華慶地區(qū)長(zhǎng)81儲(chǔ)層可動(dòng)流體賦存特征及孔隙度演化

黃 海,任大忠，周 妍，孫 衛(wèi),劉登科

(1.西安石油大學(xué) 石油工程學(xué)院, 陜西 西安 710065;2.西北大學(xué) 大陸動(dòng)力學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室/地質(zhì)學(xué)系,陜西 西安 710069;3.西安石油大學(xué) 西部低滲—特低滲油田開(kāi)發(fā)與治理教育部工程研究中心,陜西 西安 710065;4.中國(guó)石油測(cè)井有限公司 油氣評(píng)價(jià)中心， 陜西 西安 710077)

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·地球科學(xué)·

華慶地區(qū)長(zhǎng)81儲(chǔ)層可動(dòng)流體賦存特征及孔隙度演化

黃 海1,任大忠2,3，周 妍4，孫 衛(wèi)2,劉登科2

(1.西安石油大學(xué) 石油工程學(xué)院, 陜西 西安 710065;2.西北大學(xué) 大陸動(dòng)力學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室/地質(zhì)學(xué)系,陜西 西安 710069;3.西安石油大學(xué) 西部低滲—特低滲油田開(kāi)發(fā)與治理教育部工程研究中心,陜西 西安 710065;4.中國(guó)石油測(cè)井有限公司 油氣評(píng)價(jià)中心， 陜西 西安 710077)

應(yīng)用核磁共振、鑄體薄片、掃描電鏡、恒速壓汞、物性等實(shí)驗(yàn)資料,分析鄂爾多斯盆地華慶地區(qū)三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)81儲(chǔ)層可動(dòng)流體的賦存特征及孔隙度演化。結(jié)果表明，不同物性的T2譜形態(tài)表現(xiàn)為3種類型,可動(dòng)流體孔隙度非均質(zhì)性強(qiáng)于可動(dòng)流體飽和度,滲透率對(duì)可動(dòng)流體參數(shù)的敏感性顯著強(qiáng)于孔隙度;礦物成分成熟度、膠結(jié)及溶蝕作用是可動(dòng)流體賦存特征的重要影響因素,面孔率是影響可動(dòng)流體賦存特征的關(guān)鍵參數(shù);粒間孔面孔率與可動(dòng)流體飽和度呈較好的正相關(guān)性,微孔極易于束縛可動(dòng)流體;溶蝕及中晚期膠結(jié)演化強(qiáng)度是影響可動(dòng)流體賦存的重要特征;計(jì)算后可知孔隙度與可動(dòng)流體飽和度呈較好的正相關(guān)性,孔隙度演化路徑的數(shù)學(xué)模型是反映可動(dòng)流體賦存特征的響應(yīng)函數(shù)，可以直接用來(lái)表征油氣產(chǎn)能效果。

可動(dòng)流體;孔隙度演化;影響因素;華慶地區(qū);長(zhǎng)81儲(chǔ)層

可動(dòng)流體飽和度是表征巖石物理性質(zhì)、孔隙結(jié)構(gòu)響應(yīng)及流體在孔隙中賦存特征的有效手段，且其可以更為直觀、快速地評(píng)價(jià)孔隙結(jié)構(gòu)的優(yōu)劣特征及油氣可采程度[1-5]。應(yīng)用可動(dòng)流體表征儲(chǔ)層中油氣可動(dòng)用程度，成為學(xué)界目前研究的重要課題與難點(diǎn)。目前，研究者在可動(dòng)流體賦存特征、可動(dòng)流體影響因素、可動(dòng)流體與油氣采收率的響應(yīng)關(guān)系等方面開(kāi)展了深入的研究[4-9],其研究成果為提高鄂爾多斯盆地華慶地區(qū)三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)81儲(chǔ)層的勘探開(kāi)發(fā)程度提供了借鑒價(jià)值。但是，對(duì)于華慶地區(qū)長(zhǎng)81儲(chǔ)層可動(dòng)流體賦存特征的研究涉及甚少,對(duì)于不同可動(dòng)流體飽和度對(duì)應(yīng)的孔隙度演化模擬分析更是未見(jiàn)報(bào)道。

