基于恒速压汞技术的致密砂砾岩储集空间刻画

杨少英

(大庆油田有限责任公司 海拉尔石油勘探开发指挥部，内蒙古 呼伦贝尔，021000)

基于恒速压汞技术的致密砂砾岩储集空间刻画

杨少英

(大庆油田有限责任公司 海拉尔石油勘探开发指挥部，内蒙古 呼伦贝尔，021000)

利用恒速压汞技术分析松辽盆地徐家围子断陷沙河子组致密砂砾岩的储集空间特征，明确孔隙和喉道的大小、分布、连通性以及与储层物性的关系。结果表明，砂砾岩孔隙半径的分布100～200 μm，形态呈单峰状，孔隙半径与孔隙度、渗透率均呈较弱的正相关关系，表明孔隙对物性具有一定控制作用，但不是很显著。喉道半径分布的离散程度较高，随着渗透率的增大，喉道半径的分布区间和峰值呈增大趋势，但不超过5 μm。喉道半径与储层孔隙度的关系不显著，与储层渗透率明显呈现正相关关系，即喉道半径对砂砾岩储层的致密和渗流能力具有绝对控制作用。砂砾岩储层孔喉连通性差，孔喉比分布在20～600。有利储层的喉道半径多数大于0.5 μm，孔喉比多数小于200。

致密； 砂砾岩； 储层； 孔隙结构； 恒速压汞

致密砂(砾)岩储层在全球广泛分布，截止到2012年，致密砂岩气和致密砂岩油累计资源量达210×1012m3，截止2008年全球致密砂岩气产量约432×108m3，约占全球天然气总产量的七分之一[1-2]，有效地弥补了常规天然气资源枯竭，在全球能源结构中起到举足轻重的作用。孔隙和喉道是碎屑岩储层储集空间的主要组成部分。与常规的油气储层相比，致密储层的孔喉结构复杂，直接影响储层物性、油气富集以及后期开发效果[3-4]。压汞技术是研究储层微观孔隙结构的重要手段[5]，其中，常规压汞法假设储集空间由不同直径的毛细管束组成，无法对孔隙和喉道进行区分，对孔隙空间的刻画有其局限性[6]。恒速压汞法假设储集空间由直径不同的喉道和孔隙构成，采用准静态进汞的方法，通过检测进汞压力的波动，实现孔隙和喉道的有效区分[6]，并能直观地给出孔隙和喉道的分布，更加适合致密储

集层中小孔细喉或细孔微喉的精细刻画。

本文针对松辽盆地徐家围子断陷沙河子组致密砂砾岩储层进行恒速压汞测试，明确孔隙、喉道的大小、分布以及孔喉连通关系，并在此基础上，讨论微观孔隙结构对致密储层孔隙度和渗透率的影响，旨为致密储层精细评价和储层“甜点”的预测提供微观依据。

1 实验部分

1.1 地质构造

徐家围子断陷是松辽盆地深层天然气最富集的地区，构造位置处于松辽北部古中央断隆区的东侧，平面呈NNW展布。下白垩统沙河子组是该区致密砂砾岩气勘探的攻关对象，该段地层西段东超，西侧主要发育扇三角洲沉积体系，东侧主要发育辫状河三角洲沉积体系，湖盆中心发育浅湖-半深湖沉积。致密储层普遍发育，相对高孔深储层主要发育在扇三角洲和辫状河三角洲平原河道、前缘水下分类河道和河口坝微相，构成该区主力的含气层[7-8]。

1.2 实验样品

为确保实验样品具有代表性，岩心选取以控制全区、覆盖不同物性储层、多取主力产气储层为原则。选取10块岩心样品重点刻画，利用岩石学分析显示砾石颗粒主要为凝灰岩、粗面岩、流纹岩和安山岩屑，直径2～10 mm，形状为次棱角-次圆状，线-凹凸接触，分选差、成熟度低。常规物性测试孔隙度介于1.5%～11.3%，渗透率介于0.01～0.23 mD，不仅非常致密，而且孔隙度和渗透率的对应关系差。表1为实验样品参数统计，由表1可知，样品4的孔隙度最高，渗透力反而偏低，样品3、5、8的孔隙度不同，渗透率相差1～2倍。孔隙度-渗透率之间较差的对应关系是砂砾岩处于晚成岩期、原生孔隙大量消耗、储集空间呈片状和管束状、孔隙的迂回程度高的必然结果[3,9-10]。

