致密砂巖氣資源潛力關鍵參數確定方法
——以吐哈盆地為例

王偉明，趙 旭，孫計文，段勝強，王 洋，王貴磊，閆 旭，田偉超

(1.中國石油大學 非常規油氣與新能源研究院,山東 青島 266580； 2.中國石化 石油勘探開發研究院，北京 100083；3.中國石油 遼河油田分公司 沈陽采油廠，遼寧 新民 110316； 4.中國石油測井有限公司 青海事業部，甘肅 敦煌 736202；5.中國石油 青海油田分公司 采油一廠，青海 茫崖 816499； 6.東北石油大學 地球科學學院，黑龍江 大慶 163318)

伴隨世界油氣需求的持續增長與常規油氣產量的不斷下降，非常規天然氣已作為重要的接替能源而備受關注[1-5]。從目前國內外非常規天然氣勘探的進程來看，致密砂巖氣作為一種非常規天然氣資源越來越受到國內外學者的重視，現今可開采儲量居各類非常規天然氣之首，是填補天然氣缺口的重要資源[6-8]。立足于油氣資源的戰略接替和中長期戰略目標，我國地質學家正迫切關注著在致密砂巖天然氣的勘探新領域中，各大含油氣盆地蘊藏著多少天然氣地質儲量，這項工作是指導油田勘探與開發的重要依據。但致密砂巖儲層有別于常規儲層，具有儲層巖性致密、喉道比例大、泥質含量高、束縛水飽和度高等特點[9-10]，這就會讓我們想到在常規天然氣資源評價中行之有效的方法及參數是否還適合于致密砂巖氣藏呢？因此，需要在清楚致密砂巖儲層特征基礎上，對關鍵參數進行針對性的研究和探討。本文以吐哈盆地水西溝群致密砂巖氣藏為例，在致密儲層特征的針對性實驗分析基礎上，確定儲層評價關鍵參數，其方法及研究思路具有一定的推廣意義。

1 致密砂巖氣資源評價方法優選

可用于致密砂巖氣資源評價的方法很多，但不同的方法所基于的原理和模型有較大的差別，其評價結果差別也較大。國外常用的評價方法有類比法、單井儲量估算法、體積法、發現過程法和資源空間分布預測法等，也有人根據常規資源與非常規資源的比例來確定致密砂巖氣資源量[11-13]；國內常用的致密氣資源評價方法可歸結為類比法、成因法、容積法和動態法四大類。①類比法，選取國內外勘探程度高的致密砂巖天然氣研究區作為比分樣板，對評價盆地或區帶的油氣地質條件綜合打分，根據評分結果計算致密砂巖天然氣資源量。類比法適用于勘探程度低、資料少的地區，參數的類比更多依靠經驗，人為因素影響較大，評價結果的精度及可信度低。②成因法，從生烴量角度出發，通過源巖熱模擬實驗可以定量評價生烴量和殘烴量(吸附氣+油溶氣+水溶氣)，應用物質平衡原理，得出有效排烴量，再乘以合理的聚集系數得出致密氣的資源量。眾所周知，致密砂巖氣藏由于源儲緊密疊置的地質特征，天然氣聚集系數要高于常規天然氣的聚集系數，但對于聚集系數確切高于常規天然氣多少等問題至今還沒有針對性研究，因此，如何準確求取致密砂巖氣聚集系數，在一定程度上增加了成因法評價資源量的不確定性。③容積法，也叫做體積法，與成因法不同，其評價對象是從儲層角度出發，實質是計算地下巖石孔隙中油氣所占的體積，然后用地面的質量單位或體積單位表示。該方法原理簡單實用，可應用于不同勘探開發階段，關鍵在于致密儲層評價參數的選取及確定方法。④動態法，包括產量遞減法、彈性二相法、壓降法等，應用的原理均是利用致密氣開發區塊的動態生產數據，從壓力、產能等數據的規律性變化預測可采油氣地質儲量。該方法的關鍵在于動態數據的準確性，以及生成數據記錄的全面性，而且不同動態方法評價結果差別較大。

由此可見，容積法不僅適用于不同圈閉類型、儲集類型和驅動方式，而且適用于不同的勘探開發階段，其計算的精度隨著資料掌握程度的增加而提高[14-15]。容積法氣藏地質儲量采用公式(1)計算。

G=0.01AghΦSgi/Bgi

(1)

