致密油储层渗透率界定指标探讨

毕海滨 段晓文 杨兆林 李淑珣 姚爱华 祁 越 郑 婧高日丽 梁 坤 周明庆 孟 昊

（ 1中国石油勘探开发研究院；2中国石油勘探与生产分公司；3中国石油长庆油田公司勘探开发研究院 ）

1 问题的提出

近年来，随着水平井大规模压裂技术的不断发展，美国致密油产量快速提升，一定程度上改变了美国能源供应的格局，日益引起世界范围的广泛重视[1-2]。近几年中国在致密油勘探开发方面取得了长足发展[3-5]，但国内尚无致密油储量评价相关标准，由于致密油的特殊性，常规石油储量规范已无法满足相关要求，因此，关于致密油的界定标准问题引起公司乃至国家储量管理部门的高度重视。

致密油（tight oil）起初是作为对渗透率极低的砂岩油藏的描述性用语，近年来随着非常规油气勘探开发工作的进展，逐渐成为代表特定非常规油气资源的专业术语[6]。然而目前国际上对致密油的定义尚未统一[7]，其概念大致可分为广义致密油和狭义致密油两种：

（1）广义致密油泛指渗透率极低的油藏，如加拿大自然资源公司（Natural Resources Canada）认为致密油是发现于极低渗透率沉积岩层中的原油，某些致密油直接产自页岩，大部分致密油产自与页岩相邻的低渗透粉砂岩、砂岩、石灰岩和白云岩[8]。美国能源环境研究中心（Energy & Environmental Research Center）也认为，致密油存在于富有机质页岩相关的岩石地层，其产量某些直接来自于页岩，大部分来自与富有机质页岩有关的低渗透粉砂岩、砂岩和碳酸盐岩[9]；美国能源信息署（Energy Information Administration）也将致密油定义为“利用水平钻井和多段水力压裂技术从页岩或其他低渗透储层中开采出来的石油”。

（2）狭义致密油专指作为夹层出现的粉砂岩、砂岩、石灰岩或白云岩等致密储层中的石油资源，与页岩油的概念进行了区分[10-11]。如加拿大国家能源局（National Energy Board）把广义致密油分为两类，将来自页岩中的石油称之为页岩油（shale oil）；将从烃源岩运移至砂岩、粉砂岩、石灰岩或白云岩等致密岩层中的石油资源称之为致密油（tight oil）。加拿大能源简报（Energy Briefing Note）将致密油定义为“从原始页岩运移至附近或远距离的砂岩、粉砂岩、石灰岩或白云岩中的石油”，并强调其储层物性比常规储层差，但比页岩储层好。

目前，国内学者主要采用了致密油的狭义概念。如赵政璋、杜金虎[12]将致密油定义为“夹在或紧邻优质生油层系的致密碎屑岩或碳酸盐岩储层中，未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集”；《致密油地质评价方法》（SY/T 6943—2013）将致密油定义为储集在覆压基质渗透率小于0.2mD（地面渗透率小于2mD）的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储层中的石油；另外，国内众多学者均从自身认识角度给出了致密油定义[13-15]。

综合国内外致密油定义，形成的基本共识是：紧邻烃源岩或位于烃源岩内、原油经过了短距离运移、自然产能低、需要水平井和大规模水力压裂技术才能经济开发；主要区别是界定致密油的关键指标渗透率不同。国际上通常采用覆压渗透率0.1mD；国内传统的储层评价通常采用地面渗透率，最新发布的致密油界定标准多采用地面渗透率和覆压渗透率并行，但各界定值既不相同，又互不衔接，给储量评价工作带来极大困惑，如表1所示。

对储量评估而言，究竟采用什么样的渗透率指标既科学合理又能确保储量系列的完整性，覆压渗透率与地面渗透率两者之间的关系如何等一系列问题，引起了公司和国家储量管理部门的高度关切，有必要做深入探讨。

