任曉霞，李愛(ài)芬，王永政，吳松濤，王桂娟

[1.中國(guó)石油大學(xué)(華東)，山東 青島 266580； 2.浙江海洋學(xué)院，浙江 舟山 316022； 3.中國(guó)石油 勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083]

致密砂巖儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)及其對(duì)滲流的影響
——以鄂爾多斯盆地馬嶺油田長(zhǎng)8儲(chǔ)層為例

任曉霞1，李愛(ài)芬1，王永政2，吳松濤3，王桂娟1

[1.中國(guó)石油大學(xué)(華東)，山東 青島 266580； 2.浙江海洋學(xué)院，浙江 舟山 316022； 3.中國(guó)石油 勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083]

致密砂巖油藏巖性致密、孔喉細(xì)小，賈敏效應(yīng)及應(yīng)力敏感性強(qiáng)，導(dǎo)致油氣滲流規(guī)律不同于常規(guī)儲(chǔ)層。為研究致密儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)滲流的影響，首先通過(guò)巖心觀察、鑄體薄片、掃描電鏡及高壓壓汞等實(shí)驗(yàn)方法，研究了鄂爾多斯盆地馬嶺長(zhǎng)8致密砂巖儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征。結(jié)果表明，該儲(chǔ)層平均面孔率較低，孔隙類型復(fù)雜，非均質(zhì)性較強(qiáng)；滲透率小于1×10-3μm2的巖心納米級(jí)與亞微米級(jí)孔喉占總孔喉的比例均較高(30%～55%)，滲透率大于1×10-3μm2的巖心微米級(jí)孔喉占總孔喉的比例增大。應(yīng)用毛細(xì)管滲流模型分析了不同尺度喉道對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)，指出研究?jī)?chǔ)層中亞微米級(jí)孔喉對(duì)滲流起主導(dǎo)作用。通過(guò)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，油相(Swc)最小啟動(dòng)壓力梯度與巖心最大喉道半徑之間呈冪函數(shù)負(fù)相關(guān)，最大喉道半徑小于1.0 μm時(shí)，油相(Swc)最小啟動(dòng)壓力梯度隨喉道半徑的降低迅速增加；隨巖心滲透率的降低，喉道分布曲線左移，喉道半徑減小，對(duì)應(yīng)巖心的流速-壓差曲線非線性段增長(zhǎng)。

滲流；最小啟動(dòng)壓力梯度；孔隙結(jié)構(gòu)特征；致密砂巖；馬嶺油田；鄂爾多斯盆地

1 地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地是發(fā)育在華北克拉通之上并位于其西部的多旋回疊合型盆地，地跨陜、甘、寧、蒙、晉五省區(qū)，總面積約32×104km2，是我國(guó)形成歷史最早、演化時(shí)間最長(zhǎng)的陸上第二大沉積盆地[1-4]，其四周與周緣構(gòu)造單元的連接處均為斷裂帶，其中斷裂褶皺發(fā)育，盆地內(nèi)部陜北斜坡的構(gòu)造相對(duì)簡(jiǎn)單，以鼻狀構(gòu)造為主，地層比較平緩。馬嶺油田位于鄂爾多斯盆地的西部隴東地區(qū)，為構(gòu)造-巖性油氣藏，研究區(qū)域面積約1 300 km2，是鄂爾多斯盆地最早開(kāi)發(fā)的油田，該油田含油層主要為中生界三疊系延長(zhǎng)組和侏羅系延安組，長(zhǎng)8油層組是一套以三角洲前緣沉積為主的陸源碎屑沉積，其中發(fā)育泥巖、泥質(zhì)砂巖及中-細(xì)砂巖，是一套低孔、低滲-特低滲儲(chǔ)層[5-6]。

