致密砂巖雙重介質(zhì)儲(chǔ)層可動(dòng)流體影響因素分析
——以鄂爾多斯盆地涇河長8段為例

致密砂巖儲(chǔ)層受構(gòu)造、沉積和成巖作用影響，孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜，微裂縫發(fā)育，流體賦存狀態(tài)也不同于常規(guī)儲(chǔ)層[1–3]?？蓜?dòng)流體參數(shù)是制約致密砂巖儲(chǔ)層可采程度的重要因素[4–5]。前人對(duì)鄂爾多斯盆地內(nèi)部延長組致密砂巖油藏的可動(dòng)流體賦存特征、影響因素與油氣采收率的響應(yīng)關(guān)系等方面進(jìn)行了深入的研究[6–8]，但針對(duì)盆地南緣研究甚少。鄂爾多斯盆地南緣位于伊陜斜坡、渭北隆起和天環(huán)向斜三個(gè)構(gòu)造帶交匯部位，石油資源量約2.6×109t，具有較好的開發(fā)潛力。鄂爾多斯盆地南緣延長組儲(chǔ)層相比盆地內(nèi)部物性更差、孔隙結(jié)構(gòu)更復(fù)雜、喉道更細(xì)小，為典型的致密砂巖雙重介質(zhì)儲(chǔ)層。

本文以鄂爾多斯盆地南緣的涇河油田三疊系延長組長8段致密砂巖雙重介質(zhì)儲(chǔ)層為研究對(duì)象，利用核磁共振實(shí)驗(yàn)對(duì)致密砂巖雙重介質(zhì)儲(chǔ)層可動(dòng)流體特征進(jìn)行分析，結(jié)合恒速壓汞等分析手段對(duì)可動(dòng)流體參數(shù)的主要影響因素進(jìn)行研究[9–11]，為鄂爾多斯盆地南緣油藏的可動(dòng)資源序列評(píng)價(jià)提供一定的依據(jù)。

1 雙重介質(zhì)儲(chǔ)層基本特征

1.1 基質(zhì)儲(chǔ)層特征

涇河油田長8段巖性以巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖為主，其中石英、長石、巖屑平均含量分別為40%、28.5%、28%。砂巖粒度以細(xì)粒為主，磨圓度以次棱–次圓狀為主，分選為好到中等，接觸關(guān)系以線–點(diǎn)和線狀為主。填隙物含量較高，平均為10.2%，以碳酸鹽膠結(jié)物為主。黏土礦物成分由伊/蒙混層（36.4%）、伊利石（23.8%）、綠泥石（22.2%）和高嶺石（17.5%）組成。儲(chǔ)層致密，平均孔隙度為6.8%，平均滲透率為 0.32×10-3μm2?？紫额愋鸵粤ｉg溶孔（65.8%）和粒內(nèi)溶孔（30.0%）為主，含少量殘余粒間孔（3.8%），面孔率較低，平均為1.2%，喉道半徑細(xì)小，平均吼道半徑小于0.2 μm，屬小孔–微細(xì)喉配置。

1.2 裂縫特征

通過13口取心井巖心裂縫觀察，認(rèn)為長8段主要發(fā)育高角度構(gòu)造縫和水平層理縫。高角度構(gòu)造裂縫是構(gòu)造成因的斷層伴生縫，在巖性較純的儲(chǔ)層段欠發(fā)育，主要發(fā)育于儲(chǔ)層頂部的泥質(zhì)粉砂巖段或儲(chǔ)層底部的鈣質(zhì)膠結(jié)砂巖段，裂縫傾角70°～90°，方位以NWW向?yàn)橹?，裂縫長度10～60 cm，裂縫平均寬度為0.2 mm，以未充填和半充填為主，縫面常見擦痕和油痕顯示，該類裂縫為油氣運(yùn)移的主要通道。

