致密油储层可动流体饱和度计算方法——以合水地区长7致密油储层为例

喻 建，杨 孝，李 斌，刘小静，田建锋

(1.中国石油 长庆油田分公司 油藏评价处，西安 710021； 2.西安石油大学 地球科学与工程学院，西安 710065)

致密油储层可动流体饱和度计算方法
——以合水地区长7致密油储层为例

喻 建1，杨 孝1，李 斌1，刘小静1，田建锋2

(1.中国石油 长庆油田分公司 油藏评价处，西安 710021； 2.西安石油大学 地球科学与工程学院，西安 710065)

致密油储层可动流体饱和度是评价致密油潜力的关键因素之一。核磁共振技术可以获得准确的可动流体饱和度，但因其成本较高、周期较长，应用的普遍性受到限制。核磁共振、恒速压汞和高压压汞的实验原理表明，T2谱、恒速压汞曲线和高压压汞曲线均是岩石孔隙结构的反映，他们之间具有内在的一致性。相同样品的核磁共振和恒速压汞测试结果表明，致密油储层可动流体饱和度与恒速压汞总进汞饱和度相关性极强，可通过恒速压汞总进汞饱和度参数计算致密油储层的可动流体饱和度，而高压压汞7.0 MPa时的进汞饱和度与恒速压汞总进汞饱和度相同，从而提出了利用高压压汞资料计算致密油可动流体饱和度的方法。计算结果表明，合水地区致密油储层可动流体饱和度较高，以Ⅲ类和Ⅳ类储层为主，其次为Ⅱ类储层。

可动流体饱和度；孔隙结构；核磁共振；恒速压汞；高压压汞；致密油；合水地区

致密油作为重要的非常规资源，将是我国未来重要的石油接替资源[1-2]。非常规油气研究的灵魂是储层，目标是回答储集了多少油气[3]；在一定的开采技术条件下，所储油气多少能被开采出来，则主要受储层可动流体饱和度控制，因此可动流体饱和度是致密油储层评价的关键参数之一。

核磁共振实验是获取储层可动流体饱和度的有效方法，是储层评价的重要手段。核磁共振测试本身速度快、成本较低，但是，测试前样品的处理周期长、成本较高，导致其应用的普遍性受到限制。

为此，姜来泽[4]、王道富[5]、王瑞飞[6]、高辉[7]、王为民[8]、李太伟[9]等对不同地区储层进行了可动流体饱和度与孔、渗相关性的分析，发现随着储层物性变差，可动流体饱和度与孔、渗的相关性变差，特别是渗透率小于1×10-3μm2的储层，可动流体饱和度与孔渗相关性很差，像页岩气这样致密的储层，可动流体饱和度与孔、渗无明显相关性[9-12]。致密油储层覆压基质渗透率小于0.1×10-3μm2[1-3]，对应的常规空气法测的渗透率不超过1.0×10-3μm2，因此无法通过孔、渗资料有效预测致密油的可动流体饱和度。本文以合水地区长7致密油储层为例，从核磁共振、恒速压汞和高压压汞原理出发，建立了利用简单易得的高压压汞参数计算储层可动流体饱和度的方法。

1 可动流体饱和度的测定及控制因素

1.1 可动流体饱和度的测定

核磁共振岩心分析法：核磁共振岩心分析法是确定可动流体饱和度最准确、可靠的方法。核磁共振技术利用氢原子核自身的磁性及其与外加磁场相互作用的原理，通过测量岩石孔隙流体中氢核核磁共振弛豫信号的幅度和弛豫速率建立T2谱，来研究岩石孔隙结构的技术[8,13-14]。单位样品核磁共振信号的强弱对应于样品孔隙流体总量，而T2弛豫时间的长短主要取决于岩石表面对孔隙流体作用力的强弱[15]；孔隙越小，氢核与孔壁的碰撞机率越大[14]，T2弛豫时间越短，反之越长，即T2弛豫时间与储层孔、喉半径对应。可见，核磁共振T2谱反映的是储层孔、喉半径及对应孔、喉中流体体积的分布。从油层物理学可知，当孔隙半径小到一定程度后，孔隙中的流体将被毛管力或粘滞力所束缚而无法流动，因此在T2谱上就存在一个界限，当孔隙流体的T2弛豫时间小于某一值(T2截止值)时，流体为不可动流体，反之为可动流体。核磁共振岩心分析技术通过对比模拟地层水饱和时样品的T2谱和离心处理后的T2谱，确定该样品的T2截止值，计算可动流体饱和度。