式中：G——氣藏氣地質儲量，108m3；

Ag——含氣面積，km2；

h——有效厚度，m；

Φ——平均有效孔隙度，%；

Sgi——原始含氣飽和度，%；

Bgi——原始天然氣體積系數，無量綱。

容積法計算儲量原理簡單，只要知道氣藏的含氣面積、有效厚度、孔隙度、含水飽和度等關鍵參數，即可得出原始地質儲量。

2 致密砂巖儲層特征

與常規儲層相比，致密砂巖儲層具有微觀孔喉結構復雜、粘土含量高、親水能力強等特點，除常規儲層巖石學特征及孔滲特征評價外，還需對喉道、潤濕性、束縛水含量等特征開展針對性研究。

2.1 喉道特征

致密砂巖儲層廣泛分布著納米級孔喉網絡系統，孔喉尺寸的大小是決定儲集層儲集能力和滲流能力更直接的參數[16-18]。針對致密儲層低孔、低滲的特點，常規壓汞實驗技術不能得到精確的孔喉尺寸，而恒速壓汞實驗技術是采用高精度泵，以極低的恒定速度(0.000 05 mL/min)向巖樣喉道及孔隙內進汞，因孔隙半徑與喉道半徑在數量級上的差異，汞注入到孔隙后進汞壓力會迅速下降，可根據進汞曲線的波動將孔隙與喉道區分開，因此，相比于常規壓汞技術，恒速壓汞分析結果能夠直觀、定量分析致密砂巖儲層的孔隙、喉道、孔喉半徑比值大小及分布特征[19-20]。

本次對12個致密砂巖樣品進行恒速壓汞實驗分析，可以明顯看出，孔隙半徑均值與滲透率關系較差(圖1a)，而主流喉道半徑(指貢獻率達到95%時的所有喉道加權平均值)與滲透率具有較好的相關性，滲透率隨著主流喉道半徑的增大而增大(圖1b)，由此也說明了主流喉道半徑的大小影響儲層的滲流能力。從排驅壓力與孔隙半徑、主流喉道半徑的相關性上也可以得出類似的結論，孔隙半徑均值的大小與排驅壓力的變化沒有關系(圖2a)，而主流喉道半徑小到一定程度時，排驅壓力急劇增加(圖2b)。由此可見，喉道的大小不僅控制著致密砂巖儲層的滲流能力，而且也決定著天然氣是否能在致密儲層中有效的保存。

圖1 吐哈盆地水西溝群孔隙半徑、主流喉道半徑與滲透率關系Fig.1 Relationship between pore radius,mainstream throat radius and permeability of Xigou Group,Turfan-Hami Basina.孔隙半徑均值與滲透率關系；b.主流喉道半徑與滲透率關系

圖2 吐哈盆地水西溝群孔隙半徑、主流喉道半徑與排驅壓力關系Fig.2 Relationship between pore radius,mainstream throat radius and displacement pressure of Xigou Group,Turfan-Hami Basina.孔隙半徑均值與排驅壓力關系；b.主流喉道半徑與排驅壓力關系

2.2 巖石潤濕性特征

巖石的潤濕性影響著油氣在儲層中的運移難易程度，不同的潤濕性造成油氣在孔隙中的流動方式、殘留形式和數量的不同。而潤濕性的強弱可以用巖石和水之間潤濕角來表示，潤濕角越小，說明巖石的親水性越強。本次研究利用QB/T懸滴法測定20個致密砂巖的潤濕角，為了找出影響巖石潤濕性的主控因素，對這20個平行樣品進行了全巖粘土礦物分析。分析表明，水西溝群致密砂巖的潤濕角變化較大，分布于10.35°～28.34°，表現為較強的親水性。

