恒速压汞技术在致密砂岩储层微观孔隙空间刻画中的应用——以鄂尔多斯盆地中部中二叠统石盒子组盒8段为例

陈大友，朱玉双，夏　勇，王少飞，冯炎松，何　鎏，艾庆琳，薛云龙

(1.西北大学 地质学系/大陆动力学国家重点实验室, 陕西 西安　710069;2.中国石油长庆油田分公司 勘探开发研究院, 陕西 西安　710018)



·地球科学·

恒速压汞技术在致密砂岩储层微观孔隙空间刻画中的应用
——以鄂尔多斯盆地中部中二叠统石盒子组盒8段为例

陈大友1，朱玉双1，夏勇2，王少飞2，冯炎松2，何鎏2，艾庆琳2，薛云龙2

(1.西北大学 地质学系/大陆动力学国家重点实验室, 陕西 西安710069;2.中国石油长庆油田分公司 勘探开发研究院, 陕西 西安710018)

运用恒速压汞技术,对致密砂岩储层微观孔隙空间展开深入刻画,并分析了微观孔隙空间分布与储层物性的关系。结果表明，研究区致密砂岩储层孔隙半径的差异不明显,基本分布于75～225 μm;孔隙半径与储层物性相关性不显著;物性较好的储层,有效孔隙体积大,储集能力较高。喉道半径分布随渗透率的不同而差异较大,大多数喉道半径小于6 μm,当渗透率较低时,喉道半径较小且集中分布,随着渗透率的增大,喉道半径分布逐渐变宽,峰值处的喉道半径逐步变大,且小喉道含量逐渐降低,大喉道含量升高;喉道半径与储层物性的相关性较好,是储层物性的主控因素;随着渗透率的升高,小喉道对渗透率的贡献率逐渐降低,而大喉道对渗透率的贡献率逐步升高。孔喉半径比分布于10～1 400,整体较大,对储层的产出不利。

孔隙空间;储层物性;恒速压汞;致密砂岩;盒8段;鄂尔多斯盆地

储层微观孔隙空间由孔隙和喉道两部分组成[1-2],是油(气)在储层中的储集空间和运移通道,孔隙空间的展布直接影响着储层物性。与常规油气储层相比,致密砂岩储层的孔隙空间展布更为复杂[3-4],对储层物性的影响更加关键。因此，储层微观孔隙空间的刻画是致密砂岩储层研究的重要内容之一。作为常用的储层微观孔隙空间研究手段,常规压汞技术难以区分孔隙与喉道[5-6]，对孔隙空间的刻画有其局限性,而恒速压汞技术采用准静态进汞的方法,能够有效划分孔隙和喉道[7-12],是较为先进的孔隙空间测试手段。该文选用鄂尔多斯盆地中部上古生界盒8段致密砂岩样品进行恒速压汞测试,对其孔隙、喉道及孔喉比等特征展开深入刻画,分析了微观孔隙空间分布与储层物性的关系，旨在揭示致密砂岩储层微观孔隙空间分布的特征，并为该类储层实现全面准确的储层评价提供依据。

1　恒速压汞实验简介及样品选择

1.1实验简介

恒速压汞实验是一种先进的储层微观孔隙空间检测技术,是由Yuan.H.H等人[13]首先提出并发展应用的。与常规压汞技术不同,恒速压汞技术以极低的速率将汞注入岩石孔隙空间,当汞从孔隙进入喉道时,注入压力逐渐升高,到达一定程度时,注入压力高于喉道处的毛细管力,汞突破喉道的限制进入下一个孔隙,压力瞬间回落,并进入下一个压力涨落的循环,利用相关设备记录进汞压力的涨落变化及注入汞的体积,从而识别出孔隙和喉道,并得出孔隙和喉道的大小及分布。

本次实验采用美国Coretest Systems公司生产的ASPE-730型恒速压汞实验设备,实验过程是:①选取需要进行恒速压汞测试的典型样品;②钻取直径为2.54 cm，高约1 cm的圆柱体样品;③将样品放置于恒速压汞实验设备,以极低的速率注入汞,计算机通过相关设备记录压力变化及注入汞体积等参数,并进行数据处理;④当压力达到约6.2 MPa时,实验结束。

实验中,汞的界面张力为485 mN/m,接触角为140°，最高进汞压力约为6.2 MPa,根据毛管力与毛管半径的关系式(r=2σcosθ/p),计算出实验可测的最小喉道半径为0.12 μm。因此，该研究刻画了半径大于0.12 μm的可测喉道及其连通的孔隙。