表1 实验样品参数统计

1.3 实验设备

采用美国Coretest Systems 公司生产的ASPE-730 型恒速压汞仪。ASPE-730采用高精度泵，以接近准静态条件下向岩样品内进汞，根据进汞端弯月面经过不同的微观孔隙形状时发生的自然压力涨落来确定孔隙的微观结构，可将喉道和孔隙分辨开来。

1.4 实验条件

实验在常温下进行，实验的压力为0～6.2 MPa，进汞速率为0.000 05 mL/min，依据样品物性不同，实验周期为2～4 d。图1为恒速压汞测毛管压力与进汞饱和度关系曲线，根据毛管力与毛管半径的关系式(r=2σcosθ/p)，恒速压汞仪所能测量最小喉道与汞液界面张力(σ)、润湿角(θ)和最大进汞压力(p)有关。根据经验，以上三个参数分别取值485 mN/m、140°和6.2 MPa，得到检测的最小喉道半径约为0.1 μm。为此，本文刻画的主要是0.1 μm以上的喉道及其连通的孔隙。

2 孔隙特征分析

图2为恒速压汞测试的砂砾岩样品孔隙半径分布图。由图2可知，实验样品的孔隙半径的分布比较集中，形态主要呈单峰状，孔径半径分布的峰值区间为100～200 μm。同时，不同物性样品的孔隙半径的分布区间没有明显的区别，仅个别孔隙度和渗透率(k)极低的样品(样品10)的孔隙半径略小，峰值区间在80～180 μm。

图1 恒速压汞测毛管压力与进汞饱和度关系曲线

图2 恒速压汞测试的砂砾岩样品孔隙半径分布

对图2中10块样品的孔隙半径和频率进行加权计算，得到测试样品平均孔隙半径的分布区间为120.1～156.5 μm。图3为孔隙对孔隙度和渗透率的影响。由图3可知，随着孔隙度和渗透率的增大，平均孔隙半径呈略微增大的趋势，即平均孔隙半径与储层物性呈较弱的正相关关系。对比图3(a)和图3(b)可知，平均孔隙半径与渗透率之间的相关系数(R2=0.546 9)高于平均孔隙半径与渗透率之间的相关系数(R2=0.325 3)，说明“大孔隙”在一定程度上改善了孔喉的连通性，这主要与“大孔隙”所在砂砾岩储层的抗压实能力强，在成岩过程中更有利于生烃流体进入储集空间进行次生改造有关。

图3 孔隙对孔隙度和渗透率的影响

3 喉道特征分析

图4为10块砂砾岩样品的喉道半径恒速压汞测试结果分布图。由图4可知，储层喉道半径的分布形态呈单峰状，喉道半径最大不超过5 μm，一般为0.2～3.0 μm。喉道半径的分布与渗透率存在密切关系，即当渗透率大于0.1 mD时，喉道半径的分布范围较宽，尺寸变大，喉道半径主要分布在0.5～2.5 μm，平均半径超过1 μm。当渗透率介于0.05～0.10 μm时，喉道半径的分布范围变窄，尺寸也变小，主要分布在0.3～1.5 μm，平均值约为0.5 μm。当渗透率小于0.05 mD时，喉道半径继续变小，主要分布在0.1～1.0 μm，平均为0.3 μm。综上分析，当渗透率较低时，喉道半径较小且发育频率低，随着渗透率的增大，喉道半径分布区间变宽，峰值对应喉道半径变大。

图4 砂砾岩喉道半径分布

Fig.4 Throat radius distribution derived from contstant-ratemercury penetration

对图4中10块样品的喉道半径和频率进行加权计算，得到测试样品平均喉道半径的分布区间为0.45～1.70 μm。图5为平均喉道半径与孔隙度、渗透率关系的曲线。由图5可知，随着孔隙度和渗透率的增大，平均孔隙半径呈增大趋势，表明平均孔隙半径与储层物性呈正相关。对比图5(a)和图5(b)可知，平均喉道半径与孔隙度的相关系数仅为R2=0.168 7，两者相关性较弱，而平均喉道半径与渗透率的相关系数达到R2=0.836 1，两者明显正相关，表明喉道半径明显控制砂砾岩储层的渗流能力。渗流能力是致密油气资源勘探、开发的重要参数，因此，喉道半径是该区致密砂砾岩储层物性最重要的控制因素。