本文借助核磁共振技術(shù)，鑄體薄片、物性、恒速壓汞等資料,開(kāi)展華慶地區(qū)長(zhǎng)81儲(chǔ)層可動(dòng)流體賦存特征及孔隙度演化研究,同時(shí)結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料分析不同可動(dòng)流體飽和度對(duì)應(yīng)的產(chǎn)能響應(yīng)。

圖1 區(qū)域位置與沉積微相Fig.1 Location and Sedimentary facies of Study Area

1 基礎(chǔ)地質(zhì)特征

華慶地區(qū)處于鄂爾多斯盆地陜北斜坡帶中部的西側(cè)(見(jiàn)圖1A)。在三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)81時(shí)期,油氣主要儲(chǔ)集在三角洲前緣水下分流河道的主砂體中[9](見(jiàn)圖1B)。通過(guò)巖心、物性及鏡下的鑒定、統(tǒng)計(jì)與分析可知，其巖性以灰色的中—細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖與長(zhǎng)石巖屑砂巖為主,長(zhǎng)石主量為斜長(zhǎng)石,巖屑主量為變質(zhì)巖巖屑;主要孔隙類型為粒間孔,其次為長(zhǎng)石溶孔;膠結(jié)物以綠泥石、伊利石、碳酸鹽為主;長(zhǎng)81段砂體現(xiàn)今成巖期次主要為中成巖A期的晚期,部分進(jìn)入中成巖B期的早期[10];厚度大于2.0 m的塊狀構(gòu)造砂體,平均含油飽和度為45.7%,平均孔隙度11.02%,平均滲透率1.26×10-3μm2。

2 可動(dòng)流體賦存特征

依照SY/T 6490-2000行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)[2],使用Magnet 2000型儀器開(kāi)展核磁共振實(shí)驗(yàn),獲取長(zhǎng)81儲(chǔ)層8塊樣品的T2值及可動(dòng)流體的相關(guān)參數(shù)(見(jiàn)表1)。

表1 核磁共振可動(dòng)流體實(shí)驗(yàn)測(cè)試結(jié)果

注:Φ水側(cè)孔隙度;K氣測(cè)滲透率;Sm可動(dòng)流體飽和度;Φm可動(dòng)流體孔隙度;Φm=Sm×Φ/100;級(jí)差J=Fmax/Fmin

2.1 T2譜曲線形態(tài)分析

圖2為研究區(qū)飽和水狀態(tài)下核磁共振T2譜頻分布圖。由圖2可知,不同物性的8塊樣品對(duì)應(yīng)的T2譜頻率曲線分布形態(tài)整體呈現(xiàn)雙峰態(tài)。以T2截止值13.895 ms為界線,可分為A型和B型兩大類,A型即主峰在T2截止值左側(cè)(左峰高右峰低型,樣品3#，4#，5#，6#，8#),B型即主峰在T2截止值右側(cè)(右峰高左峰低型，樣品1#，2#)。7#樣品右峰不明顯,可視為主峰在T2截止值左側(cè)的左單峰型。

由表1和圖2可知,A型主峰趨勢(shì)越明顯且對(duì)應(yīng)的T2值越小時(shí)，Sm越低(如8#樣品，Sm為19.27%,T2值<10 ms的累計(jì)頻率達(dá)74.50%);B型主峰趨勢(shì)越明顯且對(duì)應(yīng)的T2值越大時(shí)，Sm越高(如1#樣品，Sm為75.75%,T2值在10～100 ms的累計(jì)頻率達(dá)51.60%)。由表1中的滲透率與Sm對(duì)應(yīng)關(guān)系可知,滲透率越大，Sm越高,B型主峰越突出且對(duì)應(yīng)的T2值越大。

圖2 飽和水狀態(tài)下核磁共振T2譜的頻率分布和累積分布Fig.2 The frequency and cumulative distribution of NMR T2 spectra of water-saturated state

2.2 可動(dòng)流體飽和度參數(shù)及物性響應(yīng)

測(cè)試樣品對(duì)應(yīng)K，Φ，Φm，Sm的極差分別為38.96，1.23，4.72，3.93(見(jiàn)表1)。8塊樣品的平均Sm為42.08%,對(duì)應(yīng)的T2值主要分布在10～100 ms,低于標(biāo)準(zhǔn)貝瑞巖心可動(dòng)流體飽和度值(76.62%)與T2截止值(78.97 ms)[7]。

