恒速压汞在储层微观孔隙结构研究中的应用——以鄂尔多斯盆地吴起油田下组合长9油藏为例

吴长辉，党海龙，赵思远.

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)



恒速压汞在储层微观孔隙结构研究中的应用
——以鄂尔多斯盆地吴起油田下组合长9油藏为例

吴长辉，党海龙，赵思远.

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)

吴仓堡长9油藏岩性致密、物性差，属于典型的致密油藏。为了充分认识长9致密油藏孔隙结构特征及其对渗透率的影响，采用恒速压汞测试技术对区内7块岩心样品进行了测试。数据结果显示：不同渗透率的岩心样品孔隙半径分布范围基本相同，主要分布在60～250 μm之间，平均孔隙半径在120 μm左右；喉道半径主要分布在3 μm以内，但平均喉道半径相差较大，从0.2 μm到1.9 μm大小不等。分析发现，孔隙半径大小只和孔隙度相关，平均喉道半径与渗透率呈正相关关系，是影响致密油储层渗流能力的主要因素。

鄂尔多斯盆地；恒速压汞；孔隙结构；致密砂岩；喉道半径

随着油气勘探开发技术的不断进步，具有较大资源潜力的非常规油气逐渐成为石油勘探、开发新的亮点领域[1]。我国致密油资源非常丰富[2]，是石油勘探最为主要的接替领域[3]。目前，我国致密油勘探、开发在鄂尔多斯、准噶尔和松辽等六大盆地均取得了重要进展[4]。吴仓堡区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中段，延长组长9油藏是其主力开发层位。根据实测孔渗数据统计，孔隙度平均值为7.9%，渗透率平均值为0.128 mD，为典型致密油藏。

杨博[5]等对本区长9油藏的沉积体系、沉积特征、成岩作用和成藏条件进行了研究；董利刚[6]、雷俊杰[7]在岩石学特征、孔隙类型及开发前景、方式方面开展了深入研究，为油田开发提供了理论基础。随着开发的不断深入，油井产量低、递减快、注水不见效等问题日益突出，因此有必要加强储层孔隙结构、油水赋存状态及渗流规律方面的研究。目前，李海儒[8]运用常规压汞对孔隙结构进行了研究，认为长9油藏岩石孔隙类型为“高排驱压力—微细喉道”型。但常规压汞技术难以准确区分孔隙和喉道[9]，存在多解性。恒速压汞不仅可以测定孔隙和喉道的数量、半径等信息，还能反映储层流体渗流过程中的动态特征[10-12]，对于定量描述孔喉分布具有明显优势。本文利用恒速压汞对吴仓堡延长组长9油藏孔喉进行了定量表征，旨在为油田开发提供可靠的地质基础。

1 研究区储层特征

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组地层为一套浅灰色、灰绿色中-细粒砂岩，粉-细粒砂岩和深灰色、灰黑色泥岩，粉砂质泥岩互层夹黑色炭质泥岩、页岩及油页岩所组成的含煤、含油岩系。延长组下段长9储层总体显示河湖相岩系沉积特征，区域上厚90～120 m，下部为灰白色中细砂岩夹暗色泥岩，上部为深灰色粉砂岩与灰黑色泥岩、炭质泥岩近等厚互层，局部夹煤线和薄煤层，顶部为黑色泥岩、页岩、砂质泥岩，俗称“李家畔页岩”，是电阻率相对较高的区域性生油岩标志层[5-7]。

1.1 物性及岩石学特征

根据实测孔渗数据统计，长9储层孔隙度平均为7.9%，渗透率平均为0.128 mD。依据薄片、电镜等分析测试资料，长9储层岩性以岩屑长石砂岩为主，长石砂岩和长石岩屑砂岩次之。岩屑成分主要为喷发岩、隐晶岩、片岩、石英岩屑、千枚岩，还有少量沉积岩岩屑。颗粒大小为0.19～0.30 mm，磨圆度次棱，分选好。胶结类型多为孔隙胶结和压嵌，颗粒之间多为曲-线状接触。

1.2 孔隙类型

根据研究区薄片鉴定资料(图1、图2)，结合雷俊杰[7]等前人研究，吴仓堡长9砂岩储层孔隙类型主要为粒间孔，占总孔隙类型的5.3%；其次为粒内孔、铸模孔、长石溶孔，三者占总孔隙类型的3.3%，各类孔隙所占的总面孔率平均值为8.0%。

图1 W36井长9组铸体薄片 (2135.39)粒间孔Fig.1 Casting sheet image and intergranular pore of Chang 9 fomation in W36