水平層理縫主要發(fā)育于儲(chǔ)層內(nèi)部，密度為5.01～64.8條/米，平均21.1條/米，與基質(zhì)儲(chǔ)層耦合形成雙重介質(zhì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。當(dāng)致密砂巖儲(chǔ)層流體充注的壓力大于層理縫的破裂極限時(shí)，砂巖儲(chǔ)層就會(huì)沿層理縫部位張開，形成水平狀的層理縫系統(tǒng)。其表現(xiàn)形式是沿層理或紋層可清晰看見斑點(diǎn)狀–半連續(xù)狀–連續(xù)狀–連片狀的油顯示，層理縫不僅是良好的儲(chǔ)集空間，還是流體運(yùn)移的通道，且能改善儲(chǔ)層的滲透性。

2 雙重介質(zhì)儲(chǔ)層可動(dòng)流體特征

2.1 核磁共振測(cè)試原理

飽含流體的巖樣處于均勻靜磁場(chǎng)時(shí)，流體中的氫核會(huì)被磁場(chǎng)極化，產(chǎn)生磁化矢量，當(dāng)在垂直于靜磁場(chǎng)方向施加一定頻率的射頻場(chǎng)時(shí)，會(huì)產(chǎn)生核磁共振。當(dāng)撤掉射頻場(chǎng)后，垂直于靜磁場(chǎng)方向的磁化矢量指數(shù)衰減的過程稱為橫向弛豫過程。橫向弛豫過程所需的時(shí)間即為橫向弛豫時(shí)間T2。巖心中單孔隙的弛豫是一個(gè)指數(shù)衰減信號(hào)，而實(shí)際巖心孔隙是由大小不同的多種孔隙組成， 巖心孔隙的弛豫S（t）為多種指數(shù)衰減信號(hào)的疊加：

式中，T2$為第i種孔隙的橫向弛豫時(shí)間，ms；B$是第i種孔隙所占比例。

利用反演方法，計(jì)算出巖心中不同弛豫時(shí)間（不同孔隙半徑）的流體所占比例[12–14]，即T2弛豫時(shí)間譜。當(dāng)孔隙半徑小到一定程度后，賦存于巖心中的流體受毛管力和黏滯力作用而處于束縛狀態(tài)的流體稱為束縛流體，而處于自由狀態(tài)的流體稱為可動(dòng)流體。由于不同T2譜值反映不同的孔徑大小，因此存在一個(gè)T2譜截止值，即弛豫時(shí)間大于該值時(shí)流體可動(dòng)，進(jìn)而獲取巖心可動(dòng)流體參數(shù)。

2.2 可動(dòng)流體T2譜形態(tài)特征

對(duì)涇河油田長8段的14塊巖樣進(jìn)行了飽含水狀態(tài)下的核磁共振測(cè)試，結(jié)果表明，研究區(qū)T2譜特征曲線形態(tài)復(fù)雜多樣，存在5種典型形態(tài)（圖1）：Ⅰ型為雙峰形態(tài)，且右峰幅度高于左峰；Ⅱ型為左右峰形態(tài)不明顯；Ⅲ型為雙峰形態(tài)，且左右峰幅度相當(dāng)；Ⅳ型為雙峰形態(tài)，但左峰幅度高于右峰；Ⅴ型為右峰微弱型。整體上，隨著巖心滲透率的增大，T2譜的高峰值逐漸向右（高值區(qū)）移動(dòng)，且峰值增大。

圖1 涇河油田長8段不同滲透率級(jí)別巖心的T2譜

分析的14塊樣品中，11塊是雙重介質(zhì)儲(chǔ)層，3塊屬于孔隙型儲(chǔ)層（表1），雙重介質(zhì)儲(chǔ)層的T2譜以Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型為主；孔隙型儲(chǔ)層的T2譜以Ⅳ型和Ⅴ型為主（表2）。整體上，層理縫發(fā)育的儲(chǔ)層T2譜的高峰值幅度明顯高于孔隙型儲(chǔ)層。