2 巖石學(xué)特征

儲(chǔ)層巖石學(xué)特征包括巖石碎屑的礦物組成、碎屑分選、磨圓、排列方式、填隙物特征等，是影響儲(chǔ)層成巖作用、孔隙結(jié)構(gòu)及儲(chǔ)層物性的重要因素。馬嶺地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層薄片鑒定結(jié)果顯示，該區(qū)以淺灰色、灰色長(zhǎng)石砂巖、巖屑長(zhǎng)石砂巖為主，含少量巖屑砂巖。砂巖碎屑中石英含量為29.16%，長(zhǎng)石含量為28.62%，巖屑含量為27.53%，石英、長(zhǎng)石、巖屑的比例幾乎為1 ∶1 ∶1。砂巖碎屑顆粒磨圓度以次棱角狀、次圓—次棱角狀為主，粒度較細(xì)，以細(xì)-中粒為主，極細(xì)-細(xì)粒和細(xì)粒次之，分選中等、好為主。砂巖填隙物含量較高，為14.69%，類型較為多樣，以自生粘土礦物和碳酸鹽膠結(jié)物為主，硅質(zhì)膠結(jié)物含量較低。粘土礦物主要以高嶺石、綠泥石為主，碳酸鹽膠結(jié)物則主要為方解石和鐵方解石。砂巖碎屑膠結(jié)類型以孔隙式-基底式膠結(jié)為主。

3 儲(chǔ)集空間特征

3.1 儲(chǔ)集空間類型

1) 孔隙類型

通過(guò)對(duì)馬嶺地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層鑄體薄片、掃描電鏡資料統(tǒng)計(jì)，研究區(qū)儲(chǔ)層孔隙類型復(fù)雜，主要有粒間孔、長(zhǎng)石溶孔、巖屑溶孔，次為晶間孔、微裂隙及粒間溶孔(圖1)。儲(chǔ)層平均面孔率較低，為2.46%，粒間孔平均為1.33%，長(zhǎng)石溶孔為0.73%，巖屑溶孔為0.14%，發(fā)育

少量晶間孔、粒間溶孔、微裂隙等其他類型孔隙。

主要孔隙組合類型為粒間孔-溶蝕孔，粒間孔發(fā)育于顆粒碎屑之間，為原生孔隙，是在壓實(shí)過(guò)程中碎屑顆粒間殘存的空間，在長(zhǎng)8砂巖儲(chǔ)層中，一般是由綠泥石薄膜狀包繞碎屑顆粒后剩余的粒間孔隙(圖1)。原生孔隙為主表明該區(qū)有利沉積相帶主要受控于原始沉積環(huán)境，成巖溶蝕作用只是在原有的粒間孔基礎(chǔ)上對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行了溶蝕改造，由沉積、成巖或構(gòu)造作用形成的微裂縫(圖1)在研究區(qū)儲(chǔ)層中雖發(fā)育較少，但對(duì)孔隙的聯(lián)通性起重要作用，使儲(chǔ)層物性得到進(jìn)一步改善。

2) 喉道類型

喉道是連通兩個(gè)孔隙的狹窄通道，喉道大小、形態(tài)控制孔隙的儲(chǔ)集和滲透能力[7]，不同類型喉道應(yīng)力敏感的程度也不相同，縮頸喉道類型儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性較強(qiáng)，片狀或彎曲片狀喉道類型儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性次之，管束狀喉道類型儲(chǔ)層孔隙本身就是喉道，應(yīng)力敏感性最弱[8]。通過(guò)鑄體薄片和掃描電鏡觀察，馬嶺地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層砂巖顆粒之間以線接觸、點(diǎn)-線接觸為主，凹凸接觸和縫合線接觸次之，喉道類型以孔隙縮小型喉道、縮頸型喉道以及片狀或彎片狀喉道為主，管束狀喉道較為少見(jiàn)。

3.2 孔喉結(jié)構(gòu)特征

圖2與表1為馬嶺地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層具有代表性樣品的高壓壓汞毛管力曲線與孔喉特征參數(shù)。研究區(qū)樣品壓汞毛管力曲線形態(tài)上多符合6種典型的毛管力曲線[7]中的c類和e類。

c類毛管力曲線中間段平緩，分選性較好，孔喉均勻較細(xì)偏度，但是排驅(qū)壓力較高。研究區(qū)儲(chǔ)層中這類巖石孔喉分布均勻，變異系數(shù)低(0.567～0.898)。然而排驅(qū)壓力大于1 MPa，喉道細(xì)小，中值半徑為0.024～0.128 μm，多小于0.1 μm。其孔隙度較低，滲透率一般小于0.2×10-3μm2，最大進(jìn)汞飽和度相對(duì)較低(表1)。e類毛管力曲線平緩段不如c類明顯，中間段近似斜坡?tīng)?，孔喉分布不均勻，略?xì)偏度。變異系數(shù)為0.834～1.174。排驅(qū)壓力小于0.5 MPa，孔喉尺寸相對(duì)較大，中值半徑多大于0.1 μm，氣體滲透率多為1×10-3μm2數(shù)量級(jí)。