在常規儲層中，粘土總含量越高巖石的親水性越強，而吐哈盆地致密砂巖的親水性卻與粘土含量沒有直接關系，真正影響其潤濕性的卻是粘土礦物的成分及含量。全巖粘土礦物分析表明，研究區的粘土礦物不發育蒙皂石等極度膨脹礦物，主要是高嶺石、伊利石和綠泥石，這三種粘土礦物也表現出了不同的親水性(圖3)。①高嶺石，晶層的一面全部由氧組成，另一面全部由羥基組成，晶層之間通過氫鍵緊密聯結，水不易進入其中。在水西溝群表現為含量小于10%時，高嶺石含量越高潤濕角越大，含量大于10%后，高嶺石含量變高潤濕角不再變化，說明巖石潤濕性不僅與礦物類型有關，更與粘土礦物含量有關(圖3a)；②伊利石，基本結構層是由兩個硅氧四面體片和一個鋁氧八面體片組成，屬于層狀粘土礦物，通過共用氧聯結在一起。在水西溝群表現為伊利石的含量越高，潤濕角越小，巖石親水性越強(圖3b)；③綠泥石，與伊利石同是層型結構，不同之處在于它的層間為水鎂石所充填，層間靜電引力更大。在水西溝群表現出與伊利石相反的特征，綠泥石含量越高，潤濕角越大(圖3c)；④粘土總量，其與潤濕角相關性較差，說明巖石的潤濕性與粘土礦物的成分與含量密切相關，并不是粘土總量控制著致密砂巖的親水性(圖3d)。

2.3 束縛水飽和度特征

由于致密儲層的巖石顆粒細小、孔喉結構復雜、泥質含量高等特點[21-22]，致密砂巖的喉道管壁及孔隙空間都強吸附著一部分以強吸附狀態存在且難以自由流動的束縛水。油氣充注排替水的成藏時期，這部分束縛水大多是不能完全被驅替出來的。因此，高束縛水飽和度是致密砂巖氣含氣飽和度低的關鍵因素。

圖3 吐哈盆地水西溝群粘土礦物與潤濕角關系Fig.3 Relationship between clay minerals and wetting angle of Xigou Group,Turfan-Hami Basina.高嶺石含量與潤濕角關系；b.伊利石含量與潤濕角關系；c.綠泥石含量與潤濕角關系；d.粘土總量與潤濕角關系

圖4 吐哈盆地水西溝群致密砂巖氣、水相對滲透率曲線Fig.4 Gas-water relative permeability curves of Xigou Group,Turfan-Hami Basina.柯33，3801.01 m，孔隙度4.5%，滲透率0.15×10-3 μm2;b.吉13，884.83 m，孔隙度5.4%，滲透率0.97×10-3 μm2

圖4為吐哈盆地水西溝群致密砂巖樣品的氣水相滲分析結果，表現出束縛水飽和度高、氣水共滲區窄、氣相滲透率急劇降低、氣體流動性差等特點。通過核磁測井解釋的束縛水飽和度與實測孔隙度之間的關系也可以看出(圖5)，二者具有明顯的負相關，孔隙度越低，束縛水飽和度越高。由此可以說明，孔隙度越低孔隙結構就越復雜，儲層中細小喉道所占的比例就越大，束縛水飽和度就越高。

3 關鍵參數的確定

影響容積法資源潛力評價的關鍵參數有含氣飽和度、有效孔隙度、含氣面積、有效厚度下限，大多數參數用常規方法可以準確選取，但致密儲層的物性界線和含氣飽和度兩個參數受致密儲層的特殊性影響較大，需針對性研究。

圖5 吐哈盆地溫吉桑地區水西溝群砂巖孔隙度與核磁解釋束縛水飽和度關系Fig.5 Relationship between porosity and NMR bound water saturation of Xigou Group,Turfan-Hami Basin

3.1 致密儲層物性界線

3.1.1 儲層的致密界線確定方法

天然氣為什么能在構造斜坡低部位的致密砂巖中富集，根本原因是取決于致密砂巖中天然氣向上運移所受的動力(浮力)與阻力(毛細管力)之間的關系[23]。若天然氣所受毛細管力大于浮力，則不能在浮力作用下向上運移，在斜坡帶聚集成藏；當浮力增大至超過毛細管力之后，天然氣在浮力作用下向上運移驅替儲集層孔隙水，在構造高部位聚集成藏。因此，劃分儲層的致密界線，需要從天然氣的浮力和毛管阻力入手。天然氣受浮力大小可表示為：

(2)

式中：F——浮力，N；

rp——孔隙半徑，m；

ρw——水的密度，kg/m3;

ρg——氣的密度，kg/m3;

g——重力加速度，m/s2;

α——地層傾角，(°)。

天然氣受毛管阻力大小可表示為：

pc=2πr2σcosθ/rp

(3)

