2. 青岛海洋科学与技术国家实验室/海洋矿产资源评价与探测技术功能实验室, 山东 青岛 266237;
3. 中国石油大学(华东)非常规油气与新能源研究院, 山东 青岛 266580
2. Qingdao National Laboratory for Marine Science and Technology/Evaluation and Detection Technology Laboratory of Marine Mineral Resources, Qingdao 266237, Shandong, China;
3. Research Institute of Unconventional Petroleum and Renewable Energy, China University of Petroleum(East China), Qingdao 266580, Shandong, China
0 引言
近年来，全球油气资源日益紧张，而北美非常规油气勘探、开发的成功[1]表明，由常规油气向非常规油气跨越的勘探战略成为未来石油工业发展的必然趋势[2-4]。据国土资源部等部委联合完成的“新一轮全国油气资源评价”，中国主要盆地致密油地质资源总量为(106.7~111.5)×108 t，可采资源量为(13~14)×108 t，占我国可采石油总资源量的40%[5]；同时，首个亿吨级致密油田—新安边油田的发现，使得致密油成为我国石油勘探的最现实接替领域。
众多学者指出，以纳米、微米孔喉为主的致密储层特征研究和优质储层(储层甜点)预测成为制约致密油勘探的瓶颈[2-9]。迄今为止，对于优质储层的评价方案，学术界有各种认识，如：郭迎春等[10]、杨升宇等[11]仅认为相对高渗区即为储层“甜点”区；而朱超等[8]统计了研究工区内油层孔隙度(φ)下限，将φ＞8%的储层视为“甜点”[8]；贾承造等[5]由孔隙度入手，将致密油储层划分为3类，其中，Ⅰ类致密储层的φ为7%~10%，Ⅱ类储层的φ为4%~7%，Ⅲ类储层的φ＜4%；郑磊等[12]则认为Ⅰ类致密储层的φ为8%~12%，渗透率(K)为(3~20)×10-3 μm2；另外，朱如凯等[13]则将塔里木盆地白垩系—古近系致密储层分为2类，其中，Ⅰ类储层φ为6%~10%，K为(1~10)×10-3 μm2，Ⅱ类储层φ≤6%，K≤1×10-3 μm2；也有学者认为致密储层可划分为4类，其物性界限分别为φ=6%、K=0.1×10-3 μm2，φ=4%、K=0.05×10-3 μm2和φ=3%、K=0.01×10-3 μm2[14]；更有学者[15]将四川盆地须家河组致密储层划分7类。但值得注意的是，上述不同学者所厘定的致密储层评价方案不仅迥然有异，且多依据经验、统计完成，缺乏足够的理论支撑。伴随着电镜扫描、核磁共振、恒速压汞等储层表征技术的不断发展，越来越多的学者逐步认识到，致密砂岩储层的孔喉结构异常复杂，其孔隙半径相差不大，而喉道半径才是制约储层品质、进汞饱和度大小及渗透率高低的内在因素，也是建立致密储层评价方案的重要基础[16-20]。因此，本文针对这一相对薄弱但又有重要理论和实际意义的环节，以松辽盆地南部中央坳陷区泉四段致密砂岩为例，利用常规压汞、恒速压汞、高压压汞等资料，详细表征致密储层孔喉结构，并在此基础之上建立多尺度致密砂岩储层评价方案，以期为吉林探区致密油勘探、开发提供科学依据，进而为我国致密砂岩储层评价标准的建立提供地质资料。
1 基本地质概况松辽盆地是发育在古生代海西褶皱基底之上、具有典型下断上坳结构的大型复合沉积盆地，地跨黑、吉、辽三省。南部中央坳陷区南起长岭，北到嫩江、松花江与黑龙江省交界处，西接海坨子，东至扶余，面积约1.72×104 km2，可以分为红岗阶地、长岭凹陷、扶新隆起带、华字井阶地和东南隆起带5个二级构造带(图 1)。晚白垩纪泉四段沉积时期气候干燥炎热，沉积环境以弱还原-弱氧化-氧化为主，工区内发育了一套大型浅水三角洲沉积[21]。至青一段沉积时期，湖盆大范围扩张，半深湖—深湖沉积中心广泛接受陆源细粒碎屑，发育了大套灰黑色泥岩夹油页岩、深灰色泥岩与泥质粉砂岩互层的地层[22]。青一段泥岩与泉四段砂岩储层形成“上生下储、源储紧邻”的组合关系，在距今82 Ma左右的嫩江组沉积末期，埋深达到1 000 m的青一段泥岩开始成熟，但其生、排烃量较小；在距今80 Ma时，深度范围处于1 600 m以下的青一段泥岩步入大量排烃时期，此时正值断裂活动开启，青一段内部异常高压得以释放。油源断层与上覆超压的良好匹配关系，使得青一段泥岩生成的油气被推动至下伏泉四段致密储层中聚集成藏[23-24]，截至目前，已发现了海坨子油田、大安北油田和两井油田等致密油藏(图 1)。
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| 图 1 松辽盆地南部中央坳陷区地理位置、构造分区图(据脚注①修改) Figure 1 Location and structure map of Central depression in the southern Songliao basin (modified by footnote①) |
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① 卢双舫，等.松南扶余油层致密油成藏规律研究.松原：吉林油田勘探开发研究院，2014.
