遼河坳陷雷家地區沙四段致密儲層孔隙結構及物性下限

汪少勇, 李建忠, 王社教, 李登華

( 中國石油勘探開發研究院，北京　100083 )

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遼河坳陷雷家地區沙四段致密儲層孔隙結構及物性下限

汪少勇, 李建忠, 王社教, 李登華

( 中國石油勘探開發研究院，北京100083 )

為研究遼河坳陷雷家地區沙四段致密儲層儲集性能，采用礦物成分分析、鑄體薄片、掃描電鏡分析、微米CT掃描和高壓壓汞實驗等方法，利用孔喉值確定致密儲層的孔隙結構和優勢巖性，并估算物性下限。結果表明：杜家臺致密儲層可分為白云巖、細粒混積巖和方沸石巖三類，其連通孔隙體積分別占總孔喉體積的37%、35%和28%。儲層普遍發育納米孔、微米孔和裂縫，各巖性類致密儲層滲透率與最大孔喉半徑、主要流動孔喉半徑相關性較好，呈指數正相關關系，滲透性主要由較大孔喉提供。白云巖、細粒混積巖和方沸石巖類有利儲層孔隙度下限分別為5.8%、6.2%和7.1%，有效儲層孔隙度下限分別為2.8%、3.3%和4.6%。該結論為認識雷家地區致密油資源潛力并指導勘探提供依據。

致密儲層； 孔隙結構； 物性下限； 雷家地區

0　引言

隨著全球油氣勘探程度的提高，油氣勘探方向由高孔、高滲常規儲層轉為低孔、低滲致密儲層，致密油氣、頁巖氣等非常規油氣資源成為當前勘探熱點[1-5]。非常規油氣主要聚集在富有機質烴源巖發育區及其鄰近區，以近源運聚為主，其勘探重點為特低孔和特低滲的致密儲層，研究核心為致密儲層的儲集性能及流體可流動特征。影響儲層儲集性能的關鍵因素是微觀孔喉結構，主要參數為孔喉半徑(簡稱孔徑)和孔隙連通性[6-10]。致密碳酸鹽巖儲層孔、洞、縫多種孔隙類型發育，孔喉結構復雜，溶蝕孔洞和裂縫對儲層儲集性能影響大。該類儲層基質以微米孔、納米孔為主，溶蝕孔洞孔徑、裂縫寬度遠大于基質的，孔隙度、滲透率相關性差，難以利用物性數據正確評價致密碳酸鹽巖儲層的儲集性能。人們研究碳酸鹽巖儲層的孔隙度、滲透率關系，分析孔喉結構、孔徑大小對儲層物性的影響[11-23]，但研究對象多為常規碳酸鹽巖儲層，對致密碳酸鹽巖儲層研究較少。與常規碳酸鹽巖儲層相比，致密碳酸鹽巖儲層孔喉結構更為復雜，研究其孔喉結構對致密碳酸鹽巖儲層評價意義重大。

儲層含油物性下限是儲層評價的重要內容，是指儲層含油的最小有效孔隙度和最小滲透率[24-26]。確定儲層含油物性下限常用方法有經驗統計法、含油產狀法、物性試油法、最小流動孔喉半徑法、驅替壓力法等[27-32]。這些方法適用于常規儲層的含油物性下限分析，但非常規碳酸鹽巖儲層巖性與物性關系復雜、物性與含油性關系不明顯，確定儲層物性下限的效果較差。

雷家地區沙四段成藏地質條件優越，白云巖類儲層和混積巖儲層中已有多口井獲工業油流，但該儲層巖性復雜，物性致密，開采效果較差[33-36]。采用薄片觀察、掃描電鏡分析、微米CT孔隙結構重建等方法，研究儲層孔隙結構特征；采用高壓壓汞方法，分析不同儲層孔隙度、滲透率與孔徑的相關性，確定滲透率變化顯著處的孔喉半徑，并根據不同巖性孔隙度與孔徑大小的相關性，估算不同巖性的孔隙度下限。該方法避免了在孔隙度、滲透率相關性差時難以確定物性下限的情況，通過孔喉半徑間接估算孔隙度下限，為致密儲層評價及資源潛力分析提供參考依據。