式中：pc——毛管阻力，N;

r——孔喉半徑，m；

rp——孔隙半徑，m；

θ——潤濕角，(°)；

σ——氣水界面張力，N/m。

當浮力F等于毛管力pc時為氣水界面平衡狀態(致密砂巖氣藏臨界狀態，取孔隙半徑與有效孔隙喉道半徑的比值為常數值5)，根據公式(2)和(3)推導：

r2=3σcosθ/[1250(ρw-ρg)gsinα]

(4)

由(4)式可看出，臨界孔喉半徑與油水密度差、潤濕角、地層傾角均呈負相關。天然氣上浮主要受孔喉半徑的影響，即存在一個臨界孔喉半徑，當孔喉半徑大于臨界孔喉半徑時，天然氣將向上運移；反之，天然氣將不能向上運移。

3.1.2 參數取值

由天然氣浮力和阻力的受力分析可知，關鍵是如何準確求取不同地層傾角情況下致密砂巖的孔喉比(rp/r)及潤濕角(θ)。為了準確求取這兩個參數，開展了恒速壓汞實驗和潤濕角測定實驗(圖6)，取吐哈盆地水西溝群致密砂巖的孔喉比(rp/r)、潤濕角(θ)的平均值分別為90.01°和20.48°。

3.1.3 建立圖版

根據關鍵參數的實驗取值，分別計算了10°～90°不同地層傾角的臨界孔喉半徑，建立了吐哈盆地水西溝群致密砂巖天然氣聚集物性臨界圖版(圖7)。為了更清晰表達臨界孔喉半徑與天然氣聚集的關系，圖版中只表示了地層傾角為10°和90°兩種情況。當地層傾角為10°時(圖7中黑線)，浮力與毛管阻力的臨界孔喉半徑為0.87 μm，當喉道半徑大于0.87 μm時，天然氣受到的浮力會大于毛管阻力，則天然氣繼續向上運移，在構造發育的高部位聚集，形成常規油氣藏；當喉道半徑小于0.87 μm時，天然氣受到的浮力不足以克服毛管阻力，則天然氣在斜坡帶聚集，形成非常規天然氣聚集，其分布不受構造的控制；當地層傾角為90°時(圖7中紅線)，浮力與毛管阻力的臨界孔喉半徑下降到0.37 μm，由此可見，隨著地層傾角的增加，儲層喉道半徑的臨界值在降低。

圖6 吐哈盆地水西溝群致密砂巖孔喉比及潤濕角分布直方圖Fig.6 Histograms of pore-throat ratio and wetting angle of Xigou Group,Turfan-Hami Basina.孔喉比分布；b.潤濕角分布

圖7 吐哈盆地致密砂巖氣聚集圖版Fig.7 Tight sandstone gas accumulating chart board of Turfan-Hami Basin

3.1.4 致密物性確定

盡管利用浮力與毛管力建立的致密砂巖氣聚集圖版可以計算出不同地層傾角下的臨界孔喉半徑，但該參數實用性不強，需要利用孔喉半徑與滲透率之間很好的線性關系(圖1b)，把致密界線的劃分指標轉到滲透率上，再由滲透率與孔隙度之間的關系，求出臨界的孔隙度值。

表1為根據以上方法求取的不同地層傾角情況下致密砂巖氣聚集的臨界物性匯總表。從中可以看出，地層傾角是控制斜坡帶致密砂巖氣聚集的主要影響因素，隨著地層傾角的增加，儲層物性界線價在逐漸減小。那么對于斷陷盆地的致密砂巖氣聚集而言，全盆地的構造傾角差異大，僅在盆地中心發育局部的構造平穩且地層傾角小的區域，向邊部逐漸地過渡為受邊界斷裂控制的地層傾角較大的區域。因此，斷陷盆地同一套致密層系在不同的構造部位致密氣聚集的物性界線應該是不一樣的，而是從盆地中心到邊緣致密物性界線逐漸變小。

3.2 含氣飽和度確定

3.2.1 選取解釋模型

合理的含氣飽和度測井解釋模型直接影響資源評價的精度。針對常規儲層含氣飽和度的測井解釋，阿爾奇公式已經得到廣泛的應用，其核心內容是把測井的巖石電阻率轉換成飽和度24。由阿爾奇公式計算含水及含氣飽和度的解釋模型如下：

表1 吐哈盆地水西溝群致密砂巖氣儲層物性上限值Table 1 Upper physical property limit of tight sandstone reservoir of Xigou Group,Turfan-Hami Basin

(5)

Sg=1-Sw

(6)

