运用高压压汞及扫描电镜多尺度表征致密砂岩储层微纳米级孔喉特征——以渤海湾盆地沾化凹陷义176区块沙四段致密砂岩储层为例

严 强，张云峰，付 航,3，姜美玲，王 军，隋淑玲，付 晗，郝 芮，郭明翰

(1.东北石油大学 地球科学学院，黑龙江 大庆 163318； 2.油气藏形成机理与资源评价重点实验室，黑龙江 大庆 163318；3.大庆油田有限责任公司 第三采油厂 第一油矿，黑龙江 大庆 163318；4.中国石化 胜利油田分公司 勘探开发研究院，山东 东营 257015)

随着国内常规油气勘探开发难度的加大以及储量的降低，仅仅依靠传统的油气资源无法满足当今社会发展的需求[1-4]。致密油气的出现为油气资源注入了新的生命力，而其储层的微观孔喉结构直接决定了油气富集情况及后期勘探开发的难易程度。致密油气无自然产能，需经过后期处理才能产出具有经济价值的油气[1，5]，故仅仅依靠传统的孔隙度和渗透率已无法准确地表征致密砂岩储层。基于这一点，针对致密油气储层的微观孔喉结构，国内外学者做了大量研究，但对纳米级喉道渗流特征的研究相对较少[6-8]。目前间接测试手段主要包括高压压汞、覆压孔渗等，而直接观测手段主要包括扫描电镜、纳米CT等。扫描电镜及纳米CT能够直观地反映孔喉形状、大小并构建三维立体结构[9-11]，但不能够表征流体在其中的渗流特征[2]。超高压力的压汞和退汞曲线不仅能够反映常规的孔喉信息及流体在其中的渗流特征，还能表征储层纳微米级孔喉的渗流特征。

在前人微观孔喉研究的基础上，笔者主要运用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞及覆压孔渗等实验方法，以渤海湾盆地沾化凹陷渤南洼陷义176区块沙四段致密储层为例，多尺度表征储层微观孔喉特征，运用高压压汞定量表征流体在微纳米级喉道中的渗流特征，进而对该区储层做出相应的分类评价，为今后致密油微观运聚特征研究及勘探开发奠定了可靠的地质基础。

1 储层基本特征

渤南洼陷位于沾化凹陷的中部，其北邻埕子口凸起，并以埕东断层和埕西断裂带为界，西连义和庄凸起，并以义东断层为界，东侧为孤北洼陷，并以孤东断层为界，而义176区块位于渤南油田义176—渤深4断阶带上(图1)。研究区主要为中、新生代沉积地层，自上而下发育明化镇组、馆陶组、东营组、沙河街组及孔店组[12]，其中沙河街组是本次研究的主要层系。

研究区沙四段为一套浅湖—深湖相沉积地层，既是烃源岩又是储层，为自生自储型油藏[5]。储层矿物主要包括石英、长石及岩屑，粒度变化范围较大，包括粉砂、细砂、中砂及泥，非均质性强，故相对致密。孔隙度主要集中在3.50%～14.3%，渗透率大部分分布在小于0.50×10-3μm2。沙四段为一套典型的致密砂岩储层，含有大量致密油气资源，其孔隙类型主要包括粒间孔隙(图2a)、溶蚀孔隙(图2b)及裂缝(图2c)，喉道可分为纳米级喉道和微米级喉道。

图1 渤海湾盆地渤南洼陷义176区块构造位置

图2 渤海湾盆地渤南洼陷义176区块沙四段孔喉类型

研究区沙四段储层的排替压力一般大于1 MPa，喉道半径以小于1 μm为主，此外由于高压压汞的压力较大，最高可达400 MPa，几乎可以表征样品的所有有效孔喉。笔者在参考国内专家划分标准的基础上[2,5,13-14]，结合超高压力压汞所产生的孔喉分布图及环境扫描电镜下的孔喉特征，将研究区沙四段致密储层的孔喉划分为微米级(>1 μm)、纳微米级(100 nm～1 μm)、微纳米级(10～100 nm)和纳米级(<10 nm)4类(图3，图4)。

