運用高壓壓汞及掃描電鏡多尺度表征致密砂巖儲層微納米級孔喉特征
——以渤海灣盆地沾化凹陷義176區(qū)塊沙四段致密砂巖儲層為例

嚴 強，張云峰，付 航,3，姜美玲，王 軍，隋淑玲，付 晗，郝 芮，郭明翰

(1.東北石油大學 地球科學學院，黑龍江 大慶 163318； 2.油氣藏形成機理與資源評價重點實驗室，黑龍江 大慶 163318；3.大慶油田有限責任公司 第三采油廠 第一油礦，黑龍江 大慶 163318；4.中國石化 勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257015)

隨著國內(nèi)常規(guī)油氣勘探開發(fā)難度的加大以及儲量的降低，僅僅依靠傳統(tǒng)的油氣資源無法滿足當今社會發(fā)展的需求[1-4]。致密油氣的出現(xiàn)為油氣資源注入了新的生命力，而其儲層的微觀孔喉結構直接決定了油氣富集情況及后期勘探開發(fā)的難易程度。致密油氣無自然產(chǎn)能，需經(jīng)過后期處理才能產(chǎn)出具有經(jīng)濟價值的油氣[1，5]，故僅僅依靠傳統(tǒng)的孔隙度和滲透率已無法準確地表征致密砂巖儲層?；谶@一點，針對致密油氣儲層的微觀孔喉結構，國內(nèi)外學者做了大量研究，但對納米級喉道滲流特征的研究相對較少[6-8]。目前間接測試手段主要包括高壓壓汞、覆壓孔滲等，而直接觀測手段主要包括掃描電鏡、納米CT等。掃描電鏡及納米CT能夠直觀地反映孔喉形狀、大小并構建三維立體結構[9-11]，但不能夠表征流體在其中的滲流特征[2]。超高壓力的壓汞和退汞曲線不僅能夠反映常規(guī)的孔喉信息及流體在其中的滲流特征，還能表征儲層納微米級孔喉的滲流特征。

在前人微觀孔喉研究的基礎上，筆者主要運用鑄體薄片、掃描電鏡、高壓壓汞及覆壓孔滲等實驗方法，以渤海灣盆地沾化凹陷渤南洼陷義176區(qū)塊沙四段致密儲層為例，多尺度表征儲層微觀孔喉特征，運用高壓壓汞定量表征流體在微納米級喉道中的滲流特征，進而對該區(qū)儲層做出相應的分類評價，為今后致密油微觀運聚特征研究及勘探開發(fā)奠定了可靠的地質(zhì)基礎。

1 儲層基本特征

渤南洼陷位于沾化凹陷的中部，其北鄰埕子口凸起，并以埕東斷層和埕西斷裂帶為界，西連義和莊凸起，并以義東斷層為界，東側為孤北洼陷，并以孤東斷層為界，而義176區(qū)塊位于渤南油田義176—渤深4斷階帶上(圖1)。研究區(qū)主要為中、新生代沉積地層，自上而下發(fā)育明化鎮(zhèn)組、館陶組、東營組、沙河街組及孔店組[12]，其中沙河街組是本次研究的主要層系。

研究區(qū)沙四段為一套淺湖—深湖相沉積地層，既是烴源巖又是儲層，為自生自儲型油藏[5]。儲層礦物主要包括石英、長石及巖屑，粒度變化范圍較大，包括粉砂、細砂、中砂及泥，非均質(zhì)性強，故相對致密?？紫抖戎饕性?.50%～14.3%，滲透率大部分分布在小于0.50×10-3μm2。沙四段為一套典型的致密砂巖儲層，含有大量致密油氣資源，其孔隙類型主要包括粒間孔隙(圖2a)、溶蝕孔隙(圖2b)及裂縫(圖2c)，喉道可分為納米級喉道和微米級喉道。

圖1 渤海灣盆地渤南洼陷義176區(qū)塊構造位置

圖2 渤海灣盆地渤南洼陷義176區(qū)塊沙四段孔喉類型

研究區(qū)沙四段儲層的排替壓力一般大于1 MPa，喉道半徑以小于1 μm為主，此外由于高壓壓汞的壓力較大，最高可達400 MPa，幾乎可以表征樣品的所有有效孔喉。筆者在參考國內(nèi)專家劃分標準的基礎上[2,5,13-14]，結合超高壓力壓汞所產(chǎn)生的孔喉分布圖及環(huán)境掃描電鏡下的孔喉特征，將研究區(qū)沙四段致密儲層的孔喉劃分為微米級(>1 μm)、納微米級(100 nm～1 μm)、微納米級(10～100 nm)和納米級(<10 nm)4類(圖3，圖4)。