以上研究表明,長(zhǎng)81儲(chǔ)層井間及層內(nèi)的滲透性非均質(zhì)性較強(qiáng)、儲(chǔ)集性非均質(zhì)性弱;滲透率是引起Sm及Φm非均質(zhì)性的主要因素;而Φm非均質(zhì)性強(qiáng)于Sm原因之一是Φm為Sm和孔隙度的乘積;Sm雖然表征著油氣的開(kāi)采程度，但油氣的采收率受井間及層內(nèi)的滲透性控制。

依照SY/T 6490-2000與 SY/T6285-2011行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)[2,11],分析物性與可動(dòng)流體參數(shù)的關(guān)系后可知，研究區(qū)物性與Sm及Φm均呈現(xiàn)出正相關(guān)關(guān)系(見(jiàn)圖3)?？紫抖扰cSm及Φm的相關(guān)系數(shù)(R2)分別為0.212 6，0.369 3(見(jiàn)圖3A),反映出孔隙度對(duì)Sm及Φm的敏感性不強(qiáng);相對(duì)于Sm，滲透率與Sm及Φm的相關(guān)系數(shù)(R2)分別為0.971 4，0.949 3(見(jiàn)圖3B),反映出滲透率對(duì)Sm及Φm的敏感性強(qiáng)。以上分析表明,具有較好儲(chǔ)集空間的砂體其Sm并不高,孔隙度不是Sm大小的主要響應(yīng)參數(shù)(如4#樣品孔隙度為12.39%，Sm為39.35%, 1#樣品孔隙度為12.40%，Sm為75.75%);整體滲透性愈好,Sm愈高,滲透率是Sm大小的主要響應(yīng)參數(shù)(如1#樣品滲透率為5.376×10-3μm2，Sm為75.75%,8#樣品滲透率為0.138×10-3μm2，Sm為19.27%)。

圖3 核磁共振可動(dòng)流體參數(shù)與物性的相關(guān)關(guān)系Fig.3 The relation between the movable fluid parameters and the physical property

3 成巖作用對(duì)動(dòng)流體飽和度的影響

依照SY/T 5477-2003行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)[12],通過(guò)砂巖鑄體薄片、掃描電鏡、X黏土衍射資料分析,研究樣品主要經(jīng)歷了機(jī)械壓實(shí)(壓溶)，碳酸類膠結(jié)、黏土礦物膠結(jié)，溶蝕等成巖作用。

3.1 壓實(shí)作用

樣品埋藏深度主要介于2 000～2 300 m,屬于中等埋藏,圖4A，B顯示，石英、長(zhǎng)石剛性顆粒呈定向—半定向排列，顆粒間以線狀接觸為主;噴發(fā)巖、千枚巖及云母變形并充填于孔隙中,部分呈雜基化;孔隙大量損失,顆粒受力破裂。圖5A，B顯示,相對(duì)于埋深,礦物成分成熟度對(duì)Sm的影響較大,這表明礦物特征是影響Sm的重要因素之一。

3.2 膠結(jié)作用

3.2.1 碳酸鹽膠結(jié) 圖4A，C，D顯示,樣品中碳酸巖類膠結(jié)物呈現(xiàn)出多期膠結(jié),其體積含量在0.6%～8.0%,平均體積含量為2.15%,是儲(chǔ)層致密的主要型膠結(jié)礦物之一。圖4A，C顯示,早期方解石多呈泥晶和微晶狀,部分表現(xiàn)出粒狀的重結(jié)晶體,多呈基底式或連晶式膠結(jié)充填于孔隙中;中晚期主要為鐵方解石與鐵白云石,多呈晶粒狀、粉晶—細(xì)晶狀充填于孔隙中,鐵方解石染色后呈紫紅色或深紅色,鐵白云石染色后呈藍(lán)色,掃描電鏡下單晶呈菱面體，集合體呈不規(guī)則的塊狀體(見(jiàn)圖4D)。圖5C顯示,Sm與碳酸鹽體積含量呈中等偏強(qiáng)的負(fù)相關(guān)性。

