基于毛细管力的有效储层物性下限判别

姜航，庞雄奇，施和生，朱俊章，白静，施洋，高阳

1)中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室，北京，102249； 2)中国石油大学(北京)地球科学学院盆地与油藏研究中心，北京，102249； 3)中国海洋石油(中国)有限公司深圳分公司，广州，510240； 4)国土资源部油气资源战略研究中心，北京，100034

内容提要: 有效储层物性下限评价对于油气勘探和开发致关重要。本文在回顾前人相关研究方法的基础上，对储层与围岩介质的物性条件进行了研究，认为有效储层物性下限不是绝对的，而是取决于砂岩与围岩介质物性之间的相对关系，并与埋深具有一定的关系。由此提出了一种新的有效储层物性下限判别方法：利用砂岩储层和围岩介质的毛细管力比值判定有效储层物性下限。有效储层临界条件下的毛细管力比值随埋深增加表现出逐渐增大趋势，其物性下限也随埋深具有一定的变化规律。根据该方法在珠一坳陷深部古近系储层中识别出的有效储层与测井解释成果基本吻合。该方法对于优选油气勘探目标具有一定的指导意义。

有效储层是指能够储集和渗流流体(烃类或地层水)，在现有工艺技术条件下能够采出具有工业价值产液量(烃类或烃类与水的混合)的储集层(郭睿，2004；操应长等，2009)。有效储层不等于有效油层，有效储层中采出的流体既可为烃类、也可为水，因此有效储层包含有效油层。干层是指储层物性差、产液量(烃类或水) 低于干层产量标准的岩层，不属于有效储层。有效储层物性下限是指储集层能够成为有效储层应具有的最低物性(杨通佑等，1990；郭睿，2004)。储层物性条件决定其储集油气的能力，有效储层物性下限的判别对于油气勘探和开发都具有重要意义。

前人提出了很多确定有效储层物性下限的方法，主要是根据岩心物性分析、试油及生产测试资料来确定的(Purcell，1949；蔡正旗等，1993；曾伟等，1997；万玲等，1999；耿龙祥等，1999；王艳忠和操应长，2010；郭睿，2004；丁晓琪等，2005；崔永斌，2007；操应长等，2009；姚光庆等，2012)。这些方法大致可分为三类：① 根据含油性与储层物性(孔隙度、渗透率)的统计关系确定有效储层物性下限，如测试法、经验统计法、含油产状法、钻井液侵入法、分布函数曲线法、物性试油法、束缚水饱和度法；② 根据储层本身不同物性参数之间的相关性关系确定有效储层物性下限，如最小有效孔喉法、孔隙度—渗透率交汇法、孔喉分布法、相对渗透率曲线和毛细管力曲线叠合法、Purcell法；③ 根据储层物性变化的影响因素来求取有效储层物性下限，如泥质含量法。这些方法多是基于实验测试或油田发现以后通过统计含油储层物性来确定的。显然，以上方法具有一定的统计学特征，存在一定程度的不确定性(郭睿，2004)。这些方法仅适用于储层资料较多的情况，样本数据不足的情况下可能会引起较大误差。

重要的是，利用上述方法所得到的多是现今储层的物性下限，而非成藏期储层物性界限。根据刘震等(2006，2012)提出的有效储层含油物性下限与储层临界物性概念，现今储层含油物性下限的研究未考虑成藏过程，现今储层含油物性下限是储层临界物性经成藏期后一系列地质过程积累到现今的结果，显然，将其视为储层的物性下限是不合适的。

此外，研究表明，不同埋深时有效储层的物性下限是不同的，其与埋深具有一定的相关性。郭睿(2004)在统计分析基础上，认为储层孔隙度、渗透率下限并非定值，而是与原油性质及埋藏深度具有一定的相关性。

本文提出了一种新的确定有效储层物性下限的判别方法，该方法的核心是，根据砂岩储层与其围岩介质的毛细管力差异性，得出有效储层物性下限随埋深的变化规律。该方法已应用于珠一坳陷的储层物性下限求取。