2 致密储层特征 2.1 致密储层岩石学特征泉四段砂岩粒级主要以中、细砂岩和粉砂岩为主，岩石类型主要为岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩，表现为次棱角-次圆状磨圆。砂岩颗粒成分中主要包含石英、长石(钾长石、斜长石)、岩屑(火成岩、变质岩、沉积岩)以及少量其他矿物，其中：石英平均体积分数为33.15%；钾长石平均体积分数较高，约22.73%；斜长石较少，约8.05%；火成岩岩屑是主要的岩屑成分，占总岩石成分的31.19%，变质岩岩屑和沉积岩岩屑体积分数较低；填隙物平均体积分数为5%~15%，主要由胶结物和泥质杂基两部分组成，长石、高岭石和伊利石等其他胶结物体积分数较低。
2.2 致密储层物性特征岩心实测物性统计分析表明，松南中央坳陷区泉四段砂岩总体物性很差，尤以工区内部埋深在1 800 m之下的储层致密特征最为显著，其中：孔隙度分布频率呈单峰型，φ≤12.00%的样品分布频率为86.25%，而集中分布在4.00%≤φ≤12.00%的样品分布频率占78.31%(图 2a)；K≤1.00×10-3 μm2的样品分布频率为89.50%，其中，K≤0.20×10-3 μm2的样品分布频率占67.85%(图 2b)。对K≤1.00×10-3 μm2的样品(共4 605个样品点)进行统计分析发现(图 2c、d)：泉四段4个砂组中的砂岩，孔隙度主要分布在6.00%~12.00%，渗透率分布频率峰值位于(0.10~0.50)×10-3 μm2；另外，Ⅲ砂组、Ⅱ砂组物性略好，K≥0.10×10-3 μm2的样品分布频率分别为65.89%和62.92%，Ⅰ砂组物性最差，K≥0.10×10-3 μm2的样品分布频率占54.95%。
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| a.总体储层孔隙度；b.总体储层渗透率；c.致密储层孔隙度；d.致密储层渗透率。N为样品数。 图 2 松辽盆地南部中央坳陷区泉四段总体砂岩储层及致密砂岩储层物性分布特征直方图 Figure 2 Physical distribution histogram of all sandstone reservoirs and tight-sandstone reservoirs from Quantou 4 Formation at Central depression in the southern Songliao basin |
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通过岩石铸体薄片及扫描电镜观察可以发现，松南中央坳陷区内泉四段砂岩孔隙连通性总体较差(图 3a)。储集空间类型主要包括原生粒间孔、次生溶孔、微裂缝和晶间孔。其中：原生粒间孔主要发育在压实作用稍弱的扶新隆起带和华子井阶地，多呈三角形或多边形存在，孔隙边缘平直且内部洁净(图 3b)，孔隙半径较大、连通性较好；次生溶孔可分为长石、岩屑粒内溶孔及碳酸盐胶结物溶孔，主要发育在长岭凹陷内，其面孔率多在4%以下，孔隙形状不规则且连通性较差(图 3c—e)；微裂缝可分为构造缝和压裂缝，其中，构造缝多绕颗粒而过，缝面弯曲(图 3f)，能明显改善储层渗透能力，而压裂缝一般在长石、云母颗粒上呈条向分布，直观地显示了压应力的走向(图 3g)；黏土矿物的晶间孔隙大量存在，主要包括伊利石晶间孔和高岭石晶间孔，但孔径以纳米级为主且孤立存在，连通性极差(图 3h)。
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| a.乾239井，2 070.5 m，储集空间，(-)；b.让53-2井，2 199.75 m，原生粒间孔，(-)；c.乾239井，2 070.2 m，长石次生溶孔，(-)；d.查45井，2 108.3 m，长石次生溶孔；e.孤32井，1 409.44 m，岩屑次生溶孔，(-)；f.查21井，2 151.4 m，构造缝，(-)；g.乾228井，2 335.5 m，压裂缝，(-)；h.查45井，2 108.3 m，晶间孔。 图 3 松辽盆地南部中央坳陷区泉四段致密砂岩储层储集空间特征 Figure 3 Space characteristics of tight sandstone reservoirs from Quantou 4 Formation at Central depression in the southern Songliao basin |
