准噶尔盆地二叠系芦草沟组致密油岩心覆压孔渗变化规律研究

邓　泳，杨　龙，李　琼，王玉梅，胡冰艳

（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）

准噶尔盆地二叠系芦草沟组致密油岩心覆压孔渗变化规律研究

邓泳，杨龙，李琼，王玉梅，胡冰艳

（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）

油层条件下岩石的孔隙度和渗透率与净上覆压力的关系是储量计算和油气田开发研究的重要内容。利用CMS-300覆压测试系统，根据岩心压汞、铸体薄片、扫描电镜及场发射等多项实验分析资料，研究了致密油在地层条件下的孔隙度和渗透率与净上覆压力的关系，同时为分析致密油与低孔、低渗储层的差异，还对低孔、低渗储层岩心进行了实验。研究结果表明：①随着净上覆压力的增加，覆压孔隙度和覆压渗透率均与净上覆压力呈幂函数递减关系；②与低孔、低渗储层相比，压实作用对致密油造成的孔隙度和渗透率的损失率均较小；③恢复压力后，致密油的孔隙度和渗透率基本能恢复到初始值，岩样具有较好的弹性。

芦草沟组；致密油；覆压孔隙度；覆压渗透率；准噶尔盆地

0　引言

致密油是指以吸附或游离状态赋存于生油岩中，或与生油岩互层、紧邻生油岩的致密砂岩或致密碳酸盐岩等储集岩中，未经大规模、长距离运移的石油聚集［1］。与常规油气藏相比，致密油具有源储一体、连续分布及无明显圈闭边界等特点［2-4］。致密油覆压基质渗透率通常小于0.2 mD（或空气渗透率小于2 mD）［2-5］。覆压孔隙度与覆压渗透率是致密油评价的2个主要参数，对其变化规律的研究，在致密油勘探开发中具有重要意义［6-9］。

目前，准噶尔盆地二叠系致密油的勘探和研究还处于起步阶段［10-11］，总体勘探程度与地质认识程度相对较低，基础理论尚未完善，评价标准与控制因素等方面还存在很多难题［12-14］。笔者通过对压汞、铸体薄片及扫描电镜等资料的分析，着力研究目的层段芦草沟组致密油岩心在覆压条件下孔隙度与渗透率的变化规律，为非常规油气资源勘探提供数据支持。

1　芦草沟组致密油储层地质特征

准噶尔盆地中、下二叠统芦草沟组是致密油勘探的重点层系，广泛发育咸化湖相暗色泥岩与云质岩混杂沉积，其中暗色泥岩为主力烃源岩，云质岩为致密油的主要富集层，二者呈互层状分布。从铸体薄片、全岩和扫描电镜等资料（图1）分析可看出：研究区储层岩性主要为灰质粉砂岩和泥岩；岩石组分以方解石和白云岩为主（二者的平均体积分数为36.36%），其次为长石和石英；粒径主要为0.063～0.250 mm，分选性差，定义为细粒—极细粒砂质结构；磨圆度以次棱角—棱角状为主，结构成熟度较低；胶结类型主要为压嵌型胶结；孔喉普遍细小，存在大量纳米级孔隙和微裂缝，孔径大多为100～750 nm；孔隙类型包括粒间孔、粒内溶孔、粒模孔和体腔孔等，次生孔隙较为发育，溶蚀孔所占比例最高，其体积分数平均为65%。

图1　J174井二叠系芦草沟组储层特征Fig.1　Cast thin sections and scanning electron microscopy of Permian Lucaogou Formation in J174 well

2　孔隙度和渗透率的变化规律及影响因素分析

为模拟实际地层条件，采用CMS-300岩心自动分析仪对致密油岩心的孔隙度和渗透率进行测量。该岩心自动分析仪具有自动化程度高、测量精度高等优点，且其净覆压的测试范围为2.1～67.6 MPa，孔隙度＞1%，空气渗透率≥1 mD，可以满足油藏分析的实际需要［15-16］。