1　地質背景

渤海灣盆地遼河坳陷西部凹陷雷家地區位于遼寧省盤錦市以北，面積約為400 km2，構造上位于遼河坳陷西部凹陷中北部，沙河街組四段(沙四段)沉積時期為咸化湖盆閉塞湖灣環境(見圖1)。西部凹陷斷陷湖盆東陡西緩，斷裂系統發育。陡坡帶物源較緩坡帶的多，扇三角洲砂體發育，白云巖類儲層主要發育于緩坡帶[36-39]。杜家臺油層(Es4d)為雷家—高升地區的主力產油層之一，位于沙四段頂部，厚度為20～140 m。儲層巖性為一套由白云石、方沸石、長石、石英和泥質(包括細粉砂)等礦物混合形成的沉積巖，部分儲層礦物質量分數為20%～40%，為致密混積巖儲層[33]。儲層中既有碎屑巖成分，又有碳酸鹽巖成分，儲層孔喉結構復雜[33-35]；以白云巖類儲層為主，局部方沸石含量增多而形成方沸石巖[36,39](見圖1)。方沸石是一種富鈉的鋁硅酸鹽礦物，人們對方沸石的物質來源、形成環境和成巖作用進行探討[39-45]，發現其形成受咸化水體、地熱流體等因素影響，并影響巖石的孔隙度和滲透率，進而決定儲層質量。雷家地區方沸石與白云石密切共生，受地熱流體影響，方沸石巖類主要分布于斷裂附近[39]。沙四段湖盆可劃分為明顯的濱湖—淺湖和深湖亞相，雷家地區沙四段發育于濱淺湖與半深湖的過渡相帶，為低能環境，各成巖組分粒徑小，以泥晶為主[39](見圖1)。

圖1　遼河西部凹陷沉積特征及雷家地區取樣點井位Fig.1 Sedimentary characteristics and the location of sampling wells of Leijia district，the western sag of Liaohe depression

2　儲層巖性及物性特征

受小型斷陷湖盆的構造環境、咸化水體的沉積背景及斷裂溝通地熱流體等因素影響，雷家地區杜家臺油層普遍發育陸源碎屑、碳酸鹽巖和方沸石三類巖石組分，形成一套細粒(泥晶和黏土粒徑小于0.01 mm)混合沉積巖[36,39]。X線衍射全巖分析表明，杜家臺油層發育黏土礦物，長石—石英質碎屑，方解石、白云石、菱鐵礦等碳酸鹽礦物，以及自生方沸石等礦物，其中黏土礦物、長石—石英質碎屑、白云石和方沸石為主要礦物。根據白云石、方沸石和泥質(包括黏土礦物和泥級石英、長石)質量分數，可以將杜家臺油層劃分為白云巖、細粒混積巖和方沸石三類。白云巖類儲層中，白云石質量分數大于50%，以泥晶為主，根據泥質和方沸石的相對質量分數，又可分為泥質/方沸石質泥晶云巖、含泥/含方沸石泥晶云巖等類型。方沸石類儲層中，方沸石質量分數大于50%，泥質和白云石的相對質量分數為20%～30%，包含泥質/白云質方沸石巖、含泥/含白云質方沸石巖等類型。細粒混積巖類儲層中，白云石、方沸石和泥質的質量分數為20%～40%，根據三種成分質量分數的大小，可以歸為泥巖、砂巖、方沸石巖和白云巖的任何一類，文中統稱為細粒混積巖，主要分布于受陸源砂體影響的淺湖—半深湖相帶(見圖1)。

三類儲層孔隙度為2%～14%，滲透率為(0.01～100.00)×10-3μm2，不同巖性儲層孔隙度、滲透率無明顯差別。根據孔隙度分布統計結果，白云巖類儲層孔隙度較高，平均孔隙度為6%～7%；細粒混積巖類儲層的平均孔隙度為5%～6%；方沸石巖類儲層孔隙度最低，平均孔隙度為4%～5%(見圖2)。

圖2　雷家地區杜家臺油層不同巖性儲層孔隙度和滲透率Fig.2 Reservoir porosity and permeability histogram of Dujiatai formation, Leijia district

圖3　雷家地區杜家臺油層不同巖性含油級別Fig.3 Oil bearing grade of different lithology in Dujiatai formation, Leijia district

雷家地區杜家臺油層源儲緊鄰，成藏條件較好，油氣顯示豐富，不同物性儲層中可見熒光、油跡、油斑和飽含油等不同級別的油氣顯示。總體上，白云巖類儲層含油性好于細粒混積巖類的，細粒混積巖類儲層的好于方沸石巖類的，方沸石巖類儲層中少見飽含油的樣品。不同巖性儲層孔隙度分析結果顯示，儲層含油性與孔隙度呈正相關關系，但儲層含油性與巖性關系不明顯，通過孔隙度或滲透率難以劃分儲層含油與不含油的界限。白云巖類儲層中，不含油樣品占總樣品數量的30%，含油樣品的含油級別多在油斑以上。細粒混積巖類儲層中含油樣品與不含油樣品各占總樣品數量的50%，含油級別多在熒光到油斑之間(見圖3)。