圖1 馬嶺油田長(zhǎng)8儲(chǔ)層孔隙及孔隙組合類型

圖2 馬嶺油田長(zhǎng)8儲(chǔ)層高壓壓汞毛管力曲線

毛管力曲線類型井號(hào)深度/m滲透率/(10-3μm2)孔隙度/%排驅(qū)壓力/MPa最大孔喉半徑/μm中值壓力/MPa中值半徑/μm退汞效率/%最大汞飽和度/%c類里2752426.100.0637.6602.2930.3215.7640.12814.4373.22木302639.000.14610.8221.3170.55817.1260.04322.2173.39木302639.400.18013.2741.5270.4829.3690.0790.5362.61里1462200.300.12111.0952.4340.30231.230.02429.6966.19e類里1462187.602.66016.8680.1604.5985.4270.13631.5781.35里1462198.611.37312.4711.5532.08211.1790.06631.5773.50里2752416.002.16914.7850.2912.5265.8800.12512.3165.70木302654.801.05513.4880.4041.8193.0510.24129.7894.54木302655.003.30716.9340.2692.7383.5850.20535.3583.94

由高壓壓汞毛管力曲線分析(表1)可知，馬嶺長(zhǎng)8儲(chǔ)層毛管壓力參數(shù)變化較大，儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性，總體具有排驅(qū)壓力低(平均為0.894 MPa)，最大進(jìn)汞飽和度較高(平均為74.94%)、孔隙與喉道間的連通性相對(duì)較好的特點(diǎn)。研究區(qū)儲(chǔ)層平均中值壓力10.290 MPa，中值半徑0.116 μm，喉道變異系數(shù)為0.885，分選中等；退汞效率較低，平均23.05 %。

3.3 物性特征

馬嶺地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層200余塊巖心分析資料統(tǒng)計(jì)(圖3)表明，儲(chǔ)層孔隙度為0.26%～17.59%，平均值為8.15%，主要分布范圍為6.0%～8.0%；滲透率為(0.018～8.270)×10-3μm2，平均為0.782×10-3μm2，主要分布范圍為(0.1～0.5)×10-3μm2。依據(jù)儲(chǔ)層分類標(biāo)準(zhǔn)，研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)集層主要為低孔-特低孔、超低滲透-特低滲透儲(chǔ)層。

圖3 馬嶺油田長(zhǎng)8儲(chǔ)層巖石物性分布

圖4 馬嶺油田長(zhǎng)8儲(chǔ)層巖石孔、滲相關(guān)性

儲(chǔ)層孔隙度與滲透率基本呈正相關(guān)(圖4)，不同樣品的孔、滲關(guān)系差異較大，相同孔隙度的樣品，滲透率相差10倍，甚至更多，可能是因?yàn)闃悠分写嬖谖⒘芽p；而相同滲透率的樣品，孔隙度相差約5%，這種差異表明長(zhǎng)8超低滲透砂巖儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜多樣。

4 孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)宏觀滲流參數(shù)的影響

4.1 對(duì)滲透率的影響

目前國(guó)際上公認(rèn)納米級(jí)尺度空間為0.000 1～0.1 μm，亞微米級(jí)尺度空間為0.1～1 μm，微米級(jí)尺度空間為1～5 μm。根據(jù)高壓壓汞毛管力曲線分析，馬嶺地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層不同滲透率巖心內(nèi)不同尺度孔喉占總孔喉的比例不同，對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)率也不相同(圖5)。在半對(duì)數(shù)坐標(biāo)內(nèi)，納米尺度孔喉所占總孔喉的比例隨滲透率的增加而降低；亞微米級(jí)尺度孔喉占總孔喉的比例隨滲透率的增大略微呈現(xiàn)出先升高后降低的趨勢(shì)；在滲透率較低時(shí)，微米級(jí)孔喉所占總孔喉的比例較小，基本不隨滲透率的增加而改變，滲透率增加至1×10-3μm2后，隨滲透率的增加而增大。