表1 国内常规油与致密油渗透率界定指标

2 致密油储层渗透率指标界定

鉴于中国传统的储层评价和储量分类均采用地面渗透率指标，实际勘探开发过程中也以常规分析岩心样本为主，覆压渗透率分析样本相对较少，因此，采用岩心分析地面渗透率界定致密油储层，资料更丰富，结果更具可比性，更能保证储量评估工作的连续性和完整性，不致引起不必要的混乱。

关于致密油储层渗透率界定指标，本文主要从油藏产能评价法、实验室岩心相对渗透率分析法、岩心排驱压力法、岩心孔隙度—渗透率关系法等几个方面开展讨论，并进一步探索岩心地面渗透率与覆压渗透率的关系。考虑到中国致密油主要分布于鄂尔多斯、准噶尔及松辽三大盆地，且鄂尔多斯盆地规模最大、最具代表性，开发技术也最为成熟，因此本文主要以鄂尔多斯盆地延长组致密油为基础开展讨论。

2.1 油藏产能评价法

油藏产能评价是储量评估工作的基础。中国已开发油田研究表明，储层渗透率越低，获取工业产能所需要的工程技术措施强度就越大。从图1中国已开发油田储层峰值渗透率（峰值渗透率是指储层渗透率频率分布图中的最高值，具有较好的代表性）与储层可动油渗透率下限及油藏产能评价统计关系[16]可以看出，当储层渗透率大于20mD时，不需要任何工程技术措施，油藏就具有较高的自然工业产能；当储层渗透率位于7～20mD之间时，油藏一般可以获得自然工业产能，但为实现高效开发，通常进行酸化解堵或简易压裂措施以提高单井产量；当储层渗透率在1～7mD之间时，油藏自然产能无法达到工业产能，必须经过常规酸化压裂措施才能获得工业产能，实现效益开发。现行油气储量规范制定前提交的探明储量中，储层渗透率低于1mD的储量极少，主要是基于当时的勘探开发技术条件，无法实现经济性开发[17-18]；近几年，随着水平井技术和大规模水力压裂技术等的发展和广泛应用，这些渗透率小于1mD的储层均能获得工业性产能并实现了规模化和效益化开发，例如鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长7油层组、准噶尔盆地吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组、松辽盆地让字井油田下白垩统泉头组四段等[19-20]。因此，储层地面渗透率1mD可以看作是油层通过工程技术措施获得工业性产能所需的储层物性下限。

图1 储层峰值渗透率与可动油渗透率下限及产能评价关系

2.2 岩心相对渗透率分析法

相对渗透率是岩石特征和流体性质的综合反映[21]，根据鄂尔多斯盆地三叠系延长组（T3yc）和侏罗系延安组（J1y）共91块岩心样本实验室分析渗透率与残余油饱和度条件下水相对渗透率的统计关系表明（图2），岩心渗透率1mD为明显的分界点，两侧水相对渗透率变化趋势明显不同。岩心渗透率大于1mD时，残余油条件下水相对渗透率通常大于0.3，并随着岩心渗透率的增加有逐渐增大的趋势；岩心渗透率在0.05～1mD之间时，残余油条件下水相对渗透率随着渗透率减小呈现快速递减，表明储层孔隙结构更趋复杂，渗透率的微小变化对水相对渗透率有更大的影响；岩心渗透率小于0.05mD时，水相对渗透率仅发生微小变化，水相可流动性微乎其微，表明储层更趋致密，反映对产能的贡献极小；渗透率小于0.01mD的样品，实验室现有技术条件下尚未获得相应的测试结果。因此，以渗透率0.05～1mD作为致密油储层可动流体渗透率上、下界限值具有一定的统计学意义。

