顯微熒光確定砂巖含氣性與物性下限探討
——以蜀南地區(qū)須家河組為例

郭瑞超，王 浩，蒲婭琳，李延鈞，隆 輝，沈秋媛

（1.中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營 257015；2.中國石油西南油氣田分公司蜀南氣礦， 四川瀘州 646001；3.成都創(chuàng)源油氣技術(shù)開發(fā)有限公司，四川成都 610500）

熒光顯微鏡是以紫外光為光源，通過激發(fā)巖石薄片中石油瀝青產(chǎn)生熒光圖像，而達(dá)到與巖石特征同時(shí)觀察的條件。鏡下觀察可將不同組分瀝青的存在方式清晰地反映出來，揭示巖石中石油瀝青的分布與巖石結(jié)構(gòu)、構(gòu)造、次生縫洞的關(guān)系[1]。熒光顯微鏡技術(shù)作為研究石油生儲(chǔ)條件的一種方法，尤其在判斷儲(chǔ)層含氣性方面已得到廣泛應(yīng)用。本文首次探討顯微熒光作為一種判斷儲(chǔ)層物性下限的新方法，對(duì)于試油資料不全、實(shí)測(cè)物性及綜合解釋成果較少的地區(qū)具有較好的應(yīng)用價(jià)值。

研究區(qū)位于四川盆地南部，西起犍為縣，東至江津市，北抵安岳縣，南至川滇、川黔省界，跨越四川盆地川西南低緩構(gòu)造區(qū)、川南低陡構(gòu)造區(qū)以及川中低平構(gòu)造區(qū)南部三個(gè)構(gòu)造單元。由于構(gòu)造上的差異，將研究區(qū)須家河組儲(chǔ)層分為北區(qū)和南區(qū)兩大區(qū)域，其中北區(qū)指川中-川南過渡帶，主要發(fā)育孔隙型儲(chǔ)層；南區(qū)包括川西南和川南（瀘州古隆起區(qū)）地區(qū)，儲(chǔ)層以裂縫-孔隙型為主。

1 顯微熒光特征

儲(chǔ)層具有儲(chǔ)集和滲流雙重作用，從孔隙微觀結(jié)構(gòu)可見孔隙和喉道中均有不同程度的熒光顯示[2]。儲(chǔ)層條件的好壞，在顯微熒光上的顯示特征差異明顯?？紫稛o熒光或者孔隙內(nèi)偶見弱熒光，但喉道無熒光，此類儲(chǔ)層為很差的儲(chǔ)集條件和滲流條件；孔隙內(nèi)大部分或者部分見熒光，喉道內(nèi)基本無熒光或者偶見弱熒光，反映儲(chǔ)層具有較好的儲(chǔ)集條件，但是滲流條件較差；若大部分孔隙和喉道內(nèi)都有較強(qiáng)的熒光，或者大部分孔隙內(nèi)和部分喉道內(nèi)有中強(qiáng)熒光，此類儲(chǔ)層具有較好的儲(chǔ)集條件和滲流條件。因此，通過顯微熒光法反映儲(chǔ)層的含氣性較為直觀可靠。

在北區(qū)孔隙型儲(chǔ)層中（圖1），岳3 井、岳2 井及包淺1 井等樣品孔隙內(nèi)均見熒光，喉道內(nèi)基本無熒光或者偶見弱熒光，熒光顯示表現(xiàn)為中等，這些表明孔隙內(nèi)有烴類流體的痕跡，但流體的滲流條件較差，其孔隙度為4.0%～9.0%。

在南區(qū)裂縫-孔隙型儲(chǔ)層中（圖2），丹淺001-1 井、井25 井及丹淺1 井等樣品孔隙內(nèi)也均見熒光顯示，喉道內(nèi)一般無熒光或者偶見弱熒光，說明孔隙內(nèi)有烴類物質(zhì)的殘留。孔喉熒光顯示為中等，孔隙度為2.5%～5.6%。

