鄂爾多斯盆地中部古生界儲層覆壓物性特征

蔣繼輝，楊麗芹

（1.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院；2.中國石油長慶油田分公司培訓中心）

0 引言

地層壓力是儲層物性的一個重要影響因素，直接影響儲層的孔隙度、滲透率及孔隙體積壓縮系數等［1］。在氣田投入開發后，由于儲層內部流體壓力的不斷變化，地層凈上覆壓力也會隨之變化，導致儲層可能發生彈性、塑性變形，從而改變巖石孔隙結構及骨架結構特征，引起儲層物性參數發生變化［2-3］。因此，只有正確認識儲層的孔隙度、滲透率及孔隙體積壓縮系數隨地層壓力的變化規律，才能更有利于油田開發調整措施的制定。

鄂爾多斯盆地中部地區區域構造穩定，地質歷史時期一直保持著整體平起平落的特點，少見背斜、斷層［4-6］。上古生界以河流相、三角洲相沉積為主，三角洲平原分流河道砂體及三角洲前緣水下分流河道砂體是主要儲集層［7］。下古生界為局限臺地—蒸發臺地沉積環境，存在泥云坪、膏云坪和灰泥坪3種沉積微相，泥晶—細粉晶云巖及泥晶灰巖是主要儲集層［8］。

1 儲層常規物性特征

根據研究區12口探井取心分析，該區上古生界儲集巖主要為巖屑石英砂巖，儲集空間為粒間溶蝕孔、粒內溶蝕孔、晶間孔、鑄模孔。根據87個樣品的分析結果，上古生界砂巖的孔隙度為1.31%～7.51%，平均為4.91%；滲透率為0.007～0.590 mD，平均為0.100 mD。

下古生界馬家溝組馬五1亞段、馬五2亞段儲集巖主要為細粉晶云巖、粉—細晶灰巖、灰質云巖，儲集空間主要有晶間孔、晶間溶孔、溶孔（洞）及裂縫。通過對24個碳酸鹽巖儲層樣品分析得出，馬五1亞段孔隙度為1.36%～10.47%，平均為3.06%，滲透率為0.003～4.870 mD，平均為0.250 mD。通過對44個碳酸鹽巖儲層樣品分析得到，馬五2亞段孔隙度為0.19%～8.53%，平均為2.03%，滲透率為0.003～15.810 mD，平均為0.780 mD。

2 上古生界碎屑巖儲層覆壓條件下的物性特征

2.1覆壓條件下孔隙度的變化

圖1為研究區上古生界碎屑巖儲層樣品孔隙度與凈上覆壓力的關系曲線。從圖中可以看出，隨著凈上覆壓力增大，孔隙度減小，且低壓段變化較為明顯，高壓段趨于平緩。

孔隙度大小的變化主要取決于巖石在凈上覆壓力狀態下的形變程度［9］。塑性形變可造成巖石孔隙被填充以及顆粒重新排列，致使孔隙度變化明顯；而彈性形變只是巖石顆粒在原位置被彈性壓縮，對孔隙度影響較小。本次研究所用樣品皆為膠結較好的砂巖巖心，在凈上覆壓力的作用過程中，低壓段可能有部分軟孔隙發生塑性形變，使孔隙度降低較為明顯；進入高壓段后巖石以彈性形變為主，其孔隙度則不會發生大的變化［9］。

圖1 研究區上古生界碎屑巖儲層覆壓與孔隙度的關系Fig.1 Relationship between the porosity and overburden pressure of Upper Paleozoic clastic reservoir in the study area

2.2 覆壓條件下滲透率的變化

由滲透率與凈上覆壓力的關系曲線（圖2）可以看出，滲透率隨著凈上覆壓力的變化趨勢與孔隙度基本一致，即隨著凈上覆壓力的增大滲透率值減小，且低壓段變化較為明顯，高壓段趨于平緩。