3.2.2 硅質(zhì)膠結(jié) 圖4A，B，C，E顯示,樣品中硅質(zhì)加大以次生石英加大為主,少量的長(zhǎng)石質(zhì)晶體加大,硅質(zhì)類平均體積含量為1.01%。成巖早期以環(huán)石英顆粒邊緣加大多見(jiàn),多見(jiàn)Ⅱ級(jí)加大,加大邊與基體顆粒被雜基或綠泥石等黏土礦物形成的“脈線”隔離開(kāi)(見(jiàn)圖4A，B，C)。中晚期石英與長(zhǎng)石加大呈六方錐狀自形晶柱、刺狀、鑲嵌狀等(見(jiàn)圖4E)。石英加大使顆粒呈縫合線接觸或線接觸(圖4B),這類加大形式有利于抵制壓實(shí)作用,主要是縮小孔隙體積及封堵喉道[12-14]。

3.2.3 黏土礦物膠結(jié) 1)綠泥石膠結(jié)。依據(jù)鏡下和X線衍射資料分析,樣品中綠泥石的平均體積含量為3.66%。成巖早期,綠泥石呈細(xì)小尖片狀或鱗片狀,以包殼或襯邊形式包裹于顆粒表面(見(jiàn)圖4C,F),這類綠泥石產(chǎn)生于較強(qiáng)的水動(dòng)力環(huán)境中[13-15]。在鑄體中連晶膠結(jié)的碳酸鹽與顆粒或線接觸的顆粒間均存在綠泥石“脈線”,綠泥石膜被油浸染而呈褐色(見(jiàn)圖4A，B，C)。在掃描電鏡中，粒間孔隙發(fā)育處綠泥石膜連續(xù)，形態(tài)規(guī)則,呈“膜”狀分布(見(jiàn)圖4F，G);綠泥石呈自生“晶簇”或單晶針葉狀發(fā)育時(shí),綠泥石的形態(tài)也往往不規(guī)則且連續(xù)性變差,多與其他自生礦物伴生(見(jiàn)圖4E，G),其薄膜厚度大,易于堵塞小孔隙或喉道。圖6顯示,綠泥石隨深度增加體積含量呈減小趨勢(shì)。圖5D顯示,Sm與綠泥石體積含量呈現(xiàn)中等偏差的正相關(guān)性。

A 顆粒緊密接觸,云母及塑性巖屑變形, L126井2 158.71 m,鑄體(+);B 強(qiáng)壓實(shí),石英加大,成巖縫,B465井2 204.3 m,鑄體(+);C 碳酸鹽充填粒間孔與溶孔,并交代其他礦物,S120井2 130.51 m,鑄體(+);D 粒間碳酸鹽及伊蒙混層黏土, L126井2 158.71 m, SEM; E 石英與長(zhǎng)石加大, 伊利石與綠泥石膠結(jié), B455井， 2 146.4 m,SEM;F 粒表綠泥石黏土膜,P115井2 238.9 m,SEM;G 伊利石、綠泥石及伊蒙混層黏土,S120井,2 130.51 m,SEM;H 充填孔隙的高嶺石吸附有機(jī)質(zhì),B306井2 061.70 m,鑄體(-);I 高嶺石膠結(jié),Y285井,2 296.13 m,SEM圖4 砂巖中典型成巖現(xiàn)象Fig. 4 Typical diagenetic phenomenons chart of oil-bearing sandstone

2)伊利石膠結(jié)。依據(jù)鏡下和X線衍射資料分析,樣品中伊利石的平均體積含量為1.02%。掃描電鏡下顯示,伊利石以卷曲片狀和蝶片狀為主,蜂巢狀與薄膜絲縷較少,主要附著于顆粒表面或喉道處,多與其他自生礦物伴生,整體連續(xù)性差(見(jiàn)圖4E，G)。圖6顯示,伊利石隨埋藏深度的增加，體積含量呈減小趨勢(shì)。圖5E顯示,Sm與伊利石體積含量呈中等偏差的負(fù)相關(guān)性。

3)高嶺石膠結(jié)。依據(jù)鏡下和X線衍射資料分析,樣品中高嶺石的平均體積含量為3.4%。鏡下特征顯示,高嶺石充填于粒間孔隙中或少量的溶蝕孔中,孔隙中高嶺石晶形粗大干凈，單晶呈六邊形，晶形組合呈書(shū)頁(yè)狀或蠕蟲(chóng)狀集合體,發(fā)育微小的晶間孔(見(jiàn)圖4I);高嶺石被油浸染而呈褐黃色(見(jiàn)圖4H)。圖6顯示,高嶺石呈現(xiàn)隨埋藏深度增加而體積含量顯著增加的趨勢(shì)。圖5F顯示,Sm與高嶺石體積含量呈較強(qiáng)的負(fù)相關(guān)性，這表明高嶺石晶間微孔易于束縛流體。

