鄂尔多斯盆地中部古生界储层覆压物性特征

蒋继辉，杨丽芹

（1.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院；2.中国石油长庆油田分公司培训中心）

0 引言

地层压力是储层物性的一个重要影响因素，直接影响储层的孔隙度、渗透率及孔隙体积压缩系数等［1］。在气田投入开发后，由于储层内部流体压力的不断变化，地层净上覆压力也会随之变化，导致储层可能发生弹性、塑性变形，从而改变岩石孔隙结构及骨架结构特征，引起储层物性参数发生变化［2-3］。因此，只有正确认识储层的孔隙度、渗透率及孔隙体积压缩系数随地层压力的变化规律，才能更有利于油田开发调整措施的制定。

鄂尔多斯盆地中部地区区域构造稳定，地质历史时期一直保持着整体平起平落的特点，少见背斜、断层［4-6］。上古生界以河流相、三角洲相沉积为主，三角洲平原分流河道砂体及三角洲前缘水下分流河道砂体是主要储集层［7］。下古生界为局限台地—蒸发台地沉积环境，存在泥云坪、膏云坪和灰泥坪3种沉积微相，泥晶—细粉晶云岩及泥晶灰岩是主要储集层［8］。

1 储层常规物性特征

根据研究区12口探井取心分析，该区上古生界储集岩主要为岩屑石英砂岩，储集空间为粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔、晶间孔、铸模孔。根据87个样品的分析结果，上古生界砂岩的孔隙度为1.31%～7.51%，平均为4.91%；渗透率为0.007～0.590 mD，平均为0.100 mD。

下古生界马家沟组马五1亚段、马五2亚段储集岩主要为细粉晶云岩、粉—细晶灰岩、灰质云岩，储集空间主要有晶间孔、晶间溶孔、溶孔（洞）及裂缝。通过对24个碳酸盐岩储层样品分析得出，马五1亚段孔隙度为1.36%～10.47%，平均为3.06%，渗透率为0.003～4.870 mD，平均为0.250 mD。通过对44个碳酸盐岩储层样品分析得到，马五2亚段孔隙度为0.19%～8.53%，平均为2.03%，渗透率为0.003～15.810 mD，平均为0.780 mD。

2 上古生界碎屑岩储层覆压条件下的物性特征

2.1覆压条件下孔隙度的变化

图1为研究区上古生界碎屑岩储层样品孔隙度与净上覆压力的关系曲线。从图中可以看出，随着净上覆压力增大，孔隙度减小，且低压段变化较为明显，高压段趋于平缓。

孔隙度大小的变化主要取决于岩石在净上覆压力状态下的形变程度［9］。塑性形变可造成岩石孔隙被填充以及颗粒重新排列，致使孔隙度变化明显；而弹性形变只是岩石颗粒在原位置被弹性压缩，对孔隙度影响较小。本次研究所用样品皆为胶结较好的砂岩岩心，在净上覆压力的作用过程中，低压段可能有部分软孔隙发生塑性形变，使孔隙度降低较为明显；进入高压段后岩石以弹性形变为主，其孔隙度则不会发生大的变化［9］。

图1 研究区上古生界碎屑岩储层覆压与孔隙度的关系Fig.1 Relationship between the porosity and overburden pressure of Upper Paleozoic clastic reservoir in the study area

2.2 覆压条件下渗透率的变化

由渗透率与净上覆压力的关系曲线（图2）可以看出，渗透率随着净上覆压力的变化趋势与孔隙度基本一致，即随着净上覆压力的增大渗透率值减小，且低压段变化较为明显，高压段趋于平缓。

图2 研究区上古生界碎屑岩储层覆压与渗透率的关系Fig.2 Relationship between the permeability and overburden pressure of Upper Paleozoic clastic reservoir in the study area

岩石在净上覆压力作用下渗透率发生变化，其本质是由于岩石的孔隙结构发生了改变，从而引起流体渗流通道发生变异或被破坏。岩石孔隙结构发生变化主要与岩石孔隙结构特征和岩石骨架特征有关。

高渗透储层的孔隙结构主要以大孔粗喉型为主，对渗透率提供贡献的主要是大孔道；而低渗透储层的孔隙结构主要以小孔细喉型为主，对渗透率提供贡献的主要是其中相对较大的孔道。当地层净上覆压力增加时，孔道被压缩，高渗透储层的大孔粗喉型孔道产生的微小变化对渗透率的影响较小，而以小孔细喉型为主的低渗透储层孔道产生的微小变化都将使之缩小甚至闭合，因此，净上覆压力的增加对低渗透储层渗透率的影响是巨大的。在低压阶段，储层内相对较大的孔道很快被压缩，因此渗透率表现出了明显下降的趋势；而在高压阶段，由于储层已经被压实，此时增大上覆压力对渗透率已经没有太大的影响。

2.3 覆压条件下渗透率、孔隙度的变化程度

为了研究在净上覆压力下渗透率与孔隙度的变化程度，选取一块样品的数据分别做无因次渗透率（地层渗透率与地面空气渗透率之比）及无因次孔隙度（地层孔隙度与地面孔隙度之比）与净上覆压力的关系曲线（图3）。该样品的地面渗透率为0.243 mD，地面孔隙度为5.62%。当覆压增加到35 MPa时，该样品的渗透率为0.028 mD，降幅为88.6%；孔隙度为4.96%，降幅为11.7%。