2 微觀孔喉定量表征

2.1 喉道大小及分布

退汞曲線是當樣品被汞飽和后，隨著外加壓力的下降，一些細小喉道的毛管壓力大于外加壓力，從而退出一部分汞，因此其反映的是喉道半徑的大小及分布情況。由于外加壓力與喉道的毛細管壓力相等，故喉道半徑與外加壓力之間的關系符合公式[2,6,15]：

式中：Pc為毛細管壓力，dyn/cm2；θ為水銀的潤濕接觸角，(°)；σ為水銀的表面張力，dyn/cm2；R為孔隙喉道半徑，cm。其中，1 dyn/cm2=0.1 Pa，若Pc用kg/cm2，R用μm為單位，而水銀的接觸潤濕角θ為146°，水銀的表面張力為480 dyn/cm2，則Pc= 7.5/R，進而求出各個級別的喉道半徑。

圖3 渤海灣盆地渤南洼陷義176區(qū)塊沙四段孔喉半徑分布

圖4 渤海灣盆地渤南洼陷義176區(qū)塊沙四段環(huán)境掃描電鏡下的孔喉類型

圖5 渤海灣盆地渤南洼陷義176區(qū)塊沙四段喉道分布

分析研究區(qū)沙四層段的5塊不同孔隙度、滲透率樣品的退汞曲線，其結果表明：退汞過程反映喉道分布情況，退汞變化量反映喉道分布頻率的變化。為進一步弄清喉道的分布變化情況，對退汞變化量(dv)進行算法處理：dv/d(logd)，其中d(logd)表示兩相鄰喉道半徑取對數(shù)后的變化(圖5)。

由圖5可知，該區(qū)喉道半徑分布在納米級(<100 nm，主要集中在<10 nm)和微米級(>100 nm)，隨著納米級喉道數(shù)量的增多，滲透率逐漸由1.42×10-3μm2降至0.001 04×10-3μm2，充分反映納米級喉道是控制滲透率的重要因素。

式中：ri為某一區(qū)間的喉道半徑中值，nm；ΔSHgi為某一喉道半徑區(qū)間的退汞飽和度變量，%。

運用該算法計算研究區(qū)6口井的平均喉道半徑(表1)，進而得到孔隙度、納米級喉道及微米級喉道與滲透率的關系(圖6)。

表1 渤海灣盆地渤南洼陷義176區(qū)塊沙四段平均喉道半徑

圖6 渤海灣盆地渤南洼陷義176區(qū)塊沙四段儲層孔隙度、滲透率、納米級及微米級喉道半徑之間的關系

由圖6可知，研究區(qū)的儲層滲透率與孔隙度有一定的正相關關系，滲透率基本隨孔隙度增大而升高；而微米級喉道與滲透率呈負相關關系，這是由于納米級喉道對滲透率的控制作用強于微米級喉道，微米級喉道對滲透率的影響相對較弱，其主要貢獻于孔隙度；滲透率與納米級喉道具有良好的正相關關系，說明納米級喉道控制著滲透性的相對大小，結合覆壓孔滲所測的滲透率均小于0.1×10-3μm2，最低可達0.001 04×10-3μm2，進一步說明了研究區(qū)納米級喉道為滲透率的重要控制因素。

2.2 孔喉體積比

在壓汞曲線中，進汞曲線反映了巖石的孔隙和喉道體積之和，退汞曲線則反映了喉道體積，剩余汞主要殘留在孔隙中(圖7)，因此可以通過進汞和退汞飽和度計算孔喉體積比[15]：

式中：bt為平均孔喉體積比；Sr為殘余汞飽和度，%，Smax為最大進汞飽和度，% 。

圖7 渤海灣盆地渤南洼陷義176區(qū)塊沙四儲層壓汞曲線

決定孔隙系統(tǒng)滲流能力的因素除了上述孔隙、喉道半徑大小外，還包括孔隙與喉道的配置，而孔喉比就是用來表示這種配置關系的參數(shù)?？缀眢w積比小，反映該區(qū)發(fā)育大量喉道，滲透率高，有利于油氣運移及后期開發(fā)；反之，孔喉體積比大，說明喉道不發(fā)育，滲透率低，不利于油氣運移、富集與開發(fā)。