式中：Sw——含水飽和度，%；

Sg——含氣飽和度，%；

a——巖性有關的系數(取值在0.6～1.2之間)，無量綱，這里取值為1.19；

b——巖電實驗中與巖性有關的參數，無量綱；

m——孔隙度指數，無量綱，這里取值為2.2；

n——飽和度指數，無量綱，這里取值為1.2；

Rw——地層水電阻率，Ω·m,這里取值為0.1；

Rt——地層電阻率，Ω·m,這里取值為3；

Φ——孔隙度，%。

但阿爾奇公式是建立在純砂巖模型基礎上的，理論上應該不再適合致密砂巖的含氣飽和度解釋。因為致密儲層中泥質含量高，泥質本身不導電，但泥質中粘土礦物在水中通常帶有負電荷，在其周圍必然分布著電荷數相等的反離子，一方面受到固體表面電荷的吸引，靠近固體表面；另一方面由于反離子的熱運動，又有擴散到液相內部的能力[25]。二者相互作用下形成的擴散雙電層具有導電性(圖8)，雙電層的厚度主要是受伊利石含量的影響，伊利石含量越高，雙電層的厚度就會越大(圖3b)。因為雙電層的存在，在應用阿爾奇公式計算致密儲層束縛水飽和度時，相當于把泥質導電的電阻率解釋為地層水的電阻率貢獻，也就說束縛水Sw計算偏高，則含氣飽和度計算結果偏低。

另外一個常用的含氣飽和度測井解釋模型是印度尼西亞公式，簡稱印尼公式。它與阿爾奇公式的基本原理相同，都是把測井的巖石電阻率轉換成飽和度，其表達式如下：

圖8 粘土層面的雙電層示意圖Fig.8 Diagram of electric double layers on clay surface

(7)

式中：Vsh——泥質含量，%；

Rsh——泥質電阻率，Ω·m;

其余同上。

但從表達式的對比上可以看出(5)式和(7)式，二者的本質區別在于印尼公式考慮了泥質導電的影響，當泥質含量為零時，兩個公式計算結果一致[26]。結合儲層分析結果，認為理論上印尼公式比阿爾奇公式更適合致密砂巖的含氣飽和度解釋。

3.2.2 實際資料對比解釋模型

為了證實是否由于粘土表面雙電層的存在而影響了阿爾奇公式計算含氣飽和度的精度，本次針對性的選取了泥質含量接近，但伊利石含量差別較大的3個致密砂巖樣品。應用相同的巖電參數，分別用印尼公式和阿爾奇公式對含氣飽和度進行解釋(表2)。從表2可以看出，3個樣品的泥質含量接近(20.57%～24.29%)，但伊利石相對含量差別較大(12%～33%)，伊利石含量為12%時，兩個公式計算結果相差5.0%；伊利石含量為33%時，二者相差達12.7%，由此可見伊利石含量高低是影響二者差值的主要因素，與上述儲層潤濕性的研究結論一致。因此，對伊利石含量較高的致密砂巖儲層，印尼公式更適合含氣飽和度的測井解釋。

4 結論

1) 容積法實質是計算地下巖石孔隙中油氣所占的體積，目前是評價致密砂巖氣資源潛力的比較可靠方法，該方法應用的關鍵在于先要明確致密儲層的特征。

2) 致密砂巖孔喉分布復雜，喉道大小控制儲層的滲流能力；巖石的親水性并不受粘土總量控制，而是與具體的粘土礦物成分及含量有關，尤其是伊利石含量越高，巖石的潤濕角越小，親水性就越強；

3) 致密砂巖氣斜坡帶聚集保存的條件是天然氣在喉道處所受的浮力小于毛管力，二者相等時對應的的喉道半徑大小為致密儲層的臨界物性值。致密儲層物性的界線受地層傾角的影響明顯，隨著地層傾角的增加，臨界物性值在逐漸的減小。

表2 阿爾奇與印尼公式解釋致密砂巖儲層含氣飽和度結果對比Table 2 Comparision of tight sandstone gas saturation explained by Archie formula with Indonesia formula

4) 伊利石表面強吸附水形成的雙電層具有較強的導電能力，使傳統的阿爾奇公式不適合致密砂巖含氣飽和度的解釋。而印尼公式充分考慮了泥質含量的影響，是對阿爾奇公式的改進，更適合于致密儲層含氣飽和度的解釋。

參 考 文 獻

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