2 微观孔喉定量表征

2.1 喉道大小及分布

退汞曲线是当样品被汞饱和后，随着外加压力的下降，一些细小喉道的毛管压力大于外加压力，从而退出一部分汞，因此其反映的是喉道半径的大小及分布情况。由于外加压力与喉道的毛细管压力相等，故喉道半径与外加压力之间的关系符合公式[2,6,15]：

式中：Pc为毛细管压力，dyn/cm2；θ为水银的润湿接触角，(°)；σ为水银的表面张力，dyn/cm2；R为孔隙喉道半径，cm。其中，1 dyn/cm2=0.1 Pa，若Pc用kg/cm2，R用μm为单位，而水银的接触润湿角θ为146°，水银的表面张力为480 dyn/cm2，则Pc= 7.5/R，进而求出各个级别的喉道半径。

图3 渤海湾盆地渤南洼陷义176区块沙四段孔喉半径分布

图4 渤海湾盆地渤南洼陷义176区块沙四段环境扫描电镜下的孔喉类型

图5 渤海湾盆地渤南洼陷义176区块沙四段喉道分布

分析研究区沙四层段的5块不同孔隙度、渗透率样品的退汞曲线，其结果表明：退汞过程反映喉道分布情况，退汞变化量反映喉道分布频率的变化。为进一步弄清喉道的分布变化情况，对退汞变化量(dv)进行算法处理：dv/d(logd)，其中d(logd)表示两相邻喉道半径取对数后的变化(图5)。

由图5可知，该区喉道半径分布在纳米级(<100 nm，主要集中在<10 nm)和微米级(>100 nm)，随着纳米级喉道数量的增多，渗透率逐渐由1.42×10-3μm2降至0.001 04×10-3μm2，充分反映纳米级喉道是控制渗透率的重要因素。

式中：ri为某一区间的喉道半径中值，nm；ΔSHgi为某一喉道半径区间的退汞饱和度变量，%。

运用该算法计算研究区6口井的平均喉道半径(表1)，进而得到孔隙度、纳米级喉道及微米级喉道与渗透率的关系(图6)。

表1 渤海湾盆地渤南洼陷义176区块沙四段平均喉道半径

图6 渤海湾盆地渤南洼陷义176区块沙四段储层孔隙度、渗透率、纳米级及微米级喉道半径之间的关系

由图6可知，研究区的储层渗透率与孔隙度有一定的正相关关系，渗透率基本随孔隙度增大而升高；而微米级喉道与渗透率呈负相关关系，这是由于纳米级喉道对渗透率的控制作用强于微米级喉道，微米级喉道对渗透率的影响相对较弱，其主要贡献于孔隙度；渗透率与纳米级喉道具有良好的正相关关系，说明纳米级喉道控制着渗透性的相对大小，结合覆压孔渗所测的渗透率均小于0.1×10-3μm2，最低可达0.001 04×10-3μm2，进一步说明了研究区纳米级喉道为渗透率的重要控制因素。

2.2 孔喉体积比

在压汞曲线中，进汞曲线反映了岩石的孔隙和喉道体积之和，退汞曲线则反映了喉道体积，剩余汞主要残留在孔隙中(图7)，因此可以通过进汞和退汞饱和度计算孔喉体积比[15]：

式中：bt为平均孔喉体积比；Sr为残余汞饱和度，%，Smax为最大进汞饱和度，% 。

图7 渤海湾盆地渤南洼陷义176区块沙四储层压汞曲线

决定孔隙系统渗流能力的因素除了上述孔隙、喉道半径大小外，还包括孔隙与喉道的配置，而孔喉比就是用来表示这种配置关系的参数。孔喉体积比小，反映该区发育大量喉道，渗透率高，有利于油气运移及后期开发；反之，孔喉体积比大，说明喉道不发育，渗透率低，不利于油气运移、富集与开发。

