鎮(zhèn)北長81儲層微觀孔喉結(jié)構(gòu)及物性參數(shù)特征

劉廣峰，白耀星，顧岱鴻，高星星，王文舉，潘少杰，王 猛

鎮(zhèn)北長81儲層微觀孔喉結(jié)構(gòu)及物性參數(shù)特征

劉廣峰，白耀星，顧岱鴻，高星星，王文舉，潘少杰，王 猛

(中國石油大學（北京） 石油工程教育部重點實驗室，北京 102249）

采用鑄體薄片、高壓壓汞、恒速壓汞、穩(wěn)定滲流、X衍射全巖分析、三軸壓縮聲發(fā)射等實驗方法，對鎮(zhèn)北地區(qū)長81致密砂巖儲層儲集空間、儲層敏感性、巖石脆性等參數(shù)特征進行研究，結(jié)果表明，該地區(qū)儲層儲集空間以粒間孔和粒間溶孔為主，粒內(nèi)溶孔（長石溶孔+巖屑溶孔）次之，部分地區(qū)存在晶間孔；儲層發(fā)育偏粗態(tài)、偏細態(tài)、細態(tài)3種孔喉結(jié)構(gòu)類型，其中以細態(tài)型孔隙結(jié)構(gòu)為主；致密砂巖儲層品質(zhì)主要受喉道控制。長81致密砂巖儲層具有應力敏感性較弱，脆性指數(shù)大，水平主應力差值小的特點，適合利用體積壓裂技術進行開發(fā)。

致密砂巖儲層；儲集空間；喉道；應力敏感；脆性指數(shù)；地應力

我國致密油分布廣泛，鄂爾多斯盆地是開發(fā)成功的地區(qū)之一。目前，研究致密砂巖儲層孔喉結(jié)構(gòu)的實驗方法眾多，依據(jù)實驗測試手段的不同，可將孔喉結(jié)構(gòu)研究方法分為直接法和間接法。直接法包括鑄體薄片[1]、掃描電鏡[2]、CT掃描[3]等。間接法主要為高壓壓汞[4]和恒速壓汞[5]，其中高壓壓汞是應用最為廣泛、最為經(jīng)濟的方法，但無法實現(xiàn)將孔隙、喉道分開表征[6-7]。恒速壓汞實現(xiàn)了孔隙、喉道分開表征的微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征的定量研究[8]，但是由于受最高進汞壓力低的限制，難以觀測到儲層中微小孔喉的存在[9]。本文綜合運用鑄體薄片、高壓壓汞和恒速壓汞等實驗手段，對長81儲層儲集空間、孔隙結(jié)構(gòu)類型以及喉道特征進行了分析，并利用穩(wěn)定滲流實驗、X衍射全巖分析和三軸壓縮聲發(fā)射法對儲層的應力敏感性、脆性指數(shù)、地應力值進行了研究，以期為鎮(zhèn)北地區(qū)長81儲層進行注水開發(fā)和體積壓裂設計提供一定的理論依據(jù)。

1 研究區(qū)概況

鎮(zhèn)北地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西南部，地理構(gòu)造屬于伊陜斜坡構(gòu)造單元[10]。研究區(qū)內(nèi)發(fā)育多套含油層系，其中長81為主力含油層系[11]。通過研究發(fā)現(xiàn)，長81儲層為辮狀河三角洲前緣亞相沉積，砂巖按成因可分為水下分流河道砂、河口壩砂和遠砂壩砂，巖性以細砂巖為主[12]。大量巖心物性分析實驗表明，鎮(zhèn)北地區(qū)長81儲層平均孔隙度為9.08%，中值為9.5%；平均滲透率為0.190×10-3μm2，中值為0.179×10-3μm2，屬于典型的致密砂巖儲層。

2 儲集空間特征

通過對大量鑄體薄片（圖1）鏡下觀察表明，鎮(zhèn)北地區(qū)長81致密砂巖儲層儲集空間主要發(fā)育粒間孔和粒間溶孔。表1為各孔隙類型的具體分布。從表中可以看出，研究區(qū)儲層內(nèi)粒間孔和粒間溶孔發(fā)育，其次，長石溶孔也較為發(fā)育，晶間孔僅在局部區(qū)域發(fā)育。在成巖作用時期由于溶蝕作用的改造，產(chǎn)生大量的次生孔隙，這類孔隙對于改善儲層物性及提高孔喉連通性起到了關鍵性的作用。

