华庆油田低渗透砂岩储层可动流体饱和度及其影响因素

屈雪峰，孙 卫，雷启鸿，黄 海，霍 磊

(1.长庆油田分公司 勘探开发研究院，陕西 西安 710018； 2.大陆动力学国家重点实验室，陕西 西安 710069；3.西北大学 地质学系，陕西 西安 710069； 4.西安石油大学 石油工程学院，陕西 西安 710065)



华庆油田低渗透砂岩储层可动流体饱和度及其影响因素

屈雪峰1，孙 卫2,3，雷启鸿1，黄 海4，霍 磊2,3

(1.长庆油田分公司 勘探开发研究院，陕西 西安 710018； 2.大陆动力学国家重点实验室，陕西 西安 710069；3.西北大学 地质学系，陕西 西安 710069； 4.西安石油大学 石油工程学院，陕西 西安 710065)

摘要：利用核磁共振、铸体薄片、恒速压汞等实验资料分析华庆油田长81储层可动流体赋存特征及影响因素。结果表明：不同物性岩心的T2谱形态表现为3种类型；可动流体饱和度低且级差较大，可动流体孔隙度非均质性强于可动流体饱和度，渗透率对可动流体参数的敏感性显著强于孔隙度；矿物成分成熟度、胶结及溶蚀作用是可动流体赋存特征的重要影响因素，面孔率是影响可动流体赋存特征的关键参数；喉道具有连通性与储集性，喉道结构特征是引起微观孔隙结构内部非均质性的关键因素，喉道结构特征的优劣直接体现在喉道的结构形态、分布尺度、大小、类型、分选性方面。喉道半径及结构特征制约着可动流体赋存特征。

关键词：可动流体赋存特征；非均质性；喉道结构特征；长81储层；华庆油田

屈雪峰,孙卫,雷启鸿,等.华庆油田低渗透砂岩储层可动流体饱和度特征及影响因素研究[J].西安石油大学学报(自然科学版),2016,31(2):93-98.

QU Xuefeng,SUN Wei,LEI Qihong,et al.Study on saturation of movable fluid in the Low-permeability sandstone reservoirs of huaqing oilfield and its influencing factors[J].Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition),2016,31(1):93-98.

引言

可动流体饱和度测试是基于核磁共振技术测定T2弛豫时间、表征孔隙结构响应参数及流体在孔隙中赋存特征的有效手段，可以更为直观、快速地评价孔隙结构特征的优劣及油气可采程度[1-6]。为了更有效地应用可动流体饱和度表征储层，研究者在微观孔隙结构与可动流体饱和度反演、两相或多相流体的可动性、T2值求取、可动流体影响因素等方面作了许多研究[1-11]，发现不同储层类型、不同地区的可动流体饱和度具有鲜明的个性特征。其研究成果为提高储层开发水平提供了许多借鉴，但目前涉及华庆油田长81储层可动流体赋存特征的研究甚少。本文借助物性、核磁共振、恒速压汞、铸体薄片等资料，开展对华庆油田长81储层可动流体赋存特征影响因素研究。

1基础地质特征

华庆地区位于甘肃省陇东地区华池县境内，处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带中部的西侧(图1(a))。延长组长81时期为浅水湖泊三角洲沉积体系，水下分流河道砂体为主要油气储集体[10](图1(b))。研究区长81储层岩性以灰黑色的中-细粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，主要孔隙类型为粒间孔，其次为长石溶孔；胶结物以绿泥石、伊利石、碳酸盐为主。长81段储层现今成岩期次主要为中成岩A期的晚期，部分进入中成岩B期的早期[10]；含油单砂体厚度主要在3～7 m，平均含油饱和度为45.7%，平均孔隙度11.02%，平均渗透率1.26×10-3μm2，平均面孔率3.22%，属于典型的低渗透储层[1]。

图1　研究区的位置与沉积微相Fig.1　Location and sedimentary facies distribution of the study area

2可动流体赋存特征

通过核磁共振实验，得到长81储层样品测试结果(表1)。

2.1T2谱形态分析

图2中T2谱特征显示，8块样品T2谱频率曲线形态整体呈现双峰态，以T2截止值13.895 ms为界线，可分为A、 B型2类。 A型即左峰高右峰低型，主峰位于T2截止值的左侧(样品3#、4#、5#、6#、7#、8#)；B型即右峰高左峰低型，主峰在T2截止值的右侧(样品1#、2#)。7#样品右峰不明显，可视为主峰在T2截止值左侧的左单峰型。