1 利用毛细管力判别有效储层物性下限的依据

油气的运聚是一个动力学作用过程，油气运移动力与阻力之间的相互制约决定了油气的运移方向。油气自源岩中生成后，经过初次运移、二次运移最终到达有利圈闭中聚集成藏。油气从烃源岩进入砂岩时动力主要包括泥岩内干酪根生油气作用产生的流体体积膨胀力(柳广弟，1999；庞雄奇等，2007a)和生烃泥岩与砂体之间的烃浓度差引起的扩散力等(Stainforth，1990；柳广弟，1999；庞雄奇等，2007a)。如果烃源岩内生成和残留足够量的油气，毛细管力差也是推动油气初次运移的主要动力(Magara，1975；Berg，1975；Barker，1980)。油气在储层中的运移动力有浮力、水动力、构造力等(柳广弟，1999)。阻力包括砂岩毛细管阻力(柳广弟，1999；王宁等，2000；隋风贵，2005；庞雄奇等，2007a)、砂岩层上覆水柱压力(庞雄奇等，2007b)、岩石吸附及粘滞力(陈冬霞等，2008)等。与砂岩毛细管阻力相比，岩石吸附及粘滞力的作用很小，可忽略不计。当动力大于阻力时，油气会沿合力的方向运移；当动力小于阻力时，油气会停滞聚集。动力等于阻力是油气聚集成藏的动力学临界条件，此时对应的储层物性条件为有效储层的物性下限。

油气运移的动力和阻力受地层埋深、储层成岩作用、烃源岩生排烃作用等因素的影响，而表现出一定的复杂性和规律性。研究有效储层物性时发现，地层某一埋深条件下储层的物性条件必须超过某一临界值油气才能充注到储层中(陈章明等，1998；曾溅辉和金之钧，2000；刘震等，2006；庞雄奇等，2007b)，低于这一临界值，油气不能进入储层，相应的储层可视为非有效储层。该临界值随着埋深增大而减小(庞雄奇等，2007a)。也就是说，判断有效储层物性的标准不是绝对的，而是随埋深呈一定的变化规律。庞雄奇等(2007a)在实验室条件下模拟了油气在砂岩和围岩介质之间的运移，发现孔喉半径细小的岩石中的油气只能进入到较自身孔喉半径更大的岩石中，而不能进入较自身孔喉半径更小的岩石中。这是因为砂岩与围岩之间的孔喉半径存在差异性，使得砂岩与围岩界面产生毛细管力差，在毛细管力差的作用下，油气向孔喉半径较大的砂岩中运移，而不能反之。England(1987)将由毛细管力作用产生的地下岩石多相流体间的势能定义为界面势能，并给出毛细管力的表达式(式1)。在界面势能作用下，油气总是趋向于从孔隙较小的介质向孔隙较大的介质中运移，油气成藏的储层物性临界值主要由砂岩储层的界面势能与其围岩介质界面势能的相对关系所决定。因此，砂岩与围岩介质物性条件的相对好坏才是储层有效与否的决定性因素。通过研究储层与围岩介质毛细管力的相对大小，可以确定不同埋深处有效储层的物性临界条件。

(1)

式中：Pc为毛细管压力，Pa；θ为两相界面与水平面之间的夹角，°；σ为界面张力，N/m；r为孔喉半径，μm。

由式(1)可以看出，毛细管力主要与多相流体接触角大小、岩石介质的孔喉半径、流体界面张力等因素有关。本文用砂岩与围岩毛细管力的比值(P′ )来表征毛细管力的相对大小(式2)。毛细管力比值的大小只与砂岩孔喉半径与围岩(泥岩)孔喉半径的相对大小有关，与两相流体接触角及表面张力无关。

(2)

式中，P′为毛细管力比值；σ为界面张力，N/m；θ为两相流体接触角，°；rn为围岩介质孔喉半径，μm；rs为砂岩孔喉半径，μm。

由式(2)可以看出，在砂岩储层与围岩介质界面处孔喉半径值相差越大，毛细管力比值就越大。砂岩与围岩介质孔喉的大小差异及分布特征控制着毛细管力比值的大小。同时，毛细管力比值控制着岩层中液体的流动。李明诚(2004)认为，当油气从小孔喉向大孔喉运移时，毛细管力差表现为动力作用，而相反方向的运移则表现为阻力作用。毛细管力比值为油气运聚的动力时，会促使油气从围岩向最有利的砂岩储层中运移。地质条件下储层的非均质性非常强，孔喉关系复杂多变，但在毛细管力差的动力驱动下，油气总是趋向于向孔喉相对较大的储层中运移。在砂泥岩界面处孔喉半径值相差越大，毛细管力比值越大，油气运移的动力越大，就越能克服阻力进而向储层中运移。也就是说作用在油(气)水界面处的力就越大，越有利于油(气)从小孔隙围岩运移进入大孔隙砂岩中聚集成藏。一旦油气进入有利储层后，砂岩储层与泥岩盖层界面处的毛细管力比值对油气的向外逸散表现为阻力作用，使油气在有利储层中保存聚集成藏。