2.3 流體在微納米級喉道中的滲流特征

壓汞曲線不僅可以反映孔喉體積比，而且可以進一步求出納米級、微米級喉道體積及孔隙體積(表2)，并分析得出喉道與孔滲的相關性(圖8)。

由圖8可知，研究區(qū)納微米級喉道發(fā)育，滲透率較低，納米級喉道與滲透率呈負相關關系。這是由于納米級喉道太小，毛細管壓力太大，導致流體在其中難以滲流甚至不滲流，其為控制滲透率的重要因素；而微米級喉道與孔隙度呈正相關關系，主要貢獻孔隙度。綜合而言，滲透率的控制因素包括納米級喉道、微米級喉道、孔喉體積比及孔隙度等，但納米級喉道對滲透率具有重要的控制作用。

3 儲層分類及評價

表2 渤海灣盆地渤南洼陷義176區(qū)塊沙四段儲層巖心樣品孔喉信息

圖8 渤海灣盆地渤南洼陷義176區(qū)塊沙四段儲層喉道與孔滲相關性

分析32塊研究區(qū)沙四段儲層樣品的進汞曲線，依據(jù)排替壓力(當排替壓力P排為1 MPa時，對應的喉道半徑為1 μm)及進汞曲線的分布形態(tài)，該區(qū)致密儲層可分為4大類(圖9)，其中一類及二類儲層均可進一步分出2個亞類(表3)。

圖9 渤海灣盆地渤南洼陷義176區(qū)塊沙四儲層砂巖樣品進汞曲線

一類(Ⅰ)致密儲層：進汞曲線均呈“Z”字形，即有2個排替壓力，一個是0.01 MPa(表示常規(guī)良好孔隙)，另一個大于10MPa(表示納米級孔隙)，說明這類儲層含有2套孔隙系統(tǒng)，即常規(guī)孔隙系統(tǒng)和納米級孔隙系統(tǒng)(圖10a，b)。該類儲層的孔隙度介于6%～12%，滲透率變化較大，但均小于0.2×10-3μm2，其大小取決于納米級孔隙體系所占比例。根據(jù)滲透率的相對大小及孔喉的分布，進一步分為Ⅰa類(滲透率介于(0.01～0.2)×10-3μm2)和Ⅰb類(滲透率小于0.01×10-3μm2)。根據(jù)渤南油田義176—渤深4區(qū)塊試采成果(表4)，對該類儲層義170井沙四層段(3 806.1～3 829 m)試油結果顯示日產(chǎn)液極少，壓裂后效果也不明顯，幾乎為干層。說明Ⅰb類儲層在當前的技術、經(jīng)濟條件下并無太大的開采價值。

二類(Ⅱ)低滲透儲層：排替壓力小于1 MPa，主要集中在0.7 MPa，進汞壓力變化大，反映各個級別孔喉均存在(圖10c，d)，非均質(zhì)性強，但曲線開始較平緩，表明其含有大量微米級孔喉，同時也含有一定數(shù)量的納微米級孔喉。根據(jù)滲透率的相對大小，可進一步分為Ⅱa類(滲透率大于2×10-3μm2)和Ⅱb類(滲透率介于(1～2)×10-3μm2)。根據(jù)試采成果(表4)，對Ⅱa類儲層義176井沙四層段(3 807.6～3 824.6 m)的試油結果顯示其日產(chǎn)液19.3m3，壓裂投產(chǎn)；對Ⅱb類儲層義178井沙四層段(3 782.2～3 812.8 m)的試油結果顯示其日產(chǎn)液為14 m3，在地層壓力較大時，無需壓裂便可投產(chǎn)。進一步證實了該大類儲層為研究區(qū)的優(yōu)質(zhì)儲層。