核磁共振测井：核磁共振测井与核磁共振岩心分析原理一样，也是通过核磁共振技术获取T2谱，再根据T2截止值计算可动流体饱和度，不同地层常具有不同的T2截止值，该值通过室内核磁共振岩心分析确定。

1.2 影响可动流体饱和度的因素

确定可动流体饱和度的影响因素，是深入研究可动流体饱和度的前提。近年来大量研究表明，储层可动流体饱和度主要受黏土矿物充填程度、次生孔隙的发育、微裂缝等几个因素控制[5-8]；也有部分学者认为储层物性是影响可动流体饱和度的一个因素。但是大量实例证明[6-8]，在储层渗透率小于1×10-3μm2时，物性与可动流体饱和度相关性极差，因为孔、渗仅是储层孔隙结构的一种宏观表达，它与可动流体饱和度属于同一层次的储层固有属性[16]，均受孔隙结构控制，两者之间不存在必然的因果关系。

黏土矿物充填程度：黏土的存在，一方面使得储层的孔喉表面极为粗糙，大大增加了储层比表面，使储层孔喉表面与流体间的相互作用增强，导致分布在孔隙壁面上的束缚流体含量很大[17]；另一方面，黏土矿物充填导致孔隙半径减小或喉道变细、曲折迂回甚至消失[7]，增加了微孔隙数量，导致可动流体饱和度降低。

微裂缝：微裂缝不但本身具有较高的可动流体量，还能够沟通孔隙，增加基质孔隙的可动流体量[8,18]，在微裂缝发育区，可动流体饱和度常异常高。如合水地区Zh40井区Zh86-20井1 718.80～1 719.01 m处，微裂缝发育良好，其基质渗透率仅为0.04×10-3μm2，孔隙度也只有4.37%，但可动流体饱和度却高达55.21%[8]。

次生孔隙的发育：次生孔隙的发育可增加孔隙的连通性，为孔隙间提供更多的渗流通道，改善特低渗透砂岩储层的渗流能力，从而提高可动流体含量[5,7]。

可动流体饱和度是指被模拟地层水饱和后，在一定的离心力作用下(200 psi)，可流出流体占总流体的百分数；不能流出的部分为束缚流体饱和度，主要受毛细管力和岩石颗粒表面的吸附作用控制。毛细管压力约束的流体量直接由孔隙结构确定，除黏土矿物因比表面大、带表面电荷而吸附能力强以外，常见岩石颗粒表面吸附能力相似且弱，因此黏土矿物含量及其分布是控制可动流体饱和度的另一个因素。熊伟[19]通过对西峰长8和大庆外围扶杨低渗油藏储层物性与可动流体饱和度研究进一步证实，对于特定储层，可动流体饱和度主要受孔隙结构和黏土矿物含量控制。像墨西哥湾低阻砂岩那些黏土矿物含量较低的砂岩储层，孔隙结构是控制可动流体饱和度最主要的因素[20]。前面提到的微裂缝和次生孔隙的发育均是直接影响孔隙结构的因素，从而间接控制可动流体饱和度。黏土矿物的发育一方面通过影响孔隙结构间接控制可动流体饱和度，像伊利石这种黏土矿物对储层孔隙结构的影响尤为明显；另一方面通过吸附流体直接影响可动流体饱和度。由此可见，影响可动流体饱和度的直接因素只有孔隙结构和黏土矿物含量2个因素，且以孔隙结构为绝对主要因素。