图1 珠江口盆地构造单元划分图(据陈长民等，2003，略有修改)Fig. 1 Tectonic units in Pearl River Mouth Basin (after Chen Changmin et al., 2003, modified)

2 研究方法

本文采用地质统计和数值模拟计算相结合的方法先确定出有效储层物性下限，然后根据该物性下限标准评价储层的储集性能。首先收集研究区已发现油气藏的储层物性资料(孔隙度、渗透率、孔喉半径)及压汞实验等相关数据，利用地质统计法，研究泥岩和砂岩的孔隙度及渗透率随埋深的分布趋势，建立该地区储层砂岩及围岩介质(泥岩)的物性参数变化模型。然后采用数值模拟的方法，模拟砂岩和泥岩不同孔隙度和渗透率对应的孔喉半径，进而分别计算出砂岩和泥岩的毛细管力。接下来，通过计算围岩介质(泥岩)与储层砂岩的毛细管力比值，确定不同埋深有效储层的物性下限。其具体方法为：将不同埋深处已发现油气藏的围岩介质(泥岩)与储层砂岩的毛细管力比值与干层的分界线或油气藏最小毛细管力比值所构成的包络线确定为有效储层的临界条件，该临界条件所对应的储层物性即为有效储层物性下限。

3 应用实例

珠一坳陷位于中国南海海域珠江口盆地东北部，面积约4×104km2(图1)，区域上具有先陆后海、先断后坳的演化历史。沉积充填从老到新依次为古近系的文昌组、恩平组、珠海组，新近系的珠江组、韩江组、粤海组、万山组以及第四系(施和生等，2008；吕延防等，2011)。珠一坳陷累计探明原油储量达8.3×108m3。目前已发现的油气藏主要分布于韩江组、珠江组和珠海组，其埋深范围为1000～4000m。

砂岩与泥岩的物性特征随埋藏深度表现出不同的变化趋势。由于泥岩或泥质沉积物在沉积初期含有较高的原始含水量，孔渗性较好。泥岩在接近地表的浅层中孔隙度可高达80%～90%(Aplin and Macquaker, 2011)。随着上覆沉积物的不断增加，泥岩迅速排出孔隙水，孔隙度急剧降低(姚秀云等，1989; Fishman et al., 2012)。珠一坳陷泥岩孔隙度在埋深500m时已降低到15%以下(图2a)，泥岩孔隙度随埋深变化模型为(式3)：

φm=12.949e-0.00057 Z,Z>500m

(3)

式中，φm为泥岩孔隙度，%；Z为埋深，m。

泥岩渗透率普遍较小(图2b)，在埋深500m以下泥岩渗透率分布在0.01～0.1mD，并与孔隙度具有较好的相关性(式4)。

Km=0.0081e0.3303φ

R2=0.6207

(4)

式中，Km为泥岩渗透率，mD。

图2 珠江口盆地珠一坳陷泥岩孔隙度(a)、渗透率(b)随埋深变化模型Fig. 2 Change trend of mudstone porosity(a) and permeability (b) with depth in the Zhu-1 Depression in Pearl River Mouth Basin

珠一坳陷油气藏储层砂岩孔隙度、渗透率在同一埋深的横向非均质性较强(图3)。总体来看，孔隙度分布在5%～33%之间，渗透率分布在2～2000mD之间，且随着埋深的增加，孔隙度与渗透率均逐渐降低。

图3 珠江口盆地珠一坳陷油气藏储层孔隙度(a)、渗透率(b)随埋深变化模型Fig. 3 Change trend of reservoir porosity(a) and permeability (b) with depth in the Zhu-1 Depression, Pearl River Mouth Basin