表1 涇河油田長8段儲(chǔ)層可動(dòng)流體分析結(jié)果統(tǒng)計(jì)

表2 涇河油田長8段不同儲(chǔ)層類型可動(dòng)流體分析結(jié)果統(tǒng)計(jì)

2.3 可動(dòng)流體分布特征

利用離心前后飽和水狀態(tài)和束縛水狀態(tài)下的T2弛豫時(shí)間譜[15–16]，確定13.9 ms作為本次實(shí)驗(yàn)可動(dòng)流體與束縛流體T2弛豫時(shí)間的界限值，最終獲取可動(dòng)流體飽和度測(cè)試結(jié)果。考慮到可動(dòng)流體飽和度Sm是一個(gè)相對(duì)量，它并不能完全反映油藏開發(fā)潛力的大小，因此引入可動(dòng)流體孔隙度Фm：

式中:Ф為儲(chǔ)層孔隙度，%?？蓜?dòng)流體孔隙度Фm表征的是儲(chǔ)層中可流動(dòng)流體的絕對(duì)量，對(duì)于油藏開發(fā)潛力評(píng)價(jià)具有重要意義。

表1可見，可動(dòng)流體飽和度為5.5%～63.2%，平均值為44.8%，可動(dòng)流體孔隙度為0.1%～4.6%，平均值為2.9%，總體上涇河油田長8段儲(chǔ)層具有可動(dòng)流體飽和度低、可動(dòng)用流體孔隙度低的特點(diǎn)。從不同儲(chǔ)層類型可動(dòng)流體特征參數(shù)統(tǒng)計(jì)可知，雙重介質(zhì)儲(chǔ)層樣品的可動(dòng)流體飽和度和可動(dòng)流體孔隙度較高，其中Ⅰ型T2譜形態(tài)樣品的可動(dòng)流體飽和度和可動(dòng)流體孔隙度最高，其次是Ⅱ型和Ⅲ型，孔隙型儲(chǔ)層樣品的可動(dòng)流體飽和度和可動(dòng)流體孔隙度均較低，其中Ⅴ型T2譜形態(tài)樣品可動(dòng)流體飽和度最低，主要以束縛流體為主，為無效儲(chǔ)層。

目前已在涇河17和涇河2井區(qū)開展了長8油藏開發(fā)試驗(yàn)，其中，高效開發(fā)井主要鉆遇可動(dòng)流體飽和度較高的雙重介質(zhì)儲(chǔ)層，而低效井主要鉆遇孔隙型儲(chǔ)層。

3 可動(dòng)流體影響因素分析

3.1 儲(chǔ)層宏觀物性分析

圖2 涇河油田長8段樣品物性參數(shù)與可動(dòng)流體參數(shù)相關(guān)性

通過對(duì)樣品物性參數(shù)與可動(dòng)流體參數(shù)相關(guān)性分析表明，儲(chǔ)層滲透率與可動(dòng)流體飽和度（圖2a）、儲(chǔ)層孔隙度與可動(dòng)流體飽和度（圖2b）、儲(chǔ)層滲透率與可動(dòng)流體孔隙度（圖2c）、儲(chǔ)層孔隙度與可動(dòng)流體孔隙度（圖2d）均具有較好的正相關(guān)性，相關(guān)系數(shù)分別為0.753 9，0.737 3，0.729 9，0.835 5；總體上儲(chǔ)層物性越好，可動(dòng)流體飽和度、可動(dòng)流體孔隙度越高，即儲(chǔ)層物性是制約涇河油田長8段儲(chǔ)層可動(dòng)流體飽和度、可動(dòng)流體孔隙度高低的關(guān)鍵因素之一。

