瑪湖1井區烏爾禾組致密砂礫巖儲層物性特征研究

李 瓊，吳建邦，周 偉，楊勝來*，于貴海，甘博文，趙彬彬

(1.中國石油礫巖油氣藏勘探開發重點實驗室，克拉瑪依 834000；2.新疆油田公司實驗檢測研究院，克拉瑪依 834000；3.中國石油大學(北京)，油氣資源與探測國家重點實驗室，石油工程教育部重點實驗室，北京 102249)

近年來，隨著常規油氣資源開采技術趨于成熟，研究熱點逐步向非常規油氣資源過渡。中國致密油儲量豐富，開發前景廣闊，但中國致密油研究仍處于探索階段，對致密儲層特征認識還不夠深入[1-2]。新疆油田準噶爾盆地瑪湖凹陷現為世界上儲量最大的礫巖油田，而瑪湖1井區塊二疊系烏爾禾組油藏是瑪湖油田非常規致密油藏開發的主力層位之一。

支東明等[3]對瑪湖凹陷源上礫巖油區形成分布與勘探實踐進行了研究總結，概括了其油藏特點和成藏條件；鄒才能等[4]指出致密油形成的明顯標志為以微納米孔為主、優質生油巖、源儲共生、大面積分布；斯春松[5]研究了準噶爾盆地西北緣中二疊統一下三疊統儲層特征，指出其儲集性能較差，孔隙結構類型多樣；陳波等[6]對瑪南地區烏爾禾組儲層成巖作用進行了研究，指出壓實作用對儲層孔隙結構破壞性大，膠結作用對儲層物性影響具有雙面性；付爽等[7]研究指出，瑪南地區下烏爾禾組油藏構造作用產生的微裂縫使增強了儲層非均質性，也使儲層物性得到了改善；吳玟[8]研究表明，瑪2井區下烏爾禾組深埋藏礫巖儲層巖性主要以小礫巖和細礫巖為主，物性特征分布不均；趙靜[9]、谷美維[10]、高陽等[11]對致密砂礫巖有效儲層主控因素、微觀孔喉結構與分類方法進行了研究；馮強漢等[12]、郭秀娟等[13]利用壓汞、鑄體薄片、微米CT等技術研究指出，孔喉組合類型對致密砂巖物性特征具有重要影響；熊生春等[14]研究指出，致密砂巖與致密灰巖儲層物性存在明顯差異；馬銓崢等[15]指出致密砂巖油藏啟動壓力梯度與滲透率呈冪函數關系。由于前人對致密砂礫巖儲層物性特征研究較少，僅局限于某些物性，缺少對納米級孔喉的深入研究，對低滲儲層啟動壓力梯度[15-21]研究可能不適用于致密儲層，且缺少不同巖性的對比分析。為了進一步研究瑪湖1井區二疊系烏爾禾組致密儲層特征、微觀孔喉特征及其對滲流的影響規律，采用巖石薄片、高壓壓汞、壓差-流量法驅替等實驗手段與分析方法對致密儲層巖樣的孔喉、粒度特征、儲層孔隙度、滲透率等物性及啟動壓力梯度進行研究，以期為瑪湖地區儲集層合理、高效開發提供理論依據。

1 地質概況

瑪湖1井區構造上位于準噶爾盆地中央坳陷瑪湖凹陷南斜坡。石炭紀末至二疊紀，西北緣-瑪湖凹陷進入前陸發展階段，盆地已具有雛形，到三疊紀形成統一的內陸坳陷盆地。瑪湖凹陷南斜坡整體為一大型的單斜構造，地層傾向東南。該區發育近東西向斷裂，該組斷裂形成于印支期，部分斷裂喜馬拉雅期再次活動，主要受凹陷發育時期壓扭剪切應力作用形成，斷裂性質以走滑為主，平行展布，斷面較陡直。

發生于晚石炭世-二疊紀哈薩克板塊與準噶爾板塊碰撞形成的推覆活動，為該區多套烴源的生成奠定了基礎，烏爾禾組儲層儲蓋組合效果好，圈閉類型多樣，成藏條件好，開發效果較好。二疊系烏爾禾組儲層包括上烏爾禾組(P3w)和下烏爾禾組(P2w)。儲層主要分布在上烏爾禾組的扇三角洲前緣水下分流河道微相內，分布相對穩定，為該區的主力油層位。

