魯鋒 ，王劍 ，張娟 ，羅正江 ，尚玲 ，李小剛 ，吳康軍 ，蘇宏益

（1.中國石油新疆油田分公司實驗檢測研究院，新疆 克拉瑪依 834000；2.重慶科技學院石油與天然氣工程學院，重慶 401331；3.中國石油新疆油田分公司重油開發(fā)公司，新疆 克拉瑪依 834000）

0 引言

近幾年，我國非常規(guī)油氣的勘探開發(fā)不斷取得戰(zhàn)略性突破，而致密儲層的研究是非常規(guī)油氣勘探關(guān)注的重點。隨著勘探技術(shù)和方法的不斷創(chuàng)新，致密儲層的微觀結(jié)構(gòu)及裂縫發(fā)育特征、致密化成因、有效物性下限已成為當今非常規(guī)油氣研究的熱點［1］。儲層有效物性下限是指巖石集聚的油氣在當今工業(yè)技術(shù)下可采出的大于物性下限的部分，不同盆地的致密儲層物性下限各不相同［2-3］。致密儲層有效物性下限是識別致密儲層、確定油層厚度的關(guān)鍵參數(shù)，是致密儲層評價、資源量計算必須考慮的因素，直接決定了油田的開發(fā)決策［4-5］。儲層有效物性下限可以由有效儲層的孔隙度下限、滲透率下限和最小流動孔喉半徑來表征。本文根據(jù)統(tǒng)計學原理，在大量巖石薄片和儲層壓汞資料的基礎(chǔ)上，綜合運用試油法、J函數(shù)法，確定了研究區(qū)儲層的有效物性下限［6-9］。

1 區(qū)域概況

研究區(qū)位于準噶爾盆地腹部西側(cè)，東鄰東道海子凹陷，莫北凸起是研究主體，同時還包括了莫索灣凸起北部和盆1井西凹陷，總面積約4×104km2（見圖1）。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置

2 砂體沉積特征

侏羅紀時期，莫索灣地區(qū)地勢較為平坦，湖水面積大，水體較淺，為淺水三角洲相沉積提供了有利條件［10-14］。通過大量巖心觀察，結(jié)合測井響應(yīng)特征，確定了三工河組一段的沉積相特征。

典型井如莫21井，在三工河組一段三亞段為厚層細砂巖與厚層深灰色泥巖互層，部分夾有泥質(zhì)粉砂巖，為多期正粒序沉積旋回，以三角洲前緣亞相沉積為主，沉積微相有分流間灣和分流河道（見圖2）。三工河組一段二亞段層厚約50 m，底部為厚層細砂巖，中上部為深灰色泥巖，中間夾有一厚層細砂巖，為一期正粒序沉積旋回。沉積環(huán)境為三角洲前緣亞相沉積，底部為分流河道微相沉積，中上部為分流間灣微相沉積。三工河組一段一亞段底部沉積有厚層細砂巖，中部為薄層細砂巖，中上部為深灰色泥巖層，夾有一套厚層細砂巖，為正粒序—逆粒序—正粒序沉積旋回，頂部為天然堤微相沉積。

圖2 莫21井侏羅系三工河組一段綜合柱狀圖

研究區(qū)三工河組一段總體以三角洲前緣亞相的細粒沉積為主，多處為厚層細砂巖、泥質(zhì)細砂巖沉積的正粒序旋回，水下分流河道的多期疊置為致密儲層砂體的主要成因類型。

3 致密儲層特征

3.1 巖石學特征

大量巖石薄片的觀察統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，三工河組一段整體發(fā)育長石巖屑砂巖和巖屑砂巖，巖屑含量較高，抗壓實能力較弱，在成巖的機械壓實作用下易被擠壓變形，形成假雜基并充填于原生孔隙中，降低了儲層的物性，加劇了儲層的致密化特征。

3.2 孔隙類型

根據(jù)鑄體薄片、掃描電鏡等資料，研究區(qū)三工河組一段致密儲層儲集空間類型多樣，孔隙類型以次生孔隙為主，包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔，其次為原生粒間孔隙，且多為原生殘余粒間孔隙。粒間溶孔多表現(xiàn)為長石和巖屑溶蝕，因后期有機酸的溶解作用而形成。

3.3 物性特征

三工河組一段儲層埋深大，受強烈壓實、壓溶作用，巖石顆粒細，成熟度低，儲層質(zhì)量相對較差?？紫抖冉橛?.5%～15.4%，平均值為9.33%；滲透率為0.01×10-3～98.00×10-3μm2，平均值為 0.48×10-3μm2；總體為低—特低孔隙度、低—特低滲透率儲層。

三工河組一段地層巖石顆粒越粗，物性越好，中細砂巖、中砂巖、細砂巖、不等粒砂巖滲透率在10-4～10-1μm2，孔隙度為7%～17%；而泥巖、粉砂巖、粉細砂巖的滲透率、孔隙度區(qū)間分布較窄，其值也較低，為無效儲層（見圖 3）。

圖3 莫索灣地區(qū)三工河組一段儲層物性與巖性關(guān)系

3.4 孔喉特征

三工河組一段儲層的孔隙空間由微米、納米級喉道連通，孔隙在三維空間的分布極不均勻，整體呈孤立形態(tài)，局部區(qū)域呈連通帶狀；同時孔隙周圍孤立分布著許多不規(guī)則的無效孔隙，或是一端開口、一端封閉的無效孔隙。多數(shù)孔隙空間的邊緣較粗糙，呈不規(guī)則形態(tài)，且分布不規(guī)律，推測為次生粒間溶蝕孔隙，從孔喉球棍模型中也可以看出孔隙的分布不規(guī)則，球體代表的孔隙被無數(shù)線狀喉道連通。