为了保证实验数据的准确性，选取了44块准噶尔盆地二叠系芦草沟组致密油岩心样品进行常规孔隙度和渗透率分析，另外为便于分析致密油岩心受上覆压力的影响程度，还对准噶尔盆地阜东地区低孔、低渗储层的岩心进行了分析。实验结果表明，研究区灰质粉砂岩的孔隙度主要为4.00%～16.51%，平均为10.43%，渗透率主要为0.1～2.3 mD，平均为0.25 mD。与储层物性相对接近的准噶尔盆地阜东地区低孔、低渗储层相比［17-18］，研究区致密油具有较高的孔隙度，属中孔、低渗储层［19-20］（图2）。

图2　孔隙度与渗透率交会图Fig.2　Cross plot of porosity and permeability

2.1不同净上覆压力下孔隙度和渗透率的变化规律

为了分析净上覆压力对储层孔隙度和渗透率的影响，选取了2块芦草沟组致密油岩心（岩心编号分别为76号和79号），采用先增加后减小的压力变化顺序（压力选择依次为5 MPa，10 MPa，15 MPa，35 MPa，45 MPa，35 MPa，15 MPa和5 MPa）对孔隙度和渗透率进行测量。

为分析压实作用对致密油孔隙度和渗透率的影响，采用覆压条件下与大气压条件下的孔隙度比值（RΦ）来反映孔隙度损失率，用覆压条件下与大气压条件下的渗透率的比值（RK）来反映渗透率损失率，以此来衡量致密油物性受压实作用的影响程度。若RΦ和RK这2个数值越分别接近1，则孔隙度和渗透率的损失率均越小，压实作用对储层物性的影响程度越小，反之则反。

对孔隙度的测量结果表明：①随着净上覆压力的增大，岩心孔隙度呈减小趋势，而随着净上覆压力的减小，岩心孔隙度呈增大趋势［图3（a）］；②无论是孔隙度所表现出的减小还是增大趋势，其变化幅度均较小，反映出压实作用造成的孔隙度损失率较小（RΦ＞0.95）；③当压力恢复到初始状态时（5 MPa），去除仪器误差的影响，可以认为岩心孔隙度已基本恢复到初始值；④经过加压与降压的变化过程，岩心样品近似地发生了线弹性变化；⑤与低孔、低渗储层相比，研究区致密油孔隙度随净上覆压力的变化幅度要小［图4（a）］，岩石压缩系数小，压敏特征不明显，岩石具有一定的弹性。

对渗透率的测量结果表明：①随着净上覆压力的增大，岩心渗透率呈减小趋势，但减小的幅度较小，反映渗透率对压力的敏感性较差；②当压力恢复到初始状态时（5 MPa），渗透率能基本恢复到初始值［图3（b）］；③当孔隙度相同时，不同压力条件下渗透率较大的岩样（79号岩心）其RΚ值变化较小，而渗透率较小的岩样（76号岩心）其RΚ值变化较大，说明受上覆压力影响时，渗透率较小的岩样其渗透率的损失率要大于渗透率较大的岩样［图4（b）］；④虽然上覆压力对不同渗透率岩样的影响程度存在差异，但这些岩样的RΚ值均大于0.5，说明所造成的渗透率损失率较小［图4（b）］；⑤与低孔、低渗储层相比，压实作用对致密油造成的渗透率损失率要小［图4（b）］。

图3　净上覆压力与孔隙度和渗透率交会图Fig.3　Cross plot of net overburden pressure with porosity and permeability

图4　净上覆压力与覆压孔渗和常规孔渗比值交会图Fig.4　Cross plot of net overburden pressure with the ratio of porosity and permeability