1.2样品选择

进行本次恒速压汞测试的10块样品取自于鄂尔多斯盆地中部的高桥地区上古生界盒8段。高桥地区尚处于开发早期,面积约5 000 km2。区内盒8段为辫状河三角洲前缘沉积,发育水下分流河道、分流间湾、河口坝及水下天然堤等沉积微相,是该区主力产气层系之一。盒8段可分为盒8上与盒8下两个亚段,区内产气砂体多分布于盒8下亚段。盒8段砂岩岩性致密,为一套典型的致密砂岩储层。

样品选取时,主要以控制全区、不同物性大小均有分布和多取主力产气亚段为原则,选取典型样品。10块测试样品对研究区全区进行控制,3块样品选自盒8上亚段,7块样品选自盒8下亚段。样品孔隙度分布于3.10%～9.85%,平均为6.98%,渗透率介于0.05×10-3～2.21×10-3μm2,平均值为0.46×10-3μm2,其中6块样品渗透率小于0.3×10-3μm2,3块样品渗透率处于0.3×10-3～1×10-3μm2,1块样品渗透率大于1×10-3μm2。薄片鉴定表明,样品岩性为岩屑砂岩和岩屑石英砂岩,粒度从中—细粒到巨—粗粒均有分布。样品具体信息见表1。

表1　恒速压汞测试样品统计表

2　孔隙特征分析

恒速压汞测试表明,10块样品的孔隙半径基本分布于75～225 μm,孔隙半径的分布范围与渗透率关系不明显。大多数样品的孔隙半径呈单峰状分布,而少数样品(2号样品、7号样品和8号样品)呈现双峰状分布,峰值处孔隙半径基本分布于100～150 μm(见图1)。

图1　恒速压汞测试的孔隙半径分布Fig.1　Distribution of pore radius in the constant-rate mercury injection

将孔隙半径进行加权平均,可得平均孔隙半径。测试样品的平均孔隙半径介于116.05～158.07 μm,由平均孔隙半径与物性的相关关系(见图2)可以看出,随着孔隙度和渗透率的增大,平均孔隙半径变化无明显的规律性,即平均孔隙半径与物性几乎没有相关性。

图2　平均孔隙半径与物性的相关关系Fig.2　The relation between average pore radius and physical property

有效孔隙体积反映了砂岩的储集能力,单位体积内有效孔隙体积越高,其储集能力也越好。图3为单位体积岩样有效孔隙体积与物性的相关关系。由图3可以看出,随着孔隙度和渗透率的增大,单位体积岩样的有效孔隙体积也随之增大,这说明物性较好的致密砂岩,其储集能力也较高。

图3　单位体积岩样有效孔隙体积与物性的相关关系Fig.3　The relation between effective pore volume and reservoir property per unit volume of sample

3　喉道特征分析

根据恒速压汞测试,不同渗透率的样品,其喉道半径分布范围明显不同。图4为10块样品的喉道半径分布图。由图4可以看出,喉道半径分布随渗透率的不同而差异较大,大多数喉道半径小于6 μm。当样品渗透率小于0.1×10-3μm2时, 其喉道半径多小于0.5 μm, 喉道半径分布范围窄, 小喉道分布频率高; 当样品渗透率处于0.1×10-3～0.5×10-3μm2时,喉道半径分布范围有所变宽,一般小于1.5 μm;当样品渗透率大于0.5×10-3μm2时,喉道半径分布范围显著变宽,从小于1.5 μm到大于1.5 μm均有分布,但除了渗透率较高的10号样品有少量喉道半径大于6 μm,大多喉道半径都小于6 μm。整体而言,当渗透率较低时,喉道半径较小且分布集中,随着渗透率的增大,喉道半径分布逐渐变宽,峰值处的喉道半径逐步变大,且小喉道含量逐渐降低,大喉道含量升高。

图4　恒速压汞测试的喉道半径分布Fig.4　Distribution of throat radius in the constant-rate mercury injection

测试样品的平均喉道半径介于0.29～4.47 μm,将平均喉道半径与物性进行相关性分析(见图5),结果表明,平均喉道半径与孔隙度、渗透率都有一定的相关性。与孔隙度相比,平均喉道半径与渗透率的相关性更好，这说明喉道半径对渗透率的控制性更强。