3　孔隙結構特征

3.1孔隙類型及大小

雷家地區白云巖類、細粒混積巖類和方沸石巖類儲層致密，鑄體薄片在顯微鏡下可見孔隙較少，順層縫、微裂縫發育較多，裂縫寬度為2～4 μm，長度多延伸至整個薄片觀察視域(約為2 mm)(見圖4)。白云巖類儲層中，白云石呈條帶、斑塊狀富集，發育溶蝕孔隙，以及構造縫、層內縫和網狀微縫；溶蝕孔孔徑為1～10 μm，納米孔孔徑為10～40 nm(見圖4(a-c))。細粒混積巖類中，石英、長石粒徑多小于0.01 mm，少量呈粉砂狀，與伊利石、伊蒙互層等黏土礦物混合；顯微鏡下紋層結構明顯，局部有機質殘體分布，紋層厚度為2～4 μm；順層縫發育，縫寬為1～4 μm，產狀與地層一致，常具滑脫性質(圖4(d))；裂縫被石英、方沸石半充填，殘余裂縫寬度為5～30 μm；納米孔隙發育，孔徑大小為20～60 nm(見圖4(e-f))。方沸石巖類中，方沸石與白云石互層或共生，常充填于裂縫、溶蝕孔，沿溶蝕孔邊部充填，保留較多殘余孔；殘余微孔孔徑為5～20 μm，納米孔孔徑為10～60 μm(見圖4(g-i))。

3.2孔隙結構及連通性

分別選取三類儲層典型樣品進行CT掃描，重構儲層孔喉結構特征(見表1、圖5)。泥晶云巖類儲層連通孔隙體積占總孔喉體積的37%，孔隙連通性較好，孔隙分布均勻，平均孔隙半徑為1.42 μm，平均喉道半徑為0.87 μm，孔隙與喉道大小、數量相差不大，表明孔喉系統相對簡單，流體滲流能力較好。細粒混積巖類儲層連通孔隙體積占總孔喉體積的35%，孔隙分布比較均勻，平均孔隙半徑為1.04 μm，平均喉道半徑為0.54 μm，孔喉系統相對簡單。方沸石巖類儲層連通孔隙體積占總孔喉體積的28%，孔隙順層分布，平均孔隙半徑為0.34 μm，孔隙配位數為1.14，表明孔喉系統趨于復雜，易使流體滲流通道彎曲，造成滲流能力變差。

圖4　雷家地區沙四段杜家臺油層不同儲層孔、縫發育特征Fig.4 Pore-fracture size and types of different lithology in Dujiatai formation, Leijia district

巖性類別樣品編號孔隙度/%孔喉體積/106μm3連通體積/106μm3連通體積所占比例/%孔隙數量/個平均孔隙半徑/μm喉道數量/個孔喉數量比泥晶云巖L366.57.02.6372791251.422726451.02細粒混積巖L365.33.11.1352353371.042311601.02方沸石巖L574.83.91.12812724350.3411181991.14

4　儲層物性影響因素及下限

儲層物性受沉積環境、成巖演化、礦物成分、構造背景等因素影響。雷家地區杜家臺油層處于中—淺埋藏階段，沉積相位于淺湖—深湖過渡相帶，研究區經歷的構造背景、成巖演化階段基本相同。因此，儲層巖性、孔隙結構特征是儲層物性的主控因素。

圖5　杜家臺油層主要儲層孔隙結構三維分布特征Fig. 5 3D pore structure of different lithology in Dujiatai formation

4.1孔喉半徑

高壓壓汞分析結果(見表2)表明，各類儲層不同物性樣品的排驅壓力相差很大，在0.01～28.43 MPa之間，由于三類儲層發育孔徑較大的微孔和中孔，根據排驅壓力結果難以區分儲層類型。不同儲層的飽和度中值壓力區別明顯，白云巖類儲層飽和度中值壓力普遍低于30.00 MPa，細粒混積巖儲層的飽和度中值壓力為18.00～90.00 MPa，方沸石巖類儲層的飽和度中值壓力超過18.00～180.00 MPa。飽和度中值壓力不同表明儲層的中值孔喉半徑有明顯差別，與不同巖性孔徑分布特征和數字巖心分析結果一致。主要流動孔徑指累計滲透率貢獻值達95%以上的孔喉半徑，是對滲透率起主要控制作用的有效孔喉半徑下限值，其值越大表明儲層物性越好。三類儲層主要流動孔徑為0.010～48.793 μm，白云巖與細粒混積巖類儲層主要流動孔徑區別不明顯，與孔隙度呈正相關關系；大部分方沸石巖類儲層主要流動孔徑小于0.050 μm。難流動孔徑指累計滲透率貢獻值大于99%的孔喉半徑值，為對滲透率有影響的有效孔喉半徑下限值，低于該值時流體不能自由流動。三類儲層難流動孔徑為0.010～30.975 μm。