圖5 埋深和礦物與可動(dòng)流體飽和度的關(guān)系Fig.5 The relation between burial depth or minerals and porosity of oil-bearing sandstone

圖6 黏土礦物與深度的關(guān)系Fig.6 The relation between burial depth and clay minerals of oil-bearing sandstone

3.3 孔隙發(fā)育特征

由圖4和表2可知,長(zhǎng)81段儲(chǔ)層粒間孔對(duì)面孔率的貢獻(xiàn)率(57.81%)高于次生溶孔(35.75%)，這表明長(zhǎng)81段是以粒間孔為主的儲(chǔ)層。粒間孔經(jīng)壓實(shí)和膠結(jié)作用的改造，邊緣多呈齒化或多邊形,孔隙半徑分布較寬，集中在15 ～100 μm。溶孔以長(zhǎng)石溶孔為主,巖屑溶孔較少,鏡下發(fā)現(xiàn)易溶顆粒多以表面溶蝕與粒緣溶蝕為主,同時(shí)溶蝕作用顯著地增加了有效孔隙的連通性及微孔率;粒緣溶孔與粒間孔組合孔隙半徑大,一般在20 ～110 μm,少量高達(dá)120 μm以上,可見(jiàn)極少量的鑄膜溶孔。喉道類型以片狀、彎片狀為主,喉道半徑集中在0.1 ～1.75 μm(見(jiàn)圖7);管束狀喉道主要分布在伊利石、高嶺石膠結(jié)及巖屑溶蝕處,半徑大多小于0.3 μm;點(diǎn)狀與縮頸狀喉道零星發(fā)育,半徑一般大于0.5 μm;研究區(qū)甚至存在部分“H”型盲孔。

表2 鑄體薄片中孔隙參數(shù)與可動(dòng)流體飽和度的關(guān)系

由表2可知,較大的面孔率對(duì)應(yīng)較高的Sm(正R2=0.885 6),具體表現(xiàn)為:粒間孔與Sm呈較好的正相關(guān)關(guān)系(R2=0.865),溶孔與Sm呈中等偏差的正相關(guān)關(guān)系(長(zhǎng)石溶孔R(shí)2=0.304 3，巖屑溶孔R(shí)2=0.113 4),晶間微孔與Sm呈較強(qiáng)的負(fù)相關(guān)關(guān)系(R2=0.843 8)。上述研究表明,在粒間孔、溶蝕孔、微孔面孔率接近時(shí)，對(duì)應(yīng)的孔隙體積和連通性依次變差;同時(shí)也說(shuō)明，孔隙度和面孔率是原生孔隙和次生孔隙所構(gòu)成,即粒間孔愈發(fā)育對(duì)面孔率的貢獻(xiàn)能力愈高,對(duì)Sm的正響應(yīng)性愈強(qiáng);當(dāng)顆粒粒內(nèi)或表面溶蝕孔和晶間微孔對(duì)面孔率的貢獻(xiàn)能力愈高,表明儲(chǔ)層的致密程度愈高,造成孔隙組合關(guān)系的復(fù)雜性愈強(qiáng),進(jìn)而有效面孔率和孔隙度減少；同時(shí)，隨著溶孔率的增加微孔率也隨之增加。

圖7 研究樣品喉道分布特征Fig.7 The distribution of throat sizes

4 孔隙度演化與可動(dòng)流體飽和度的響應(yīng)關(guān)系

4.1 建立成巖作用孔隙度演化模型

成巖作用孔隙度演化模型主要是基于巖石粒度、填隙物、孔隙類型及面孔率隨成巖作用演化的物理化學(xué)作用模型[15-22]。因此,基于單項(xiàng)成巖機(jī)制的孔隙度演化模型存在一定的不確定性。而在本次孔隙演化模擬過(guò)程中,設(shè)定的各成巖現(xiàn)象相對(duì)獨(dú)立,具體劃分為破壞型與建設(shè)型成巖作用模型(見(jiàn)表3)。

依據(jù)表3中的孔隙度演化定量計(jì)算方法,結(jié)合樣品的粒度、鑄體、成巖作用特征資料獲取響應(yīng)參數(shù)，計(jì)算出未固結(jié)砂巖、機(jī)械壓實(shí)、膠結(jié)-交代作用、溶蝕4個(gè)階段的孔隙度,計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表4。