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孔喉结构是指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、尺寸、分布及其相互连通关系[27]。对于致密储层而言，其孔隙半径相差甚微，孔喉结构的非均质性主要体现在喉道特征参数上，喉道半径越大、大喉道含量越高、样品渗透率越强，储层品质越高，即致密储层渗透性主要由占少部分的较大喉道来贡献[19-20, 28]。
3.1 常规压汞参数表征储层品质常规压汞技术可以从毛细管曲线上获取反映孔喉大小、孔喉分选、孔喉连通性和渗流能力的参数，是目前获取孔喉特征参数最主要的手段[19]。统计研究工区内致密储层含油饱和度与孔喉结构之间的相关关系，结果表明：储层渗透率与砂体含油饱和度正相关(图 4a)，说明砂体渗透率越高，储层品质越好，其含油性越强；另外，随着均质系数的增加，致密储层中岩石的喉道半径随之增大，且大半径喉道含量的增加使得储层品质得到明显改善(图 4b)。对比发现，含油饱和度与均质系数之间的相关关系明显高于其与渗透率之间的相关关系，这说明孔喉结构才是制约储层品质的本质因素。
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| 图 4 松辽盆地南部中央坳陷区常规压汞参数与储层品质的关系 Figure 4 Relationship between conventional mercury injectionand reservoir quality of Quantou 4 Formation at Central depression in the southern Songliao basin |
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同时，通过分析查10井和孤11井两块致密砂岩样品的常规压汞参数发现，致密储层的渗透性主要由占少部分的最大连通孔喉半径所控制，虽然其分布频率多在半数以下，但在孔喉半径分布频率峰值处渗透率贡献值迅速增加(图 4c、d)，且分布频率越大，渗透率贡献值越大。
3.2 恒速压汞参数表征储层品质与常规压汞相比，恒速压汞可以很好地将孔隙和喉道区别开来，进而定量分析孔隙、喉道和孔喉比参数的大小[19]。在本次研究中，笔者遵循“全面取样、重点对比”的原则，对长岭凹陷内查45井(图 5)、让53-2井、查平2井的致密储层进行分析，由于样品含油饱和度由底部向中部逐渐降低并在顶部消失(图 5a)，所以，在每块岩心样品上按含油级别递减的方向分别钻取“饱含油、中含油、不含油”的3个岩心柱子开展恒速压汞实验，测试数据见表 1。结果显示：9个样品的孔隙度分布区间为4.14%~8.90%，表征喉道体积的最大连通喉道半径、主流喉道半径集中分布在0.065~0.527 μm。虽然孔隙半径分布范围较大，但随着孔隙半径的不断增大，渗透率的增长幅度并不明显(图 6a)，说明在致密砂岩储层中，渗透率和孔隙半径的关系不是很密切；同时，排驱压力与孔隙半径的相关性也较差(图 6b)；而随着最大连通喉道半径的逐步增大，储层渗透率升高(图 6c)，排驱压力则呈幂函数形式递减，二者相关性好(图 6d)。
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| 图 5 松南中央坳陷查45井泉四段致密储层恒速压汞样品位置及孔喉发育特征 Figure 5 Position of the sample and its pore throat characteristics of Quantou 4 Formation from Cha 45 well at Central depression in the southern Songliao basin |
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| 图 6 松辽盆地南部中央坳陷区泉四段恒速压汞参数相关关系 Figure 6 Relationship of parameter from constant-rate mercury injection of Quantou 4 Formation at Central depression in the southern Songliao Basin |