图2 鄂尔多斯盆地延长组和延安组岩心渗透率与水相对渗透率关系

2.3 岩心排驱压力法

排驱压力是指岩样中的湿润相流体被非湿润相流体初始排替时所需的最低压力，也是表征岩样渗透能力高低的重要参数。排驱压力越小，说明流体越容易进入岩样，反映孔隙喉道越大、渗流性能越好[22]。根据鄂尔多斯盆地延长组长6段至长8段共176块岩样渗透率与排驱压力（结合毛细管压力曲线实际资料，在进汞饱和度为5%时的排驱压力具有更好的相关性，因此本文使用该值并注明为近似排驱压力）统计关系（图3），可以将几个主要渗透率拐点明确区分开来，依次为1mD、0.1mD和0.05mD；当渗透率在0.1～1mD之间时，排驱压力一般在1～3MPa，岩心样本进汞饱和度可达70%，是致密油储层产能的主要贡献者；渗透率在0.05～0.1mD时，排驱压力提高至3～7MPa，岩心样本进汞饱和度可达50%，这部分储层对产能的贡献进一步降低；渗透率小于0.05mD时，排驱压力大于7MPa并快速提高，岩心样本的进汞饱和度通常低于40%，这部分储层对产能的贡献可能微乎其微。

图3 鄂尔多斯盆地延长组岩心渗透率与排驱压力关系

2.4 岩心分析孔隙度—渗透率关系法

岩心孔隙度和渗透率是表征储层特征最常用的两项关键参数，孔隙度与渗透率关系则是储层颗粒直径、分选程度及孔隙结构等特征的综合反映。从鄂尔多斯盆地延安组和延长组共87块岩心实验室分析孔隙度与渗透率的关系曲线可以看出（图4），渗透率1mD是孔隙度—渗透率关系曲线斜率发生变化的分界点，高渗透率段曲线斜率平缓；而低渗透率段曲线斜率明显变陡，即相同渗透率条件下，对应的孔隙度分布范围更宽，意味着储层颗粒分选性变差，非均质性明显增强。

图4 鄂尔多斯盆地延安组和延长组岩心孔隙度与渗透率关系

2.5 岩心地面渗透率与覆压渗透率关系

国内外大量研究表明，岩心地面渗透率越低，应力敏感性就越强。所谓“应力敏感性”是指随着地层净上覆压力（简称“覆压”，是指地层上覆岩石压力与孔隙压力的差值）增大，岩石的孔隙度、渗透率等参数值降低的现象，这已在实验室分析中得到充分验证[23]。

对鄂尔多斯、松辽、渤海湾及塔里木等盆地不同岩心孔隙度、渗透率样本覆压实验结果的分析表明，渗透率大于1mD的常规储层样本，在相近的覆压条件下，覆压渗透率具有大致相同的相对变化量，即在地面渗透率与覆压渗透率关系图上表现为一条与对角线平行的直线；当渗透率小于1mD时，覆压校正量是一个逐渐变化的过程，地面渗透率越低，覆压渗透率相对变化量越大，表现为逐渐偏离对角线，这是由于低渗透岩石的应力敏感性更强，覆压条件下发生塑性变形而非理想的弹性变形造成的。从图5中还可以看出，由于不同沉积盆地致密油储层的孔喉结构不同，覆压渗透率与地面渗透率关系明显有差异，即图5a中的长庆油田和吉木萨尔油田岩心样本变化趋势有所差异。因此从统计意义上说，地面渗透率与覆压渗透率并非固定关系，国外相关文献[24]已有相似结论。

研究同时表明，地面孔隙度与覆压孔隙度具有相似的变化特征，孔隙度界限点大致在10%附近，如图5b所示。

图5 覆压与地面的渗透率及孔隙度相互关系

综上所述，采用地面渗透率1mD作为致密油储层与常规储层的界限，既能保持储量评价结果的连续性，也符合目前对致密油储层的一般认识和传统习惯，其中，渗透率0.1～1mD致密油储层是产能的主要贡献者；渗透率在0.05～0.1mD时对产能仍有贡献；渗透率小于0.05mD时，现行压裂工程技术条件下的贡献可能微乎其微，这也与目前储量评估中的统计结论相一致。另外从覆压渗透率与地面渗透率关系看，由于两者之间并非固定关系，建议不必给出覆压渗透率值，避免两者不一致时造成混乱。

