姜航，龐雄奇，施和生，朱俊章，白靜，施洋，高陽

1)中國石油大學(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室，北京，102249； 2)中國石油大學(北京)地球科學學院盆地與油藏研究中心，北京，102249； 3)中國海洋石油(中國)有限公司深圳分公司，廣州，510240； 4)國土資源部油氣資源戰(zhàn)略研究中心，北京，100034

內(nèi)容提要: 有效儲層物性下限評價對于油氣勘探和開發(fā)致關(guān)重要。本文在回顧前人相關(guān)研究方法的基礎(chǔ)上，對儲層與圍巖介質(zhì)的物性條件進行了研究，認為有效儲層物性下限不是絕對的，而是取決于砂巖與圍巖介質(zhì)物性之間的相對關(guān)系，并與埋深具有一定的關(guān)系。由此提出了一種新的有效儲層物性下限判別方法：利用砂巖儲層和圍巖介質(zhì)的毛細管力比值判定有效儲層物性下限。有效儲層臨界條件下的毛細管力比值隨埋深增加表現(xiàn)出逐漸增大趨勢，其物性下限也隨埋深具有一定的變化規(guī)律。根據(jù)該方法在珠一坳陷深部古近系儲層中識別出的有效儲層與測井解釋成果基本吻合。該方法對于優(yōu)選油氣勘探目標具有一定的指導意義。

有效儲層是指能夠儲集和滲流流體(烴類或地層水)，在現(xiàn)有工藝技術(shù)條件下能夠采出具有工業(yè)價值產(chǎn)液量(烴類或烴類與水的混合)的儲集層(郭睿，2004；操應(yīng)長等，2009)。有效儲層不等于有效油層，有效儲層中采出的流體既可為烴類、也可為水，因此有效儲層包含有效油層。干層是指儲層物性差、產(chǎn)液量(烴類或水) 低于干層產(chǎn)量標準的巖層，不屬于有效儲層。有效儲層物性下限是指儲集層能夠成為有效儲層應(yīng)具有的最低物性(楊通佑等，1990；郭睿，2004)。儲層物性條件決定其儲集油氣的能力，有效儲層物性下限的判別對于油氣勘探和開發(fā)都具有重要意義。

前人提出了很多確定有效儲層物性下限的方法，主要是根據(jù)巖心物性分析、試油及生產(chǎn)測試資料來確定的(Purcell，1949；蔡正旗等，1993；曾偉等，1997；萬玲等，1999；耿龍祥等，1999；王艷忠和操應(yīng)長，2010；郭睿，2004；丁曉琪等，2005；崔永斌，2007；操應(yīng)長等，2009；姚光慶等，2012)。這些方法大致可分為三類：① 根據(jù)含油性與儲層物性(孔隙度、滲透率)的統(tǒng)計關(guān)系確定有效儲層物性下限，如測試法、經(jīng)驗統(tǒng)計法、含油產(chǎn)狀法、鉆井液侵入法、分布函數(shù)曲線法、物性試油法、束縛水飽和度法；② 根據(jù)儲層本身不同物性參數(shù)之間的相關(guān)性關(guān)系確定有效儲層物性下限，如最小有效孔喉法、孔隙度—滲透率交匯法、孔喉分布法、相對滲透率曲線和毛細管力曲線疊合法、Purcell法；③ 根據(jù)儲層物性變化的影響因素來求取有效儲層物性下限，如泥質(zhì)含量法。這些方法多是基于實驗測試或油田發(fā)現(xiàn)以后通過統(tǒng)計含油儲層物性來確定的。顯然，以上方法具有一定的統(tǒng)計學特征，存在一定程度的不確定性(郭睿，2004)。這些方法僅適用于儲層資料較多的情況，樣本數(shù)據(jù)不足的情況下可能會引起較大誤差。