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| 样品号 | 孔隙度/ % |
渗透率/ (10-3 μm2) |
主流喉道 半径/μm |
最大连通喉道 半径/μm |
孔隙半径 均值/μm |
总孔隙进汞 饱和度/% |
总喉道进汞 饱和度/% |
最终进汞 饱和度/% |
排驱压力/ MPa |
| 查45-1 | 4.79 | 0.043 | 0.230 | 0.527 | 150.554 | 23.569 | 41.494 | 65.063 | 1.395 |
| 查45-2 | 4.18 | 0.035 | 0.142 | 0.452 | 146.717 | 10.308 | 47.399 | 57.707 | 1.625 |
| 查45-3 | 4.14 | 0.030 | 0.122 | 0.311 | 152.313 | 4.725 | 37.804 | 42.529 | 2.366 |
| 让53-2-1 | 6.75 | 0.061 | 0.091 | 0.334 | 135.944 | 2.191 | 47.382 | 49.573 | 2.200 |
| 让53-2-2 | 7.69 | 0.041 | 0.102 | 0.262 | 144.897 | 2.753 | 34.187 | 36.939 | 2.808 |
| 让53-2-3 | 6.08 | 0.020 | 0.065 | 0.212 | 128.966 | 1.133 | 30.601 | 31.734 | 3.466 |
| 查平2-1 | 7.49 | 0.047 | 0.123 | 0.393 | 140.770 | 6.692 | 42.512 | 49.205 | 4.868 |
| 查平2-2 | 7.93 | 0.081 | 0.122 | 0.428 | 145.396 | 10.657 | 42.785 | 53.442 | 1.716 |
| 查平2-3 | 8.90 | 0.065 | 0.115 | 0.425 | 147.622 | 8.203 | 38.300 | 46.503 | 1.731 |
以查45井泉四段岩心样品为例，1、2、3号岩心样品的孔隙度分别为4.79%、4.18%和4.14%，渗透率分别为0.043×10-3、0.035×10-3、0.030×10-3 μm2。虽然3块样品的物性相差不大，但1号样品处日产油为1.35 t，日产水为8.74 m3；3号样品取自干层，基本不含油；2号样品含油级别则处于1号样品和3号样品之间(图 5a)。由图 5b可以看出，3块样品的孔隙半径发育特征近乎一致，分布频率峰值处于120~135 μm，甚至不含油的3号样品孔隙结构还要优于1、2号样品的孔隙结构；说明在致密储层中，孔隙发育特征不是造成含油差异性的原因。但由图 5c可以看出，饱含油的1号样品喉道半径分布频率峰值具有“低而宽”的特征，处于0.35~0.55 μm，频率之和近于95%；中含油的2号样品，喉道半径峰值表现为“高而窄”的特征，分布频率峰值位于0.32~0.45 μm；不含油的3号岩心样品同样具有一个“高而窄”的峰值，但其喉道半径明显小于1、2号样品，峰值处于0.25~0.30 μm。上述数据结果显示，物性高低固然是标定储层品质的重要参数之一，但是，在相同物性级别范围内，喉道半径大小及发育特征才是制约储层品质的本质因素，喉道半径越大，储层品质越好，含油饱和度越高；反之，则含油性变差甚至不具备储集能力。
3.3 高压压汞参数表征储层品质利用高压压汞技术可测孔径范围为3×10-3~1×103 μm，能够有效表征致密砂岩的各孔喉段孔隙的发育情况，尤其是对于孔喉半径参数具有明显优势[29]。通过对研究工区内泉四段致密储层的4块样品开展高压压汞实验，发现岩样孔喉半径具有明显的单峰特征；而且，对渗透率贡献最大的喉道正是这部分占较小体积的大喉道，样品渗透率越大，较大喉道所占比例越大(图 7a—d)。其中：乾181井样品孔喉半径峰值最小，仅为0.01~0.03 μm，这使得储层渗透率和进汞饱和度明显降低(图 7a)；虽然孤7井和让59井样品的孔喉半径峰值一致，均位于0.2~1.0 μm，但让59井样品的进汞饱和度明显高于孤7井样品，这说明除孔喉半径大小之外，其分选性也是制约储层含油饱和度的另一关键参数，孔喉分选性越差，储层渗透性越好，含油饱和度越高。这是因为致密储层整体以小孔喉为主，其孔喉分选变差意味着储层中存在少量半径较大的孔喉，能明显提高储层渗透性(图 7c、d)。