3 致密油储层与特低渗透储层的差异

如前所述，传统的储量评价分类中虽未详细说明，但不可否认，特低渗透储层中包含了渗透率小于1mD的储层部分，那么，特低渗透储层与致密油储层除了邻近烃源岩这一基本特征差异外，还有哪些差异呢？分析认为，两者的差异主要表现在以下3个方面。

3.1 孔隙空间构成有差异

致密油储层由于具有近源特征，因而与特低渗透储层在孔隙类型和孔隙结构上存在明显的差别。据长庆油田岩心薄片分析，长8段特低渗透储层受压实、胶结和溶蚀等多种成岩作用改造，镜下可观察到的孔隙主要为残余粒间孔和粒间溶孔（包括长石溶孔和岩屑溶孔等）（图6a），也发育少量胶结物溶孔、杂基微孔和微裂缝等；而长7段致密油储层镜下铸体薄片面孔率相对较低，孔隙类型主要为长石溶孔、岩屑溶孔及胶结物溶孔等，CT扫描电镜还可清晰地识别出纳米级的杂基晶间孔和胶结物晶间孔等[25]（图6b）。

图6 致密油储层与特低渗透储层岩心CT照片

进一步统计分析表明，特低渗透储层与致密油储层均以微米级孔隙为主要储集空间，孔隙半径主要分布区间为2～12μm，但是，特低渗透储层以半径大于8μm的孔隙为主，其占比可达67%，而致密油储层则以半径2～8μm的孔隙构成主要储集空间，其占比达62%～86%；两者喉道均极为狭小，然而，特低渗透储层具有相对较大的储集空间，而致密油储层具有更多的孔隙数量，两者储集能力相当，但致密油储层渗透率明显更低，如图7所示。

图7 致密油储层与特低渗透储层多尺度孔隙体积构成

3.2 孔隙度与渗透率关系有差异

如前所述，不同盆地沉积环境不同，岩石颗粒直径与孔隙结构就会有差异，从而导致常规储层孔隙度与渗透率关系曲线斜率也不一样[26]；同一沉积盆地，受沉积条件及成岩后生作用等因素影响，在渗透率1mD分界点上下，孔隙度与渗透率关系曲线斜率也有明显不同。

图8 中国不同沉积盆地的储层孔隙度与渗透率关系

图8为鄂尔多斯盆地、松辽盆地及渤海湾盆地储量评估单元的峰值孔隙度与渗透率统计关系，可以看出，在渗透率大于1mD的常规储集层段，3个沉积盆地的孔隙度—渗透率关系曲线斜率有明显差异。而在同一沉积盆地如鄂尔多斯盆地常规储层与非常规储层的孔隙度—渗透率关系在渗透率1mD附近出现明显的拐点，渗透率小于1mD的储层段孔隙度—渗透率关系曲线更陡，其中密集分布的陇东地区长7段样本点为实际岩心分析资料，用以佐证储量评估单元孔隙度—渗透率关系的正确性。松辽盆地北部（大庆油区）具有相似特征，进一步证明了这一结论的可靠性；大港油区选点主要为常规储层样本。这也正是将全国不同盆地多个油田汇总建立孔隙度—渗透率关系图时相关性较差的原因所在。

3.3 束缚水饱和度有差异

图9为斯伦贝谢公司研制的砂岩储层孔隙度、渗透率及束缚水饱和度关系图版，可以看出，理论上渗透率小于1mD的特低渗透储层的束缚水饱和度可以高达80%～90%；而鄂尔多斯盆地新安边油田致密油储层实验室岩心流体饱和度分析结果表明，由于具有近源特征，其束缚水饱和度的主要分布范围在20%～60%，平均值大致在40%左右，其束缚水饱和度明显低于常规特低渗透油藏。

