致密砂岩双重介质储层可动流体影响因素分析——以鄂尔多斯盆地泾河长8段为例

致密砂岩储层受构造、沉积和成岩作用影响，孔喉结构复杂，微裂缝发育，流体赋存状态也不同于常规储层[1–3]。可动流体参数是制约致密砂岩储层可采程度的重要因素[4–5]。前人对鄂尔多斯盆地内部延长组致密砂岩油藏的可动流体赋存特征、影响因素与油气采收率的响应关系等方面进行了深入的研究[6–8]，但针对盆地南缘研究甚少。鄂尔多斯盆地南缘位于伊陕斜坡、渭北隆起和天环向斜三个构造带交汇部位，石油资源量约2.6×109t，具有较好的开发潜力。鄂尔多斯盆地南缘延长组储层相比盆地内部物性更差、孔隙结构更复杂、喉道更细小，为典型的致密砂岩双重介质储层。

本文以鄂尔多斯盆地南缘的泾河油田三叠系延长组长8段致密砂岩双重介质储层为研究对象，利用核磁共振实验对致密砂岩双重介质储层可动流体特征进行分析，结合恒速压汞等分析手段对可动流体参数的主要影响因素进行研究[9–11]，为鄂尔多斯盆地南缘油藏的可动资源序列评价提供一定的依据。

1 双重介质储层基本特征

1.1 基质储层特征

泾河油田长8段岩性以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，其中石英、长石、岩屑平均含量分别为40%、28.5%、28%。砂岩粒度以细粒为主，磨圆度以次棱–次圆状为主，分选为好到中等，接触关系以线–点和线状为主。填隙物含量较高，平均为10.2%，以碳酸盐胶结物为主。黏土矿物成分由伊/蒙混层（36.4%）、伊利石（23.8%）、绿泥石（22.2%）和高岭石（17.5%）组成。储层致密，平均孔隙度为6.8%，平均渗透率为 0.32×10-3μm2。孔隙类型以粒间溶孔（65.8%）和粒内溶孔（30.0%）为主，含少量残余粒间孔（3.8%），面孔率较低，平均为1.2%，喉道半径细小，平均吼道半径小于0.2 μm，属小孔–微细喉配置。

1.2 裂缝特征

通过13口取心井岩心裂缝观察，认为长8段主要发育高角度构造缝和水平层理缝。高角度构造裂缝是构造成因的断层伴生缝，在岩性较纯的储层段欠发育，主要发育于储层顶部的泥质粉砂岩段或储层底部的钙质胶结砂岩段，裂缝倾角70°～90°，方位以NWW向为主，裂缝长度10～60 cm，裂缝平均宽度为0.2 mm，以未充填和半充填为主，缝面常见擦痕和油痕显示，该类裂缝为油气运移的主要通道。

水平层理缝主要发育于储层内部，密度为5.01～64.8条/米，平均21.1条/米，与基质储层耦合形成双重介质优质储层。当致密砂岩储层流体充注的压力大于层理缝的破裂极限时，砂岩储层就会沿层理缝部位张开，形成水平状的层理缝系统。其表现形式是沿层理或纹层可清晰看见斑点状–半连续状–连续状–连片状的油显示，层理缝不仅是良好的储集空间，还是流体运移的通道，且能改善储层的渗透性。

2 双重介质储层可动流体特征

2.1 核磁共振测试原理

饱含流体的岩样处于均匀静磁场时，流体中的氢核会被磁场极化，产生磁化矢量，当在垂直于静磁场方向施加一定频率的射频场时，会产生核磁共振。当撤掉射频场后，垂直于静磁场方向的磁化矢量指数衰减的过程称为横向弛豫过程。横向弛豫过程所需的时间即为横向弛豫时间T2。岩心中单孔隙的弛豫是一个指数衰减信号，而实际岩心孔隙是由大小不同的多种孔隙组成， 岩心孔隙的弛豫S（t）为多种指数衰减信号的叠加：

式中，T2$为第i种孔隙的横向弛豫时间，ms；B$是第i种孔隙所占比例。

利用反演方法，计算出岩心中不同弛豫时间（不同孔隙半径）的流体所占比例[12–14]，即T2弛豫时间谱。当孔隙半径小到一定程度后，赋存于岩心中的流体受毛管力和黏滞力作用而处于束缚状态的流体称为束缚流体，而处于自由状态的流体称为可动流体。由于不同T2谱值反映不同的孔径大小，因此存在一个T2谱截止值，即弛豫时间大于该值时流体可动，进而获取岩心可动流体参数。

2.2 可动流体T2谱形态特征

对泾河油田长8段的14块岩样进行了饱含水状态下的核磁共振测试，结果表明，研究区T2谱特征曲线形态复杂多样，存在5种典型形态（图1）：Ⅰ型为双峰形态，且右峰幅度高于左峰；Ⅱ型为左右峰形态不明显；Ⅲ型为双峰形态，且左右峰幅度相当；Ⅳ型为双峰形态，但左峰幅度高于右峰；Ⅴ型为右峰微弱型。整体上，随着岩心渗透率的增大，T2谱的高峰值逐渐向右（高值区）移动，且峰值增大。