4.2 孔隙度演化對(duì)可動(dòng)流體飽和度的影響

由表4，圖8及表2可知以下結(jié)果。

1)樣品初始孔隙度(Φ1)平均值為38.20%;壓實(shí)后的孔隙度(Φ2)平均值為15.79%;壓實(shí)過(guò)程孔隙度損失率平均值為58.51%,壓實(shí)程度中等偏強(qiáng),表明壓實(shí)作用是原生孔隙損失的主要因素。Sm與Φ1，Φ2呈較弱的正相關(guān)關(guān)系,R2分別為0.032 5，0.121 3;各樣品Φ2分布沒(méi)有明顯的規(guī)律性,如Sm最大的1#樣品，Φ2值為14.13%， 小于平均值15.79%; 各樣品Φ1及Φ2均大于長(zhǎng)8時(shí)期油氣充注時(shí)的平均臨界孔隙度(10.17%)。以上研究表明,對(duì)于有效儲(chǔ)層，Φ1和Φ2不是影響可動(dòng)流體飽和度賦存特征的主要參數(shù)。

表3 不同成巖階段砂巖孔隙度演化定量計(jì)算方法

Tab.3 Quantitative computing methods of porosity evolution in different diagenetic stages of sandstone reservoirs

孔隙度演化參數(shù)公式備注初始孔隙度/%Φ1=20.91+22.90SdΦ1為砂巖未固結(jié)的初始孔隙,%;Sd為分選系數(shù),公式為Sd=(P25/P75)1/2;P25,P75是累計(jì)曲線上25%與75%所對(duì)應(yīng)的顆粒的直徑壓實(shí)剩余孔隙度/%Φ2=Φ1EXPnhΦ2為不同深度段機(jī)械壓實(shí)的剩余孔隙度,%;EXP為指數(shù);n為覆壓下擬合的常數(shù);h為地層埋深,m膠結(jié)損失孔隙度/%Φ3=CΦ3為膠結(jié)損失孔隙度,%;C為膠結(jié)物含量,%溶蝕增加的孔隙度/%Φ4=P1×P2/P3Φ4為溶蝕增加的孔隙度,%;P1為溶蝕孔面孔率,%;P2為氣測(cè)孔隙度平均值,%;P3為總孔隙面孔率,%

注:由于微裂縫、填隙物微孔的統(tǒng)計(jì)方法和難度較大,本次研究忽略。

2)樣品早期膠結(jié)-交代過(guò)程剩余孔隙度(Φ3-早)平均值為11.45%,與Sm呈正相關(guān)性,R2為0.443 5。這表明膠結(jié)物充填粒間孔且增加微孔隙,有效面孔率減小,Sm減小,該階段孔隙致密過(guò)程對(duì)Sm的影響明顯增強(qiáng);當(dāng)Φ3-早低于油氣充注時(shí)的平均臨界孔隙度(10.17%)時(shí),孔隙度進(jìn)入嚴(yán)重致密階段,Sm急劇減小(如Sm=19.27%的8#樣品，Φ3-早值為7.76%，小于10.17%);而對(duì)于Φ3-早大于10.17%的樣品,Φ3-早與Sm沒(méi)有明顯的關(guān)聯(lián)性。

3)樣品溶蝕過(guò)程中增加的孔隙度(Φ4)平均值為4.12%,與Sm呈負(fù)相關(guān)性,R2為0.664。這表明在壓實(shí)與膠結(jié)的共同作用下，減小的面孔率大于溶蝕增加的有效面孔率;同時(shí)，隨著原生顆粒被溶蝕“肢解”破壞及溶蝕礦物的再結(jié)晶,產(chǎn)生大量的無(wú)效微孔隙,晶間微孔面孔率的增加導(dǎo)致有效面孔率減小,Sm減小。如7#與8#樣品，溶蝕增加的孔隙度為6.61%，7.43%,對(duì)應(yīng)的微孔面孔率為0.25%，0.30%,對(duì)應(yīng)的Sm為30.74%，19.27%。

