莫索灣地區三工河組一段儲層特征及有效物性下限

魯鋒 ，王劍 ，張娟 ，羅正江 ，尚玲 ，李小剛 ，吳康軍 ，蘇宏益

（1.中國石油新疆油田分公司實驗檢測研究院，新疆 克拉瑪依 834000；2.重慶科技學院石油與天然氣工程學院，重慶 401331；3.中國石油新疆油田分公司重油開發公司，新疆 克拉瑪依 834000）

0 引言

近幾年，我國非常規油氣的勘探開發不斷取得戰略性突破，而致密儲層的研究是非常規油氣勘探關注的重點。隨著勘探技術和方法的不斷創新，致密儲層的微觀結構及裂縫發育特征、致密化成因、有效物性下限已成為當今非常規油氣研究的熱點［1］。儲層有效物性下限是指巖石集聚的油氣在當今工業技術下可采出的大于物性下限的部分，不同盆地的致密儲層物性下限各不相同［2-3］。致密儲層有效物性下限是識別致密儲層、確定油層厚度的關鍵參數，是致密儲層評價、資源量計算必須考慮的因素，直接決定了油田的開發決策［4-5］。儲層有效物性下限可以由有效儲層的孔隙度下限、滲透率下限和最小流動孔喉半徑來表征。本文根據統計學原理，在大量巖石薄片和儲層壓汞資料的基礎上，綜合運用試油法、J函數法，確定了研究區儲層的有效物性下限［6-9］。

1 區域概況

研究區位于準噶爾盆地腹部西側，東鄰東道海子凹陷，莫北凸起是研究主體，同時還包括了莫索灣凸起北部和盆1井西凹陷，總面積約4×104km2（見圖1）。

圖1 研究區構造位置

2 砂體沉積特征

侏羅紀時期，莫索灣地區地勢較為平坦，湖水面積大，水體較淺，為淺水三角洲相沉積提供了有利條件［10-14］。通過大量巖心觀察，結合測井響應特征，確定了三工河組一段的沉積相特征。

典型井如莫21井，在三工河組一段三亞段為厚層細砂巖與厚層深灰色泥巖互層，部分夾有泥質粉砂巖，為多期正粒序沉積旋回，以三角洲前緣亞相沉積為主，沉積微相有分流間灣和分流河道（見圖2）。三工河組一段二亞段層厚約50 m，底部為厚層細砂巖，中上部為深灰色泥巖，中間夾有一厚層細砂巖，為一期正粒序沉積旋回。沉積環境為三角洲前緣亞相沉積，底部為分流河道微相沉積，中上部為分流間灣微相沉積。三工河組一段一亞段底部沉積有厚層細砂巖，中部為薄層細砂巖，中上部為深灰色泥巖層，夾有一套厚層細砂巖，為正粒序—逆粒序—正粒序沉積旋回，頂部為天然堤微相沉積。

圖2 莫21井侏羅系三工河組一段綜合柱狀圖

研究區三工河組一段總體以三角洲前緣亞相的細粒沉積為主，多處為厚層細砂巖、泥質細砂巖沉積的正粒序旋回，水下分流河道的多期疊置為致密儲層砂體的主要成因類型。

3 致密儲層特征

3.1 巖石學特征

大量巖石薄片的觀察統計發現，三工河組一段整體發育長石巖屑砂巖和巖屑砂巖，巖屑含量較高，抗壓實能力較弱，在成巖的機械壓實作用下易被擠壓變形，形成假雜基并充填于原生孔隙中，降低了儲層的物性，加劇了儲層的致密化特征。

3.2 孔隙類型

根據鑄體薄片、掃描電鏡等資料，研究區三工河組一段致密儲層儲集空間類型多樣，孔隙類型以次生孔隙為主，包括粒間溶孔、粒內溶孔，其次為原生粒間孔隙，且多為原生殘余粒間孔隙。粒間溶孔多表現為長石和巖屑溶蝕，因后期有機酸的溶解作用而形成。

3.3 物性特征

三工河組一段儲層埋深大，受強烈壓實、壓溶作用，巖石顆粒細，成熟度低，儲層質量相對較差。孔隙度介于0.5%～15.4%，平均值為9.33%；滲透率為0.01×10-3～98.00×10-3μm2，平均值為 0.48×10-3μm2；總體為低—特低孔隙度、低—特低滲透率儲層。

三工河組一段地層巖石顆粒越粗，物性越好，中細砂巖、中砂巖、細砂巖、不等粒砂巖滲透率在10-4～10-1μm2，孔隙度為7%～17%；而泥巖、粉砂巖、粉細砂巖的滲透率、孔隙度區間分布較窄，其值也較低，為無效儲層（見圖 3）。

圖3 莫索灣地區三工河組一段儲層物性與巖性關系

3.4 孔喉特征

三工河組一段儲層的孔隙空間由微米、納米級喉道連通，孔隙在三維空間的分布極不均勻，整體呈孤立形態，局部區域呈連通帶狀；同時孔隙周圍孤立分布著許多不規則的無效孔隙，或是一端開口、一端封閉的無效孔隙。多數孔隙空間的邊緣較粗糙，呈不規則形態，且分布不規律，推測為次生粒間溶蝕孔隙，從孔喉球棍模型中也可以看出孔隙的分布不規則，球體代表的孔隙被無數線狀喉道連通。

