莫索湾地区三工河组一段储层特征及有效物性下限

鲁锋 ，王剑 ，张娟 ，罗正江 ，尚玲 ，李小刚 ，吴康军 ，苏宏益

（1.中国石油新疆油田分公司实验检测研究院，新疆 克拉玛依 834000；2.重庆科技学院石油与天然气工程学院，重庆 401331；3.中国石油新疆油田分公司重油开发公司，新疆 克拉玛依 834000）

0 引言

近几年，我国非常规油气的勘探开发不断取得战略性突破，而致密储层的研究是非常规油气勘探关注的重点。随着勘探技术和方法的不断创新，致密储层的微观结构及裂缝发育特征、致密化成因、有效物性下限已成为当今非常规油气研究的热点［1］。储层有效物性下限是指岩石集聚的油气在当今工业技术下可采出的大于物性下限的部分，不同盆地的致密储层物性下限各不相同［2-3］。致密储层有效物性下限是识别致密储层、确定油层厚度的关键参数，是致密储层评价、资源量计算必须考虑的因素，直接决定了油田的开发决策［4-5］。储层有效物性下限可以由有效储层的孔隙度下限、渗透率下限和最小流动孔喉半径来表征。本文根据统计学原理，在大量岩石薄片和储层压汞资料的基础上，综合运用试油法、J函数法，确定了研究区储层的有效物性下限［6-9］。

1 区域概况

研究区位于准噶尔盆地腹部西侧，东邻东道海子凹陷，莫北凸起是研究主体，同时还包括了莫索湾凸起北部和盆1井西凹陷，总面积约4×104km2（见图1）。

图1 研究区构造位置

2 砂体沉积特征

侏罗纪时期，莫索湾地区地势较为平坦，湖水面积大，水体较浅，为浅水三角洲相沉积提供了有利条件［10-14］。通过大量岩心观察，结合测井响应特征，确定了三工河组一段的沉积相特征。

典型井如莫21井，在三工河组一段三亚段为厚层细砂岩与厚层深灰色泥岩互层，部分夹有泥质粉砂岩，为多期正粒序沉积旋回，以三角洲前缘亚相沉积为主，沉积微相有分流间湾和分流河道（见图2）。三工河组一段二亚段层厚约50 m，底部为厚层细砂岩，中上部为深灰色泥岩，中间夹有一厚层细砂岩，为一期正粒序沉积旋回。沉积环境为三角洲前缘亚相沉积，底部为分流河道微相沉积，中上部为分流间湾微相沉积。三工河组一段一亚段底部沉积有厚层细砂岩，中部为薄层细砂岩，中上部为深灰色泥岩层，夹有一套厚层细砂岩，为正粒序—逆粒序—正粒序沉积旋回，顶部为天然堤微相沉积。

图2 莫21井侏罗系三工河组一段综合柱状图

研究区三工河组一段总体以三角洲前缘亚相的细粒沉积为主，多处为厚层细砂岩、泥质细砂岩沉积的正粒序旋回，水下分流河道的多期叠置为致密储层砂体的主要成因类型。

3 致密储层特征

3.1 岩石学特征

大量岩石薄片的观察统计发现，三工河组一段整体发育长石岩屑砂岩和岩屑砂岩，岩屑含量较高，抗压实能力较弱，在成岩的机械压实作用下易被挤压变形，形成假杂基并充填于原生孔隙中，降低了储层的物性，加剧了储层的致密化特征。

3.2 孔隙类型

根据铸体薄片、扫描电镜等资料，研究区三工河组一段致密储层储集空间类型多样，孔隙类型以次生孔隙为主，包括粒间溶孔、粒内溶孔，其次为原生粒间孔隙，且多为原生残余粒间孔隙。粒间溶孔多表现为长石和岩屑溶蚀，因后期有机酸的溶解作用而形成。

3.3 物性特征

三工河组一段储层埋深大，受强烈压实、压溶作用，岩石颗粒细，成熟度低，储层质量相对较差。孔隙度介于0.5%～15.4%，平均值为9.33%；渗透率为0.01×10-3～98.00×10-3μm2，平均值为 0.48×10-3μm2；总体为低—特低孔隙度、低—特低渗透率储层。

三工河组一段地层岩石颗粒越粗，物性越好，中细砂岩、中砂岩、细砂岩、不等粒砂岩渗透率在10-4～10-1μm2，孔隙度为7%～17%；而泥岩、粉砂岩、粉细砂岩的渗透率、孔隙度区间分布较窄，其值也较低，为无效储层（见图 3）。