图3 研究区上古生界碎屑岩储层覆压与无因次孔隙度-渗透率的关系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，增加净上覆压力后，岩石孔隙度和渗透率的变化程度不同，即渗透率比孔隙度有更大的变化率。这是因为对渗透率提供贡献的主要是喉道，而孔隙度的大小则主要取决于岩石孔隙体的体积。

孔隙体为拱形结构［10］，在有效压力的作用下孔隙壁表层岩石受到压缩应力的作用，岩石颗粒之间的胶结物会产生一定的塑性变形，颗粒间的结构会变得更为稳定，具有较强的抗挤压能力，变形量较小，孔隙体体积变化不大，因此孔隙度亦没有太大的变化；而喉道则与孔隙体相反，为一反拱形结构［10］，在有效压力的作用下喉道壁表层岩石受到拉伸应力的作用，岩石颗粒之间的胶结物极易变形，从而使岩石变得更加疏松，颗粒间的结构更不稳定，在应力加大的情况下胶结物产生较大的变形，使喉道直径急剧减小，甚至完全闭合，致使岩石渗透率下降明显。

3 下古生界碳酸盐岩储层覆压条件下的物性特征

3.1 覆压条件下孔隙度的变化

下古生界碳酸盐岩储层由于孔、洞在纵向上分布很不均匀（图4），使得各样品之间孔隙度与覆压的关系存在较大差别（图5），但总体上孔隙度随着覆压的增加而减小。

从图5可以看出，3 248.92～3 249.04 m处的样品其孔隙度随着覆压的增加有明显的减小，而其他3块样品的孔隙度则表现出了轻微的下降趋势。通过岩心观察及微观薄片研究，3 248.92～3 249.04 m岩心孔、洞发育，密度为5个/cm2，且存在相当数量的晶间孔，这些孔隙受压后必然会发生坍塌或挤压变形，从而导致孔隙度的明显降低；其他3块样品较为致密，孔、洞被完全充填，上覆压力的增加不会导致孔隙度的明显变化。正是由于碳酸盐岩孔、洞分布的强烈非均质性，导致了各个样品之间的较大差别。

3.2 覆压条件下渗透率的变化

研究区下古生界储层渗透率和覆压的关系与上古生界相似，即随净上覆压力的增大渗透率值减小，且低压段变化较为明显，高压段趋于平缓（图6）。

图6 研究区下古生界碳酸盐岩储层覆压与渗透率的关系Fig.6 Relationship between the permeability and overburden pressure of Lower Paleozoic carbonate reservoir in the study area

对于碳酸盐岩储层来说，其流体渗流通道主要为裂缝（隙）。研究区下古生界碳酸盐岩储层微裂缝较发育，个别层段裂缝密度可达227条/m，由于其分布的非均质性（图4），使得储层纵向上的渗透率也表现出强非均质性。随着上覆压力的增加，那些被完全充填的裂缝其渗流能力不会有太大的变化，而没有被充填或半充填的裂缝则会逐渐变小并最终闭合。因此，渗透率在低压阶段表现出了快速的降低，而在高压阶段裂缝完全闭合，增加压力对渗透率已经没有太大影响。

4 结论

（1）鄂尔多斯盆地中部上古生界砂岩储层随着净上覆压力的增大，孔隙度减小，且低压段变化较为明显，高压段趋于平缓；渗透率的变化趋势也表现出了同样的规律。增加净上覆压力后，岩石孔隙度和渗透率的变化程度不同，即渗透率比孔隙度有更大的变化率。

（2）下古生界碳酸盐岩储层由于孔、洞在纵向上分布很不均匀，使得各样品之间孔隙度与覆压的关系存在较大差别，但总体上孔隙度随着覆压的增加而减小。储层渗透率和覆压的关系与上古生界相似，即随着净上覆压力的增大渗透率值减小，且低压段变化较为明显，高压段趋于平缓。

（3）低渗透储层具有较强的压力敏感性，在生产过程中应及时调整生产压差，使气井产量受压敏影响的程度降到最低。

［1］阮敏，王连刚.低渗透油田开发与压敏效应［J］.石油学报，2002，23（3）：73-76.

［2］秦积舜.变围压条件下低渗砂岩储层渗透率变化规律研究［J］.西安石油学院学报：自然科学版，2002，17（4）：28－31.

［3］何更生.油层物理［M］.北京：石油工业出版社，1994：15-19.

［4］李书恒，赵继勇，崔攀峰，等.超低渗透储层开发技术对策［J］.岩性油气藏，2008，20（3）：128－131.

［5］王道富，付金华，雷启鸿，等.鄂尔多斯盆地低渗透油气田勘探开发技术与展望［J］.岩性油气藏，2007，19（3）：126－130.

［6］赵靖舟，吴少波，武富礼.论低渗透储层的分类与评价标准——以鄂尔多斯盆地为例［J］.岩性油气藏，2007，19（3）：28－31.

［7］张满郎，李熙喆，谷江锐，等.鄂尔多斯盆地中东部山2段储层精细评价［J］.岩性油气藏，2010，22（3）：71－77.

［8］李世临，雷卞军，张文济，等.靖边气田东北部马五1亚段主要成岩作用研究［J］.岩性油气藏，2009，21（1）：22－26.

［9］陈勉.石油工程岩石力学［M］.北京：科学出版社，2008：30-33.

［10］代平，孙良田，李闽.低渗透砂岩储层孔隙度、渗透率与有效应力关系研究［J］.天然气工业，2006，26（5）：93-95.