3.2 儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)分析

采用恒速壓汞孔喉結(jié)構(gòu)分析技術(shù)[17–19]，對(duì)研究區(qū)不同滲透率級(jí)別的4塊巖樣進(jìn)行了測(cè)試，結(jié)果表明，不同滲透率的巖樣，其孔道半徑差別不大，喉道半徑越小，分選較好；隨滲透率增大，喉道半徑展布范圍向高值區(qū)擴(kuò)展，因此巖樣的滲流能力主要受喉道半徑的制約（圖3，表3）。

圖3 涇河油田長8段不同滲透率級(jí)別巖心孔道半徑、喉道半徑分布

表3 涇河油田長8段儲(chǔ)層恒速壓汞測(cè)試結(jié)果統(tǒng)計(jì)

通過對(duì)樣品物性參數(shù)與微觀孔喉參數(shù)相關(guān)性分析表明，喉道參數(shù)與滲透率均具有較好的正相關(guān)性，與孔隙度相關(guān)性相對(duì)較差，其中主流喉道半徑參數(shù)與滲透率和孔隙度的相關(guān)系數(shù)最高，能有效表征儲(chǔ)層物性，即主流喉道半徑越大，物性越好，可動(dòng)流體飽和度越高（圖4）。

3.3 儲(chǔ)層層理縫密度分析

層理縫在致密油儲(chǔ)層中普遍發(fā)育，對(duì)致密油的成藏富集有明顯的貢獻(xiàn)，是最為重要的裂縫類型[20]。結(jié)合巖心觀察和成像測(cè)井解釋裂縫，對(duì)涇河油田長8段分析樣品段的層理縫密度進(jìn)行描述，然后進(jìn)行巖心層理縫發(fā)育密度與可動(dòng)流體參數(shù)相關(guān)性分析[21]，結(jié)果表明，層理縫發(fā)育密度ρc（條/10 cm）與可動(dòng)流體飽和度Sm具有較好的線性正相關(guān)性，擬合關(guān)系式為：

相關(guān)系數(shù)為0.758，即層理縫密度越高，對(duì)儲(chǔ)層滲透性的改造作用越明顯，可動(dòng)流體飽和度越高，層理縫密度對(duì)可動(dòng)流體飽和度具有明顯的控制作用（圖4a）；層理縫密度和可動(dòng)流體孔隙度也有一定的線性正相關(guān)性，相關(guān)系數(shù)為0.665 1，樣本點(diǎn)相對(duì)分散，主要是層理縫對(duì)孔隙度的貢獻(xiàn)有限，近而導(dǎo)致層理縫密度與可動(dòng)流體孔隙度相關(guān)性略差（圖4b）。總體上，層理縫密度對(duì)可動(dòng)流體參數(shù)具有明顯的控制作用，即層理縫越發(fā)育，可動(dòng)流體飽和度越高。

4 結(jié)論

（1）涇河油田長 8段儲(chǔ)層T2譜特征曲線形態(tài)復(fù)雜多樣，存在5種典型形態(tài)?？傮w上可動(dòng)流體飽和度與可動(dòng)流體孔隙度低。其中雙重介質(zhì)儲(chǔ)層T2譜形態(tài)以Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型為主，可動(dòng)流體飽和度較高，高效開發(fā)井主要鉆遇該類儲(chǔ)層；孔隙型儲(chǔ)層T2譜形態(tài)以Ⅳ型和Ⅴ型為主，可動(dòng)流體飽和度低，低效井主要鉆遇該類儲(chǔ)層。

（2）涇河油田長8段致密砂巖雙重介質(zhì)儲(chǔ)層宏觀物性對(duì)可動(dòng)流體具有明顯的控制作用，即儲(chǔ)層物性越好，可動(dòng)流體飽和度越高；主流喉道半徑和層理縫密度是控制涇河油田長8段雙重介質(zhì)儲(chǔ)層可動(dòng)流體飽和度的主要因素。

圖4 涇河油田長8段儲(chǔ)層層理縫密度與可動(dòng)流體飽和度、可動(dòng)流體孔隙度相關(guān)性

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