研究區(qū)內(nèi)須家河組儲(chǔ)層的含水飽和度普遍較高。38 口井的巖心含水飽和度的測(cè)試結(jié)果表明，研究區(qū)平均含水飽和度為40.00%～80.00%，北區(qū)產(chǎn)氣層段含水飽和度為40.00%～72.00%，而南區(qū)為50.00%～72.00%，如丹淺001-1 井須四段（T3x4）和岳5 井須二段（T3x2）等。丹淺001-1 井的產(chǎn)氣量為3.48×104m3/d，岳5 井的產(chǎn)氣量為0.69×104m3/d，與顯微熒光特征一致（表1）。

圖1 研究區(qū)北區(qū)顯微熒光特征

圖2 研究區(qū)南區(qū)顯微熒光特征

表1 儲(chǔ)層孔隙度及氣水含量統(tǒng)計(jì)

2 顯微熒光與孔喉關(guān)系

據(jù)研究區(qū)孔喉顯微熒光分級(jí)特征（圖3）可以看出:圖3a 中，熒光顯示非常好，孔隙和喉道都有很強(qiáng)的亮藍(lán)色熒光，喉道較短，半徑大，說明此類儲(chǔ)層的儲(chǔ)集和滲流條件均較好，因此，將該類孔喉與熒光顯示的關(guān)系定為Ⅰ類；圖3b 中，孔隙中有淡藍(lán)色的熒光，喉道內(nèi)熒光顯示很差，幾乎無熒光顯示，將此類孔喉與熒光顯示的關(guān)系定為Ⅱ類；圖3c 中，孔隙內(nèi)偶見弱熒光，喉道內(nèi)無熒光顯示，可見孔隙和喉道的熒光顯示總體都比較差，將此類孔喉與熒光顯示的關(guān)系定為Ⅲ類。

圖3 研究區(qū)孔喉顯微熒光分級(jí)特征

3 儲(chǔ)層物性下限

有效儲(chǔ)層是指儲(chǔ)層中有工業(yè)流體并且流體能夠通過喉道流動(dòng)出來的儲(chǔ)層，也指在現(xiàn)有的工藝技術(shù)及經(jīng)濟(jì)條件下能夠產(chǎn)出具有商業(yè)價(jià)值油氣流的儲(chǔ)層[3]。通常認(rèn)為物性低于下限的儲(chǔ)層不具有儲(chǔ)油和產(chǎn)油能力。儲(chǔ)層是否具有產(chǎn)油、產(chǎn)氣能力，主要受儲(chǔ)集油氣和流動(dòng)能力兩個(gè)因素控制，即只有當(dāng)油、氣層有效孔隙度和滲透率達(dá)到一定界限時(shí)，儲(chǔ)層才具有開采價(jià)值，此界限即為儲(chǔ)層的物性下限，可以通過熒光顯示來確定有效儲(chǔ)層的下限值[4]。通過觀察研究區(qū)須家河組50 個(gè)顯微熒光薄片，其顯微熒光具有以下特征:在北區(qū)孔隙型儲(chǔ)層中，當(dāng)孔隙度小于4.0%時(shí)，孔隙和喉道熒光顯示很差，一般都無熒光顯示，即無烴類流體痕跡，屬于Ⅲ類；當(dāng)孔隙度為4.0%～9.0%時(shí)，孔隙內(nèi)有熒光，喉道內(nèi)基本無熒光或者偶見弱熒光，熒光顯示表現(xiàn)為中等，表明有烴類流體儲(chǔ)集的痕跡，但是流體的滲流條件較差，屬于Ⅱ類；當(dāng)孔隙度大于9.0%時(shí)，孔隙和喉道熒光顯示都比較好，表明流體在孔喉內(nèi)的流動(dòng)性好，屬于Ⅰ類（圖4a）。據(jù)此可認(rèn)為北區(qū)孔隙型儲(chǔ)層的孔隙度下限為9.0%。

在南區(qū)裂縫-孔隙型儲(chǔ)層中，當(dāng)孔隙度小于2.0%，滲透率小于0.02×10-3μm2時(shí)，孔隙和喉道內(nèi)均無熒光顯示，即一般無流體痕跡，屬于Ⅲ類；當(dāng)孔隙度為2.0%～5.0%，滲透率為0.02×10-3～0.10×10-3μm2時(shí)，孔隙內(nèi)有熒光顯示，喉道內(nèi)一般無熒光或者偶見弱熒光，孔喉熒光顯示為中等，屬于Ⅱ類；當(dāng)孔隙度大于5.0%，滲透率大于0.10×10-3μm2時(shí)，孔隙和喉道內(nèi)熒光顯示都較好，表明流體在孔喉內(nèi)的流動(dòng)性好，屬于Ⅰ類（圖4b）。綜合以上分析結(jié)果，可將南區(qū)裂縫-孔隙型儲(chǔ)層的孔隙度下限值定為5.0%。