表4 不同成巖階段砂巖孔隙度演化定量計(jì)算結(jié)果

注:Φ1，Φ2，Φ3-早，Φ3-中晚，Φ4分別為初始孔隙度、壓實(shí)剩余孔隙度、早期膠結(jié)剩余孔隙度、中晚期膠結(jié)剩余孔隙度、溶蝕增加的孔隙度;F1，F(xiàn)2，F(xiàn)3，F(xiàn)4分別為壓實(shí)作用損失孔隙率,早期膠結(jié)損失孔隙度率、中晚期膠結(jié)損失孔隙度率、溶蝕增加的孔隙度率。

4)樣品中晚期膠結(jié)-交代過(guò)程剩余孔隙度Φ3-中晚平均值為10.81%,與Sm呈正相關(guān)性,R2為0.763。這表明膠結(jié)物充填粒間孔及溶孔且增加微孔隙(中晚期膠結(jié)物含量與微孔的正相關(guān)系數(shù)R2為0.544 3)。該階段孔隙致密過(guò)程較高,有效的原生粒間孔及次生溶孔面孔率破壞嚴(yán)重,導(dǎo)致有效孔隙的連通性變差,F3與Sm呈負(fù)相關(guān)性,R2為0.699 6。這表明中晚期膠結(jié)-交代過(guò)程對(duì)Sm破壞性最強(qiáng)。如8#樣品的Φ3-中晚為9.07%,小于10.17%,表明8#樣品現(xiàn)今孔隙度致密較為嚴(yán)重; 而7#，6#，5#，4#，3#，2#，1#的Φ3 -中晚逐漸大于10.17%,表明孔隙演化的各個(gè)階段孔隙度大于10.17%且波動(dòng)范圍小,較高的現(xiàn)今孔隙度對(duì)應(yīng)的Sm高。

圖8 不同可動(dòng)流體飽和度對(duì)應(yīng)的孔隙度演化Fig.8 The porosity evolution way of the different movable fluid

以上綜合對(duì)比分析表明,Sm大小受機(jī)械壓實(shí)、早期膠結(jié)、溶蝕及中晚期膠結(jié)演化強(qiáng)度的影響,尤其是溶蝕及中晚期膠結(jié)過(guò)程對(duì)Sm影響最為顯著。圖8顯示Sm大時(shí)，對(duì)應(yīng)孔隙度演化程度弱、孔隙度變化幅度小、最終孔隙度高；反之，Sm小，對(duì)應(yīng)孔隙度演化程度高、孔隙度變化幅度大，最終孔隙度低。如1#和2#樣品各個(gè)孔隙演化階段的孔隙度增加及減小幅度小,整個(gè)演化過(guò)程孔隙度均明顯大于10.17%，且擬合曲線最接近平均值曲線;反之,Sm愈小，孔隙度演化擬合曲線越偏離平均值曲線且孔隙度較低。

T2譜為右峰高左峰低型、左峰高右峰低型、左單峰時(shí)，對(duì)應(yīng)的孔隙度演化擬合曲線幅度依次增大,膠結(jié)率、溶蝕率、微孔率均增加。圖9是不同T2譜類型與生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)之間的關(guān)系。由圖9可知,Sm大小、T2譜類型及孔隙度演化擬合曲線特征均與實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)擬合曲線吻合，這表明孔隙度模擬演化是反映可動(dòng)流體賦存特征的響應(yīng)函數(shù),可以直接表征油氣產(chǎn)能效果。

5 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1)長(zhǎng)81儲(chǔ)層不同物性的T2譜形態(tài)主要表現(xiàn)為雙峰態(tài),依據(jù)T2譜峰態(tài)特征可分為右峰高左峰低型、左峰高右峰低型、左單峰,其對(duì)應(yīng)的物性依次變差。可動(dòng)流體飽和度分布在10～100 ms,可動(dòng)流體孔隙度非均質(zhì)性強(qiáng)于可動(dòng)流體飽和度;物性與可動(dòng)流體飽和度呈正相關(guān)性,滲透率對(duì)可動(dòng)流體參數(shù)的敏感性顯著強(qiáng)于孔隙度。

2)成巖作用分析表明，埋深、伊利石含量、碳酸鹽含量、高嶺石含量與可動(dòng)流體飽和度的負(fù)相關(guān)性依次增強(qiáng);相對(duì)于綠泥石含量,礦物成分成熟度與可動(dòng)流體飽和度之間的正相關(guān)性較強(qiáng);面孔率是影響可動(dòng)流體賦存特征的關(guān)鍵參數(shù),粒間孔與可動(dòng)流體飽和度呈較強(qiáng)的正相關(guān)性,微孔與可動(dòng)流體飽和度呈較強(qiáng)的負(fù)相關(guān)性。