图3 莫索湾地区三工河组一段储层物性与岩性关系

3.4 孔喉特征

三工河组一段储层的孔隙空间由微米、纳米级喉道连通，孔隙在三维空间的分布极不均匀，整体呈孤立形态，局部区域呈连通带状；同时孔隙周围孤立分布着许多不规则的无效孔隙，或是一端开口、一端封闭的无效孔隙。多数孔隙空间的边缘较粗糙，呈不规则形态，且分布不规律，推测为次生粒间溶蚀孔隙，从孔喉球棍模型中也可以看出孔隙的分布不规则，球体代表的孔隙被无数线状喉道连通。

莫24井储层岩石纳米CT测试总孔隙度为12.28%，连通孔隙度8.61%，平均孔喉配位数0.63。孔隙等效半径为 4.0～11.0 μm，峰值在 4.5～7.5 μm（见图4），平均值为 6.33 μm；喉道等效半径为 0.43～6.90 μm，峰值在 0.43～3.50 μm（见图 5），平均值为 1.62 μm。

图4 三工河组一段储层孔隙等效半径分布频率

图5 三工河组一段储层喉道等效半径分布频率

4 有效物性下限的确定

4.1 试油法

试油数据是探讨储层流体性质最直接可靠的资料，可以反映储层物性、流体性质以及测试工艺技术的综合结果［15-17］。应用取心井的试油结论划分有效储层和非有效储层，并结合单层孔隙度和渗透率的平均值建立关系模型，以确定储层的物性下限，即绘制有效储层和非有效储层对应的岩心孔渗交会图版，并在图中绘制有效储层和非有效储层的孔隙度和渗透率分界线，二者之间的界限对应的孔隙度和渗透率即为储层的有效物性下限。

根据储层含油性与岩心物性的关系图，以干层为有效储层与非有效储层之间的界限，确定研究区三工河组一段储层的孔隙度下限为9%，渗透率下限为0.27×10-3μm2（见图 6）。

图6 三工河组一段储层含油性与岩心物性关系

4.2 J函数法

储层都具有非均质性，致密储层也不例外。对于有效储层物性下限的确定，需要从大量样品压汞资料中求取储层平均毛细管压力。J函数法是求取平均毛细管压力进而定量描述储层孔喉特征的有效方法［18-23］。该方法充分考虑储层的非均质性，能够很好地表征储层的物性特征，确定的有效储层物性下限也较为可靠。

J函数法计算公式为

式中：J（ Sw）为岩样水饱和度 Sw的函数；pc为毛细管压力，MPa；K 为岩样渗透率，10-3μm2；φ 为岩样孔隙度；σ为界面张力，mN/m；θ为润湿角，（°）；为J因子。

根据式（1）对研究区所有压汞资料进行J函数处理，得到不同样品汞饱和度SHg的J函数值分布（见图7），然后再求取平均毛细管压力的J函数曲线。

图7 莫索湾地区三工河组一段J函数关系

平均毛细管压力pc，ave的计算公式为

式中：Kave为岩样平均渗透率，10-3μm2；φave为岩样平均孔隙度；C为常数。

根据沃尔公式（见式（4）），取累计渗透能力贡献99.99%的孔隙半径为油的最小流动孔喉半径，即0.34 μm。这说明，0.34 μm可以作为确定储层物性下限的最小流动孔喉半径。

式中：i为等量孔隙体积间隔序号；ΔKi为等量孔隙体积间隔的渗透能力贡献值，%；ri为相应的孔隙半径，μm；ΔK为累计渗透能力贡献值，%。

对储层孔隙度、渗透率与压汞分析的孔喉半径r作相关性分析（见图8）。根据孔隙度和渗透率与孔喉半径的相关关系式，计算得出研究区三工河组一段储层的有效孔隙度下限为9.35%，渗透率下限为0.34×10-3μm2，最小流动孔喉半径为 0.34 μm。

图8 莫索湾地区三工河组一段储层有效物性下限关系

综合试油法和J函数法计算结果，最终综合确定莫索湾地区三工河组一段的有效储层孔隙度下限为9.20%，渗透率下限为 0.30×10-3μm2。

5 结论

1）研究区三工河组一段总体以三角洲前缘亚相的细粒沉积为主，为底部厚层细砂岩向上变为泥质细砂岩沉积的正粒序，水下分流河道的多期叠置为致密储层砂体的主要成因类型。

2）三工河组一段储层岩性为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩，岩屑含量较高，抗压实能力较弱，在成岩的机械压实作用下，岩屑易被挤压变形；岩石成熟度较低，以细、中细粒为主，其次为中粒，粒度越粗，物性越好；孔隙类型以次生孔隙为主，包括粒间溶孔、粒内溶孔，其次为原生粒间孔隙，且多为原生残余粒间孔隙。

3）莫索湾地区三工河组一段的有效储层孔隙度下限为9.20%，渗透率下限为0.30×10-3μm2，在对该储层进行识别及确定油层厚度时，可以综合考虑作为参考标准；同时，对于研究区内的八道湾组致密储层，其物性下限的确定也可以参考三工河组一段。