表1　核磁共振可动流体实验测试结果

注：Φ为气测孔隙度，K为气测渗透率，Sm为可动流体饱和度，Φm为可动流体孔隙度。Φm=Sm×Φ/100。

图2　饱和水状态下核磁共振T2谱的频率分布Fig.2　Frequency distribution of NMR T2 spectra of cores in the water-saturated state

2.2可动流体饱和度参数及物性响应

依照SY/T 6490-2000[1]和SY/T6285-2011行业标准[11]，由表1与图3可知，物性与Sm及Φm均呈现正相关关系。Φ与Sm及Φm的相关系数(R2)分别为0.212 6、0.369 3(图3(a))，反映Φ对Sm及Φm的敏感性不强；K与Sm及Φm的相关系数(R2)分别为0.971 4和0.949 3(图3(b))，反映K对Sm及Φm的敏感性强。以上分析表明，具有较好储集空间的砂体Sm并不高，孔隙度不是Sm大小的主要响应参数,如：4#样品Φ为12.39%、Sm为39.35%，1#样品Φ为12.40%、Sm为75.75%。整体渗透性愈好，Sm愈高，渗透率是Sm大小的主要响应参数,如：1#样品K为5.376×10-3μm2、Sm为75.75%,8#样品K为0.138×10-3μm2、Sm为19.27%。

图3　核磁共振可动流体参数与岩心物性的相关关系Fig.3　Relationships between the NMR parameters of movable fluid in cores and the physical property parameters of the cores

3孔隙发育特征对可动流体饱和度的响应

由表2可知，长81储层8块样品粒间孔对面孔率的贡献率(57.81%)高于次生溶孔的贡献率(35.75%)，即长81段是以粒间孔为主的储层。溶孔中长石溶孔为主，岩屑溶孔少，镜下易溶颗粒多以表面溶蚀与粒缘溶蚀为主，溶蚀作用显著地增加了有效孔隙的连通性。粒缘溶孔与粒间孔组合的孔隙半径大，一般在20~110 μm，少量高达120 μm以上，可见极少量铸膜溶孔。

由表2可知华庆油田长81储层面孔率较低，孔隙类型以粒间孔和长石溶孔为主，其次是岩屑溶孔和晶间孔，发育少量微裂缝，表明储层的原生粒间孔受压实、胶结等成岩作用破坏严重，后期溶蚀作用增大了储层的孔隙。

表2　铸体薄片中孔隙参数与可动流体饱和度的关系

图4显示，粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔的大小与可动流体饱和度呈较好的正相关性，相关系数R2分别为0.821 5、0.236 4、0.101 1，说明粒间孔、溶蚀孔越发育可动流体饱和度越高，并且粒间孔含量与可动流体饱和度相关性最强，岩屑溶孔与可动流体饱和度之间相关性较弱。同样作类似相关性分析，由表2可知，岩样面孔率与Sm具有良好的正相关性(R2=0.885 6)，粒间孔面孔率贡献率与Sm具有良好的正相关性(R2=0.734 2)，而长石溶孔、岩屑溶孔、晶间孔的面孔率贡献率与Sm呈负相关性，相关系数R2分别为0.595 5、0.544 8、0.755 8。

图4　核磁共振可动流体参数与不同类型孔隙面孔率的相关关系Fig.4　Relationships between the NMR parameters of movable fluid and the area ratio of different kinds of pore

4微观喉道结构特征对可动流体饱和度的响应

研究认为[8,10,15-17]，鄂尔多斯盆地低渗透储层微观孔隙结构特征及微观非均质性的差异主要由于喉道结构特征差异引起。镜下资料显示，岩石颗粒呈点-线接触，喉道类型主要为弯片状、片状、管束状，部分被胶结物或杂基“堵塞”，有效的溶孔之间连通程度较差。研究区8块样品的恒速压汞实验结果显示：华庆油田长81储层喉道半径主要介于0.1~1.0 μm，喉道半径对渗透率贡献较大的主要分布在0.10~0.70 μm和0.75~1.50 μm。

4.1喉道分布特征及渗流率贡献能力

流体在岩石空隙中的赋存、渗流能力受孔隙和喉道共同制约[2,4,9]。通过统计样品可动流体饱和度与喉道半径加权平均值与孔喉半径比平均值关系，探索影响华庆地区长81储层可动流体赋存与喉道发育的关系。由图5可知，8块样品的喉道半径的频率曲线分布形态整体呈现单峰，偏细歪度；7#号样品喉道半径对渗透率贡献的频率曲线分布形态呈现双峰态，4#号样品呈现弱双峰态，其他为单峰态，1#、2#、3#号样品偏粗歪度，其他为偏细歪度。

图5　研究样品喉道分布特征与其对渗透率贡献能力Fig.5　Distribution characteristic of different throat size pore and contribution of them to core permeability