圖1 孔隙類型鑄體薄片圖Fig.1 Pore type of thin-section

3 儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)

3.1 孔喉結(jié)構(gòu)類型及分布

毛管壓力曲線是進汞過程中，累積進汞飽和度與進汞壓力的關系曲線，其形態(tài)主要受孔喉大小及分選性等因素影響。不同的孔喉結(jié)構(gòu)具有不同的毛管壓力曲線。通過對鎮(zhèn)北地區(qū)長81儲層大量的壓汞資料分析研究和對其毛管壓力曲線形態(tài)及各特征參數(shù)的統(tǒng)計分析，該地區(qū)發(fā)育有3種孔喉結(jié)構(gòu)類型，圖2為3種孔喉結(jié)構(gòu)類型的高壓壓汞曲線。

對3種孔喉結(jié)構(gòu)類型的壓汞曲線特征參數(shù)進行歸納總結(jié)，得到如表2所示的結(jié)果。其中偏粗態(tài)型孔喉結(jié)構(gòu)最好，細態(tài)型孔喉結(jié)構(gòu)最差。隨著孔喉結(jié)構(gòu)的變差，其排驅(qū)壓力逐漸增大，孔喉分選性變差，納米級喉道增多，孔喉連通性變差。

偏粗態(tài)型：該類孔隙結(jié)構(gòu)的毛管壓力曲線形態(tài)總體表現(xiàn)為：排驅(qū)壓力分布在0.7～1.05 MPa，汞飽和度中值壓力較低，平均為2.49 MPa，最大進汞飽和度值為86%～91%，退汞效率較高，平均為30.87%，表明孔喉連通性較好。平均滲透率為0.23×10-3μm2，平均孔隙度為11.3%。儲集空間以粒間孔、長石溶孔為主。

圖2 鎮(zhèn)北地區(qū)長81儲層3種孔隙結(jié)構(gòu)毛管壓力曲線Fig.2 Capillary pressure curves of three types of pore structures in Zhenbei Area

表1 鎮(zhèn)北地區(qū)長81儲層孔隙類型Tab.1 Pore types of Chang 81 in Zhenbei Area

表2 孔隙結(jié)構(gòu)特征分類Tab.2 Statistics on pore structure characteristics

偏細態(tài)型：該類孔隙結(jié)構(gòu)的毛管壓力曲線形態(tài)總體表現(xiàn)為：平均排驅(qū)壓力為0.72 MPa，汞飽和度中值壓力較高，平均為4.6 MPa，最大進汞飽和度值為65%～74%，平均退汞效率為27.22%，平均滲透率為0.17×10-3μm2，孔隙度主要分布于7.9%～9.6%。

細態(tài)型：該類孔隙結(jié)構(gòu)的毛管壓力曲線形態(tài)總體表現(xiàn)為：平均排驅(qū)壓力約為1 MPa，汞飽和度中值壓力高，最大可達11.5 MPa，最大進汞飽和度值為86%～91%，退汞效率較低，平均為24%，滲透率集中分布在(0.07～0.16)×10-3μm2，平均孔隙度為7.6%。歪度較小，主要集中在-0.24～0.1，顯示出儲層孔徑微小。儲集空間以粒間溶孔、長石溶孔為主，部分地區(qū)可見晶間孔。

圖3 喉道半徑特征曲線分布Fig.3 Distribution curve of throat radii

圖4 孔隙半徑分布特征曲線Fig.4 Distribution curve of pore radii

3.2 喉道特征

喉道反映了孔隙之間的連通情況，通過分析喉道的變化特征可以從本質(zhì)上揭示儲層孔隙結(jié)構(gòu)的變化[13]。本文采用恒速壓汞法對研究區(qū)儲層巖樣進行了分析。圖3為鎮(zhèn)北地區(qū)長81儲層3塊樣品的喉道半徑分布特征曲線，由圖可以看出，對于滲透率最大的巖心（Y-3），其喉道半徑分布峰值為0.6 μm，對于滲透率最小的巖心（Y-1），其喉道半徑分布峰值為0.4 μm。圖4為孔隙半徑分布特征曲線。對比圖3和圖4可以發(fā)現(xiàn)，對于不同滲透率的樣品，其孔隙半徑分布大體一樣，主要區(qū)別在喉道半徑的分布上，隨著樣品滲透率的增大，小喉道所占比例減小，大喉道分布逐漸增多。由此可以得出，對于致密砂巖儲層而言，微觀孔隙結(jié)構(gòu)的差異主要體現(xiàn)在喉道半徑的大小和分布上，與孔隙分布沒有太大關系[14-15]。