图5 平均喉道半径对孔隙度和渗透率的影响

Fig.5 The relation between average throat radiusand reservoir physical property

4 孔喉连通关系

恒速压汞技术可同时得到孔隙和喉道的进汞曲线，依据两者的变化关系，可确定储层孔喉的连通关系，图6为典型样品恒速压汞孔喉连通关系曲线。

图6 典型样品恒速压汞孔喉连通关系

Fig.6 Pore-throat connectivity of typical sandyconglomerate samples

由图6(a)可知，当喉道半径小于0.5 μm时，孔隙的进汞量很低，无明显的峰值，表明0.5 μm以下的喉道对孔隙的沟通能力很差，靠其连通的孔隙主要表现为不连通的“死孔隙”。相反，当喉道半径超过0.5 μm时，靠其连接的孔隙被有效沟通，进汞量明显增加。图6(b)中测试样品的喉道半径主体在0.5 μm，喉道对孔隙的沟通能力很差，因此，孔隙的进汞量很低，主要表现为喉道进汞。因此，依据恒速压汞测试结果，将砂砾岩中能够有效连通储层孔隙的喉道半径下限确定为0.5 μm。同时，图4中砂砾岩测试样品中(样品6—10)一半以上的喉道半径不足0.5 μm，对应的渗透率低至0.05 mD以下，而当多数喉道半径接近或者超过0.5 μm时(样品1、2)渗透率达到0.1 mD以上，说明0.5 μm作为沟通孔隙的喉道半径下限值是合理的。

孔喉半径比是反映孔喉的配置关系的重要参数。孔喉半径比小，则表明孔隙被较大的喉道连通，孔隙中的流体相对容易突破喉道的毛管阻力，渗透率能力越强。相反，孔隙被较小的喉道连通，在贾敏效应的影响下，孔隙中的流体难以通过喉道。

图7为恒速压汞测试孔喉半径比分布结果，由图7可知，砂砾岩样品孔喉半径比分布于10～600，不同样品孔喉半径比的分布差异较大。孔喉半径比分布范围随渗透率而变化，渗透率越大，孔喉半径比分布范围越窄，数值也越小，主体小于200。相反，渗透率越低，孔喉半径比分布范围越宽，数值也越大，峰值在250～400 μm。根据研究成果，研究区Ⅰ类储层的渗透率大于0.06 mD，致密砂砾岩气勘探成效最高[9]。根据上述标准，图6中样品1—4渗透率超过0.06 mD，属于Ⅰ类储层，这些样品共性特征是孔喉半径比多数小于200，峰值在65～140。

图7 孔喉半径比分布

Fig.7 Pore throat ratio distribution derived fromcontstant-rate mercury penetration

5 结论

(1) 研究区砂砾岩储层异常致密，储集空间由细孔、微喉构成，孔隙半径的分布受储层物性影响较小，孔隙半径主要分布在100～200 μm，形态呈单峰状。喉道的分布区间与渗透率密切相关，随渗透率增大，喉道半径的分布区间增大，大喉道所占比例增大。

(2) 孔隙和喉道对致密储层渗流能力均具有控制作用，前者是控制储层物性的次级因素，后者是主控因素。孔隙主要由半径大于0.2 μm的喉道进行沟通，孔喉半径比小于200的砂砾岩储层对勘探有利。

[1] 杨涛，张国生，梁坤，等． 全球致密气勘探开发进展及中国发展趋势预测[J]． 中国工程科学， 2012，14(6): 64-68． Yang Tao，Zhang Guosheng，Liang Kun，et al． The exploration of global tight sandstone gas and forecast of the development tendency in China[J]．Engineering Science，2012，14(6): 64-68．

[2] 邹才能．非常规油气地质[M]．北京：地质出版社，2011：15-21.

[3] 何文祥，杨乐，马超亚，等． 特低渗透储层微观孔隙结构参数对渗流行为的影响: 以鄂尔多斯盆地长6 储层为例[J]． 天然气地球科学，2011，22(3):477-481． He Wenxiang，Yang Le，Ma Chaoya，et al．Effect of micro-pore structure parameter on seepage characteristics in ultra-low permeability reservoir: A case from Chang 6 reservoir of Ordos Basin[J]．Natural Gas Geoscience，2011，22(3):477-481．

[4] 高辉，宋广寿，高静乐，等．西峰油田微观孔隙结构对注水开发效果的影响[J]．西北大学学报(自然科学版)，2008，38(1):121-125. GaoHui,Song Guangshou,Gao Jingle,et al.The influences of microscopic pore structure on waterflooding effectiveness in Xifeng Oilfield [J].Journal of Northwest University (Natural Science Edition)，2008,38 (1):121-125.