對(duì)于滲透率小于1×10-3μm2的樣品，納米級(jí)與

亞微米級(jí)孔喉占總孔喉的比例均較高，且相差不多。由毛細(xì)管滲流模型可知，巖石滲透率與平均孔喉半徑的二次方成正比，因此相同比例下的納米級(jí)孔喉與亞微米級(jí)孔喉，亞微米孔喉對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)率要遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于納米級(jí)孔喉，對(duì)巖心的滲流起主導(dǎo)作用。滲透率大于1×10-3μm2的樣品，微米級(jí)孔喉占總孔喉比例增加，對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)率隨微米級(jí)孔喉占總孔喉空間的比例增加，仍是分布較廣的亞微米級(jí)孔喉對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)起主導(dǎo)作用。

4.2 對(duì)非線性滲流特征的影響

低滲透多孔介質(zhì)中液體滲流特征偏離達(dá)西線性定律，呈現(xiàn)出具有啟動(dòng)壓力梯度的非線性滲流特征[9-10]，出現(xiàn)這種現(xiàn)象的主要原因有3個(gè)方面：巖石孔隙結(jié)構(gòu)、滲流流體的性質(zhì)、以及流體與孔隙介質(zhì)相互作用[11-12]。原油在多孔介質(zhì)內(nèi)流動(dòng)時(shí)吸附在孔隙壁面上，在顆粒表面形成具有較高粘度和極限剪切應(yīng)力的邊界層，驅(qū)動(dòng)壓力梯度只有克服了半徑最大的喉道的邊界層后，儲(chǔ)層中才會(huì)允許流體通過(guò)，這個(gè)驅(qū)動(dòng)壓力梯度就是真實(shí)(最小)啟動(dòng)壓力梯度[13]。根據(jù)馬爾哈辛得到的原油有效邊界層厚度與驅(qū)替壓力梯度和毛管半徑的關(guān)系(圖6)可知，隨驅(qū)替壓力的增加，邊界層厚度減小，半徑較小的吼道內(nèi)的流體開(kāi)始流動(dòng)，并且參與流動(dòng)的喉道的數(shù)量增多，流速-壓差關(guān)系曲線出現(xiàn)彎曲段；當(dāng)驅(qū)替壓力增加至一定程度時(shí)，邊界層厚度基本不隨驅(qū)替壓力的增加而減小，巖心內(nèi)可以流動(dòng)的孔隙全部參與流動(dòng)，流速與壓力梯度開(kāi)始呈現(xiàn)線性關(guān)系[11,14-15]。

采用“毛細(xì)管平衡法”[16]與傳統(tǒng)的“壓差-流量法”相結(jié)合[17-18]，實(shí)驗(yàn)測(cè)試了馬嶺地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層代表樣品的油相(Swc)最小啟動(dòng)壓力梯度與流速-壓差關(guān)系曲線，結(jié)果如圖7和圖8所示。分析表明(圖7)，油相(Swc)最小啟動(dòng)壓力梯度與巖心最大喉道半徑之間呈冪函數(shù)負(fù)相關(guān)，巖心最大喉道半徑小于1.0 μm時(shí)，油相(Swc)最小啟動(dòng)壓力梯度隨喉道半徑的降低迅速增加。

圖5 馬嶺油田長(zhǎng)8儲(chǔ)層不同巖心內(nèi)不同尺度喉道半徑分布特征及其對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)值對(duì)比

圖6 馬嶺油田長(zhǎng)8儲(chǔ)層不同壓力梯度下原油邊界層厚度與毛管尺寸關(guān)系[11]

圖7 馬嶺油田長(zhǎng)8儲(chǔ)層油相(Swc)最小啟動(dòng)壓力梯度(λmin)與氣體滲透率(Kg)關(guān)系

圖8為馬嶺地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層M30井不同深度處油相(Swc)流速-壓差曲線與對(duì)應(yīng)巖心的喉道半徑分布曲線。通過(guò)分析可知，壓力梯度較低時(shí)，滲流曲線存在非線性滲流段，且隨巖心滲透率的降低，曲線右移，非線性段增長(zhǎng)。分析對(duì)應(yīng)巖心的喉道分布曲線發(fā)現(xiàn)，隨巖心滲透率降低，喉道半徑分布曲線向左移動(dòng)，喉道半徑減小，相同壓力梯度下，流體邊界層較厚，使所有孔隙中的流體參與流動(dòng)所需的壓力增加，對(duì)應(yīng)的非線性段加長(zhǎng)。