4 儲層物性參數(shù)特征

4.1 滲透率的應力敏感性實驗

在鉆井完井或油氣生產(chǎn)過程中，隨著孔隙壓力逐漸下降，儲層有效應力（即上覆巖層壓力與孔隙壓力之差）逐漸增大，儲層喉道大小和裂縫寬度隨之變化，導致孔喉體積和滲透率降低，該類現(xiàn)象稱之為儲層應力敏感[16]。為了研究致密砂巖儲層的應力敏感性，選取了5塊巖心，對其進行了實驗分析。實驗是在圍壓為2.25 MPa的基礎上逐步升高至49.75 MPa，測定不同圍壓下的巖石滲透率，然后再將圍壓由49.75 MPa下降到2.25 MPa，得到了不同凈有效覆蓋壓力下儲層滲透率變化值。

圖5為5塊樣品滲透率隨凈圍壓的變化曲線，從中可以看出，隨著凈圍壓的上升，滲透率逐漸下降；當圍壓下降時，滲透率逐漸恢復。但在降壓過程中，滲透率的恢復出現(xiàn)滯后現(xiàn)象，即在降壓過程中，某凈圍壓點所測的滲透率小于升壓過程中相同凈圍壓下所測的滲透率值。在分析所有樣品的應力敏感性曲線后，發(fā)現(xiàn)在經(jīng)過升—降圍壓后，巖樣的滲透率只能恢復到原值的36.59%～88.34%，滲透率越低，恢復程度越小。本文采用應力敏感性系數(shù)對實驗結(jié)果進行評價，計算公式見式1，評價標準如表3[17]。

表3 應力敏感性系數(shù)評價標準Tab.3 The evaluation criteria of stress sensitivity coeff i cient

表4 應力敏感性實驗結(jié)果Tab.4 Results of stress sensitivity tests

式中：Ss為應力敏感系數(shù)；σi為有效應力，MPa；Ki為對應有效應力點的滲透率，×10-3μm2；σ0為初始測點的有效應力，MPa；K0為初始測點的滲透率，×10-3μm2。

通過計算得出該地區(qū)巖石的應力敏感程度為弱—中等偏弱。表4為各塊巖心的物性參數(shù)及實驗結(jié)果，圖6為氣測滲透率與應力敏感系數(shù)關系圖，由圖可以看出，兩者之間存在較強的負相關性，即滲透率越大，巖石應力敏感程度越弱。通過觀察圖5發(fā)現(xiàn)，在凈圍壓小于10 MPa時，滲透率下降較快，而在凈圍壓大于10 MPa以后，滲透率下降緩慢，因此在開發(fā)中開采壓力不宜過大，應當選取合理的井距[18]，進行超前注水，保持較高的地層壓力，以減少滲透率的損失，提高油藏的采收率[19]。

圖5 滲透率隨凈圍壓變化關系曲線Fig.5 Permeability changed with net overburden pressure

4.2 巖石脆性指數(shù)測試實驗

巖石脆性指數(shù)是致密砂巖油氣體積壓裂應考慮的重要因素之一[20]。目前，在工程領域關于巖石脆性特征參數(shù)評價方法和標準沒有統(tǒng)一的定義和測量方法[21]，每一種評價方法都有自己的脆性指數(shù)計算方法，不同的評價方法結(jié)果不具有可比性。脆性指數(shù)的計算方法主要分為室內(nèi)巖心實驗和測井資料解釋[22-23]。本文采用脆性礦物含量法[24]（式2）來計算巖石脆性指數(shù)。

式中：C石英：巖石中石英相對含量；C碳酸鹽：巖石中碳酸鹽類礦物的相對含量；C粘土：巖石中粘土礦物的相對含量；B：巖石脆性指數(shù)。

圖6 滲透率與應力敏感系數(shù)關系圖Fig.6 Relationship between permeability and stress sensitivity coefficient

表5為各巖心的礦物成分含量及實驗結(jié)果。可以看出，研究區(qū)長81致密砂巖儲層巖石脆性指數(shù)分布在48%～73%，平均為60.25%，脆性指數(shù)較高，可見，長81儲層適合進行水力壓裂。