重要的是，利用上述方法所得到的多是現(xiàn)今儲層的物性下限，而非成藏期儲層物性界限。根據(jù)劉震等(2006，2012)提出的有效儲層含油物性下限與儲層臨界物性概念，現(xiàn)今儲層含油物性下限的研究未考慮成藏過程，現(xiàn)今儲層含油物性下限是儲層臨界物性經(jīng)成藏期后一系列地質(zhì)過程積累到現(xiàn)今的結(jié)果，顯然，將其視為儲層的物性下限是不合適的。

此外，研究表明，不同埋深時有效儲層的物性下限是不同的，其與埋深具有一定的相關(guān)性。郭睿(2004)在統(tǒng)計分析基礎(chǔ)上，認為儲層孔隙度、滲透率下限并非定值，而是與原油性質(zhì)及埋藏深度具有一定的相關(guān)性。

本文提出了一種新的確定有效儲層物性下限的判別方法，該方法的核心是，根據(jù)砂巖儲層與其圍巖介質(zhì)的毛細管力差異性，得出有效儲層物性下限隨埋深的變化規(guī)律。該方法已應(yīng)用于珠一坳陷的儲層物性下限求取。

1 利用毛細管力判別有效儲層物性下限的依據(jù)

油氣的運聚是一個動力學作用過程，油氣運移動力與阻力之間的相互制約決定了油氣的運移方向。油氣自源巖中生成后，經(jīng)過初次運移、二次運移最終到達有利圈閉中聚集成藏。油氣從烴源巖進入砂巖時動力主要包括泥巖內(nèi)干酪根生油氣作用產(chǎn)生的流體體積膨脹力(柳廣弟，1999；龐雄奇等，2007a)和生烴泥巖與砂體之間的烴濃度差引起的擴散力等(Stainforth，1990；柳廣弟，1999；龐雄奇等，2007a)。如果烴源巖內(nèi)生成和殘留足夠量的油氣，毛細管力差也是推動油氣初次運移的主要動力(Magara，1975；Berg，1975；Barker，1980)。油氣在儲層中的運移動力有浮力、水動力、構(gòu)造力等(柳廣弟，1999)。阻力包括砂巖毛細管阻力(柳廣弟，1999；王寧等，2000；隋風貴，2005；龐雄奇等，2007a)、砂巖層上覆水柱壓力(龐雄奇等，2007b)、巖石吸附及粘滯力(陳冬霞等，2008)等。與砂巖毛細管阻力相比，巖石吸附及粘滯力的作用很小，可忽略不計。當動力大于阻力時，油氣會沿合力的方向運移；當動力小于阻力時，油氣會停滯聚集。動力等于阻力是油氣聚集成藏的動力學臨界條件，此時對應(yīng)的儲層物性條件為有效儲層的物性下限。

油氣運移的動力和阻力受地層埋深、儲層成巖作用、烴源巖生排烴作用等因素的影響，而表現(xiàn)出一定的復雜性和規(guī)律性。研究有效儲層物性時發(fā)現(xiàn)，地層某一埋深條件下儲層的物性條件必須超過某一臨界值油氣才能充注到儲層中(陳章明等，1998；曾濺輝和金之鈞，2000；劉震等，2006；龐雄奇等，2007b)，低于這一臨界值，油氣不能進入儲層，相應(yīng)的儲層可視為非有效儲層。該臨界值隨著埋深增大而減小(龐雄奇等，2007a)。也就是說，判斷有效儲層物性的標準不是絕對的，而是隨埋深呈一定的變化規(guī)律。龐雄奇等(2007a)在實驗室條件下模擬了油氣在砂巖和圍巖介質(zhì)之間的運移，發(fā)現(xiàn)孔喉半徑細小的巖石中的油氣只能進入到較自身孔喉半徑更大的巖石中，而不能進入較自身孔喉半徑更小的巖石中。這是因為砂巖與圍巖之間的孔喉半徑存在差異性，使得砂巖與圍巖界面產(chǎn)生毛細管力差，在毛細管力差的作用下，油氣向孔喉半徑較大的砂巖中運移，而不能反之。England(1987)將由毛細管力作用產(chǎn)生的地下巖石多相流體間的勢能定義為界面勢能，并給出毛細管力的表達式(式1)。在界面勢能作用下，油氣總是趨向于從孔隙較小的介質(zhì)向孔隙較大的介質(zhì)中運移，油氣成藏的儲層物性臨界值主要由砂巖儲層的界面勢能與其圍巖介質(zhì)界面勢能的相對關(guān)系所決定。因此，砂巖與圍巖介質(zhì)物性條件的相對好壞才是儲層有效與否的決定性因素。通過研究儲層與圍巖介質(zhì)毛細管力的相對大小，可以確定不同埋深處有效儲層的物性臨界條件。