2 压汞计算可动流体饱和度的原理

恒速压汞和常规压汞是研究孔隙结构的2种主要方法，实验的基本原理相同，均以非润湿相汞作为驱替流体来测量毛管压力[21]。常规压汞法以毛细管束模型为基础，假设多孔介质由直径大小不同的毛细管束组成；恒速压汞假设多孔介质由直径大小不同的喉道和孔隙构成[22]。因此恒速压汞较之普通压汞的优点在于它能准确直接测量孔隙和喉道的大小及分布，而普通压汞技术则是通过压汞曲线求得孔喉的笼统信息[23]。恒速压汞和高压压汞曲线均是对孔隙结构的综合反映，核磁共振T2谱也与孔隙结构直接相关[24-28]，它们三者之间存在内在的相关性，许多学者还提出了利用T2谱建立压汞曲线的方法[20,24-26,28-29]。由于可动流体饱和度可由T2谱计算得到，且主要控制因素为孔隙结构，因此与压汞曲线必然存在密不可分的关系。

鄂尔多斯盆地古生界石盒子组和中生界延长组低渗储层研究实例表明，主要压汞参数与可动流体饱和度具有很好的相关性[6,13,30-31]。但少有人开展致密油储层可动流体饱和度与压汞参数的关系研究，为此，本次选取了鄂尔多斯盆地合水地区长7致密油的8个样品进行核磁共振和恒速压汞分析。结果表明可动流体饱和度与孔隙度、平均孔隙半径及喉道进汞饱和度之间没有明显的相关性(图1a,图2a,h)，与渗透率、平均喉道、平均孔喉比、微观均质系数相关性差(图1b,图2b,d,e)，与主流喉道半径和孔隙进汞饱和度相关性较好(图2c,j)，与中值压力、阈压和总进汞饱和度的相关性十分好(图2f,g,i)，因此可以根据可动流体饱和度与中值压力、阈压和总进汞饱和度的拟合公式来计算可动流体饱和度。由于只有物性相对较好的致密油储层进汞饱和度才能超过50%，故利用中值压力计算可动流体饱和度存在明显的缺陷；而恒速压汞(包括高压压汞)的阈压易受测试样品切面形态影响而产生麻皮效应，影响可动流体饱和度的计算精度，因此只有恒速压汞总进汞饱和度是计算可动流体饱和度的理想参数。合水地区长7致密可动流体饱和度的计算公式为：

SD=5.486 7e0.037 5SHg

式中：SD为计算可动流体饱和度；SHg为恒速压汞总进汞饱和度。

但是，由于恒速压汞成本高、实验周期长，直接利用恒速压汞总进汞饱和度计算可动流体饱和度的做法得不偿失。高压压汞与恒速压汞测试原理相同，高压压汞虽然不能像恒速压汞一样将喉道与孔隙区分开来，但是高压压汞曲线包含了恒速压汞总进汞曲线。何顺利[22]通过平行样恒速压汞和高压压汞曲线对比分析发现，相同压力条件下，由于高压压汞实验速度较快，存在一定的滞后效应，高压压汞进汞饱和度相对略低，即要获得与恒速压汞相同的进汞饱和度，需要相对更高的压力(高0.5～1 MPa)[22]。恒速压汞的最高压力为6.2 MPa，考虑到高压压汞的滞后效应和对应高压压汞饱和度的易读取性，建议取高压压汞7.0 MPa时的进汞饱和度代替恒速压汞总进汞饱和度，即合水地区长7致密油储层可动流体饱和度的计算公式为：

SD=5.486 7e0.037 5SHg7

式中：SHg7为高压压汞7.0 MPa时的进汞饱和度。

3 可动流体饱和度计算及其特征

依据相同样品的恒速压汞和核磁共振测试结果，建立可动流体饱和度与恒速压汞总进汞饱和度的关系，拟合可动流体饱和度计算公式，读取高压压汞7.0 MPa时的进汞饱和度，代入拟合得到的公式，来计算不同井的可动流体饱和度。合水地区长7致密油储层66个样品可动流体饱和度计算结果表明，最小可动流体饱和度为21.6%，最高为67.1%，平均40.2%；计算的可动流体饱和度与孔隙度和渗透率相关性差，与高压压汞中值压力和排驱压力相关性较好(图3)，这与前面可动流体饱和度与压汞参数相关性的认识一致。根据国内外油气田开发生产的经验，如果仅以可动流体饱和度高低为标准，可以将储层划分为5类[32](表1)，合水地区Ⅰ类储层占1.5%，Ⅱ类储层18.2%，Ⅲ类储层47.0%，Ⅳ类储层33.3%；主要为Ⅲ类和Ⅳ类储层，其次为Ⅱ类储层(图4)。