莫24井儲層巖石納米CT測試總孔隙度為12.28%，連通孔隙度8.61%，平均孔喉配位數0.63。孔隙等效半徑為 4.0～11.0 μm，峰值在 4.5～7.5 μm（見圖4），平均值為 6.33 μm；喉道等效半徑為 0.43～6.90 μm，峰值在 0.43～3.50 μm（見圖 5），平均值為 1.62 μm。

圖4 三工河組一段儲層孔隙等效半徑分布頻率

圖5 三工河組一段儲層喉道等效半徑分布頻率

4 有效物性下限的確定

4.1 試油法

試油數據是探討儲層流體性質最直接可靠的資料，可以反映儲層物性、流體性質以及測試工藝技術的綜合結果［15-17］。應用取心井的試油結論劃分有效儲層和非有效儲層，并結合單層孔隙度和滲透率的平均值建立關系模型，以確定儲層的物性下限，即繪制有效儲層和非有效儲層對應的巖心孔滲交會圖版，并在圖中繪制有效儲層和非有效儲層的孔隙度和滲透率分界線，二者之間的界限對應的孔隙度和滲透率即為儲層的有效物性下限。

根據儲層含油性與巖心物性的關系圖，以干層為有效儲層與非有效儲層之間的界限，確定研究區三工河組一段儲層的孔隙度下限為9%，滲透率下限為0.27×10-3μm2（見圖 6）。

圖6 三工河組一段儲層含油性與巖心物性關系

4.2 J函數法

儲層都具有非均質性，致密儲層也不例外。對于有效儲層物性下限的確定，需要從大量樣品壓汞資料中求取儲層平均毛細管壓力。J函數法是求取平均毛細管壓力進而定量描述儲層孔喉特征的有效方法［18-23］。該方法充分考慮儲層的非均質性，能夠很好地表征儲層的物性特征，確定的有效儲層物性下限也較為可靠。

J函數法計算公式為

式中：J（ Sw）為巖樣水飽和度 Sw的函數；pc為毛細管壓力，MPa；K 為巖樣滲透率，10-3μm2；φ 為巖樣孔隙度；σ為界面張力，mN/m；θ為潤濕角，（°）；為J因子。

根據式（1）對研究區所有壓汞資料進行J函數處理，得到不同樣品汞飽和度SHg的J函數值分布（見圖7），然后再求取平均毛細管壓力的J函數曲線。

圖7 莫索灣地區三工河組一段J函數關系

平均毛細管壓力pc，ave的計算公式為

式中：Kave為巖樣平均滲透率，10-3μm2；φave為巖樣平均孔隙度；C為常數。

根據沃爾公式（見式（4）），取累計滲透能力貢獻99.99%的孔隙半徑為油的最小流動孔喉半徑，即0.34 μm。這說明，0.34 μm可以作為確定儲層物性下限的最小流動孔喉半徑。

式中：i為等量孔隙體積間隔序號；ΔKi為等量孔隙體積間隔的滲透能力貢獻值，%；ri為相應的孔隙半徑，μm；ΔK為累計滲透能力貢獻值，%。

對儲層孔隙度、滲透率與壓汞分析的孔喉半徑r作相關性分析（見圖8）。根據孔隙度和滲透率與孔喉半徑的相關關系式，計算得出研究區三工河組一段儲層的有效孔隙度下限為9.35%，滲透率下限為0.34×10-3μm2，最小流動孔喉半徑為 0.34 μm。

圖8 莫索灣地區三工河組一段儲層有效物性下限關系

綜合試油法和J函數法計算結果，最終綜合確定莫索灣地區三工河組一段的有效儲層孔隙度下限為9.20%，滲透率下限為 0.30×10-3μm2。

5 結論

1）研究區三工河組一段總體以三角洲前緣亞相的細粒沉積為主，為底部厚層細砂巖向上變為泥質細砂巖沉積的正粒序，水下分流河道的多期疊置為致密儲層砂體的主要成因類型。

2）三工河組一段儲層巖性為長石巖屑砂巖和巖屑砂巖，巖屑含量較高，抗壓實能力較弱，在成巖的機械壓實作用下，巖屑易被擠壓變形；巖石成熟度較低，以細、中細粒為主，其次為中粒，粒度越粗，物性越好；孔隙類型以次生孔隙為主，包括粒間溶孔、粒內溶孔，其次為原生粒間孔隙，且多為原生殘余粒間孔隙。

3）莫索灣地區三工河組一段的有效儲層孔隙度下限為9.20%，滲透率下限為0.30×10-3μm2，在對該儲層進行識別及確定油層厚度時，可以綜合考慮作為參考標準；同時，對于研究區內的八道灣組致密儲層，其物性下限的確定也可以參考三工河組一段。