5 結(jié)論

1) 滲透率小于1×10-3μm2時(shí)，納米級(jí)與亞微米級(jí)孔喉占總孔喉的比例較高(30%～50%)，亞微米孔喉對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)率大，對(duì)巖心的滲流起主導(dǎo)作用；滲透率大于1×10-3μm2時(shí)，微米級(jí)孔喉占總孔喉比例增加，仍是分布較廣的亞微米級(jí)孔喉對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)起主導(dǎo)作用。

圖8 馬嶺油田長(zhǎng)8儲(chǔ)層不同滲透率巖心單相油(Swc)滲流曲線(a)與喉道分布曲線(b)

2) 研究區(qū)樣品油相(Swc)最小啟動(dòng)壓力梯度與巖心最大喉道半徑之間呈冪函數(shù)負(fù)相關(guān)，樣品最大喉道半徑小于1.0 μm時(shí)，油相(Swc)最小啟動(dòng)壓力梯度隨喉道半徑的降低迅速增加。

3) 利用邊界層理論，結(jié)合孔喉分布曲線，定性解釋了非線性滲流曲線的變化規(guī)律。隨巖心滲透率降低，喉道半徑分布曲線向左移動(dòng)，喉道半徑減小，相同壓力梯度下，流體邊界層較厚，使所有孔隙中的流體參與流動(dòng)所需的壓力增加，滲流曲線非線性段加長(zhǎng)。

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(編輯 張亞雄)

Pore structure of tight sand reservoir and its influence on percolation—Taking the Chang 8 reservoir in Maling oilfield in Ordos Basin as an example

Ren Xiaoxia1,Li Aifen1,Wang Yongzheng2,Wu Songtao3,Wang Guijuan1

(1.ChinaUniversityofPetroleum,Qingdao，Shandong266580,China； 2.ZhejiangOceanUniversity,Zhoushan,Zhejiang316022,China; 3.ResearchInstituteofPetroleumExploration&Development,PetroChina,Beijing100083,China)

The percolation of oil and gas in tight sandstone reservoirs is different from the conventional reservoirs because of its tight lithology,tiny pore and throat,Jamin effect and strong stress sensitivity.In order to understand the influences of pore structures on the percolation of oil and gas,the structural characteristics of micro pores of the Chang 8 reservoir were analyzed based on core and flake observation,SEM (scanning electron microscope) and mercury intrusion porosimetry.The results indicate that the reservoir has low surface porosity,complicated pore types and strong heterogeneity.The percentage of nanopore throats and submicron pore throats in the total pore throats is high(30%～55%)in the cores with permeability lower than 1×10-3μm2,while the percentage of micron pore throats in the total pore throats is higher in the cores with permeability higher than 1×10-3μm2.The contributions of the pores with different throat sizes to the permeability were analyzed with the capillary’s model.The result shows that the submicron size pore throats play a major role in the permeability of reservoir in this study.The result of core displacement experiments shows that the minimum starting pressure gradient of oil(Swc)is negatively correlated with the largest pore sizes.The minimum starting pressure gradient of oil(Swc)increases rapidly along with the decreasing of pore throat size when the largest pore throat radius is less than 1.0 μm.As the core permeability decreases,the throat distribution curve is shifted to the left,the pore throat radius lowers,and the nonlinearity section of the velocity-pressure gradient curve becomes longer.

percolation,minimum starting pressure gradient,structural characteristics of pores,tight sandstone,Maling oilfield,Ordos Basin

2014-10-12;

2015-07-20。

任曉霞(1986—)，女，博士研究生，低滲透油藏孔隙結(jié)構(gòu)及油氣滲流機(jī)理。E-mail：394418021@qq.com。

簡(jiǎn)介：李愛(ài)芬(1960—)，女，教授、博士，提高采收率及致密油氣滲流機(jī)理。

國(guó)家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05044)；長(zhǎng)江學(xué)者和創(chuàng)新團(tuán)隊(duì)發(fā)展計(jì)劃項(xiàng)目(IRT1294)；國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目(51274226)。

0253-9985(2015)05-0774-06

10.11743/ogg20150508

TE122.2

A