致密砂巖雙重介質儲層可動流體影響因素分析
——以鄂爾多斯盆地涇河長8段為例

致密砂巖儲層受構造、沉積和成巖作用影響，孔喉結構復雜，微裂縫發育，流體賦存狀態也不同于常規儲層[1–3]。可動流體參數是制約致密砂巖儲層可采程度的重要因素[4–5]。前人對鄂爾多斯盆地內部延長組致密砂巖油藏的可動流體賦存特征、影響因素與油氣采收率的響應關系等方面進行了深入的研究[6–8]，但針對盆地南緣研究甚少。鄂爾多斯盆地南緣位于伊陜斜坡、渭北隆起和天環向斜三個構造帶交匯部位，石油資源量約2.6×109t，具有較好的開發潛力。鄂爾多斯盆地南緣延長組儲層相比盆地內部物性更差、孔隙結構更復雜、喉道更細小，為典型的致密砂巖雙重介質儲層。

本文以鄂爾多斯盆地南緣的涇河油田三疊系延長組長8段致密砂巖雙重介質儲層為研究對象，利用核磁共振實驗對致密砂巖雙重介質儲層可動流體特征進行分析，結合恒速壓汞等分析手段對可動流體參數的主要影響因素進行研究[9–11]，為鄂爾多斯盆地南緣油藏的可動資源序列評價提供一定的依據。

1 雙重介質儲層基本特征

1.1 基質儲層特征

涇河油田長8段巖性以巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖為主，其中石英、長石、巖屑平均含量分別為40%、28.5%、28%。砂巖粒度以細粒為主，磨圓度以次棱–次圓狀為主，分選為好到中等，接觸關系以線–點和線狀為主。填隙物含量較高，平均為10.2%，以碳酸鹽膠結物為主。黏土礦物成分由伊/蒙混層（36.4%）、伊利石（23.8%）、綠泥石（22.2%）和高嶺石（17.5%）組成。儲層致密，平均孔隙度為6.8%，平均滲透率為 0.32×10-3μm2。孔隙類型以粒間溶孔（65.8%）和粒內溶孔（30.0%）為主，含少量殘余粒間孔（3.8%），面孔率較低，平均為1.2%，喉道半徑細小，平均吼道半徑小于0.2 μm，屬小孔–微細喉配置。

1.2 裂縫特征

通過13口取心井巖心裂縫觀察，認為長8段主要發育高角度構造縫和水平層理縫。高角度構造裂縫是構造成因的斷層伴生縫，在巖性較純的儲層段欠發育，主要發育于儲層頂部的泥質粉砂巖段或儲層底部的鈣質膠結砂巖段，裂縫傾角70°～90°，方位以NWW向為主，裂縫長度10～60 cm，裂縫平均寬度為0.2 mm，以未充填和半充填為主，縫面常見擦痕和油痕顯示，該類裂縫為油氣運移的主要通道。

水平層理縫主要發育于儲層內部，密度為5.01～64.8條/米，平均21.1條/米，與基質儲層耦合形成雙重介質優質儲層。當致密砂巖儲層流體充注的壓力大于層理縫的破裂極限時，砂巖儲層就會沿層理縫部位張開，形成水平狀的層理縫系統。其表現形式是沿層理或紋層可清晰看見斑點狀–半連續狀–連續狀–連片狀的油顯示，層理縫不僅是良好的儲集空間，還是流體運移的通道，且能改善儲層的滲透性。

2 雙重介質儲層可動流體特征

2.1 核磁共振測試原理

飽含流體的巖樣處于均勻靜磁場時，流體中的氫核會被磁場極化，產生磁化矢量，當在垂直于靜磁場方向施加一定頻率的射頻場時，會產生核磁共振。當撤掉射頻場后，垂直于靜磁場方向的磁化矢量指數衰減的過程稱為橫向弛豫過程。橫向弛豫過程所需的時間即為橫向弛豫時間T2。巖心中單孔隙的弛豫是一個指數衰減信號，而實際巖心孔隙是由大小不同的多種孔隙組成， 巖心孔隙的弛豫S（t）為多種指數衰減信號的疊加：

式中，T2$為第i種孔隙的橫向弛豫時間，ms；B$是第i種孔隙所占比例。

利用反演方法，計算出巖心中不同弛豫時間（不同孔隙半徑）的流體所占比例[12–14]，即T2弛豫時間譜。當孔隙半徑小到一定程度后，賦存于巖心中的流體受毛管力和黏滯力作用而處于束縛狀態的流體稱為束縛流體，而處于自由狀態的流體稱為可動流體。由于不同T2譜值反映不同的孔徑大小，因此存在一個T2譜截止值，即弛豫時間大于該值時流體可動，進而獲取巖心可動流體參數。

2.2 可動流體T2譜形態特征

對涇河油田長8段的14塊巖樣進行了飽含水狀態下的核磁共振測試，結果表明，研究區T2譜特征曲線形態復雜多樣，存在5種典型形態（圖1）：Ⅰ型為雙峰形態，且右峰幅度高于左峰；Ⅱ型為左右峰形態不明顯；Ⅲ型為雙峰形態，且左右峰幅度相當；Ⅳ型為雙峰形態，但左峰幅度高于右峰；Ⅴ型為右峰微弱型。整體上，隨著巖心滲透率的增大，T2譜的高峰值逐漸向右（高值區）移動，且峰值增大。