圖9 不同T2譜類型對(duì)應(yīng)的生產(chǎn)數(shù)據(jù)Fig.9 Production data of single well of different T2 spectra curve

3)對(duì)于有效儲(chǔ)層,孔隙度演化與可動(dòng)流體飽和度的響應(yīng)關(guān)系表明，初始孔隙度和機(jī)械壓實(shí)后剩余孔隙度早于油氣充注時(shí)期,且均大于油氣充注時(shí)的臨界孔隙度(10.17%),儲(chǔ)層未進(jìn)入嚴(yán)重致密階段，其對(duì)可動(dòng)流體賦存特征的影響弱;膠結(jié)與溶蝕作用表征油氣充注時(shí)期儲(chǔ)層的品質(zhì),其孔隙度演化制約著油氣充注的質(zhì)量和可動(dòng)流體賦存特征,尤其是溶蝕與中晚期膠結(jié)作用對(duì)應(yīng)的孔隙度與油氣充注時(shí)的臨界孔隙度(10.17%)之間的大小關(guān)系，表征著儲(chǔ)層的致密程度?？紫抖妊莼窂降臄?shù)學(xué)模型是反映可動(dòng)流體賦存特征的響應(yīng)函數(shù),可以直接表征油氣的產(chǎn)能效果。

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(編 輯 雷雁林)

Characteristics of movable fluid and pore evolution of the Chang 81sandstone reservoirs of the Ordos Basin

HUANG Hai1, REN Dazhong2,3, ZHOU Yan4, SUN Wei2, LIU Dengke2

(1.College of Petroleum Engineering, Xi′an Shiyou University, Xi′an 710065, China;2.State Key Laboratory for Continental Dynamics/Department of Geology, Northwest University, Xi′an 710069, China;3.Engineering Research Cener of Western Low & Ultra-low Permeability Oilfield Development & Management,Ministry of Education, Xi′an Shiyou University, Xi′an 710065, China;4.Oil and Gas Evaluation Center, CNPC Logging Co., Ltd., Xi′an 710077， China)

The characteristics of movable fluid and pore evolution of the sandstone reservoir in member 81of Yan Chang Formation in Ordos Basin are analyzed by using nuclear magnetic resonance, casting thin sections, scanning electron microscope(SEM), constant-speed mercury injection and physical property. Results show that the T2pattern of the samples with different physical properties display 3 modes, the heterogeneity degree of the movable fluid porosity is stronger than the movable fluid saturation, and permeability for sensitivity of the movable fluid parameters is significantly higher than porosity. The compositional maturities of the mineral, cementation and dissolution are the most critical influences on the characteristics of reservoir movable fluid, and surface porosity is the key parameter to influence it. The surface porosity of intergranular pores have positive correlation with movable fluid saturation, and the micropores are easy to bondage movable fluid. Dissolution and the evolved intensity in the middle and late cementation are the critical features to influence the characteristics of movable fluid. There is a good relationship between the calculated porosity and the movable fluid saturation, and the mathematical models of the porosity evolution path is the response function to reflect the characteristics of movable fluid, which can represent the effects of oil and gas production directly.

movable fluid; porosity evolution; influence factors; Huaqing region; Chang 81reservoir

2015-03-24

陜西省工業(yè)科技攻關(guān)基金資助項(xiàng)目(2015GY109);陜西省教育廳重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室科研計(jì)劃基金資助項(xiàng)目(15JS086);中國(guó)博士后科學(xué)基金資助項(xiàng)目(2015M582699)；陜西省自然科學(xué)基礎(chǔ)研究計(jì)劃-青年人才基金資助項(xiàng)目(2016JQ4022)；陜西省科技統(tǒng)籌創(chuàng)新工程基金資助項(xiàng)目(2015KTCL01-09)

黃海，男，山東榮成人，副教授，從事非常規(guī)儲(chǔ)層開(kāi)發(fā)與提高采收率的研究。

任大忠，男，山東菏澤人，博士，從事油氣藏地質(zhì)與開(kāi)發(fā)研究。

TE112.23

A

10.16152/j.cnki.xdxbzr.2016-05-020