(1)

式中：Pc為毛細管壓力，Pa；θ為兩相界面與水平面之間的夾角，°；σ為界面張力，N/m；r為孔喉半徑，μm。

由式(1)可以看出，毛細管力主要與多相流體接觸角大小、巖石介質(zhì)的孔喉半徑、流體界面張力等因素有關(guān)。本文用砂巖與圍巖毛細管力的比值(P′ )來表征毛細管力的相對大小(式2)。毛細管力比值的大小只與砂巖孔喉半徑與圍巖(泥巖)孔喉半徑的相對大小有關(guān)，與兩相流體接觸角及表面張力無關(guān)。

(2)

式中，P′為毛細管力比值；σ為界面張力，N/m；θ為兩相流體接觸角，°；rn為圍巖介質(zhì)孔喉半徑，μm；rs為砂巖孔喉半徑，μm。

由式(2)可以看出，在砂巖儲層與圍巖介質(zhì)界面處孔喉半徑值相差越大，毛細管力比值就越大。砂巖與圍巖介質(zhì)孔喉的大小差異及分布特征控制著毛細管力比值的大小。同時，毛細管力比值控制著巖層中液體的流動。李明誠(2004)認為，當油氣從小孔喉向大孔喉運移時，毛細管力差表現(xiàn)為動力作用，而相反方向的運移則表現(xiàn)為阻力作用。毛細管力比值為油氣運聚的動力時，會促使油氣從圍巖向最有利的砂巖儲層中運移。地質(zhì)條件下儲層的非均質(zhì)性非常強，孔喉關(guān)系復雜多變，但在毛細管力差的動力驅(qū)動下，油氣總是趨向于向孔喉相對較大的儲層中運移。在砂泥巖界面處孔喉半徑值相差越大，毛細管力比值越大，油氣運移的動力越大，就越能克服阻力進而向儲層中運移。也就是說作用在油(氣)水界面處的力就越大，越有利于油(氣)從小孔隙圍巖運移進入大孔隙砂巖中聚集成藏。一旦油氣進入有利儲層后，砂巖儲層與泥巖蓋層界面處的毛細管力比值對油氣的向外逸散表現(xiàn)為阻力作用，使油氣在有利儲層中保存聚集成藏。

圖1 珠江口盆地構(gòu)造單元劃分圖(據(jù)陳長民等，2003，略有修改)Fig. 1 Tectonic units in Pearl River Mouth Basin (after Chen Changmin et al., 2003, modified)

2 研究方法

本文采用地質(zhì)統(tǒng)計和數(shù)值模擬計算相結(jié)合的方法先確定出有效儲層物性下限，然后根據(jù)該物性下限標準評價儲層的儲集性能。首先收集研究區(qū)已發(fā)現(xiàn)油氣藏的儲層物性資料(孔隙度、滲透率、孔喉半徑)及壓汞實驗等相關(guān)數(shù)據(jù)，利用地質(zhì)統(tǒng)計法，研究泥巖和砂巖的孔隙度及滲透率隨埋深的分布趨勢，建立該地區(qū)儲層砂巖及圍巖介質(zhì)(泥巖)的物性參數(shù)變化模型。然后采用數(shù)值模擬的方法，模擬砂巖和泥巖不同孔隙度和滲透率對應(yīng)的孔喉半徑，進而分別計算出砂巖和泥巖的毛細管力。接下來，通過計算圍巖介質(zhì)(泥巖)與儲層砂巖的毛細管力比值，確定不同埋深有效儲層的物性下限。其具體方法為：將不同埋深處已發(fā)現(xiàn)油氣藏的圍巖介質(zhì)(泥巖)與儲層砂巖的毛細管力比值與干層的分界線或油氣藏最小毛細管力比值所構(gòu)成的包絡(luò)線確定為有效儲層的臨界條件，該臨界條件所對應(yīng)的儲層物性即為有效儲層物性下限。