2 巖石學特征

瑪湖1井區塊烏爾禾組儲層巖石學特征表現為“兩低一中”特征，即低成分成熟度、低結構成熟度、壓實作用中等。儲層樣品巖石特征如圖1所示。

根據巖石薄片鑒定，研究區儲層巖性以灰色砂礫巖為主，其次為砂質細礫巖，含少量含礫粗砂巖等；砂礫巖中石英平均含量3.5%，長石平均含量4.8%，巖屑中凝灰巖平均含量67.8%，安山巖平均含量3%，花崗巖平均含量2.2%；鏡下結構以砂礫狀結構、砂質礫狀結構為主，主要為顆粒支撐，顆粒之間以點-線接觸和線接觸為主。

圖1 巖石特征照片Fig.1 Rock feature photomicrographs

根據儲層巖石薄片鑒定、X射線衍射分析資料統計，儲層填隙物主要為伊蒙混層泥雜基(70%左右)以及部分凝灰質(30%左右)；膠結物主要為泥質雜基，少量方解石，局部含少量濁沸石，膠結程度中等-致密，為壓嵌型、孔隙-壓嵌型。儲層黏土礦物以不規則伊/蒙混層為主(平均含量92.5%)，伊/蒙混層又以蒙脫石為主，其次為伊利石(平均含量4%)，少量綠泥石(平均含量2.5%)和高嶺石(平均含量1%)，因儲層黏土礦物以無序伊蒙混層為主，其具有吸水膨脹性，因此儲層具有潛在的強水敏性。

3 粒度分布特征

對于致密砂礫巖儲層，粒度分布對儲層層理特性和流體賦存特性有重要影響，是儲層的主要物性之一。通過篩析法、激光衍射法等測試方法，對研究區兩口井的致密砂礫巖樣品的粒度分布進行了分析，結果如圖2所示。

研究區儲層巖石粒度變化大，從粉砂到中礫巖均有分布，以砂質礫巖為主，粒度中值范圍在(-2.10～2.25)φ(φ=log2D,D為顆粒直徑，mm)，平均-0.52φ，平均粒徑(-1.72～2.60)φ，平均-1.18φ，平均標準偏差1.65φ，平均偏度0.42φ，平均峰度1.41φ。

圖2 砂礫巖粒度分布圖Fig.2 Gravel particle size distribution map

由圖2知儲層致密砂礫巖巖石粒徑主要集中在2～10 mm，含量占比超過70%，按照粒級劃分，儲層巖石含有大量的細礫和中礫，且直徑大于4 mm的中礫占比最多，約占總稱重的一半左右。從粒度參數及巖石薄片分析，儲集層分選中等偏差，磨圓主要為次棱角-次圓狀，與其扇三角洲平原前端環境沉積相對應。

4 孔滲分布特征

現場取樣63塊來自烏爾禾組的巖心，并進行孔滲測定，建立了巖心的孔隙度、滲透率的統計直方圖(圖3)，以及孔隙度、滲透率交會圖(圖4)。

孔隙度和滲透率是儲層物性評價中的主要宏觀參數，孔隙度的大小反映了油藏儲量和開采難度，滲透率可以有效表征儲層的滲流能力，為了精確表征儲層孔滲物性參數，實驗對研究區63塊巖心進行了氣測滲透率和氦測孔隙度分析，結果如下：

儲層孔隙度為2.31%～13.17%，平均7.096%，中值6.0%；儲層滲透率為0.005～6.37 mD，平均0.749 mD，中值0.201 mD；其中有超過80%的巖心氣測滲透率＜1 mD，約40%的巖心滲透率在0～0.1 mD，約60%的巖心孔隙度在0%～6%，按照儲層分類標準，屬于低孔-超低滲透儲層、超低孔-特別致密儲層。

儲層孔隙度與滲透率基本呈正相關關系。巖心的低孔低滲特征主要是由于成巖、壓實左右及膠結物填充，不斷占據和分割孔隙和喉道，導致儲層空間不斷減小，滲流能力減弱；對于相同孔隙度的巖心樣品滲透率差異較大，且孔隙度越低差異越明顯，部分低孔隙度巖心的滲透率差異可達數十倍，可能與致密礫巖樣品中礫石的存在而導致的微裂縫有關；這種差異表明研究區致密砂礫巖儲層微觀孔隙結構復雜，在開采時可以采取適當的壓裂等技術措施，改善儲層滲流能力，降低開采難度。

