辽河西部凹陷深层有效储层物性下限主控因素分析

丛 琳，刘 洋，李文龙，丛博南，马 源

（1. 中国石油大学 地球科学学院，北京 102249； 2. 东北石油大学 油气藏形成机理与资源评价黑龙江省重点实验室，黑龙江 大庆 163318；3. 大庆油田有限责任公司第三采油厂，黑龙江 大庆 163152； 4. 中国石油集团公司辽河油田分公司沈阳采油厂，辽宁 沈阳 110316）

石油化工

辽河西部凹陷深层有效储层物性下限主控因素分析

丛 琳1、2，刘 洋2，李文龙3，丛博南4，马 源1

（1. 中国石油大学 地球科学学院，北京 102249； 2. 东北石油大学 油气藏形成机理与资源评价黑龙江省重点实验室，黑龙江 大庆 163318；3. 大庆油田有限责任公司第三采油厂，黑龙江 大庆 163152； 4. 中国石油集团公司辽河油田分公司沈阳采油厂，辽宁 沈阳 110316）

辽河西部凹陷深层致密砂岩有效储层物性下限受埋藏深度、流体性质、储层特征、地层温度和压力等多因素的影响，同时也受开发工艺水平的影响。因此采用多种方法综合确定了物性下限。通过求取研究区不同深度的物性下限，结合储层性质、埋深、温度和压力等探讨影响物性下限的主控因素。储层性质、埋藏深度和地层温度是深层致密砂岩有效储层发育程度的主控因素。次生孔隙会增大有效储层孔隙度下限，物性下限随着埋深的增加而减小，随地层温度的增加有效储层物性下限降低。地层压力对有效储层发育影响较大，深部超压使有效储层物性下限降低。流体性质对储层有效性影响相对较小。

西部凹陷；深层储层；物性下限；主控因素

随着勘探开发技术的不断深入，非常规储层成为了油气地质工作者们研究的热点及难点。辽河西部凹陷深层指埋深大于等于 3 500 m，为一套致密砂岩储层，主要发育河道砂、席状砂等多种储集体。通过岩心、测井、试油等动静态资料，选用试油法、含油产状法和排驱压力法等分别求取了 2 000 至 5 000 m 深度范围内有效储层的物性下限。研究发现，辽河西部凹陷深层致密砂岩储层物性下限的影响因素包括埋藏深度、流体性质、储层特征、地层温度和压力等，同时也受开发工艺水平的影响[1-9]。本文分别探讨了埋藏深度、流体性质、储层特征、地层温度和压力对研究区深层储层的影响，理清了各因素间的主次关系，为油田增储上产提供科学指导。

1 物性下限计算

致密砂岩储层物性下限很难确定，一般只能用数学统计学上的方法确定，为了能够尽可能的将储层物性下限确定准确，利用试油、岩心分析、测井解释等动静态资料，运用试油法、含油产状法、排驱压力法，分布函数法等方法[10-12]，在相同或相近的埋藏深度范围内各方法计算的物性下限值基本一致。将多种方法确定的不同深度的物性下限值与深度进行拟合得到渗透率和孔隙度与深度的函数关系方 程 ：φ下限=15.399e-0.00025H， R=0.969 8 ， k下限=（2.15E+13）H-3.8723，R=0.858 8，其中 H 为深度，R为相关系数。通过该方程，可确定不同深度的物性下限（表 1）。

表 1 不同埋藏深度物性下限Table 1 Petrophysical parameter cutoff under different buried depth

2 物性下限的影响因素

2.1 埋藏深度

从不同深度的物性下限值可以看出，随着埋藏深度的增加，物性下限值减小。可见，埋藏深度对储层物性下限的影响是比较大的。随埋藏深度增加，地层压力会增大，原油性质越好，流体可进出的孔喉半径越来越小，所以储层物性下限会随着埋藏深度的增加而减小。

2.2 流体性质[13]

原油的密度和黏度是物性下限的影响因素。密度与物性下限为线性关系，原油密度减小，储层物性下限越小。黏度和物性下限通常显示指数关系，随着黏度的减小，物性下限也降低。研究区原油密度和黏度随埋深增加变化较小，因此流体性质不是深层物性下限的主要影响因素。

2.3 储层性质

由 储 层 的 物 性 和 岩 石 比 面 的 关 系 式(k=φ3/(2S2)，其中 k为渗透率，φ为孔隙度，S为岩石比面)可知，在φ大小相同时，储集空间类型不同，S大小不等。次生孔隙和原生孔隙相比岩石比面要大，次生孔隙的渗透率就小，因此对于储集空间以次生孔隙为主的储层，要成为有效储层孔隙度下限要高于储集空间类型以原生孔隙为主的储层。研究区深层储集空间不同深度范围内发育类型及孔隙类型分布变化较大（图 1），其中 3 500～4 000 m 和 4 000～4 500 m 均以次生孔隙为主，而到了 4 500～5 000 m深度范围储集空间类型以次生孔隙、原生孔隙和裂缝为主。