图2 W36井长9组铸体薄片 (2258.09)溶蚀孔Fig.2 Casting sheet image and dissolution pore of Chang 9 fomation in W36

1.3 孔隙结构

李海儒[8]运用常规压汞对孔隙结构进行了研究，将研究区孔隙结构归为第三类，即高排驱压力—微细喉道型。储层排驱压力一般大于1.2 MPa，喉道中值半径一般小于0.1 μm，毛管压力曲线偏上，歪度偏细，喉峰一般位于0.04～0.25 μm之间。此类储层渗透率较差，一般小于0.1mD(图3)。但本区常规压汞资料少，只有W34井长9油组两块样品，其孔隙度为4.21%，渗透率为0.024 mD，孔渗都较低，不具有普遍代表性。为进一步研究吴仓堡长9储层孔隙结构，开展了恒速压汞试验。

2 恒速压汞及样品信息

2.1 基本原理及仪器简介

[26][28]哈贝马斯：《在事实与规范之间》，童世骏译，北京：生活·读书·新知三联书店，2003年，第148、379-380页。

恒速压汞的进汞速率非常低，采用准静态的进汞方法。主喉道半径由突破点的压力决定，孔隙大小由进汞体积确定，孔喉的大小与数量在进汞曲线上能够得到明确反映，对于定量评价低渗透储层孔喉分布具有明显优势[13-15]。试验过程详细描述如下：汞首先进入喉道p1，压力上升到一定值后，汞突破该喉道进入孔隙P1，压力降低，孔隙P1充满后，压力上升，然后突破喉道p2进入孔隙P2，压力再次降低。如此，不断重复以上过程，最终测试压力达到仪器上限，试验结束(图4)。

图3 长9组毛管压力曲线及孔喉分布图Fig.3 Capillary pressure curve and pore throat distribution of Chang 9 formation

图4 恒速压汞原理Fig.4 Principle of constant velocity mercury penetration

测试选用美国Coretest systems公司制造的ASPE-730恒速压汞仪，进汞压力为0～1000 psi(0～6.90 kPa)，进汞速率为0.000001 mL/s，汞与岩芯接触角为140°，界面张力为485 dyne/cm(4.85×10-3N)。

2.2 样品信息

本次试验考虑取心井平面控制、沉积微相及岩心保存情况，共选取4口井7块岩样进行了恒速压汞测试。岩心样品皆为浅灰色细砂岩，含油性以油迹为主，主要分布在分流河道及河道侧翼微相。按渗透率大致分为：渗透率小于0.1 mD的3块，大于0.1 mD而小于1 mD的2块，大于1 mD的2块。见表1。

表1 试验样品信息表

3 测试结果及分析

3.1 测试结果

测试结果见表2，7块岩心样品的孔隙半径加权平均值分布在112.02～133.27 μm之间，孔隙半径大小总体相近。但不同样品的喉道半径相关参数都相差较大，平均喉道半径分布在0.2～1.9 μm之间，最大喉道半径分布在0.3～3.2 μm之间，主流喉道半径分布在0.2～1.17 μm之间，最大值与最小值相差10%以上，差距较大。

表2 恒速压汞测试结果统计表

3.2 孔隙特征分析

图5为恒速压汞测试孔隙半径分布图。从数值上看，延长组长9致密砂岩储层7块岩样的孔隙半径分布范围在60～250 μm之间，单一大小的孔隙分布频率最高不超过25%。从曲线形态看，不同孔渗岩心样品，其孔隙半径分布曲线形态相近，皆为单峰、近正态。

图5 长9致密砂岩储层孔隙半径分布Fig.5 Pore radius distribution curves of the tight sandstone samples

利用测试结果绘制平均孔隙半径与孔隙度、渗透率的关系图(图6、图7)。从图6可以看出，随着平均孔隙半径的增加，孔隙度呈指数增加，但相关性较差(R2=0.60)；图7为平均孔隙半径与渗透率散点图，做相关性曲线发现，平均孔隙半径与渗透率无明显相关性(R2=0.44)。由此说明，平均孔隙半径的大小不是影响致密油储层渗流能力的主要因素。

图6 平均孔隙半径与孔隙度的关系Fig.6 Correlationship between average pore radius and porosity

图7 平均孔隙半径与渗透率的关系Fig.7 Correlationship between average pore radius and permeability

3.3 喉道分布特征

恒速压汞可以定量测定喉道半径的大小和分布[17]。如图9所示，为7块岩心样品的喉道半径分布图，数据表明长9致密砂岩岩样喉道半径主要分布在3 μm以内，平均喉道半径分布在0.2～1.9 μm(表2)，变化较大。当渗透率K小于0.1 mD时，平均喉道半径小于0.3 μm；当渗透率K大于0.1 mD小于0.5 mD时，平均喉道半径大于0.5 μm；当渗透率K大于0.5 mD时，平均喉道半径大于1.0 μm。