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| 图 7 松南中央坳陷泉四段致密储层高压压汞参数与储层品质的关系 Figure 7 Relationship between high-pressure mercury injection and reservoir quality of Quantou 4 Formation at Central depression in the southern Songliao basin |
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石油充注至致密储层后，静水条件下能否富集成藏，其根本原因取决于油滴所受浮力与毛管阻力之间的关系。若油滴向砂体上倾方向运移时，所受浮力不足以克服毛管阻力，则在此处聚集并形成致密砂岩油藏；若毛管阻力减小并低于浮力，油滴则继续向砂体上倾方向运移，在构造高部位聚集形成常规油气藏。油气在地层中所受浮力和毛管阻力公式[30]为
(1) 
(2) 式中：F为浮力，N；rp为孔隙半径，m；ρw为水密度，kg/m3；ρ为油密度，kg/m3；g为重力加速度，9.8 m/s2；α为地层倾角，(°)；pc为毛管阻力，N；r为喉道半径，m；θ为润湿角，(°)；σ为油水界面张力，N/m。
当油水界面达到平衡状态，即浮力与毛管阻力相等时，对应的孔喉半径即为石油运移的临界孔喉半径，由式(1)和(2)可以推出：
(3) 在本研究工区针对岩石润湿性实验数据进行统计，得知岩石润湿角θ大约为25°；油水界面张力σ为0.015 N/m；ρw-ρ为250 kg/m3；孔喉半径比rp/r约为90。
由式(1)、(2)以及孔喉半径比，建立浮力及毛管阻力与喉道半径之间的关系。由图 8a可知，当地层倾角为0.1°~90.0°时，致密油藏形成的临界喉道半径分布范围为0.3~8.0 μm。对于松辽盆地南部中央坳陷区泉四段致密储层而言，其最大地层倾角约为10°，所对应的临界喉道半径约为0.8 μm。将该喉道半径临界值与储层孔、渗数据建立投点关系(综合吉林油田勘探院恒速压汞和本次恒速压汞实验数据)可知，在研究工区内，K=1.0×10-3 μm2、φ=12%为致密砂岩储层的上限(图 8b、c)。
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| 图 8a中绿色、红色、紫色虚线所对应的横坐标即为临界吼道半径。 图 8 松辽盆地南部中央坳陷区泉四段致密砂岩储层上限临界图 Figure 8 Upper critical of tight sandstone reservoirs of Quantou 4 Formation at Central depression in the southern Songliao basin |
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上文已知，孔喉结构尤其是喉道半径才是控制致密储层品质的关键因素。因此，本文充分利用资料丰度较高的常规压汞数据，统计孔喉半径分布区间及其对进汞量的贡献比例，可将研究工区内的致密砂岩划分为4个级别，分别为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类致密储层和非储层(图 9)。其中：Ⅰ类致密储层样品的孔喉半径有2个峰值，但对进汞量起主要贡献的部分对应孔喉半径为0.100 00~0.630 00 μm，其进汞量所占比例为15%~25%；Ⅱ类致密储层发育一个进汞量比例达到17%~28%的主峰，所对应的孔喉半径为0.016 00~0.100 00 μm；Ⅲ类致密储层的孔喉半径分布范围较广，在0.001 00~0.025 00 μm均有发育，其对进汞量的贡献也在5%~23%范围内零散分布；总进汞量小于50%的非储层样品，孔喉半径多小于0.001 00 μm，且对进汞量的贡献在5%以下，不具备油气聚集的能力(图 9，表 2)。
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| mD (毫达西)为非法定计量单位，1 mD=0.9869×10-9m2。 图 9 松辽盆地南部中央坳陷区泉四段致密砂岩储层孔喉分布半径分类图 Figure 9 Classification flgure of pore throat radius of tight sandstone reservoirs from Quantou 4 Formation at Central depression in the southern Songliao basin |