4 方法驗(yàn)證

采用試油成果法、孔隙度-滲透率交會(huì)法和最小孔喉半徑法分析物性下限，對(duì)顯微熒光法的結(jié)果予以驗(yàn)證。

4.1 試油成果法

圖4 熒光顯示與孔隙度-滲透率相關(guān)關(guān)系

試油成果法是根據(jù)研究區(qū)內(nèi)若干井的試油結(jié)果，并統(tǒng)計(jì)對(duì)應(yīng)井的測(cè)試井段的測(cè)井解釋平均孔隙度與平均滲透率，繪制試油結(jié)果與孔滲相關(guān)圖。北區(qū)試油結(jié)果與孔滲相關(guān)關(guān)系顯示，在孔隙度大于9.0%、 滲透率大于0.10×10-3μm2的條件下，儲(chǔ)層能夠產(chǎn)出工業(yè)氣流；如果儲(chǔ)層裂縫發(fā)育使得滲透率較高，則孔隙度為5.0%～9.0%時(shí)也可以形成工業(yè)氣流；而當(dāng)無裂縫發(fā)育、孔隙度小于9.0%時(shí)，不能形成工業(yè)氣流（圖5a）。南區(qū)試油結(jié)果與孔滲相關(guān)關(guān)系顯示，在南區(qū)孔隙度大于5.0%、滲透率大于0.10×10-3μm2時(shí)才能形成工業(yè)氣流；若兩者之一不能夠滿足，則測(cè)試結(jié)果為微弱氣流（圖5b）。

綜合巖心孔隙度分析與試油結(jié)果認(rèn)為，北區(qū)儲(chǔ)層無裂縫發(fā)育時(shí)，孔隙度若小于9.0%，無氣體產(chǎn)出；而只有孔隙度大于9.0%時(shí)才能成為氣層。有微裂縫存在時(shí)，孔隙度不是唯一控制儲(chǔ)層的因素，裂縫較發(fā)育可使得儲(chǔ)集性能大大提升，在此情況下，孔隙度為6.0%～9.0%時(shí)可以成為具有工業(yè)產(chǎn)能的儲(chǔ)層。據(jù)此認(rèn)為北區(qū)孔隙度下限9%較為合理。在南區(qū)，儲(chǔ)層的孔隙度若小于5.0%、滲透率小于0.10×10-3μm2時(shí)，無氣體產(chǎn)出；而只有當(dāng)儲(chǔ)層孔隙度大于5.0%、滲透率大于0.10×10-3μm2時(shí)，才能成為氣層。

圖5 試油結(jié)果與孔隙度-滲透率相關(guān)關(guān)系

4.2 孔隙度-滲透率交會(huì)法

孔隙度-滲透率交會(huì)法在確定物性下限中應(yīng)用較為廣泛[5]，其方法是繪制巖心實(shí)測(cè)孔隙度與滲透率的相關(guān)圖，圖中回歸的曲線存在三個(gè)段。其中，第一段曲線表現(xiàn)為孔隙度與滲透率同時(shí)增加，由于滲透率采用對(duì)數(shù)坐標(biāo)，故滲透率仍處于較低值區(qū)間；第二段曲線表現(xiàn)為平臺(tái)期，此階段隨著孔隙度增加，滲透率增加幅度甚小，說明此階段中的孔隙度對(duì)滲透率影響不大，孔隙主要為無滲透能力的孔隙；第三段曲線為孔隙度與滲透率均呈線性增加[6]。本文認(rèn)為物性下限應(yīng)當(dāng)選定第二段曲線與第三段曲線的交會(huì)點(diǎn)，該點(diǎn)反映開始控制滲透率大小的孔隙度值。該方法中拐點(diǎn)的確定可能存在誤差，但仍是一種較為實(shí)用的確定物性下限的方法[7]。

