显微荧光确定砂岩含气性与物性下限探讨 <br/>——以蜀南地区须家河组为例

显微荧光确定砂岩含气性与物性下限探讨
——以蜀南地区须家河组为例

2020-10-30郭瑞超蒲娅琳李延钧沈秋媛

石油地质与工程 2020年5期

郭瑞超，王浩，蒲娅琳，李延钧，隆辉，沈秋媛

（1.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营 257015；2.中国石油西南油气田分公司蜀南气矿，四川泸州 646001；3.成都创源油气技术开发有限公司，四川成都 610500）

荧光显微镜是以紫外光为光源，通过激发岩石薄片中石油沥青产生荧光图像，而达到与岩石特征同时观察的条件。镜下观察可将不同组分沥青的存在方式清晰地反映出来，揭示岩石中石油沥青的分布与岩石结构、构造、次生缝洞的关系[1]。荧光显微镜技术作为研究石油生储条件的一种方法，尤其在判断储层含气性方面已得到广泛应用。本文首次探讨显微荧光作为一种判断储层物性下限的新方法，对于试油资料不全、实测物性及综合解释成果较少的地区具有较好的应用价值。

研究区位于四川盆地南部，西起犍为县，东至江津市，北抵安岳县，南至川滇、川黔省界，跨越四川盆地川西南低缓构造区、川南低陡构造区以及川中低平构造区南部三个构造单元。由于构造上的差异，将研究区须家河组储层分为北区和南区两大区域，其中北区指川中-川南过渡带，主要发育孔隙型储层；南区包括川西南和川南（泸州古隆起区）地区，储层以裂缝-孔隙型为主。

1 显微荧光特征

储层具有储集和渗流双重作用，从孔隙微观结构可见孔隙和喉道中均有不同程度的荧光显示[2]。储层条件的好坏，在显微荧光上的显示特征差异明显。孔隙无荧光或者孔隙内偶见弱荧光，但喉道无荧光，此类储层为很差的储集条件和渗流条件；孔隙内大部分或者部分见荧光，喉道内基本无荧光或者偶见弱荧光，反映储层具有较好的储集条件，但是渗流条件较差；若大部分孔隙和喉道内都有较强的荧光，或者大部分孔隙内和部分喉道内有中强荧光，此类储层具有较好的储集条件和渗流条件。因此，通过显微荧光法反映储层的含气性较为直观可靠。

在北区孔隙型储层中（图1），岳3 井、岳2 井及包浅1 井等样品孔隙内均见荧光，喉道内基本无荧光或者偶见弱荧光，荧光显示表现为中等，这些表明孔隙内有烃类流体的痕迹，但流体的渗流条件较差，其孔隙度为4.0%～9.0%。

在南区裂缝-孔隙型储层中（图2），丹浅001-1 井、井25 井及丹浅1 井等样品孔隙内也均见荧光显示，喉道内一般无荧光或者偶见弱荧光，说明孔隙内有烃类物质的残留。孔喉荧光显示为中等，孔隙度为2.5%～5.6%。

研究区内须家河组储层的含水饱和度普遍较高。38 口井的岩心含水饱和度的测试结果表明，研究区平均含水饱和度为40.00%～80.00%，北区产气层段含水饱和度为40.00%～72.00%，而南区为50.00%～72.00%，如丹浅001-1 井须四段（T3x4）和岳5 井须二段（T3x2）等。丹浅001-1 井的产气量为3.48×104m3/d，岳5 井的产气量为0.69×104m3/d，与显微荧光特征一致（表1）。

图1 研究区北区显微荧光特征

图2 研究区南区显微荧光特征

表1 储层孔隙度及气水含量统计

2 显微荧光与孔喉关系

据研究区孔喉显微荧光分级特征（图3）可以看出:图3a 中，荧光显示非常好，孔隙和喉道都有很强的亮蓝色荧光，喉道较短，半径大，说明此类储层的储集和渗流条件均较好，因此，将该类孔喉与荧光显示的关系定为Ⅰ类；图3b 中，孔隙中有淡蓝色的荧光，喉道内荧光显示很差，几乎无荧光显示，将此类孔喉与荧光显示的关系定为Ⅱ类；图3c 中，孔隙内偶见弱荧光，喉道内无荧光显示，可见孔隙和喉道的荧光显示总体都比较差，将此类孔喉与荧光显示的关系定为Ⅲ类。

图3 研究区孔喉显微荧光分级特征

3 储层物性下限

有效储层是指储层中有工业流体并且流体能够通过喉道流动出来的储层，也指在现有的工艺技术及经济条件下能够产出具有商业价值油气流的储层[3]。通常认为物性低于下限的储层不具有储油和产油能力。储层是否具有产油、产气能力，主要受储集油气和流动能力两个因素控制，即只有当油、气层有效孔隙度和渗透率达到一定界限时，储层才具有开采价值，此界限即为储层的物性下限，可以通过荧光显示来确定有效储层的下限值[4]。通过观察研究区须家河组50 个显微荧光薄片，其显微荧光具有以下特征:在北区孔隙型储层中，当孔隙度小于4.0%时，孔隙和喉道荧光显示很差，一般都无荧光显示，即无烃类流体痕迹，属于Ⅲ类；当孔隙度为4.0%～9.0%时，孔隙内有荧光，喉道内基本无荧光或者偶见弱荧光，荧光显示表现为中等，表明有烃类流体储集的痕迹，但是流体的渗流条件较差，属于Ⅱ类；当孔隙度大于9.0%时，孔隙和喉道荧光显示都比较好，表明流体在孔喉内的流动性好，属于Ⅰ类（图4a）。据此可认为北区孔隙型储层的孔隙度下限为9.0%。