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| 储层分类 | 常规压汞 | 实测物性 | ||||
| 孔喉半径峰值/μm | 排驱压力/MPa | 渗透率/(10-3 μm2) | 孔隙度/% | |||
| Ⅰ | 0.100 00~0.630 00 | 0.3~1.5 | 0.10~1.00 | 10~12 | ||
| 致密储层 | Ⅱ | 0.016 00~0.100 00 | 1.5~2.5 | 0.05~0.10 | 7~10 | |
| Ⅲ | 0.001 00~0.025 00 | ＞2.5 | 0.01~0.05 | 4~7 | ||
| 非储层 | ＜0.001 00 | — | ＜0.01 | ＜4 | ||
鉴于在实际油田工作中压汞参数应用不便，而微观孔喉半径与储层渗透率本就是有机联系在一起的参数，因此，针对由孔喉结构所划分的4类致密储层的大量物性数据进行统计，进而厘定不同类别致密储层的物性界限，具有一定的科学意义。统计结果显示，松辽盆地南部吉林探区泉四段致密砂岩中：非储层砂体的孔隙度φ＜4%，渗透率K < 0.01×10-3 μm2，不具备储集能力；石油可以进入Ⅲ类致密储层，但非常困难，其排驱压力多大于2.5 MPa，且随着物性变差，排驱压力呈幂函数形式增长，物性界限φ为4%~7%，K为0.01×10-3 ~0.05×10-3 μm2；Ⅱ类致密储层物性有所增加，是工区内致密油勘探的重点，物性分布区间φ为7%~10%，K为0.05×10-3 ~0.10×10-3 μm2，排驱压力为1.5~2.5 MPa；Ⅰ类致密储层物性最好，可视为储层“甜点”，其渗透率处于0.10×10-3 ~1.00×10-3 μm2范围内，其相应的孔隙度分布区间则集中在10%~12%(图 10，表 2)。
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| 图 10 松辽盆地南部中央坳陷区泉四段致密砂岩储层物性及排驱压力分类图 Figure 10 Classification figure of physical property and expulsion pressure of tight sandstone reservoirs from Quantou 4 Formation at Central depression in the southern Songliao basin |
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1) 松辽盆地南部中央坳陷区泉四段致密储层以岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩为主，包含胶结物和泥质杂基两种主要的填隙物成分；储层整体物性差，储集空间类型主要有原生粒间孔、次生溶孔及微裂缝和晶间孔，并以次生溶孔为主，原生粒间孔隙为辅。
2) 对常规压汞、恒速压汞和高压压汞资料进行分析，结果表明，孔喉结构特征是控制致密储层品质的本质因素：储层渗透性主要由占少部分的较大孔喉半径所控制，喉道半径越大、大喉道所占比例越高，致密储层的渗透率就越高、品质越好、含油性越强。
3) 由孔喉结构的差异性出发，将松南中央坳陷区泉四段致密砂岩储层分类4类，其中：Ⅰ类致密储层品质最高，可视为储层“甜点”，其孔喉半径峰值主要分布在0.100 00~0.630 00 μm，孔隙度处于10%~12%，渗透率处于(0.1~1.0)×10-3 μm2范围内；Ⅱ类致密储层的物性界限φ为7%~10%，K为(0.05~0.10)×10-3 μm2，孔喉半径峰值为0.016 00~0.100 00 μm；Ⅲ类致密储层的孔喉半径峰值处于0.001 00~0.025 00 μm范围，相对应的φ为4%~7%，K为(0.01~0.05)×10-3 μm2；另外，孔喉半径峰值＜0.001 μm，φ＜4%，K＜0.01×10-3 μm2的砂岩不具备储集能力，为非储层。
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| [2] |
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