2.3 流体在微纳米级喉道中的渗流特征

压汞曲线不仅可以反映孔喉体积比，而且可以进一步求出纳米级、微米级喉道体积及孔隙体积(表2)，并分析得出喉道与孔渗的相关性(图8)。

由图8可知，研究区纳微米级喉道发育，渗透率较低，纳米级喉道与渗透率呈负相关关系。这是由于纳米级喉道太小，毛细管压力太大，导致流体在其中难以渗流甚至不渗流，其为控制渗透率的重要因素；而微米级喉道与孔隙度呈正相关关系，主要贡献孔隙度。综合而言，渗透率的控制因素包括纳米级喉道、微米级喉道、孔喉体积比及孔隙度等，但纳米级喉道对渗透率具有重要的控制作用。

3 储层分类及评价

表2 渤海湾盆地渤南洼陷义176区块沙四段储层岩心样品孔喉信息

图8 渤海湾盆地渤南洼陷义176区块沙四段储层喉道与孔渗相关性

分析32块研究区沙四段储层样品的进汞曲线，依据排替压力(当排替压力P排为1 MPa时，对应的喉道半径为1 μm)及进汞曲线的分布形态，该区致密储层可分为4大类(图9)，其中一类及二类储层均可进一步分出2个亚类(表3)。

图9 渤海湾盆地渤南洼陷义176区块沙四储层砂岩样品进汞曲线

一类(Ⅰ)致密储层：进汞曲线均呈“Z”字形，即有2个排替压力，一个是0.01 MPa(表示常规良好孔隙)，另一个大于10MPa(表示纳米级孔隙)，说明这类储层含有2套孔隙系统，即常规孔隙系统和纳米级孔隙系统(图10a，b)。该类储层的孔隙度介于6%～12%，渗透率变化较大，但均小于0.2×10-3μm2，其大小取决于纳米级孔隙体系所占比例。根据渗透率的相对大小及孔喉的分布，进一步分为Ⅰa类(渗透率介于(0.01～0.2)×10-3μm2)和Ⅰb类(渗透率小于0.01×10-3μm2)。根据渤南油田义176—渤深4区块试采成果(表4)，对该类储层义170井沙四层段(3 806.1～3 829 m)试油结果显示日产液极少，压裂后效果也不明显，几乎为干层。说明Ⅰb类储层在当前的技术、经济条件下并无太大的开采价值。

二类(Ⅱ)低渗透储层：排替压力小于1 MPa，主要集中在0.7 MPa，进汞压力变化大，反映各个级别孔喉均存在(图10c，d)，非均质性强，但曲线开始较平缓，表明其含有大量微米级孔喉，同时也含有一定数量的纳微米级孔喉。根据渗透率的相对大小，可进一步分为Ⅱa类(渗透率大于2×10-3μm2)和Ⅱb类(渗透率介于(1～2)×10-3μm2)。根据试采成果(表4)，对Ⅱa类储层义176井沙四层段(3 807.6～3 824.6 m)的试油结果显示其日产液19.3m3，压裂投产；对Ⅱb类储层义178井沙四层段(3 782.2～3 812.8 m)的试油结果显示其日产液为14 m3，在地层压力较大时，无需压裂便可投产。进一步证实了该大类储层为研究区的优质储层。