4.2喉道半径加权平均值对可动流体饱和度的响应

从图6可知，喉道半径加权平均值介于0.309~0.752，平均0.514，其与Sm呈较强的正相关性(R2=0.671 1)。喉道半径越大，对应储层的孔隙连通程度越强，孔隙中的流体越容易流动，可动流体饱和度则越高。

4.3孔喉半径比对可动流体饱和度的响应

从图6可知，有效孔喉半径比加权平均值介于295.60~670.10，平均值为443.19，与Sm呈较强的负相关性(R2=0.692 2)。表明孔喉半径比加权平均值越大，孔喉分布不均匀且半径差异大，即孔喉体积差异大，连通储层有效孔隙的喉道数少，流体易被束缚在孔隙中；喉道半径越小，喉道对流体束缚力越强，流体在储层孔隙中渗流的阻力越大，若孔隙体积与喉道体积均不大且喉道半径小，喉道分布较为集中，分选性较好，引起孔喉半径比加权平均值不大，其对应的Sm不高。

图6　核磁共振可动流体参数与喉道参数的相关关系Fig.6　Relationships between the NMR parameters of movable fluid and the throat parameters of pore in cores

5结论

(1)不同物性样品的T2谱形态主要表现为双峰态，典型峰态类型为：左峰高右峰低型，主峰位于T2截止值的左侧(3#、4#、5#、6#、7#、8#样品)；右峰高左峰低型，主峰在T2截止值的右侧(1#、2#样品)。7#样品右峰不明显，可视为主峰在T2截止值左侧的左单峰型。

(2)储层物性和可动流体饱和度具有一定相关性，影响较大的因素是渗透率。物性相近的储层对应着不同可动流体饱和度，即可动流体饱和度受许多微观地质因素的影响。

(3)粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔的大小与可动流体饱和度呈正相关性，相关系数R2分别为0.821 5、0.236 4、0.101 1，粒间孔是影响可动流体饱和度的主要孔隙类型，喉道结构特征是引起微观孔隙结构内部非均质性的关键因素，喉道半径及结构特征制约着可动流体的赋存特征、流体渗流能力及油气采收率。

参 考 文 献：

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责任编辑：王辉

Study on Saturation of Movable Fluid in the Low-permeability Sandstone Reservoirs of Huaqing Oilfield and Its Influencing Factors

QU Xuefeng1,SUN Wei2,3,LEI Qihong1,HUANG Hai4,HUO Lei2,3

(1.Research Institute of Exploration and Development,Changqing Oilfield Company,Xi'an 710018,Shaanxi,China；2.National Key Laboratory of Continental Dynamics,Xi'an 710069,Shaanxi,China；3.Department of Geology,Northwest University,Xi'an 710069,Shaanxi,China；4.College of Petroleum Engineering,Xi'an Shiyou University,Xi'an 710065,Shaanxi,China)

Abstract:The existing characteristics and the influencing factors of the movable fluid in the low-permeability sandstone reservoir of the first layer of the eighth member of Yanchang Formation in Ordos Basin are analyzed based on nuclear magnetic resonance,casting thin section and constant-speed mercury injection data.The results show that there are three types of T2 spectral patterns of the samples with different physical properties;the movable fluid saturation is relatively low and its range is wide,the heterogeneity degree of the movable fluid porosity is stronger than that of the movable fluid saturation,and the sensitivity of reservoir permeability to the movable fluid parameters is higher than that of reservoir porosity;the compositional maturity cementation and dissolution of the minerals are the most important influence factors of the existing characteristics of movable fluid in the reservoirs,and surface porosity is the key parameter to influence the existing characteristics of movable fluid;the throat has connection and storage capacity,the structural characteristics of throat is the key factor to influence the heterogeneity of the micro-pore structure,and its advantages and disadvantages can be reflected directly by the structure,the size distribution,the size,the type and the sorting of the throat.The radius and the structural features of throat restrict the existing characteristics of movable fluid.

Key words:movable fluid existing characteristic;heterogeneity；structural characteristic of throat；Chang 81 reservoir;Huaqing Oilfield

文章编号：1673-064X(2016)02-0093-06

文献标识码：A

DOI：10.3969/j.issn.1673-064X.2016.02.015

中图分类号：TE132.2

作者简介：屈雪峰(1972-)，女，高级工程师,主要从事石油开发、石油地质等研究。E-mail：qxf_cq@petrochina.com.cn

基金项目：国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”(编号：2011ZX05044)；陕西省科技统筹创新工程计划项目(编号：2015KTCL01-09)；陕西省教育厅科研计划项目(编号：15JS086)

收稿日期：2015-06-10