在南区裂缝-孔隙型储层中，当孔隙度小于2.0%，渗透率小于0.02×10-3μm2时，孔隙和喉道内均无荧光显示，即一般无流体痕迹，属于Ⅲ类；当孔隙度为2.0%～5.0%，渗透率为0.02×10-3～0.10×10-3μm2时，孔隙内有荧光显示，喉道内一般无荧光或者偶见弱荧光，孔喉荧光显示为中等，属于Ⅱ类；当孔隙度大于5.0%，渗透率大于0.10×10-3μm2时，孔隙和喉道内荧光显示都较好，表明流体在孔喉内的流动性好，属于Ⅰ类（图4b）。综合以上分析结果，可将南区裂缝-孔隙型储层的孔隙度下限值定为5.0%。

4 方法验证

采用试油成果法、孔隙度-渗透率交会法和最小孔喉半径法分析物性下限，对显微荧光法的结果予以验证。

4.1 试油成果法

图4 荧光显示与孔隙度-渗透率相关关系

试油成果法是根据研究区内若干井的试油结果，并统计对应井的测试井段的测井解释平均孔隙度与平均渗透率，绘制试油结果与孔渗相关图。北区试油结果与孔渗相关关系显示，在孔隙度大于9.0%、渗透率大于0.10×10-3μm2的条件下，储层能够产出工业气流；如果储层裂缝发育使得渗透率较高，则孔隙度为5.0%～9.0%时也可以形成工业气流；而当无裂缝发育、孔隙度小于9.0%时，不能形成工业气流（图5a）。南区试油结果与孔渗相关关系显示，在南区孔隙度大于5.0%、渗透率大于0.10×10-3μm2时才能形成工业气流；若两者之一不能够满足，则测试结果为微弱气流（图5b）。

综合岩心孔隙度分析与试油结果认为，北区储层无裂缝发育时，孔隙度若小于9.0%，无气体产出；而只有孔隙度大于9.0%时才能成为气层。有微裂缝存在时，孔隙度不是唯一控制储层的因素，裂缝较发育可使得储集性能大大提升，在此情况下，孔隙度为6.0%～9.0%时可以成为具有工业产能的储层。据此认为北区孔隙度下限9%较为合理。在南区，储层的孔隙度若小于5.0%、渗透率小于0.10×10-3μm2时，无气体产出；而只有当储层孔隙度大于5.0%、渗透率大于0.10×10-3μm2时，才能成为气层。

图5 试油结果与孔隙度-渗透率相关关系

4.2 孔隙度-渗透率交会法

孔隙度-渗透率交会法在确定物性下限中应用较为广泛[5]，其方法是绘制岩心实测孔隙度与渗透率的相关图，图中回归的曲线存在三个段。其中，第一段曲线表现为孔隙度与渗透率同时增加，由于渗透率采用对数坐标，故渗透率仍处于较低值区间；第二段曲线表现为平台期，此阶段随着孔隙度增加，渗透率增加幅度甚小，说明此阶段中的孔隙度对渗透率影响不大，孔隙主要为无渗透能力的孔隙；第三段曲线为孔隙度与渗透率均呈线性增加[6]。本文认为物性下限应当选定第二段曲线与第三段曲线的交会点，该点反映开始控制渗透率大小的孔隙度值。该方法中拐点的确定可能存在误差，但仍是一种较为实用的确定物性下限的方法[7]。

研究区北区孔隙度-渗透率相关关系结果表现为:三个层段均表现出典型的三段曲线特征，其中，第一段曲线渗透率基本都小于0.10×10-3μm2，第二段与第三段曲线的交点多位于孔隙度8.0%～9.0%，对应渗透率为0.10×10-3μm2（图6a）。研究区南区孔隙度-渗透率相关关系结果存在低孔高渗点，但总体趋势基本符合三段曲线的特征，第二段曲线与第三段曲线的交点孔隙度为5.0%左右，对应渗透率值为0.10×10-3μm2（图6b）。通过两研究区的孔渗交会法，可确定北区的孔隙度下限应为8.0%～9.0%，南区的孔隙度下限应为5.0%，两区渗透率下限均为0.10×10-3μm2。

4.3 最小孔喉半径法

图6 研究区储层孔隙度与渗透率相关关系

最小孔喉半径法是通过喉道半径值来确定有效储层物性下限标准的方法[8]。据国内外的研究成果表明，油藏形成过程中油气驱替地层水需要克服非常高的毛管压力[9]。水湿性碎屑岩颗粒表面附着的水膜厚度大约为0.08～0.10 μm，当储层的孔喉半径小于该厚度时，油气难以进入孔隙而形成有效储层[10]。通过统计孔喉中值半径与孔隙度以及渗透率实测结果，绘制中值半径-孔隙度和中值半径-渗透率的相关图，结果表明，以中值半径为0.08～0.10 μm时所对应的孔隙度和渗透率值作为物性下限。

根据研究区北区的孔隙度-中值半径相关图可知（图7a），中值半径0.08～0.10 μm 对应的孔隙度为9.0%；由南区的孔隙度-中值半径相关图可知（图7b），中值半径0.08～0.10 μm 所对应的孔隙度为5.0%左右。

综合试油法、孔隙度-渗透率交会法和最小孔喉半径法三种方法的结果（表2），北区孔隙型储层的孔隙度下限为9.0%，南区裂缝-孔隙型储层的孔隙度下限为5.0%，这与显微荧光的结果一致，可见显微荧光作为一种研究储层物性下限的方法是可行有效的。