表3 渤海湾盆地渤南洼陷义176区块沙四段储层分类

图10 渤海湾盆地渤南洼陷义176区块沙四段孔喉分布频率

井号层位生产井段/m初期时间(年/月)日产液/m3日产油/m3含水率/%后期时间(年/月)日产液/m3日产油/m3含水率/%备注义17义170义171义171-1义171-X2VF义171-X3VF义171-X4VF义171-X5VF义171-X6VF义171-X7VF义171-X8VF义172义176义177义178义179义180义182义184义187义193渤深4义东341Es43586～36111998/1110．18．614．42001/021．71．64．4Es43397～36112001/034．60．980．92001/040．80．270．0Es42872～36112001/054．23．420．02013/091．21．016．2Es43806．1～38291999/092．12．04．72003/112．91．740．6压裂，效果不明显Es43234．4～38292004/0320．411．841．92013/097．62．172．7Es43480．5～3662．22001/0714．714．70．02013/091．00．910．0Es43722．6～3797．12011/1211．92．182．22012/033．80．391．7Es43546．4～3797．12012/0523．319．914．92013/0912．410．713．2Es43599．4～3915．62013/0236．634．45．92013/094．03．85．6Es43810～3566．52013/01105．493．211．62013/0939．338．52．2Es43587～3814．82013/0145．044．51．02013/0925．525．40．5Es43646～3723．62013/0822．814．934．92013/0922．814．934．9Es43636～3730．92013/0824．020．116．12013/099．89．70．3Es43648．8～3745．92013/0811．79．122．12013/097．97．90．0Es43587．4～3814．82013/0529．010．763．02013/0910．44．754．7Es43998．53～4024．562007/0217．96．066．42011/101．20．195．5Es43807．6～3824．62010/0219．35．969．62011/047．71．679．4Es43691．8～3824．62012/065．95．311．42013/093．02．86．7Es43960．5～3966．62011/1219．10．398．72012/113．40．0100．0压裂投产Es43782～3812．82011/0914．08．440．02011/113．62．237．5试油压裂Es43612．4～3667．52011/1213．810．821．72013/094．53．913．2补孔Es43730．5～3786．92013/0718．21．392．62013/0925．814．045．9Es43803～3810．62011/107．83．357．72012/091．80．666．7Es44088．7～4096．62012/0119．21．492．52012/0315．80．994．0Es43435．7～3476．312012/0545．627．539．72012/1113．22．879．1Es44013．4～40442012/056．00．787．62013/095．95．48．5Es43443～3495．52013/0521．621．31．12013/0918．418．40．0Es43637～3718．22013/0716．514．015．12013/0910．010．00．0Es43898．6～3924．41993/0621．221．20．01993/115．65．60．0Es1-Ed3878．8～3924．41993/1247．147．10．02011/120．30．0100．0Es42694．6～27002001/028．06．517．82003/123．12．517．6Ed2694．6～37102007/014．11．563．22009/100．40．40．0

三类(Ⅲ)超低渗透储层：排替压力约为1 MPa，曲线较平缓，最大进汞压力小于10 MPa，表明其孔喉主要为纳微米级孔喉(图10e)，为超低渗透储层，渗透率小于1×10-3μm2，主要集中在(0.1～1)×10-3μm2。根据试采成果(表4)，对该类储层义179井沙四层段(3 803～3 810.6 m)的试油结果显示其日产液为7.8 m3，为该区次一级储层，压裂后可投产。

四类(Ⅳ)超致密储层：排替压力约为10 MPa，纳米级孔喉发育(图10f)，也含有少量微米级孔喉，储层非常致密，渗透率小于0.1×10-3μm2。试油试采成果(表4)显示其试油结果很差，日产液大多小于4 m3，需要采取特殊的开采方式方可投产。

4 结论

(1)渤海湾盆地沾化凹陷渤南洼陷义176区块沙四段储层为自生自储型储层，其既是烃源岩又是储层，依其排替压力的相对大小及压汞曲线的形态，可将其致密储层分为一类致密储层、二类低渗透储层、三类超低渗透储层及四类超致密储层，其中一类和二类均可依渗透率相对大小进一步分成2个亚类。

(2)对汞变化量dv进行dv/d(logd)算法处理，可准确反映孔喉的相对大小及分布情况。高压压汞及扫描电镜的镜下特征表明，研究区的孔喉类型包含微米级(>1 μm)、纳微米级(0.1～1 μm)、微纳米级(10～100 nm)及纳米级(<10 nm)这4类孔喉。

(3)研究区的喉道主要包括纳米级喉道和微米级喉道。纳米级喉道对渗透率具有重要的控制作用，微米级喉道更多贡献于孔隙度。

(4)不同类型的储层均含有各个级别的喉道，不同的是所占比例不同，低渗透储层含有大量微米级喉道(超过70%)；超低渗透储层的纳米级喉道数量几乎与微米级喉道数量相等，其纳米级喉道控制着流体的渗流作用；超致密储层发育大量纳米级喉道，其决定该类储层油气的渗流作用。

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