[5] 高辉，解伟，杨建鹏，等．基于恒速压汞技术的特低—超低渗砂岩储层微观孔喉特征[J]． 石油实验地质，2011，33(2):206-211． Gao Hui，Xie Wei，Yang Jianpeng，et al． Pore throat characteristics of extra-ultralow permeability sandstone reservoir based on constant-rate mercury penetration technique[J]． Petroleum Geology & Experiment，2011，33(2):206-211．

[6] 何顺利，焦春艳，王建国，等． 恒速压汞与常规压汞的异同[J]．断块油气田，2011，18(2):235-237． He Shunli，Jiao Chunyan，Wang Jianguo，et al． Discussion on the differences between constant-speed mercury injection and conventional mercury injection techniques[J]．Fault-Block Oil & Gas Field，2011，18(2):235-237．

[7] 李传亮． 孔喉比对地层渗透率的影响[J]． 油气地质与采收率， 2007，14(5):78-79． Li Chuanliang．Effect of pore-throat ratio on reservoir permeability[J]． Petroleum Geology and Recovery Efficiency，2007，14(5):78-79．

[8] 柳成志，王子佳.徐家围子断陷沙河子组储层特征研究[J]. 石油化工高等学校学报,2014,27(1):52-55. Liu Chengzhi,Wang Zijia.Reservoir characteristics of Shahezi group Xujiaweizi fault depression[J].Journal of Petrochemical Universities, 2014,27(1):52-55.

[9] 张常久．徐家围子断陷沙河子组砂砾岩储层特征及主控因素[J]．大庆石油地质与开发，2014，33(2)：22-26. Zhang Changjiu．Characteristics and main controlling factors for the glutenite reservoir of Shahezi formation in Xujiaweizi fault depression[J]．Petroleum Geology and Oilfield Development in Daqing， 2014，33(2)：22-26．

[10] 陆加敏，刘超．断陷盆地致密砂砾岩气成藏条件和资源潜力—以徐家围子断陷沙河子组为例[J]．中国石油勘探，2016，21(2):53-60． Lu Jiamin,Liu Chao．Tight sand conglomerate gas accumulation conditions and resource potential in fault basin：A case from the Lower cretaceous Shahezi formation of Xujiaweizi fault depression, Songliao basin[J]． China Petroleum Exploration, 2016,21(2):53-60．

[11] 王晓莲.徐家围子断陷沙河子组致密储层分级评价[J].特种油气藏，2016,23(3)：113-117. Wang Xiaolian.Classification evaluation of tight reservoirs in Shahezi formation of Xujiaweizi fault depression[J].Special Oil and Gas Reservoir, 2016,23(3):113-117.

(编辑 王戬丽)

Application of Constant-Rate Mercury Penetration Technique in Studying theMicroscopic Pore Space of Tight Sandy Conglomerates Reservoir

Yang Shaoying

(HalaerExploratoryDevelopmentHeadquarters，DaqingOilfieldCompanyLtd.,HulunbuirInnerMongolia021000,China)

Constant-rate mercury penetration was used to study the microscopic pore space of tight sandstone reservoir in Shahezi formation of Xujiaweizi depression, and distribution of pore and throat and their control on reservoir physical were analyzed．The results show that the distribution range of pore radius is mostly 100～200 μm and is barely influenced by reservoir physical. The correlation of pore radius and reservoir physical is not significant, thus the pore radius has the secondary control on petrophysical property. Throat radius varies greatly with the reservoir permeability, and the distribution range of throat radius tends to increase with the reservoir permeability. However, the distribution range of throat radius is no more than 5μm in value. Throat radius is correlated with porosity slightly, while it is strongly influenced by permeability, indicating that throat is the main factor that controls reservoir. The pore-throat connectivity of sandy conglomerate samples is not well, with pore throat ratio ranging form 20～600. The throat favorable for reservoirs is mainly over 0.5 μm in radius and less than 200 in pore throat ratio.

Tight; Sandy conglomerates; Reservoir; Pore structure; Constant-rate mercury penetration

2017-01-09

2017-03-03

中国石油天然气股份公司重大科技专项“大庆油田原油4 000万吨持续稳产关键技术研究”(2011E-1202)。

杨少英(1982-)，男，工程师， 从事油田地质开发研究；E-mail:dqytysy@163.com。

1006-396X(2017)02-0050-05

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

TE122

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2017.02.010