圖2 研究區上古生界碎屑巖儲層覆壓與滲透率的關系Fig.2 Relationship between the permeability and overburden pressure of Upper Paleozoic clastic reservoir in the study area

巖石在凈上覆壓力作用下滲透率發生變化，其本質是由于巖石的孔隙結構發生了改變，從而引起流體滲流通道發生變異或被破壞。巖石孔隙結構發生變化主要與巖石孔隙結構特征和巖石骨架特征有關。

高滲透儲層的孔隙結構主要以大孔粗喉型為主，對滲透率提供貢獻的主要是大孔道；而低滲透儲層的孔隙結構主要以小孔細喉型為主，對滲透率提供貢獻的主要是其中相對較大的孔道。當地層凈上覆壓力增加時，孔道被壓縮，高滲透儲層的大孔粗喉型孔道產生的微小變化對滲透率的影響較小，而以小孔細喉型為主的低滲透儲層孔道產生的微小變化都將使之縮小甚至閉合，因此，凈上覆壓力的增加對低滲透儲層滲透率的影響是巨大的。在低壓階段，儲層內相對較大的孔道很快被壓縮，因此滲透率表現出了明顯下降的趨勢；而在高壓階段，由于儲層已經被壓實，此時增大上覆壓力對滲透率已經沒有太大的影響。

2.3 覆壓條件下滲透率、孔隙度的變化程度

為了研究在凈上覆壓力下滲透率與孔隙度的變化程度，選取一塊樣品的數據分別做無因次滲透率（地層滲透率與地面空氣滲透率之比）及無因次孔隙度（地層孔隙度與地面孔隙度之比）與凈上覆壓力的關系曲線（圖3）。該樣品的地面滲透率為0.243 mD，地面孔隙度為5.62%。當覆壓增加到35 MPa時，該樣品的滲透率為0.028 mD，降幅為88.6%；孔隙度為4.96%，降幅為11.7%。

圖3 研究區上古生界碎屑巖儲層覆壓與無因次孔隙度-滲透率的關系Fig.3 Relationship between the dimensionless porosity dimensionless permeability and overburden pressure of Upper Paleozoic clastic reservoir in the study area

由此可以看出，增加凈上覆壓力后，巖石孔隙度和滲透率的變化程度不同，即滲透率比孔隙度有更大的變化率。這是因為對滲透率提供貢獻的主要是喉道，而孔隙度的大小則主要取決于巖石孔隙體的體積。

孔隙體為拱形結構［10］，在有效壓力的作用下孔隙壁表層巖石受到壓縮應力的作用，巖石顆粒之間的膠結物會產生一定的塑性變形，顆粒間的結構會變得更為穩定，具有較強的抗擠壓能力，變形量較小，孔隙體體積變化不大，因此孔隙度亦沒有太大的變化；而喉道則與孔隙體相反，為一反拱形結構［10］，在有效壓力的作用下喉道壁表層巖石受到拉伸應力的作用，巖石顆粒之間的膠結物極易變形，從而使巖石變得更加疏松，顆粒間的結構更不穩定，在應力加大的情況下膠結物產生較大的變形，使喉道直徑急劇減小，甚至完全閉合，致使巖石滲透率下降明顯。

3 下古生界碳酸鹽巖儲層覆壓條件下的物性特征

3.1 覆壓條件下孔隙度的變化

下古生界碳酸鹽巖儲層由于孔、洞在縱向上分布很不均勻（圖4），使得各樣品之間孔隙度與覆壓的關系存在較大差別（圖5），但總體上孔隙度隨著覆壓的增加而減小。

從圖5可以看出，3 248.92～3 249.04 m處的樣品其孔隙度隨著覆壓的增加有明顯的減小，而其他3塊樣品的孔隙度則表現出了輕微的下降趨勢。通過巖心觀察及微觀薄片研究，3 248.92～3 249.04 m巖心孔、洞發育，密度為5個/cm2，且存在相當數量的晶間孔，這些孔隙受壓后必然會發生坍塌或擠壓變形，從而導致孔隙度的明顯降低；其他3塊樣品較為致密，孔、洞被完全充填，上覆壓力的增加不會導致孔隙度的明顯變化。正是由于碳酸鹽巖孔、洞分布的強烈非均質性，導致了各個樣品之間的較大差別。