4.3 巖石聲發(fā)射地應力值測試實驗

致密砂巖儲層一般處于低產(chǎn)低效狀態(tài)，需經(jīng)過壓裂改造才能獲得工業(yè)產(chǎn)出[25]。因此，儲層中裂縫的展布對致密儲層開發(fā)有著重要的作用。地應力不僅影響著水力裂縫的起裂方位，而且影響著裂縫的擴展模式[26]。目前測定地應力方法主要分為測井方法[27]和巖石力學方法[28]。陳勉等[29]通過研究發(fā)現(xiàn)，在進行隨機裂縫性儲層壓裂時，高水平主應力差條件下，主縫多分支縫模式占優(yōu)勢；在低水平主應力差條件下，徑向網(wǎng)狀擴展模式占優(yōu)勢。本文采用圍壓下聲發(fā)射Kaiser效應法測定地應力值。在現(xiàn)場取出的全直徑巖心中鉆取一塊垂直方向Ф25×50 mm的圓柱(Z軸)，在垂直巖心軸線平面內(nèi)相隔45°各取一塊Ф25×50 mm的圓柱，共鉆取4塊。表6為應用聲發(fā)射測得的地應力值，從表中可以看出，水平地應力差分布在3～5 MPa，水平主應力差值小，在水力壓裂過程中裂縫易形成縫網(wǎng)狀。基質(zhì)中的流體能夠通過裂縫更好的流向井筒，從而提高油井產(chǎn)量。

5 結(jié)論

1）研究區(qū)儲層儲集空間以粒間孔和粒間溶孔為主，同時長石溶孔也較為發(fā)育，部分地區(qū)可見晶間孔；儲層發(fā)育偏粗態(tài)型、偏細態(tài)型和細態(tài)型三種孔隙結(jié)構(gòu)，其中以細態(tài)型孔隙結(jié)構(gòu)為主，孔徑以中孔和微孔為主，孔喉連通性較差，退汞效率低。

2）喉道特征表現(xiàn)為隨著滲透率的增大，小喉道減少，大喉道逐漸增多，孔隙分布與滲透率大小沒有明顯的相關性，與喉道分布顯示出較強的正相關性，表明儲層物性主要受喉道控制。

3）該地區(qū)儲層應力敏感性為弱—中等偏弱，在凈圍壓較小下滲透率下降快，開發(fā)中應注意地層壓力的保持；儲層脆性指數(shù)較大，以及水平主應力差小，適合進行體積壓裂，裂縫容易形成縫網(wǎng)。

表5 巖心X衍射實驗結(jié)果Tab.5 Results of X-ray tests

表6 聲發(fā)射測地應力實驗結(jié)果Tab.6 Results of ground stress tests

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（責任編輯 王利君）

Characteristics of microscopic pore structure and physical property parameter of Chang 81 oil reservoir in Zhenbei Area

LIU Guangfeng,BAI Yaoxing,GU Daihong,GAO Xingxing,WANG Wenju,PAN Shaojie,WANG Meng

(MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Beijing 102249, China)

The cast thin section analysis, high-pressure mercury, constant-speed mercury porosimetry, steady seepage, X-ray diffraction and acoustic emission of rocks under triaxial compression methods are used to experimentally investigate the reservoir space and physical property parameters of the Chang 81 tight sandstone reservoir in the Zhenbei Area. The results show that the reservoir space is dominated by intergranular pore and intergranular dissolution pore, followed by intragranular dissolution pore (feldspar dissolved pore and lithic dissolved pore), and only few areas exhibit intercrystalline pore. Three types of pore structures are observed, namely less wide form, rather narrow form and narrow form. The quality of tight sandstone reservoir is mainly controlled by throat. The results show that the research area has characteristics of the low stress sensitivity, high brittleness index and small horizontal principal stress difference. It’s suitable for SRV fracturing.

tight sandstone oil reservoir; the reservoir space; throat; stress sensitivity; brittleness index; ground stress

P618.13

A

1673-9469（2017）01-0097-06

10.3969/j.issn.1673-9469.2017.01.021

投稿日期：2016-11-29

國家自然科學基金資助項目(51404282)；中國石油科技創(chuàng)新基金資助項目(2014D-5006-0215)；中國石油大學（北京）科研基金資助項目(2462015YQ0217)

劉廣峰（1979-），男，山東東平人，講師，博士，從事油氣田開發(fā)工程的教學與研究工作。