表3 渤海灣盆地渤南洼陷義176區(qū)塊沙四段儲層分類

圖10 渤海灣盆地渤南洼陷義176區(qū)塊沙四段孔喉分布頻率

井號層位生產(chǎn)井段/m初期時間(年/月)日產(chǎn)液/m3日產(chǎn)油/m3含水率/%后期時間(年/月)日產(chǎn)液/m3日產(chǎn)油/m3含水率/%備注義17義170義171義171-1義171-X2VF義171-X3VF義171-X4VF義171-X5VF義171-X6VF義171-X7VF義171-X8VF義172義176義177義178義179義180義182義184義187義193渤深4義東341Es43586～36111998/1110．18．614．42001/021．71．64．4Es43397～36112001/034．60．980．92001/040．80．270．0Es42872～36112001/054．23．420．02013/091．21．016．2Es43806．1～38291999/092．12．04．72003/112．91．740．6壓裂，效果不明顯Es43234．4～38292004/0320．411．841．92013/097．62．172．7Es43480．5～3662．22001/0714．714．70．02013/091．00．910．0Es43722．6～3797．12011/1211．92．182．22012/033．80．391．7Es43546．4～3797．12012/0523．319．914．92013/0912．410．713．2Es43599．4～3915．62013/0236．634．45．92013/094．03．85．6Es43810～3566．52013/01105．493．211．62013/0939．338．52．2Es43587～3814．82013/0145．044．51．02013/0925．525．40．5Es43646～3723．62013/0822．814．934．92013/0922．814．934．9Es43636～3730．92013/0824．020．116．12013/099．89．70．3Es43648．8～3745．92013/0811．79．122．12013/097．97．90．0Es43587．4～3814．82013/0529．010．763．02013/0910．44．754．7Es43998．53～4024．562007/0217．96．066．42011/101．20．195．5Es43807．6～3824．62010/0219．35．969．62011/047．71．679．4Es43691．8～3824．62012/065．95．311．42013/093．02．86．7Es43960．5～3966．62011/1219．10．398．72012/113．40．0100．0壓裂投產(chǎn)Es43782～3812．82011/0914．08．440．02011/113．62．237．5試油壓裂Es43612．4～3667．52011/1213．810．821．72013/094．53．913．2補孔Es43730．5～3786．92013/0718．21．392．62013/0925．814．045．9Es43803～3810．62011/107．83．357．72012/091．80．666．7Es44088．7～4096．62012/0119．21．492．52012/0315．80．994．0Es43435．7～3476．312012/0545．627．539．72012/1113．22．879．1Es44013．4～40442012/056．00．787．62013/095．95．48．5Es43443～3495．52013/0521．621．31．12013/0918．418．40．0Es43637～3718．22013/0716．514．015．12013/0910．010．00．0Es43898．6～3924．41993/0621．221．20．01993/115．65．60．0Es1-Ed3878．8～3924．41993/1247．147．10．02011/120．30．0100．0Es42694．6～27002001/028．06．517．82003/123．12．517．6Ed2694．6～37102007/014．11．563．22009/100．40．40．0

三類(Ⅲ)超低滲透儲層：排替壓力約為1 MPa，曲線較平緩，最大進汞壓力小于10 MPa，表明其孔喉主要為納微米級孔喉(圖10e)，為超低滲透儲層，滲透率小于1×10-3μm2，主要集中在(0.1～1)×10-3μm2。根據(jù)試采成果(表4)，對該類儲層義179井沙四層段(3 803～3 810.6 m)的試油結果顯示其日產(chǎn)液為7.8 m3，為該區(qū)次一級儲層，壓裂后可投產(chǎn)。

四類(Ⅳ)超致密儲層：排替壓力約為10 MPa，納米級孔喉發(fā)育(圖10f)，也含有少量微米級孔喉，儲層非常致密，滲透率小于0.1×10-3μm2。試油試采成果(表4)顯示其試油結果很差，日產(chǎn)液大多小于4 m3，需要采取特殊的開采方式方可投產(chǎn)。

4 結論

(1)渤海灣盆地沾化凹陷渤南洼陷義176區(qū)塊沙四段儲層為自生自儲型儲層，其既是烴源巖又是儲層，依其排替壓力的相對大小及壓汞曲線的形態(tài)，可將其致密儲層分為一類致密儲層、二類低滲透儲層、三類超低滲透儲層及四類超致密儲層，其中一類和二類均可依滲透率相對大小進一步分成2個亞類。

(2)對汞變化量dv進行dv/d(logd)算法處理，可準確反映孔喉的相對大小及分布情況。高壓壓汞及掃描電鏡的鏡下特征表明，研究區(qū)的孔喉類型包含微米級(>1 μm)、納微米級(0.1～1 μm)、微納米級(10～100 nm)及納米級(<10 nm)這4類孔喉。

(3)研究區(qū)的喉道主要包括納米級喉道和微米級喉道。納米級喉道對滲透率具有重要的控制作用，微米級喉道更多貢獻于孔隙度。

(4)不同類型的儲層均含有各個級別的喉道，不同的是所占比例不同，低滲透儲層含有大量微米級喉道(超過70%)；超低滲透儲層的納米級喉道數(shù)量幾乎與微米級喉道數(shù)量相等，其納米級喉道控制著流體的滲流作用；超致密儲層發(fā)育大量納米級喉道，其決定該類儲層油氣的滲流作用。

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