3 應(yīng)用實例

珠一坳陷位于中國南海海域珠江口盆地東北部，面積約4×104km2(圖1)，區(qū)域上具有先陸后海、先斷后坳的演化歷史。沉積充填從老到新依次為古近系的文昌組、恩平組、珠海組，新近系的珠江組、韓江組、粵海組、萬山組以及第四系(施和生等，2008；呂延防等，2011)。珠一坳陷累計探明原油儲量達8.3×108m3。目前已發(fā)現(xiàn)的油氣藏主要分布于韓江組、珠江組和珠海組，其埋深范圍為1000～4000m。

砂巖與泥巖的物性特征隨埋藏深度表現(xiàn)出不同的變化趨勢。由于泥巖或泥質(zhì)沉積物在沉積初期含有較高的原始含水量，孔滲性較好。泥巖在接近地表的淺層中孔隙度可高達80%～90%(Aplin and Macquaker, 2011)。隨著上覆沉積物的不斷增加，泥巖迅速排出孔隙水，孔隙度急劇降低(姚秀云等，1989; Fishman et al., 2012)。珠一坳陷泥巖孔隙度在埋深500m時已降低到15%以下(圖2a)，泥巖孔隙度隨埋深變化模型為(式3)：

φm=12.949e-0.00057 Z,Z>500m

(3)

式中，φm為泥巖孔隙度，%；Z為埋深，m。

泥巖滲透率普遍較小(圖2b)，在埋深500m以下泥巖滲透率分布在0.01～0.1mD，并與孔隙度具有較好的相關(guān)性(式4)。

Km=0.0081e0.3303φ

R2=0.6207

(4)

式中，Km為泥巖滲透率，mD。

圖2 珠江口盆地珠一坳陷泥巖孔隙度(a)、滲透率(b)隨埋深變化模型Fig. 2 Change trend of mudstone porosity(a) and permeability (b) with depth in the Zhu-1 Depression in Pearl River Mouth Basin

珠一坳陷油氣藏儲層砂巖孔隙度、滲透率在同一埋深的橫向非均質(zhì)性較強(圖3)。總體來看，孔隙度分布在5%～33%之間，滲透率分布在2～2000mD之間，且隨著埋深的增加，孔隙度與滲透率均逐漸降低。

圖3 珠江口盆地珠一坳陷油氣藏儲層孔隙度(a)、滲透率(b)隨埋深變化模型Fig. 3 Change trend of reservoir porosity(a) and permeability (b) with depth in the Zhu-1 Depression, Pearl River Mouth Basin

孔隙度和滲透率是孔隙結(jié)構(gòu)(孔隙、喉道)特征的綜合響應(yīng)，孔隙結(jié)構(gòu)是決定巖石物性的重要因素，孔隙結(jié)構(gòu)與孔隙度、滲透之間存在著一定的內(nèi)在聯(lián)系(王瑞飛等，2008)。結(jié)合研究區(qū)壓汞數(shù)據(jù)，擬合得到砂巖及泥巖孔隙度、滲透率與孔喉半徑的變化模型(式5)：

r=-0.9166e-0.2542φ+0.07305lnK+0.2692

R2=0.7526

(5)

根據(jù)泥巖物性隨埋深變化模型(式3)，計算出每個油氣藏周圍的泥巖孔隙度、滲透率，再根據(jù)式5計算出每個油氣藏的儲層砂巖孔喉半徑與其周圍的泥巖孔喉半徑，兩者相除得到圍巖介質(zhì)(泥巖)與儲層砂巖的毛細管力比值(圖4)。