3.2 覆壓條件下滲透率的變化

研究區下古生界儲層滲透率和覆壓的關系與上古生界相似，即隨凈上覆壓力的增大滲透率值減小，且低壓段變化較為明顯，高壓段趨于平緩（圖6）。

圖6 研究區下古生界碳酸鹽巖儲層覆壓與滲透率的關系Fig.6 Relationship between the permeability and overburden pressure of Lower Paleozoic carbonate reservoir in the study area

對于碳酸鹽巖儲層來說，其流體滲流通道主要為裂縫（隙）。研究區下古生界碳酸鹽巖儲層微裂縫較發育，個別層段裂縫密度可達227條/m，由于其分布的非均質性（圖4），使得儲層縱向上的滲透率也表現出強非均質性。隨著上覆壓力的增加，那些被完全充填的裂縫其滲流能力不會有太大的變化，而沒有被充填或半充填的裂縫則會逐漸變小并最終閉合。因此，滲透率在低壓階段表現出了快速的降低，而在高壓階段裂縫完全閉合，增加壓力對滲透率已經沒有太大影響。

4 結論

（1）鄂爾多斯盆地中部上古生界砂巖儲層隨著凈上覆壓力的增大，孔隙度減小，且低壓段變化較為明顯，高壓段趨于平緩；滲透率的變化趨勢也表現出了同樣的規律。增加凈上覆壓力后，巖石孔隙度和滲透率的變化程度不同，即滲透率比孔隙度有更大的變化率。

（2）下古生界碳酸鹽巖儲層由于孔、洞在縱向上分布很不均勻，使得各樣品之間孔隙度與覆壓的關系存在較大差別，但總體上孔隙度隨著覆壓的增加而減小。儲層滲透率和覆壓的關系與上古生界相似，即隨著凈上覆壓力的增大滲透率值減小，且低壓段變化較為明顯，高壓段趨于平緩。

（3）低滲透儲層具有較強的壓力敏感性，在生產過程中應及時調整生產壓差，使氣井產量受壓敏影響的程度降到最低。

［1］阮敏，王連剛.低滲透油田開發與壓敏效應［J］.石油學報，2002，23（3）：73-76.

［2］秦積舜.變圍壓條件下低滲砂巖儲層滲透率變化規律研究［J］.西安石油學院學報：自然科學版，2002，17（4）：28－31.

［3］何更生.油層物理［M］.北京：石油工業出版社，1994：15-19.

［4］李書恒，趙繼勇，崔攀峰，等.超低滲透儲層開發技術對策［J］.巖性油氣藏，2008，20（3）：128－131.

［5］王道富，付金華，雷啟鴻，等.鄂爾多斯盆地低滲透油氣田勘探開發技術與展望［J］.巖性油氣藏，2007，19（3）：126－130.

［6］趙靖舟，吳少波，武富禮.論低滲透儲層的分類與評價標準——以鄂爾多斯盆地為例［J］.巖性油氣藏，2007，19（3）：28－31.

［7］張滿郎，李熙喆，谷江銳，等.鄂爾多斯盆地中東部山2段儲層精細評價［J］.巖性油氣藏，2010，22（3）：71－77.

［8］李世臨，雷卞軍，張文濟，等.靖邊氣田東北部馬五1亞段主要成巖作用研究［J］.巖性油氣藏，2009，21（1）：22－26.

［9］陳勉.石油工程巖石力學［M］.北京：科學出版社，2008：30-33.

［10］代平，孫良田，李閩.低滲透砂巖儲層孔隙度、滲透率與有效應力關系研究［J］.天然氣工業，2006，26（5）：93-95.