圖3 儲層巖心孔、滲直方圖Fig.3 Reservoir core hole and seepage histogram

圖4 儲層巖心孔、滲交會圖Fig.4 Reservoir core hole and seepage rendezvous map

5 孔喉結構特征

5.1 孔隙類型

根據鑄體薄片等資料分析，儲層巖心孔隙類型以剩余粒間孔為主，其次為巖屑粒內溶孔，少量的粒間火山灰質填隙物溶孔以及微裂縫；熒光薄片反映油氣主要賦存于粒間孔、粒內孔、微裂縫中。

5.2 高壓壓汞孔隙結構分析

孔隙大小對于儲層的滲流能力和開采的難易程度具有決定性影響，現采取高壓壓汞法，對該區塊烏爾禾組的47塊巖樣進行壓汞實驗分析，圖5所示為測試得到的具有代表性的毛管壓力曲線及孔喉分布曲線。

從圖5中3塊典型樣品的壓汞曲線可以看出，其毛管壓力曲線均不存在中間平緩段，而是隨著汞飽和度的增加，毛管壓力不斷上升，表明孔隙結構復雜，孔隙的分選性較差。根據毛管壓力曲線特征，可將樣品分為3類。Ⅰ類曲線平均排驅壓力為0.04 MPa，平均中值壓力為0.41 MPa，Ⅱ類曲線平均排驅壓力為0.15 MPa，平均中值壓力為7.23 MPa，Ⅲ類曲線平均排驅壓力為0.49 MPa，由于該類巖心最大進汞飽和度均未超過50%，故不存在平均中值壓力。研究表明，平均排驅壓力、平均中值壓力與巖心滲透率呈負相關關系，故Ⅰ類曲線代表儲層巖心物性最好，Ⅱ類曲線次之，Ⅲ類曲線最差。Ⅰ類和Ⅱ類樣品毛管壓力曲線的閾壓較低，表明其孔隙半徑較大，巖石物性較好；Ⅰ類Ⅱ類中的最大進汞飽和度均大于70%。Ⅰ類Ⅱ類中樣品的退汞效率較低，Ⅲ類樣品退汞效率較高，可能的原因是該類巖樣以小喉道為主，大孔隙分布較少。Ⅱ類樣品捕集滯后現象較為明顯，可能原因是該類巖心的孔隙結構主要以大孔隙小喉道為主，大孔隙中的滯留汞由于小孔喉的屏蔽效應所造成的。

通過對瑪湖礫巖致密儲層的47塊樣品的壓汞孔喉半徑分布(圖5)進行分析，發現巖樣孔喉半徑分布具有明顯的單峰特征，整體上，隨著致密礫巖儲層的滲透率減小，孔喉分布主峰左移，分布變窄，表明致密礫巖孔喉分布較復雜、非均質性強，儲層中存在多種類型的孔喉。樣品滲透率越低，大孔喉所占比例越小，而對滲透率貢獻最大的正是這部分占較小體積的孔喉，樣品滲透率越大，較大喉道所占比例越大。Ⅰ類曲線平均孔喉半徑為5.83 μm，平均中值孔喉半徑為1.80 μm，Ⅱ類曲線平均孔喉半徑為2.00 μm，平均中值孔喉半徑為0.21 μm，Ⅲ類曲線平均孔喉半徑為0.53 μm，由于該類巖心最大進汞飽和度均未超過50%，故不存在平均中值孔喉半徑，平均孔喉半徑及平均中值孔喉半徑直觀反映儲層巖樣的物性好壞程度，即巖樣平均孔喉半徑、平均中值孔喉半徑越大，巖樣滲透率越高。

圖5 三類儲層壓汞給曲線及孔喉分布圖Fig.5 Three types of reservoir pressure mercury to curve and hole throat distribution map

孔喉結構特征直接影響孔隙度、滲透率等宏觀參數，是控制致密儲層品質的本質因素：儲層滲透性主要由占比較少的較大半徑的孔喉所控制，平均孔喉半徑越大、大孔喉所占比例越高，致密儲層的滲透率就越高、品質越好、含油性越強。

6 擬啟動壓力梯度研究

采用“壓差-流量法”測定巖心擬啟動壓力梯度，即通過測定不同驅替壓差下流體通過巖心的滲流速度，求得流量與壓力梯度的關系曲線，制圖并用數學方法獲得啟動壓力梯度。實驗始終保持凈圍壓恒定，以保證在驅替過程中巖心孔隙結構盡量不發生因內外壓差變化而產生的變形。