图9 砂岩渗透率—孔隙度—束缚水饱和度图版[27]

4 致密油储层其他表征方法

4.1 渗流速率法

现场工程应用中，国外学者尝试提出了许多辅助判别方法，如渗流速率法[28]等。渗流速率是指储层基质渗透率与孔隙度之比。Pittman[29]提出以渗透率与孔隙度（K/φ）比值评价储层质量；Hartmann和Beaumont[30]进一步研究K/φ比值与储层孔喉结构统计关系，即当1≤K/φ＜10时，储层孔喉以微米孔为主，属于致密油储层范畴；K/φ＜1时，储层孔喉以纳米孔为主，属于页岩类储层范畴；K/φ≥10时，储层孔喉以中孔—大孔为主，属于常规储层范畴。利用鄂尔多斯盆地各油田储层孔隙度与渗透率资料建立的渗流速率图版如图10所示，长7致密油储层集中分布于K/φ为1附近的范围，表明这种方法适用于中国致密油储层特征的表述与分析。

4.2 孔喉半径法

Winland通过对312块岩心孔隙度、渗透率及压汞资料研究发现，储层的渗流速率与进汞饱和度35%时对应的孔喉半径具有较好的相关关系[31]，分析认为这是由于进汞饱和度达到35%时，样品中未被充注孔喉的半径更小，剩余孔喉只对储层的储集能力有贡献，对渗流能力影响不大。Aguilear进一步发展了该理论[31]，利用超过2500块岩心样品分析数据得出了rp35（累积孔隙体积35%时的孔喉半径）的计算公式：

式中 rp35——孔喉半径，μm；

K——渗透率，mD；

φ——孔隙度，%。

将孔喉半径法计算结果叠置在渗流速率图（图10）中发现，两种方法具有较好的一致性，即rp35＜1μm和K/φ＜10的区间基本重叠，均属于非常规储层微米级至纳米级孔隙空间分布范围，因此孔喉半径法也可用于致密油储层特征的表述与分析。

5 结论与认识

（1）国际上致密油定义分为广义和狭义两种，主要区别在于是否包括页岩储层部分，中国油气勘探开发实践中更倾向于采用狭义致密油（储层基质为致密砂岩或碳酸盐岩）概念，基于现行标准、资料丰富程度、传统习惯以及覆压渗透率—地面渗透率关系等方面考虑，建议采用地面渗透率作为界定致密油的关键指标。

（2）本文通过油藏产能评价法、实验室岩心相对渗透率分析法、岩心排驱压力法、岩心孔隙度—渗透率关系法等方法综合分析，结合中国现行致密油分类标准与勘探开发现状，提出了将地面渗透率1mD作为致密油储层与常规储层的分界点；并基于本课题研究成果形成了《致密油储量计算规范》（Q/SY 1834—2015）企业标准，指导中国石油提交致密油三级储量超过10×108t。

图10 致密油渗流速率(K/φ)及孔喉半径(rp35)图版

（3）致密油储层与特低渗透储层主要存在3个方面的差异：①两者均以微米级孔隙为主要储集空间，特低渗透储层具有相对较大的孔隙，而致密油储层具有更多的孔隙数量；②孔隙度—渗透率关系在地面渗透率1mD附近出现明显的拐点，渗透率小于1mD后储层孔隙度随渗透率下降更快；③致密油束缚水饱和度的主要分布范围为20%～60%，平均值大致在40%左右，明显低于特低渗透油藏。

（4）参照国外研究成果，分析了致密油储层两种辅助表征方法——渗流速率法和孔喉半径法，K/φ＜10或rp35＜1μm的区间均属于非常规储层微米级至纳米级孔隙空间分布范围，可用于致密油储层特征的表述与分析。