从分布形态看(图8)，相对于孔隙半径的近正态分布，喉道半径分布频率曲线形态变化较大，当岩心样品渗透率小于0.1 mD时，喉道曲线偏细态，峰值高，分布频率都在40%以上，喉道半径分布较集中；当渗透率大于0.1 mD且不断变大时，其喉道分布范围变大，峰值降低且不断右移。样品8-2渗透率为3.99 mD，其喉道分布频率曲线峰值已移动到右侧，但幅度只有5.2%，说明渗透率越大的样品，其喉道大小分布越均匀。

图8 长9致密砂岩储层喉道半径分布Fig.8 Throat radius distribution curves of tight sandstone samples

3.4 喉道与渗透率的关系

绘制渗透率与平均喉道半径及分选系数(方差)的关系可以看出(图9、图10)，渗透率与平均喉道半径呈指数关系，与分选系数呈幂指数关系，平均喉道半径越大，分选系数越接近1，渗透率越大，相关参数R可达0.97以上。因此，喉道的大小、分布影响着储层渗流能力，是油田开发的关键因素。

根据恒速压汞测试数据，进一步做喉道渗透率贡献的曲线图(图11)。

可以看出，渗透率为0.21 mD的岩心样品，其喉道渗透率贡献曲线形态和喉道分布曲线形态基本一致，但整体向右略有偏移。渗透率为0.63 mD的岩心样品和渗透率为2.72 mD的岩心样品，其渗透率贡献曲线形态相似，整体分布均匀，无峰值形态，与对应的喉道频率分布曲线形态相差较远。渗透率为3.99 mD的岩心样品，其渗透率贡献曲线形态在右侧“大喉道”处重新形成峰值形态。渗透率贡献曲线峰值形态从有到无再到有，反映的是随着喉道半径增大，喉道对渗透率的贡献急剧加大，在有相对大喉道存在的情况下，储层流体首先沿“大喉道”渗流，这可能是油田注水“指”进或形成高渗通道的原因之一。

图9 渗透率与平均喉道的关系Fig.9 Correlationship between average throat radius and permeability

图10 渗透率与分选系数的关系Fig.10 Correlationship between average throat radius and separation factor

图11 喉道大小对渗透率的贡献曲线图Fig.11 Correlationship between average throat radius and seepage capacity

4 结论

(1)孔隙半径分布曲线形态相近，皆为单峰、近正态，分布在60～250 μm之间；对各样品孔隙半径进行加权平均，7块样品平均半径分布在112.02～133.27 μm，相差不大。

(2)平均孔隙半径增加，孔隙度呈指数增加，但与渗透率无明显相关性，说明孔隙不是影响致密油储层渗流能力的主要因素。

(3)不同渗透率样品的喉道半径分布频率曲线变化很大。当岩心渗透率小于0.1 mD时，喉道曲线偏细态，峰值高；渗透率大的样品，喉道分布范围变宽，峰值降低，且喉道分布曲线峰值右移。

(4)渗透率与平均喉道半径呈指数关系，喉道的大小影响储层渗流能力，是油田开发的关键因素。

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Application of Constant Pressure Mercury in the Study ofMicro-pore Structure of Reservoir

——A Case Study of Chang 9 Reservoir in Wuqi Oilfield, Ordos Basin

Wu Changhui, Dang Hailong, Zhao Siyuan

(Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum(Group) Co., Ltd., Xi＇an, Shaanxi 710075, China)

Chang 9 reservoir in Wucangbu area is a typical dense reservoir with lithology dense, poor physical properties. In order to fully understand the pore structure characteristics of Chang 9 dense reservoir and its effect on the permeability, seven samples of core samples were tested by constant-rate mercury injection test. The data was displayed: the distribution of pore radius of different core samples was basically the same，mainly distributed in the range of 60～250μm, the average pore radius was about 120μm；throat radius distributes within 3μm，but the average roar radius had larger difference ranging from 0.2μm to 1.9μm size. It was found that the pore radius was only related to the porosity, and the radius of the roar was positively correlated with the permeability, which was the main factor affecting the seepage capacity of the dense oil reservoir.

Ordos Basin; constant-speed mercury intrusion; pore configuration; tight sandstone; throat radius.

陕西省科技统筹创新项目“延长难采储量有效动用开发技术研究” (2016KTCL01-12)资助。

吴长辉(1983—)，男，工程师，主要从事油气田开发方面的工作。邮箱：233685484@qq.com.

TE122.2+4

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