莫24井儲層巖石納米CT測試總孔隙度為12.28%，連通孔隙度8.61%，平均孔喉配位數(shù)0.63。孔隙等效半徑為 4.0～11.0 μm，峰值在 4.5～7.5 μm（見圖4），平均值為 6.33 μm；喉道等效半徑為 0.43～6.90 μm，峰值在 0.43～3.50 μm（見圖 5），平均值為 1.62 μm。

圖4 三工河組一段儲層孔隙等效半徑分布頻率

圖5 三工河組一段儲層喉道等效半徑分布頻率

4 有效物性下限的確定

4.1 試油法

試油數(shù)據(jù)是探討儲層流體性質(zhì)最直接可靠的資料，可以反映儲層物性、流體性質(zhì)以及測試工藝技術(shù)的綜合結(jié)果［15-17］。應(yīng)用取心井的試油結(jié)論劃分有效儲層和非有效儲層，并結(jié)合單層孔隙度和滲透率的平均值建立關(guān)系模型，以確定儲層的物性下限，即繪制有效儲層和非有效儲層對應(yīng)的巖心孔滲交會圖版，并在圖中繪制有效儲層和非有效儲層的孔隙度和滲透率分界線，二者之間的界限對應(yīng)的孔隙度和滲透率即為儲層的有效物性下限。

根據(jù)儲層含油性與巖心物性的關(guān)系圖，以干層為有效儲層與非有效儲層之間的界限，確定研究區(qū)三工河組一段儲層的孔隙度下限為9%，滲透率下限為0.27×10-3μm2（見圖 6）。

圖6 三工河組一段儲層含油性與巖心物性關(guān)系

4.2 J函數(shù)法

儲層都具有非均質(zhì)性，致密儲層也不例外。對于有效儲層物性下限的確定，需要從大量樣品壓汞資料中求取儲層平均毛細管壓力。J函數(shù)法是求取平均毛細管壓力進而定量描述儲層孔喉特征的有效方法［18-23］。該方法充分考慮儲層的非均質(zhì)性，能夠很好地表征儲層的物性特征，確定的有效儲層物性下限也較為可靠。

J函數(shù)法計算公式為

式中：J（ Sw）為巖樣水飽和度 Sw的函數(shù)；pc為毛細管壓力，MPa；K 為巖樣滲透率，10-3μm2；φ 為巖樣孔隙度；σ為界面張力，mN/m；θ為潤濕角，（°）；為J因子。

根據(jù)式（1）對研究區(qū)所有壓汞資料進行J函數(shù)處理，得到不同樣品汞飽和度SHg的J函數(shù)值分布（見圖7），然后再求取平均毛細管壓力的J函數(shù)曲線。

圖7 莫索灣地區(qū)三工河組一段J函數(shù)關(guān)系

平均毛細管壓力pc，ave的計算公式為

式中：Kave為巖樣平均滲透率，10-3μm2；φave為巖樣平均孔隙度；C為常數(shù)。

根據(jù)沃爾公式（見式（4）），取累計滲透能力貢獻99.99%的孔隙半徑為油的最小流動孔喉半徑，即0.34 μm。這說明，0.34 μm可以作為確定儲層物性下限的最小流動孔喉半徑。

式中：i為等量孔隙體積間隔序號；ΔKi為等量孔隙體積間隔的滲透能力貢獻值，%；ri為相應(yīng)的孔隙半徑，μm；ΔK為累計滲透能力貢獻值，%。

對儲層孔隙度、滲透率與壓汞分析的孔喉半徑r作相關(guān)性分析（見圖8）。根據(jù)孔隙度和滲透率與孔喉半徑的相關(guān)關(guān)系式，計算得出研究區(qū)三工河組一段儲層的有效孔隙度下限為9.35%，滲透率下限為0.34×10-3μm2，最小流動孔喉半徑為 0.34 μm。

圖8 莫索灣地區(qū)三工河組一段儲層有效物性下限關(guān)系

綜合試油法和J函數(shù)法計算結(jié)果，最終綜合確定莫索灣地區(qū)三工河組一段的有效儲層孔隙度下限為9.20%，滲透率下限為 0.30×10-3μm2。

5 結(jié)論

1）研究區(qū)三工河組一段總體以三角洲前緣亞相的細粒沉積為主，為底部厚層細砂巖向上變?yōu)槟噘|(zhì)細砂巖沉積的正粒序，水下分流河道的多期疊置為致密儲層砂體的主要成因類型。

2）三工河組一段儲層巖性為長石巖屑砂巖和巖屑砂巖，巖屑含量較高，抗壓實能力較弱，在成巖的機械壓實作用下，巖屑易被擠壓變形；巖石成熟度較低，以細、中細粒為主，其次為中粒，粒度越粗，物性越好；孔隙類型以次生孔隙為主，包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔，其次為原生粒間孔隙，且多為原生殘余粒間孔隙。

3）莫索灣地區(qū)三工河組一段的有效儲層孔隙度下限為9.20%，滲透率下限為0.30×10-3μm2，在對該儲層進行識別及確定油層厚度時，可以綜合考慮作為參考標準；同時，對于研究區(qū)內(nèi)的八道灣組致密儲層，其物性下限的確定也可以參考三工河組一段。