表2　不同類型致密儲層高壓壓汞特征參數

雷家地區沙四段致密儲層滲透率與最大孔喉半徑、主要流動孔喉半徑相關性較好，呈指數正相關關系(R2分別為0.801 5和0.625 2)；中值孔喉半徑與滲透率相關性較差，表明杜家臺油層致密儲層的滲透性主要由較大孔喉提供。當最大與主要流動孔喉半徑小于10.00 μm時，滲透率小于1×10-3μm2；當它大于10.00 μm時，滲透率快速增加(見圖6)，原因是致密儲層滲透性主要由較大喉道提供。

圖6　杜家臺油層致密儲層孔徑與物性關系Fig.6 The correlation curves of pore radius and reservoir physical properties in Dujiatai formation

孔喉半徑與孔隙度呈正相關關系，但相關性較低(R2小于0.5)，表明不同類孔隙對孔隙度均有貢獻。在孔喉半徑從0.01 μm增加到100.00 μm時，孔隙度從1%增加到10%，孔隙度增長緩慢(見圖6)，與大部分致密儲層實測孔隙度小于14%的結果相符。

考慮儲層非均質性，白云巖類儲層的中值孔喉半徑與滲透率、孔隙度相關性較好，分別呈指數正相關關系(R2=0.631 3)和對數正相關關系(R2=0.899 9)(見圖7)，表明白云巖類儲層大部分孔喉對儲層物性有貢獻，原因是孔喉結構均質性較強，孔喉連通性較好，與白云巖類儲層孔喉大小和孔徑分布結果相符。

圖7　杜家臺油層白云巖類儲層孔徑大小與物性關系Fig.7 The correlation curves of pore radius and dolomicrite physical properties in Dujiatai formation

細粒混積巖類儲層主要流動孔喉半徑與滲透率相關性好，表明該類儲層滲透性主要由較大孔喉提供，與雷家地區杜家臺油層致密儲層的整體趨勢相符(見圖8(a))；主要孔喉半徑與孔隙度相關性差，原因是孔隙結構復雜(見圖8(b))。

圖8　杜家臺油層細粒混積巖類儲層孔徑與物性關系Fig.8 The correlation curves of pore radius and fine grained diamictite physical properties in Dujiatai formation

方沸石巖類儲層最大孔喉半徑與滲透率呈指數正相關關系(見圖9(a))，孔隙度影響因素與白云巖類儲層的一致，與最大孔喉半徑呈對數正相關關系(見圖9(b))。原因是方沸石巖類儲層是白云巖類儲層中方沸石質量分數大于40%的過渡類型，其孔隙度影響因素與白云巖類儲層的類似。

圖9　杜家臺油層方沸石巖類儲層孔徑與物性關系Fig.9 The correlation curves of pore radius and analcimolith physical properties in Dujiatai formation

4.2物性下限

根據杜家臺油層致密儲層孔隙度頻率分布，白云巖類儲層孔隙度略高于另外兩類儲層的(見圖2)。白云巖類儲層孔隙類型簡單，連通性好，飽和度中值壓力最低，為三類巖性儲層中最有利儲層；細粒混積巖類儲層孔隙類型多樣，孔隙連通性較好，飽和中值壓力居中，在三類巖性儲層中為次等有利儲層；方沸石巖類儲層納米孔隙占比例大，孔隙連通性較差，飽和度中值壓力高，在三類巖性儲層中為最差等儲層。

儲層的儲集性能包括儲集能力和滲流能力，杜家臺油層不同巖性致密儲層平均孔隙度相差不大，滲透率相差很大，滲透率為儲層儲集性能的主控因素。孔喉半徑對滲透率影響分析結果表明，各類儲層的最大孔喉半徑與滲透率呈指數正相關關系，儲層的滲透性主要由較大孔喉提供。