对比分析测试样品的孔隙、喉道和物性的关系可以发现,对于致密砂岩储层而言,孔隙大小对物性影响较弱,而喉道大小对物性影响较强,起主要控制作用。

图6为不同样品喉道对渗透率贡献的变化曲线,当样品渗透率小于0.1×10-3μm2时,其渗透率大多由小于0.5 μm半径的喉道所贡献;当样品渗透率处于(0.1～0.5)×10-3μm2时,贡献渗透率的喉道变宽,且大多由0.5～1.5 μm的喉道所贡献;当样品渗透率大于0.5×10-3μm2时,贡献渗透率的喉道分布变得更为广泛。由此可见,随着渗透率的升高,致密砂岩小喉道对渗透率的贡献率逐渐降低,而大喉道对渗透率的贡献率逐步升高。

图6　喉道对渗透率的贡献Fig.6　Contributions of throat to permeability

4　孔喉配置关系分析

恒速压汞测试可以取得孔喉半径比的分布情况,其反映了孔喉的配置关系。图7为10块样品的孔喉半径比分布,孔喉比分布于10～1 400。当渗透率较小时,孔喉半径比分布范围较广,从50到1 400都有一定的分布,且峰值处孔喉半径比往往大于600；随着渗透率的变大,孔喉半径比分布逐渐变得集中,其分布值也随之变小,部分样品孔喉半径比甚至在比值为10处有分布。

图7　恒速压汞测试的孔喉半径比分布Fig.7　Distribution of pore-to-throat radius ratio in the constant-rate mercury injection

当孔喉半径比较大时，大孔隙由小喉道连接,在贾敏效应的影响下,孔隙中的油(气)难以通过喉道；而孔喉半径比较小时,大孔隙由大喉道连接,油(气)相对易于通过喉道。总体而言,与常规储层相比,致密砂岩储层的孔喉比较大,对储层的产出不利，因而在开发过程中往往需采用压裂等工艺措施，改善储层孔喉配置。

5　结　论

1)研究区致密砂岩储层孔隙半径的差异不明显，基本分布于75～225 μm;孔隙半径与储层物性相关性不显著;物性较好的储层,有效孔隙体积大,储集能力较高。

2)致密砂岩储层的喉道半径随渗透率的不同而差异明显,大多数小于6 μm,当渗透率较低时,喉道半径较小且集中分布,随着渗透率的增大,喉道半径分布逐渐变宽,峰值处的喉道半径逐步变大,且小喉道含量逐渐降低,大喉道含量升高;喉道半径与储层物性的相关性较好,是储层物性的主控因素;随着渗透率的升高,小喉道对渗透率的贡献率逐渐降低,而大喉道对渗透率的贡献率逐步升高。

3)致密砂岩储层的孔喉半径比分布于10～1 400,整体较大,对储层的产出不利。

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(编辑雷雁林)

Application of constant-rate mercury penetration technique in description of microscopic pore space of tight sandstone reservoir:A case of the He 8 of Middle Permian Shihezi Formation in the middle of Ordos Basin

CHEN Da-you1, ZHU Yu-shuang1, XIA Yong2, WANG Shao-fei2, FENG Yan-song2, HE Liu2, AI Qing-lin2, XUE Yun-long2

(1.Department of Geology/State Key Laboratory of Continental Dynamics, Northwest University, Xi′an 710069, China; 2.Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Changqing Oilfield Company, CNPC, Xi′an 710018， China)

A constant-rate mercury technology was used to unfold microscopic pore space of tight sandstone reservoir, and the relationship between the microscopic pore space distribution and reservoir physical was analyzed. The results show that the discrepancy of pore radius of tight sandstone reservoir is not obvious, the distribution of pore radius is 75～225 μm, so the correlation of the pore radius and reservoir physical is not significant, only the better reservoirs have larger effect of pore volume and higher storing capacity. Throat radius distribution is varied with different permeability, but most of the throat radius is less than 6μm, when permeability is low, throat radius is small and concentrated. With the increase of permeability, throat radius distribution is gradually widened, the peak value of throat radius gradually become larger, and the content of small throat gradually reduces, while large throat increases. It is also found that the main factor that controls reservoir physical is the good correlation of throat radius and the reservoir physical. With the rising of permeability, small throat contribution rate of permeability decreases, while big throat gradually increases. Pore-throat ratio is distributed in the 10～1 400, which is large on the whole and detrimental to the output of the reservoir.

pore space; the reservoir physical property; constant-rate mercury tight sandstone; He 8 section; Ordos Basin

2015-04-07

国家科技重大专项基金资助项目(2008ZX05013-005);西北大学研究生自主创新基金资助项目(YZZ13012)

陈大友，男，甘肃通渭人，博士生，从事油气田地质与开发研究。

TE122.2

A

10.16152/j.cnki.xdxbzr.2016-03-021