2.2覆压孔隙度与覆压渗透率影响因素分析

对上述测量结果的分析认为，致密油之所以表现出这些特征，是由其岩矿组成和成岩作用等多种因素决定的［16-17］。准噶尔盆地二叠系芦草沟组致密油岩心的岩性属细—极细粒砂岩，经过长期的压实作用，碎屑颗粒稳定排列，颗粒间主要为线接触或凹凸接触，有些甚至呈缝合线接触，形成致密镶嵌结构，而且泥质含量较低，软塑性变形物质较少（参见图1），使得其压缩系数小于低孔、低渗储层。岩样矿物成分主要为碳酸盐类（碳酸盐平均体积分数为50.3%），溶蚀作用十分明显，次生孔隙发育，有效地改善了储层物性，但溶蚀孔之间的连通性差，颗粒之间的支撑作用明显，说明岩样孔隙的压敏特征不太明显，岩石具有一定的弹性。

对铸体薄片、扫描电镜和恒速压汞等资料的分析认为，与低孔、低渗储层相比，致密油具有较大的孔隙度，但储集空间以连通性差的粒内溶孔、铸模孔和体腔孔为主。其中，铸模孔直径通常为几十微米，且以孤立孔居多，缺少孔间连通性，孔隙主要靠晶间微隙相连（参见图1）。由恒速压汞资料可以看出，排驱压力大，喉道半径小，当汞进入溶蚀孔后，压力明显降低，孔隙连通性差，渗透性差（图5）。致密油经过长期的压实、胶结与溶蚀等作用，又因软塑性变形物质相对较少，因此其压缩系数小于低孔、低渗储层，具有较强的弹性。

图5　J174井芦草沟组3 116 m恒速压汞曲线Fig.5　Constant velocity mercury injection curves of Lucaogou Formation at 3 116 m in J174 well

3　结论

（1）随着净上覆压力的增加，覆压孔隙度和覆压渗透率与净上覆压力均呈幂函数递减关系。

（2）与低孔、低渗储层相比，压实作用对致密油造成的孔隙度及渗透率的损失率均较小。其原因在于经过长期的压实、胶结与溶蚀等作用，再加上软塑性变形物质含量相对较少，通常具有较强的弹性。

（3）随着净上覆压力的降低，致密油岩样的孔隙度和渗透率能基本恢复到实验初始值，岩样具有较好的弹性，说明与低孔、低渗储层相比，致密油可以适当延长衰歇式开采时间。

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（本文编辑：石兰亭）

Change rule of porosity and permeability of tight oil core of Permian Lucaogou Formation under reservoir condition in Junggar Basin

DENG Yong，YANG Long，LI Qiong，WANG Yumei，HU Bingyan
（Research Institute of Experiment and Detection，PetroChina Xinjiang Oilfield Company，Karamay 834000，Xinjiang，China）

The relations of net overburden pressure with rock porosity and permeability under the reservoir condition are important for reserve calculation and study of oil and gas field development.Through CMS-300 overburden pressure test system，combined with core mercury injection，cast thin section，scanning electron microscope，field emission and many other experimental analysis data，this paper studied the difference of the relationship between porosity，permeability and the net overburden pressure under the reservoir condition and conventional reservoir condition.The results show that：①with the increase of net overburden pressure，the overburden pressure porosity and permeability are diminishing with power function；②compared with the low porosity and low permeability reservoir，the loss ratio of tight oil porosity and permeability caused by compaction is smaller；③after the pressure recovery，the porosity and permeability of tight oil can return to the initial value almost，so the tight oil sample has good elasticity.

Lucaogou Formation；tight oil；overburden pressure porosity；overburden pressure permeability；Junggar Basin

TE122.2+3

A

1673-8926（2015）01-0039-05

2014-09-25；

2014-11-12

邓泳（1975-），男，工程师，主要从事油田开发实验分析与研究工作。地址：（834000）新疆克拉玛依市准噶尔路29号中国石油新疆油田分公司实验检测研究院。电话：（0990）6867874。E-mail：dengyong688@petrochina.com.cn。