根據孔徑(r)與滲透率(K)相關性分析結果，白云巖類儲層中，中值孔喉半徑與滲透率相關性曲線的切線，與x軸交點對應于滲透率明顯增大的孔喉半徑值，為0.07 μm，即孔喉半徑大于0.07 μm時，滲透率明顯增大(見圖8)。以0.07 μm作為有利儲層的孔徑下限，根據孔徑(r)與孔隙度(φ)的相關性，求得對應的儲層孔隙度為5.8%，即當儲層孔隙度大于5.8%時，白云巖類致密儲層為較有利儲層(見表3)。根據難流動孔徑(r＇)與滲透率、孔隙度的相關關系，估算有效儲層孔隙度下限值，得出白云巖類儲層有效孔隙度下限為2.8%(見表3)。使用相同的方法，細粒混積巖類和方沸石巖類儲層滲透率明顯增大時孔徑分別為4.00 μm和6.00 μm(見圖9、圖10)，對應的有利儲層孔隙度下限分別為6.2%和7.1%。根據細粒混積巖類和方沸石巖類儲層難流動孔徑(r＇)與滲透率、孔隙度的相關關系，估算兩者有效儲層孔隙度下限分別為3.3%和4.6%(見表3)。

由于孔喉結構復雜，考慮巖性差別，孔徑大小與滲透率相關性較好，但與孔隙度相關性較差。由于滲透率主要由較大孔徑提供，并不是所有的孔徑與滲透率有良好的相關性。如不考慮巖性差別時，最大孔喉半徑與滲透率的相關性好于中值孔喉半徑和主要流動孔喉半徑與滲透率的。同類巖性中，孔徑大小與孔隙度、滲透率的相關性大大提高，各孔喉半徑與物性的相關因數在0.5以上。由于細粒混積巖類儲層礦物成分多樣，孔隙類型復雜，主要流動孔喉半徑與孔隙度相關性較差(R2為0.341 4)，由此估算的有利儲層孔隙度下限有待進一步研究。

致密儲層物性下限的確定能為勘探方向或開發決策提供指導，也是資源評價的重要參數。三類儲層雖然巖性不一，但儲層物性相差不大。在雷家地區斷裂發育的背景下，儲層普遍發育裂縫，而裂縫的存在能極大增加滲透率。對于致密儲層，在孔隙度相差不大的情況下，滲透率是劃分相對優質儲層最重要的因素。白云巖類儲層含油性較好，細粒混積巖類儲層和方沸石巖類儲層也含油。若某類巖性所處構造位置較好，裂縫發育，在其他成藏條件相同的前提下，該類巖性為最有利儲層。

雷家地區致密油勘探過程中，首先，尋找最有利的白云巖類儲層；其次，細粒混積巖類儲層和方沸石巖類儲層也要協同開發。由于致密油開發需要實施儲層壓裂改造，雷家地區致密含油儲層分布面積小(400 km2)、巖性混雜，開發時區分巖性意義不大。在致密油資源量估算時，儲層孔隙度下限能將資源量分級，并確定優質資源量的大小及分布范圍。分析三類巖性孔隙度下限結果，孔隙度小于3%的儲層，致密油資源品質差；孔隙度大于5%的儲層，致密油資源品質較好。

表3　不同類型巖性有利儲層、有效儲層估算結果

5　結論

(1)雷家地區杜家臺油層儲層可分為白云巖、方沸石巖和細粒混積巖三類儲層。三類儲層發育裂縫—微孔—納米孔多級孔喉系統，納米孔孔徑為5～60 nm，微米孔孔徑為1～100 μm，裂縫寬度為1.0～2.5 μm。

(2)白云巖類儲層孔隙度分布較為均勻，連通孔隙體積占總孔喉體積的37%；細粒混積巖類儲層連通孔隙體積占總孔喉體積的35%；方沸石巖類儲層連通孔隙體積占總孔喉體積的28%。白云巖類儲層飽和度中值壓力最低，是最有利儲層；細粒混積巖類儲層飽和中值壓力居中，為次要儲層；方沸石巖類儲層飽和度中值壓力高，儲層物性最差。

(3)杜家臺油層儲層滲透率與最大孔喉半徑、主要流動孔喉半徑相關性較好，呈指數正相關關系，表明致密儲層的滲透性主要由較大孔喉提供。根據孔喉值估算，白云巖類儲層的有利儲層孔隙度下限為5.8%，有效儲層孔隙度下限為2.8%；細粒混積巖類儲層物性居中，優質儲層孔隙度下限為6.2%，有效儲層孔隙度下限為3.3%；方沸石巖類儲層物性最差，有利儲層孔隙度下限為7.1%，有效儲層孔隙度下限為4.6%。

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2015-11-16；編輯：張兆虹

國家科技重大專項(2011ZX05028-002)；中國石油天然氣股份有限公司科學研究與技術開發項目(2013E-0502)

汪少勇(1988-)，男，博士研究生，主要從事常規、非常規油氣資源評價方面的研究。

10.3969/j.issn.2095-4107.2016.01.006

TE122.3

A

2095-4107(2016)01-0051-11