图1 合水地区长7致密油储层物性与可动流体饱和度相关关系

图2 合水地区长7致密油可动流体饱和度与恒速压汞主要参数相关关系

图3 计算可动流体饱和度与高压压汞参数关系

可动流体饱和度/%储层分类>65Ⅰ(好)50～65Ⅱ(较好)35～50Ⅲ(中等)20～35Ⅳ(较差)<20Ⅴ(很差)

图4 合水地区长7致密油储层计算可动流体饱和度分布

4 结论

(1)致密油储层可动流体饱和度是致密油评价的关键参数之一，与孔隙度、渗透率相关性差,主要受孔隙结构控制。

(2)核磁共振T2谱、恒速压汞曲线和高压压汞曲线均是孔隙结构的反映，具有内在的一致性。依据可动流体饱和度与恒速压汞总进汞压力极强的相关性，建立了利用恒速压汞总进汞饱和度计算可动流体饱和度的公式；并依据恒速压汞与高压压汞的关系，提出了利用高压压汞7.0 MPa时进汞饱和度计算可动流体饱和度的方法。

(3)依据提出的可动流体饱和度计算方法，预测了合水地区长7致密油储层的可动流体饱和度，结果表明平均可动流体饱和度为40.2%，主要为Ⅲ类和Ⅳ类储层，其次为Ⅱ类储层。

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(编辑 徐文明)

A method of determining movable fluid saturation of tight oil reservoirs: A case study of tight oil reservoirs in seventh member of Yanchang Formation in Heshui area

Yu Jian1, Yang Xiao1, Li Bin1, Liu Xiaojing1, Tian Jianfeng2

(1.ReservoirEvaluationOffice,PetroChinaChangqingOilfieldCompany,Xi’an,Shaanxi710021,China; 2.SchoolofEarthSciencesandEngineering,Xi’anShiyouUniversity,Xi’an,Shaanxi710065,China)

The movable fluid saturation is one of the key factors in tight oil evaluation, and can be tested accurately by nuclear magnetic resonance (NMR) technology. The high cost and long cycle prohibited the widespread use of NMR technology to determine movable fluid saturation. The testing principles of NMR, constant-speed mercury injection and high-pressure mercury injection indicated that the relaxation time distributions, constant-speed mercury injection curves and high-pressure mercury injection curves are the reflections of pore structures and have the ingenerate consistency. The movable fluid saturations and total mercury saturations of the same samples were tested by NMR and constant-speed mercury injection respectively. Correlation between the movable fluid saturation and the total mercury saturation was closely strong. The movable fluid saturation can be calculated from total mercury saturation. Considering the similarity between total mercury saturation of constant-speed mercury injection and mercury saturation at 7.0 MPa of high-pressure mercury injection, a method to determine movable fluid saturation of tight oil reservoirs was proposed based on high-pressure mercury injection data. The calculation results indicated that the tight oil reservoirs, with high movable fluid saturation, are mainly type-Ⅲ and type-Ⅳ reservoirs, followed by type-Ⅱreservoir.

movable fluid saturation; pore structure; NMR; constant-speed mercury injection; high-pressure mercury injection; tight oil; Heshui area

1001-6112(2014)06-0767-06

10.11781/sysydz201406767

2013-06-01；

2014-10-09。

喻建(1965—)，男，博士，高级工程师，从事盆地油气地质综合研究工作。E-mail: yj_cq@petrochina.com.cn。

国家自然科学基金项目(41202105) 资助。

TE122.2+21

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