除了储集空间类型随深度变化较大以外，岩性主要为湖底扇砾岩、含砾砂岩和中-细砂岩，岩性、粒度变化也较大，另外随着深度的增加，泥质、碳酸盐含量降低，物性下限减小。总之，研究区深层储层性质变化较大，因此，储层性质是影响研究区深部有效储层物性下限的主要因素之一。

2.4 地层温度

辽河西部凹陷深层地温梯度大约为 3.5 ℃/100 m。随埋深增加地层温度明显增大（图 2），液体体积发生膨胀，分子间的距离加大，使得分子间引力减小，即油水界面张力减小[5,9,13,14]。在孔吼半径相同的情况下，成藏阻力随着温度的升高而降低，导致有效储层物性下限随温度的增加而降低。因此，地层温度是影响研究区深层有效储层物性下限的主控因素之一。

2.5 压力[15-22]

通过对研究区各压力参数分析，深层超压在深层不是很发育，剩余压力值随深度的增加变化也较小，因此超压不是影响研究区深层有效储层物性下限的主要因素。

然而，致密砂岩储层孔喉较小，要使流体开始流动，必须克服岩石孔壁与流体固、液界面上的表面分子力的强烈作用，因此需要一个启动压差。使致密砂岩储层中的流体开始流动的最低压力称为启动压力。随着深度的增加，压差增大（图 3），使物性更低的储层也开始能够储集和渗滤流体，成为有效储层。因此，随着压差的增大，有效储层物性下限降低。压差是影响研究区深层有效储层物性下限的主要因素。

3 结 论

（1）综合利用各种动静态数据，采用多种方法确定了辽河西部凹陷深层致密砂岩储层不同埋深的物性下限，对埋藏深度、流体性质、储层特征、地层温度和压力等物性下限的多种影响因素进行了系统研究，明确了各种影响因素的主次关系。

（2）随埋藏深度的增加，物性下限减小；原油密度、黏度越小，物性下限越低；储集空间类型、岩性等也会影响物性下限；随着压差的增大，有效储层物性下限降低。

（3）储层性质、埋藏深度和地层温度是深层致密砂岩有效储层发育程度的主控因素，地层压力对有效储层发育影响较大，流体性质对储层有效性影响相对较小。

图 1 孔隙发育类型及分布图Fig.1 Pore types and distribution

图 2 地层温度与深度的关系Fig.2 The relationship between formation temperature and depth

图 3 压差与深度的关系Fig.3 The relationship between pressure differential and depth

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Analysis on Main Controlling Factors of Petrophysical Parameter Cutoff in Deep Effective Reservoir in Liaohe Western Depression

CONG Lin1,2，LIU Yang2，LI Wen-long3，CONG Bo-nan4，MA Yuan1
（1. College of Earth Sciences, China University of Petroleum, Beijing 102249，China；2. Heilongjiang Provincial Key Laboratory of Reservoir Formation Mechanism and Resource Assessment, Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318，China；3. Daqing Oilfield Company No.3 Oil Production Plant, Heilongjiang Daqing 163152，China；4. PetroChina Liaohe Oilfield Company Shenyang Oil Production Plant, Liaoning Shenyang 110316，China）

The petrophysical parameter cutoff of tight sandstone effective reservoir is not only related to the existing oil production technology level, but also affected by many other factors, such as reservoir properties, oil properties, depth, formation temperature, formation pressure and so on. So it is necessary to use a variety of methods to determine the petrophysical parameter cutoff. In this paper, combined with the reservoir properties, buried depth, temperature, pressure and many other factors, the main controlling factors to affect the petrophysical parameter cutoff were analyzed through calculating the cutoff of different depth in the study area. The results show that the main controlling factors to result in tight sandstone reservoir developing effectively are reservoir properties, buried depth and formation temperature in deep formation; Secondary porosity may increase the petrophysical parameter cutoff of deep effective reservoir, and the increase of burial depth and the increase of formation temperature can lead to the decrease of petrophysical parameter cutoff of deep effective reservoir; Formation pressure has a great impact on the development of effective reservoir, the overpressure in deep layers can lead to the decrease of the petrophysical parameter cutoff of effective reservoir. Reservoir fluid properties have a relatively small impact on the petrophysical parameter cutoff of effective reservoir.

Western depression; Deep reservoirs; Petrophysical parameter cutoff; Main controlling factors

TE 122

： A文献标识码： 1671-0460（2014）07-1319-04

国家‘863 计划’：致密砂岩储层精细描述关键技术与软件，项目号：2013AA061501：东北石油大学青年科学基金资助项目，项目号：Ky120201。

2014-04-25

丛琳（1983-），女，黑龙江大庆人，副教授，博士，东北石油大学矿产普查与勘探专业，研究方向：油气田开发地质学。E-mail：conglindq@163.com。