圖1 涇河油田長8段不同滲透率級別巖心的T2譜

分析的14塊樣品中，11塊是雙重介質儲層，3塊屬于孔隙型儲層（表1），雙重介質儲層的T2譜以Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型為主；孔隙型儲層的T2譜以Ⅳ型和Ⅴ型為主（表2）。整體上，層理縫發育的儲層T2譜的高峰值幅度明顯高于孔隙型儲層。

表1 涇河油田長8段儲層可動流體分析結果統計

表2 涇河油田長8段不同儲層類型可動流體分析結果統計

2.3 可動流體分布特征

利用離心前后飽和水狀態和束縛水狀態下的T2弛豫時間譜[15–16]，確定13.9 ms作為本次實驗可動流體與束縛流體T2弛豫時間的界限值，最終獲取可動流體飽和度測試結果。考慮到可動流體飽和度Sm是一個相對量，它并不能完全反映油藏開發潛力的大小，因此引入可動流體孔隙度Фm：

式中:Ф為儲層孔隙度，%。可動流體孔隙度Фm表征的是儲層中可流動流體的絕對量，對于油藏開發潛力評價具有重要意義。

表1可見，可動流體飽和度為5.5%～63.2%，平均值為44.8%，可動流體孔隙度為0.1%～4.6%，平均值為2.9%，總體上涇河油田長8段儲層具有可動流體飽和度低、可動用流體孔隙度低的特點。從不同儲層類型可動流體特征參數統計可知，雙重介質儲層樣品的可動流體飽和度和可動流體孔隙度較高，其中Ⅰ型T2譜形態樣品的可動流體飽和度和可動流體孔隙度最高，其次是Ⅱ型和Ⅲ型，孔隙型儲層樣品的可動流體飽和度和可動流體孔隙度均較低，其中Ⅴ型T2譜形態樣品可動流體飽和度最低，主要以束縛流體為主，為無效儲層。

目前已在涇河17和涇河2井區開展了長8油藏開發試驗，其中，高效開發井主要鉆遇可動流體飽和度較高的雙重介質儲層，而低效井主要鉆遇孔隙型儲層。

3 可動流體影響因素分析

3.1 儲層宏觀物性分析

圖2 涇河油田長8段樣品物性參數與可動流體參數相關性

通過對樣品物性參數與可動流體參數相關性分析表明，儲層滲透率與可動流體飽和度（圖2a）、儲層孔隙度與可動流體飽和度（圖2b）、儲層滲透率與可動流體孔隙度（圖2c）、儲層孔隙度與可動流體孔隙度（圖2d）均具有較好的正相關性，相關系數分別為0.753 9，0.737 3，0.729 9，0.835 5；總體上儲層物性越好，可動流體飽和度、可動流體孔隙度越高，即儲層物性是制約涇河油田長8段儲層可動流體飽和度、可動流體孔隙度高低的關鍵因素之一。

3.2 儲層微觀孔隙結構分析

采用恒速壓汞孔喉結構分析技術[17–19]，對研究區不同滲透率級別的4塊巖樣進行了測試，結果表明，不同滲透率的巖樣，其孔道半徑差別不大，喉道半徑越小，分選較好；隨滲透率增大，喉道半徑展布范圍向高值區擴展，因此巖樣的滲流能力主要受喉道半徑的制約（圖3，表3）。

圖3 涇河油田長8段不同滲透率級別巖心孔道半徑、喉道半徑分布

表3 涇河油田長8段儲層恒速壓汞測試結果統計

通過對樣品物性參數與微觀孔喉參數相關性分析表明，喉道參數與滲透率均具有較好的正相關性，與孔隙度相關性相對較差，其中主流喉道半徑參數與滲透率和孔隙度的相關系數最高，能有效表征儲層物性，即主流喉道半徑越大，物性越好，可動流體飽和度越高（圖4）。

3.3 儲層層理縫密度分析

層理縫在致密油儲層中普遍發育，對致密油的成藏富集有明顯的貢獻，是最為重要的裂縫類型[20]。結合巖心觀察和成像測井解釋裂縫，對涇河油田長8段分析樣品段的層理縫密度進行描述，然后進行巖心層理縫發育密度與可動流體參數相關性分析[21]，結果表明，層理縫發育密度ρc（條/10 cm）與可動流體飽和度Sm具有較好的線性正相關性，擬合關系式為：

相關系數為0.758，即層理縫密度越高，對儲層滲透性的改造作用越明顯，可動流體飽和度越高，層理縫密度對可動流體飽和度具有明顯的控制作用（圖4a）；層理縫密度和可動流體孔隙度也有一定的線性正相關性，相關系數為0.665 1，樣本點相對分散，主要是層理縫對孔隙度的貢獻有限，近而導致層理縫密度與可動流體孔隙度相關性略差（圖4b）。總體上，層理縫密度對可動流體參數具有明顯的控制作用，即層理縫越發育，可動流體飽和度越高。

4 結論

（1）涇河油田長 8段儲層T2譜特征曲線形態復雜多樣，存在5種典型形態。總體上可動流體飽和度與可動流體孔隙度低。其中雙重介質儲層T2譜形態以Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型為主，可動流體飽和度較高，高效開發井主要鉆遇該類儲層；孔隙型儲層T2譜形態以Ⅳ型和Ⅴ型為主，可動流體飽和度低，低效井主要鉆遇該類儲層。

（2）涇河油田長8段致密砂巖雙重介質儲層宏觀物性對可動流體具有明顯的控制作用，即儲層物性越好，可動流體飽和度越高；主流喉道半徑和層理縫密度是控制涇河油田長8段雙重介質儲層可動流體飽和度的主要因素。

圖4 涇河油田長8段儲層層理縫密度與可動流體飽和度、可動流體孔隙度相關性

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