图1 泾河油田长8段不同渗透率级别岩心的T2谱

分析的14块样品中，11块是双重介质储层，3块属于孔隙型储层（表1），双重介质储层的T2谱以Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型为主；孔隙型储层的T2谱以Ⅳ型和Ⅴ型为主（表2）。整体上，层理缝发育的储层T2谱的高峰值幅度明显高于孔隙型储层。

表1 泾河油田长8段储层可动流体分析结果统计

表2 泾河油田长8段不同储层类型可动流体分析结果统计

2.3 可动流体分布特征

利用离心前后饱和水状态和束缚水状态下的T2弛豫时间谱[15–16]，确定13.9 ms作为本次实验可动流体与束缚流体T2弛豫时间的界限值，最终获取可动流体饱和度测试结果。考虑到可动流体饱和度Sm是一个相对量，它并不能完全反映油藏开发潜力的大小，因此引入可动流体孔隙度Фm：

式中:Ф为储层孔隙度，%。可动流体孔隙度Фm表征的是储层中可流动流体的绝对量，对于油藏开发潜力评价具有重要意义。

表1可见，可动流体饱和度为5.5%～63.2%，平均值为44.8%，可动流体孔隙度为0.1%～4.6%，平均值为2.9%，总体上泾河油田长8段储层具有可动流体饱和度低、可动用流体孔隙度低的特点。从不同储层类型可动流体特征参数统计可知，双重介质储层样品的可动流体饱和度和可动流体孔隙度较高，其中Ⅰ型T2谱形态样品的可动流体饱和度和可动流体孔隙度最高，其次是Ⅱ型和Ⅲ型，孔隙型储层样品的可动流体饱和度和可动流体孔隙度均较低，其中Ⅴ型T2谱形态样品可动流体饱和度最低，主要以束缚流体为主，为无效储层。

目前已在泾河17和泾河2井区开展了长8油藏开发试验，其中，高效开发井主要钻遇可动流体饱和度较高的双重介质储层，而低效井主要钻遇孔隙型储层。

3 可动流体影响因素分析

3.1 储层宏观物性分析

图2 泾河油田长8段样品物性参数与可动流体参数相关性

通过对样品物性参数与可动流体参数相关性分析表明，储层渗透率与可动流体饱和度（图2a）、储层孔隙度与可动流体饱和度（图2b）、储层渗透率与可动流体孔隙度（图2c）、储层孔隙度与可动流体孔隙度（图2d）均具有较好的正相关性，相关系数分别为0.753 9，0.737 3，0.729 9，0.835 5；总体上储层物性越好，可动流体饱和度、可动流体孔隙度越高，即储层物性是制约泾河油田长8段储层可动流体饱和度、可动流体孔隙度高低的关键因素之一。

3.2 储层微观孔隙结构分析

采用恒速压汞孔喉结构分析技术[17–19]，对研究区不同渗透率级别的4块岩样进行了测试，结果表明，不同渗透率的岩样，其孔道半径差别不大，喉道半径越小，分选较好；随渗透率增大，喉道半径展布范围向高值区扩展，因此岩样的渗流能力主要受喉道半径的制约（图3，表3）。

图3 泾河油田长8段不同渗透率级别岩心孔道半径、喉道半径分布

表3 泾河油田长8段储层恒速压汞测试结果统计

通过对样品物性参数与微观孔喉参数相关性分析表明，喉道参数与渗透率均具有较好的正相关性，与孔隙度相关性相对较差，其中主流喉道半径参数与渗透率和孔隙度的相关系数最高，能有效表征储层物性，即主流喉道半径越大，物性越好，可动流体饱和度越高（图4）。

3.3 储层层理缝密度分析

层理缝在致密油储层中普遍发育，对致密油的成藏富集有明显的贡献，是最为重要的裂缝类型[20]。结合岩心观察和成像测井解释裂缝，对泾河油田长8段分析样品段的层理缝密度进行描述，然后进行岩心层理缝发育密度与可动流体参数相关性分析[21]，结果表明，层理缝发育密度ρc（条/10 cm）与可动流体饱和度Sm具有较好的线性正相关性，拟合关系式为：

相关系数为0.758，即层理缝密度越高，对储层渗透性的改造作用越明显，可动流体饱和度越高，层理缝密度对可动流体饱和度具有明显的控制作用（图4a）；层理缝密度和可动流体孔隙度也有一定的线性正相关性，相关系数为0.665 1，样本点相对分散，主要是层理缝对孔隙度的贡献有限，近而导致层理缝密度与可动流体孔隙度相关性略差（图4b）。总体上，层理缝密度对可动流体参数具有明显的控制作用，即层理缝越发育，可动流体饱和度越高。

4 结论

（1）泾河油田长 8段储层T2谱特征曲线形态复杂多样，存在5种典型形态。总体上可动流体饱和度与可动流体孔隙度低。其中双重介质储层T2谱形态以Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型为主，可动流体饱和度较高，高效开发井主要钻遇该类储层；孔隙型储层T2谱形态以Ⅳ型和Ⅴ型为主，可动流体饱和度低，低效井主要钻遇该类储层。

（2）泾河油田长8段致密砂岩双重介质储层宏观物性对可动流体具有明显的控制作用，即储层物性越好，可动流体饱和度越高；主流喉道半径和层理缝密度是控制泾河油田长8段双重介质储层可动流体饱和度的主要因素。

图4 泾河油田长8段储层层理缝密度与可动流体饱和度、可动流体孔隙度相关性

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