從珠一坳陷已發(fā)現(xiàn)有效儲層(油層、水層)與干層的圍巖介質(zhì)與儲層砂巖的毛細管力比值分布圖(圖4)中可以明顯看出，有效儲層與干層之間存在著明顯的分界線(圖4中所示虛線)。分界線右側(cè)主要分布有效儲層(分界線右側(cè)的有效儲層占有效儲層總數(shù)的99.2%)，分界線左側(cè)以干層為主(分界線左側(cè)的干層占干層總數(shù)量的91.4%)。據(jù)此可以將這條分界線看作是有效儲層分布的邊界，分界線所對應(yīng)的儲層物性條件即為有效儲層物性下限。值得注意的是，分界線表征的是毛細管力比值隨埋深的變化，它不僅與砂巖儲層的物性條件有關(guān)，還與圍巖介質(zhì)的物性條件有關(guān)(式2)，故本文采用砂巖與圍巖介質(zhì)的毛細管力比值這一參數(shù)來表征有效儲層物性下限。根據(jù)該下限值隨埋深的變化關(guān)系，擬合得出有效儲層物性下限對應(yīng)的毛細管力比值隨埋深變化的關(guān)系式(式6)：

P′=1.967468 e0.00026 Z

(6)

圖4 珠江口盆地珠一坳陷已發(fā)現(xiàn)油氣藏 毛細管力比值分布圖Fig. 4 Distribution of capillary pressure ratio of oil and gas reservoirs to surrounding rocks in the Zhu-1 Depression, Pearl River Mouth Basin

圖5 珠江口盆地珠一坳陷H25構(gòu)造1井有利儲層分布預(yù)測圖Fig. 5 Prediction of distribution of effective reservoirs in the Well-1 of the H25 Structure, in the Zhu-1 Depression, Pearl River Mouth Basin

以H25構(gòu)造1井文昌組砂巖儲層為例，來驗證該方法的可靠性與指導意義。H25構(gòu)造1井文昌組埋深3700～3950m，根據(jù)公式6計算得到相應(yīng)的毛細管力臨界值范圍為4.54～4.80，并可劃分出10個有效儲層(圖5，編號1～10)。根據(jù)測井解釋成果， H25構(gòu)造1井文昌組共有3個有效儲層，其中有1個油層和2個水層。3個油水層的毛細管力比值分布范圍為4.8～14，且均大于其對應(yīng)深度處的毛細管力比值臨界值。測井解釋得出的油氣水層毛細管力比值均大于該方法計算得到的有效儲層物性下限對應(yīng)的毛細管力比值，表明用該方法確定出的有效儲層物性下限具有較高的可靠性。此外，可以根據(jù)砂巖儲層的毛細管力比值及其對應(yīng)埋深的毛細管力比值臨界值的關(guān)系，預(yù)測H25構(gòu)造1井文昌組的剩余潛在有效儲層共7層(圖5中編號1、2、5、6、8、9、10)。當烴源灶供烴量足夠且具有有利的油氣運移通道時，這些潛在的有效儲層即可儲集油氣，形成油氣藏。該方法對于今后勘探過程中優(yōu)選勘探目標具有一定的指導意義。

4 結(jié)論

(1)含油氣盆地碎屑巖儲層客觀存在著一個物性下限。在這個下限以上，儲層可視為有效儲層，具有儲集油氣的能力，在這個下限以下，油氣無法進入從而不能聚集成藏。

(2)由于物性差異導致的儲層砂巖與圍巖介質(zhì)的毛細管力差異是油氣能否進入砂巖儲層成藏的關(guān)鍵因素，也是判別有效儲層的重要依據(jù)。有效儲層物性下限對應(yīng)的毛細管力比值隨埋深增大表現(xiàn)出逐漸增加的變化趨勢。

(3)珠一坳陷有效儲層物性下限對應(yīng)的毛細管力比值隨埋深呈指數(shù)遞增。根據(jù)本文方法計算得到的H25構(gòu)造1井文昌組有效儲層共10層。根據(jù)測井資料解釋文昌組油水層3層，且3層全部在本文方法計算得出的有效儲層范圍內(nèi)，表明本文方法的可靠性，并具有一定的預(yù)測作用。