圖6為瑪湖1井區烏爾禾組儲層不同滲透率巖心單相油流速-壓差分布曲線。通過分析可知，壓力梯度較低時，滲流曲線存在非線性滲流段，即在初始階段，只有少量大孔喉提供流動空間，隨壓力梯度增加，更多的孔喉參與流動。而在低壓階段，隨壓力梯度增加，致密儲層微小孔喉中流體邊界層厚度減少，這也是導致其滲流非線性的重要原因。

圖6中4四塊巖心中，隨巖心滲透率的降低，滲流曲線右移，非線性段增長，這主要是由于滲透率低的巖心分布有更小的孔喉，膠結程度更致密，相同壓力梯度下，參與流動的孔喉更少，流體邊界層相對較厚，使流體參與流動所需的壓力增加，導致非線性段加長，滲流曲線右移。

從圖7可以看出，擬啟動壓力梯度與滲透率呈良好的冪指數關系。滲透率大于0.4 mD時，擬啟動壓力梯度隨滲透率降低變化不明顯，滲透率小于0.4 mD時，擬啟動壓力梯度隨滲透率降低而快速增長，這主要是由于隨滲透率降低，孔喉空間不斷減小，孔喉結構更加復雜，固液相互作用導致的滲流阻力不斷增大，當滲透率小于0.01 mD時，擬啟動壓力梯度超過0.2 MPa/cm，表明研究區致密儲層在開采時需要較大的初始壓差才能使流體，應采取合理的措施，改善儲層滲流條件，降低開采難度。

圖8對比了來自三個不同區塊[14,22-23]的致密砂巖儲層與研究區致密礫巖儲層擬啟動壓力梯度隨滲透率變化情況，可以看出，隨滲透率逐漸增加，致密砂巖和致密礫巖擬啟動壓力梯度不斷減小。

在滲透率小于0.01 mD，致密礫巖擬啟動壓力梯度范圍為0.33～0.62 MPa/cm，平均0.48 MPa/cm；致密砂巖擬啟動壓力梯度范圍為0.008～0.46 MPa/cm，平均0.097 MPa/cm。滲透率大于0.01 mD，致密礫巖擬啟動壓力梯度范圍為0.002 6～0.054 MPa/cm，平均0.018 MPa/cm；致密砂巖擬啟動壓力梯度范圍為0.002～0.032 MPa/cm，平均0.008 MPa/cm。兩個滲透率范圍內，致密礫巖擬啟動壓力梯度平均值分別是致密砂巖擬啟動壓力梯度的2.21倍和4.89倍。在相同滲透率情況下，致密礫巖擬啟動壓力梯度高于致密砂巖擬啟動壓力梯度，這主要和致密礫巖由于礫石存在形成的高迂曲度的滲流通道和復雜的孔喉結構有關；此外，隨著滲透率逐漸增加，致密礫巖和致密砂巖擬啟動壓力梯度差異逐漸減小，變化趨勢與孔喉分布和微裂縫存在有一定的關系，因此，通過適當措施建立良好滲流通道，改善滲流條件，是改善致密礫巖儲層開采條件的有效途經。

圖7 擬啟動壓力梯度隨滲透率的變化曲線圖Fig.7 Graph of changes in the threshold pressure gradient with permeability

圖8 致密礫巖-致密砂巖擬啟動壓力梯度對比圖Fig.8 Comparison of the threshold pressure gradient between dense gravel-dense sandstone

7 結論與認識

(1)研究區儲層巖性以灰色砂礫巖為主，粒度變化大，集中分布在2～10 mm，顆粒之間以點-線接觸和線接觸為主，儲層黏土礦物以無序伊蒙混層為主，其具有吸水膨脹性，因此儲層具有潛在的強水敏性。

(2)該儲層屬于低孔-超低滲透儲層、超低孔-致密儲層。儲層巖心孔隙類型以剩余粒間孔為主。按照壓汞曲線和孔喉分布可分為三類儲層：Ⅰ類排驅壓力較低，存在集中分布的微米級孔喉，Ⅱ類排驅壓力中等，微米級與納米級孔喉均有分布，Ⅲ類排驅壓力較高，主要發育納米級孔喉；200 nm以下孔隙發育大量不透氣孔，100 nm以下的微孔和過渡孔比例較大，且有利于油氣聚集而不利于滲流，導致致密礫巖儲層滲透性差、開采難度大；

(3)該區儲層啟動壓力較大，與滲透率成冪函數關系，相同滲透率情況下，致密礫巖啟動壓力高于致密砂巖，但隨滲透率增加差異減小，應采取適當措施改善滲流條件，降低啟動壓力，提高開發效率。