孔隙度和渗透率是孔隙结构(孔隙、喉道)特征的综合响应，孔隙结构是决定岩石物性的重要因素，孔隙结构与孔隙度、渗透之间存在着一定的内在联系(王瑞飞等，2008)。结合研究区压汞数据，拟合得到砂岩及泥岩孔隙度、渗透率与孔喉半径的变化模型(式5)：

r=-0.9166e-0.2542φ+0.07305lnK+0.2692

R2=0.7526

(5)

根据泥岩物性随埋深变化模型(式3)，计算出每个油气藏周围的泥岩孔隙度、渗透率，再根据式5计算出每个油气藏的储层砂岩孔喉半径与其周围的泥岩孔喉半径，两者相除得到围岩介质(泥岩)与储层砂岩的毛细管力比值(图4)。

从珠一坳陷已发现有效储层(油层、水层)与干层的围岩介质与储层砂岩的毛细管力比值分布图(图4)中可以明显看出，有效储层与干层之间存在着明显的分界线(图4中所示虚线)。分界线右侧主要分布有效储层(分界线右侧的有效储层占有效储层总数的99.2%)，分界线左侧以干层为主(分界线左侧的干层占干层总数量的91.4%)。据此可以将这条分界线看作是有效储层分布的边界，分界线所对应的储层物性条件即为有效储层物性下限。值得注意的是，分界线表征的是毛细管力比值随埋深的变化，它不仅与砂岩储层的物性条件有关，还与围岩介质的物性条件有关(式2)，故本文采用砂岩与围岩介质的毛细管力比值这一参数来表征有效储层物性下限。根据该下限值随埋深的变化关系，拟合得出有效储层物性下限对应的毛细管力比值随埋深变化的关系式(式6)：

P′=1.967468 e0.00026 Z

(6)

图4 珠江口盆地珠一坳陷已发现油气藏 毛细管力比值分布图Fig. 4 Distribution of capillary pressure ratio of oil and gas reservoirs to surrounding rocks in the Zhu-1 Depression, Pearl River Mouth Basin

图5 珠江口盆地珠一坳陷H25构造1井有利储层分布预测图Fig. 5 Prediction of distribution of effective reservoirs in the Well-1 of the H25 Structure, in the Zhu-1 Depression, Pearl River Mouth Basin

以H25构造1井文昌组砂岩储层为例，来验证该方法的可靠性与指导意义。H25构造1井文昌组埋深3700～3950m，根据公式6计算得到相应的毛细管力临界值范围为4.54～4.80，并可划分出10个有效储层(图5，编号1～10)。根据测井解释成果， H25构造1井文昌组共有3个有效储层，其中有1个油层和2个水层。3个油水层的毛细管力比值分布范围为4.8～14，且均大于其对应深度处的毛细管力比值临界值。测井解释得出的油气水层毛细管力比值均大于该方法计算得到的有效储层物性下限对应的毛细管力比值，表明用该方法确定出的有效储层物性下限具有较高的可靠性。此外，可以根据砂岩储层的毛细管力比值及其对应埋深的毛细管力比值临界值的关系，预测H25构造1井文昌组的剩余潜在有效储层共7层(图5中编号1、2、5、6、8、9、10)。当烃源灶供烃量足够且具有有利的油气运移通道时，这些潜在的有效储层即可储集油气，形成油气藏。该方法对于今后勘探过程中优选勘探目标具有一定的指导意义。

4 结论

(1)含油气盆地碎屑岩储层客观存在着一个物性下限。在这个下限以上，储层可视为有效储层，具有储集油气的能力，在这个下限以下，油气无法进入从而不能聚集成藏。

(2)由于物性差异导致的储层砂岩与围岩介质的毛细管力差异是油气能否进入砂岩储层成藏的关键因素，也是判别有效储层的重要依据。有效储层物性下限对应的毛细管力比值随埋深增大表现出逐渐增加的变化趋势。

(3)珠一坳陷有效储层物性下限对应的毛细管力比值随埋深呈指数递增。根据本文方法计算得到的H25构造1井文昌组有效储层共10层。根据测井资料解释文昌组油水层3层，且3层全部在本文方法计算得出的有效储层范围内，表明本文方法的可靠性，并具有一定的预测作用。