研究區(qū)北區(qū)孔隙度-滲透率相關(guān)關(guān)系結(jié)果表現(xiàn)為:三個(gè)層段均表現(xiàn)出典型的三段曲線特征，其中，第一段曲線滲透率基本都小于0.10×10-3μm2，第二段與第三段曲線的交點(diǎn)多位于孔隙度8.0%～9.0%，對(duì)應(yīng)滲透率為0.10×10-3μm2（圖6a）。研究區(qū)南區(qū)孔隙度-滲透率相關(guān)關(guān)系結(jié)果存在低孔高滲點(diǎn)，但總體趨勢(shì)基本符合三段曲線的特征，第二段曲線與第三段曲線的交點(diǎn)孔隙度為5.0%左右，對(duì)應(yīng)滲透率值為0.10×10-3μm2（圖6b）。通過兩研究區(qū)的孔滲交會(huì)法，可確定北區(qū)的孔隙度下限應(yīng)為8.0%～9.0%，南區(qū)的孔隙度下限應(yīng)為5.0%，兩區(qū)滲透率下限均為0.10×10-3μm2。

4.3 最小孔喉半徑法

圖6 研究區(qū)儲(chǔ)層孔隙度與滲透率相關(guān)關(guān)系

最小孔喉半徑法是通過喉道半徑值來確定有效儲(chǔ)層物性下限標(biāo)準(zhǔn)的方法[8]。據(jù)國內(nèi)外的研究成果表明，油藏形成過程中油氣驅(qū)替地層水需要克服非常高的毛管壓力[9]。水濕性碎屑巖顆粒表面附著的水膜厚度大約為0.08～0.10 μm，當(dāng)儲(chǔ)層的孔喉半徑小于該厚度時(shí)，油氣難以進(jìn)入孔隙而形成有效儲(chǔ)層[10]。通過統(tǒng)計(jì)孔喉中值半徑與孔隙度以及滲透率實(shí)測(cè)結(jié)果，繪制中值半徑-孔隙度和中值半徑-滲透率的相關(guān)圖，結(jié)果表明，以中值半徑為0.08～0.10 μm時(shí)所對(duì)應(yīng)的孔隙度和滲透率值作為物性下限。

根據(jù)研究區(qū)北區(qū)的孔隙度-中值半徑相關(guān)圖可知（圖7a），中值半徑0.08～0.10 μm 對(duì)應(yīng)的孔隙度為9.0%；由南區(qū)的孔隙度-中值半徑相關(guān)圖可知（圖7b），中值半徑0.08～0.10 μm 所對(duì)應(yīng)的孔隙度為5.0%左右。

綜合試油法、孔隙度-滲透率交會(huì)法和最小孔喉半徑法三種方法的結(jié)果（表2），北區(qū)孔隙型儲(chǔ)層的孔隙度下限為9.0%，南區(qū)裂縫-孔隙型儲(chǔ)層的孔隙度下限為5.0%，這與顯微熒光的結(jié)果一致，可見顯微熒光作為一種研究儲(chǔ)層物性下限的方法是可行有效的。

圖7 孔隙度-中值半徑相關(guān)關(guān)系

表2 不同方法確定的物性下限

5 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）利用儲(chǔ)層顯微熒光法可以比較直觀、可靠地反映儲(chǔ)層的含油氣性，并且根據(jù)顯微熒光在孔喉中的分布特征和熒光強(qiáng)度，可以將孔隙型儲(chǔ)層和裂縫-孔隙型儲(chǔ)層型分為Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類。

（2）根據(jù)顯微熒光法分別確定了北區(qū)孔隙型儲(chǔ)層和南區(qū)裂縫-孔隙型儲(chǔ)層的物性下限；北區(qū)孔隙型儲(chǔ)層孔隙度的下限值為9.0%，南區(qū)裂縫-孔隙型儲(chǔ)層孔隙度的下限值為5.0%。

（3）試油法、孔隙度-滲透率交會(huì)法和最小孔喉半徑法三種方法驗(yàn)證結(jié)果與顯微熒光的結(jié)果一致。

因此，在資料不全的情況下，儲(chǔ)層顯微熒光可作為一種研究和表征儲(chǔ)層物性下限的新方法。