油相當(dāng)）以低于3 mL/h的流速注入，由于巖心中空氣分子小，黏度低，此過程可以看作是巖心飽和油的過程，完全飽和后確定Δp0，繼續(xù)進(jìn)行72 h以上的原油或者模擬原油注入，從壓力變化轉(zhuǎn)換成吸附層厚度變化，巖心的注入壓力在一定時(shí)間后都達(dá)到一個(gè)近似穩(wěn)定的平臺(tái)（表1，圖8）。

表1　超低滲油層原油吸附層數(shù)據(jù)

同理，對(duì)應(yīng)的原油吸附層厚度與孔隙半徑的比值（δ/r）的變化曲線，都達(dá)到了一個(gè)平臺(tái)（圖9），也就是說(shuō)，原油在巖石孔壁上吸附形成的邊界層，當(dāng)其厚度達(dá)到一定程度后，將不再增長(zhǎng)，此時(shí)，吸附層厚度與流體中原油的含量以及驅(qū)替時(shí)間沒有關(guān)系。

從實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，原油的吸附層厚度與孔隙半徑的比值達(dá)到0.295～0.461時(shí)，原油吸附層厚度為0.110～ 0.345 μm，平均為0.194 μm.

5　結(jié)論

（1）鄂爾多斯盆地富縣探區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)6—長(zhǎng)8段致密砂巖儲(chǔ)集層發(fā)育多種儲(chǔ)集空間類型，以殘余粒間孔為主，滲透率主要受控于喉道的大小及數(shù)量，孔隙彎曲迂回程度較強(qiáng)，孔喉大小懸殊，以單峰正偏態(tài)為主。

（2）長(zhǎng)6—長(zhǎng)8段致密砂巖儲(chǔ)集層應(yīng)為大孔隙細(xì)喉道型儲(chǔ)集層，而非前人認(rèn)為的細(xì)孔微喉道型儲(chǔ)集層，喉道半徑的大小及其分布是低滲透油藏滲流能力的決定性因素，存在較強(qiáng)的微觀非均質(zhì)，其滲流能力主要由較大半徑的喉道所提供。

（3）儲(chǔ)集層具有良好的分形幾何結(jié)構(gòu)，平均分形維數(shù)為2.608，沉積環(huán)境和成巖作用差異使得儲(chǔ)集層具有不同的分形維數(shù)，大孔喉的分形維數(shù)大于小孔喉的分形維數(shù)。

（4）長(zhǎng)6—長(zhǎng)8段特低滲儲(chǔ)集層孔喉中原油吸附層厚度為0.110～0.345 μm，原油吸附層占孔隙體積15%～23%，是儲(chǔ)集層滲流能力變差的主要原因。

符號(hào)注釋

D——分形維數(shù)；

f——毛細(xì)管彎曲度；

K——巖石的滲透率，mD；

n——毛細(xì)管數(shù)目；

pc——儲(chǔ)集層的毛細(xì)管壓力，MPa；

pmin——儲(chǔ)集層孔隙最大孔徑rmax相應(yīng)的毛細(xì)管壓力，即入口毛細(xì)管壓力，MPa；

Δp——吸附層形成后巖心兩端注入壓力差，MPa；

Δp0——吸附層形成前巖心兩端注入壓力差，MPa；

q0——原油吸附層形成前流量，mL/min；

q——原油吸附層形成后流量，mL/min；

r——毛細(xì)管平均半徑，μm；

ri——巖心某一喉道的半徑，μm；

S——毛細(xì)管壓力pc時(shí)儲(chǔ)集層中潤(rùn)濕相飽和度，%；

αi——某一喉道半徑歸一化的分布頻率，%；

θ——巖石的潤(rùn)濕接觸角度；

?——巖石的孔隙度，%；

σ——油水的界面張力，N/m；

η——原油黏度，mPa·s；

δ——原油吸附層厚度，μm.

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（編輯顧新元）

Pore and Throat Characteristics of Chang6-Chang8 Ultra?Low Permeability Sandstone Reservoirs of Yanchang Formation in Fuxian Exploration Area, Ordos Basin

ZHENG Zhongwen1,2, ZHANG Hansheng1
(1.School of Resources, Chang’an University, Xi’an, Shaanxi 710054, China; 2.Yanchang Oilfield Limited Liability Company, Yan’an, Shaanxi 716001, China)

Abstract：The micro?pore structures and throat distribution of Chang6-Chang8 reservoirs of Yanchang formation in Fuxian exploration areaof Yishan slope in Ordos basin are described in detail by means of constant speed mercury injection test, crude oil boundary layer test andfractal geometry method, and the control effect of micro?pore structure features on the percolation capacity is quantitatively characterized.Result shows that the sandstone reservoirs of Chang6-Chang8 members in this area are characterized by big pores and fine throats withstrongly curved pore throat and size disparity, and dominated by distribution patterns of single?peak positive skewness and double?peak coarseskewness, for which the size and distribution of the throat radius could be decisive factor controlling the low?permeability reservoir’s fluidflow capacity. Also, they have good fractal geometry structures, and the sedimentary environment and diagenetic differences allow the reser?voirs to be of multi?fractal properties, while crude oil adsorption layer thickness in the extra?low permeability reservoirs accounts for 15%～23% of pore volume, and it is the formation of crude oil adsorption layer that could make the reservoir percolation capacity become poor.

Keywords：Ordos basin; Yishan slope; Yanchang formation; sandstone reservoir; fractal dimension; micro?pore structure; constant speed mercury injection

作者簡(jiǎn)介：鄭忠文（1963-），男，陜西三原人，高級(jí)工程師，博士研究生，石油地質(zhì)，（Tel）13572028523（E-mail）642622216@qq.com.

基金項(xiàng)目：國(guó)家973項(xiàng)目（2003CB214601）;博士后基金（20070420489）

收稿日期：2015-08-25

修訂日期：2015-10-07

文章編號(hào)：1001-3873（2016）01-0013-05

DOI：10.7657/XJPG20160103

中圖分類號(hào)：TE112.23

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A