砂岩物性论文：砂岩储层物性及意义
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本文作者：刘震黄艳辉潘高峰刘静静吴迅达王菁张胜斌作者单位：中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室
储层临界物性与储层含油物性下限的差别
“储层含油物性下限”是在现今经济、技术条件下可采储集层的最小有效孔隙度和最小渗透率。“储层临界物性”被定义为在一定地层压力条件下，油气能进入储层所需的最小孔隙度及渗透率，这与前人提出的“有效储层下限”、“有效储层含油下限”不同。它是一个历史性的参数，是主成藏时期所对应的油气充注临界物性，反映了油气成藏效果的下限。油气的运移和聚集是一个动态的过程，成藏相关的各个要素在地史时期内相互影响相互制约不断调整，最终形成现今的油气系统。油气充注发生在成藏时期，充注成藏期之后，由于受到成岩作用以及构造作用等多种因素的影响，储层的含油特征与物性发生了很大变化，相对应的油气充注临界物性与现今的储层含油物性下限之间也就不能对等了。但储层现今的含油物性下限与油气充注临界物性之间还是有着必然的联系，储层临界物性是现今储层能否成藏含烃的原因之一，现今储层含油物性下限是储层临界物性经历成藏期后一系列复杂地质历史过程的一个反映。
1成岩作用对储层含油物性下限的影响
成岩作用是指在成岩过程中发生的具有独立特点的作用。根据对砂岩孔隙演化和物性变化的不同影响，成岩作用可分为破坏性和建设性两大类（图1）（郑浚茂等，1998；刘林玉等，2006；刘震等，2007；刘正华等，2007；王瑞飞等，2007；金振奎等，2008；闫建萍等，2010；吕成福等，2010；杜红权等，2010）。（1）破坏性成岩作用主要有压实和压溶作用、胶结作用及交代作用：压实、压溶作用是使岩石密度增大、原生孔隙度大幅降低的主要成岩作用。随着上覆地层的加厚，岩石所受的压力越来越大，压实作用越来越强，同种类型的沉积体，随着埋深的增加孔隙度越来越小，储层对油气排替压力越来越大，孔隙门限值越来越大（在相同的成藏动力情况下）。但是一般情况下，成藏动力随埋藏深度增加而增大，而且随深度增加成藏动力的增长大于压实作用造成的成藏阻力，随着储层埋藏深度的增加，油气成藏的孔隙度下限越来越小。胶结作用是物质沉积后因自生矿物在孔隙中的沉淀而导致沉积物固结成岩的作用。胶结作用使碎屑岩储层的孔隙进一步缩小。交代作用是指一种矿物被溶解的同时或溶解之后，被从孔隙水中沉淀出来的另一种矿物置换，是一种溶解和沉淀同时发生的矿物转化作用，对储层空间的发育影响不大。总之，由于受强烈破坏性的成岩作用，砂体的渗透性会降低，所对应的含油物性下限就越大。（2）建设性成岩作用主要是指溶蚀作用和破裂作用，其中尤以溶蚀作用最为重要：溶蚀作用是指矿物在成岩过程中，由于成岩环境的变化而发生溶解，从而达到新的物理化学平衡的一种作用。溶蚀作用可以产生大量的次生孔隙，从而形成次生孔隙发育带。破裂作用是成岩过程中岩石在外力作用下发生破裂而产生裂缝孔隙的作用。两者都在一定程度上增大了储层孔隙的渗透性，因此对应的储层含油孔隙下限变小，是深部储集物性改善的主要因素。
2构造作用对储层含油物性下限的影响
伴随着地壳的抬升、褶皱和断裂，使砂岩层发生不同程度的破碎和裂缝，这些裂缝与地壳升降产生的风化壳和不整合面一起，成为天水淋滤下伏地层的主要通道，天水和地下水的交替改变了砂岩中孔隙水的化学性质，使砂岩中不稳定组分发生化学反应，导致矿物的溶解、沉淀，造成次生孔隙的广泛发育，极大地改善了砂岩的储集条件，同时储层渗透性的增加，减小了有效储层的含油物性下限。
利用录井资料确定砂岩储层临界物性
1常规储层的临界物性确定
岩芯的含油产状可以划分为饱含油、富含油、油浸、油斑、油迹等级别，根据取芯资料，建立含油产状与孔隙度、渗透率关系图，然后再依据含油产状确定有效储层的含油物性下限。对于一般未致密化的储层，埋深通常较浅，成岩作用较弱，储层物性好，现今储层含油物性下限与储层临界物性差别不大，可以通过求取该地区现今储层含油物性下限，确定成藏期储层临界物性。图2为高邮凹陷三垛组典型岩性油藏储层孔隙度、渗透率与含油产状关系图，结果显示三垛组储层现今含油孔隙度下限12％，渗透率下限1×10－3μm2。由于该地区三垛组储层埋深较浅，成岩作用较弱，现今储层物性与成藏期储层物性基本无变化，即该地区三垛组储层临界孔隙度12％，临界渗透率1×10－3μm2。
2低孔渗砂岩储层的临界物性确定
低孔渗砂岩储层的油气充注发生在成藏时期，充注之后，随着地层埋深的增大，导致了储层被进一步压实，加上后期成岩作用，造成地层孔隙被破坏，孔隙度大幅度减小。因此成藏期与现今比较，储层物性有很大的变化，相对应的油气充注临界物性与现今的含油物性下限之间也就不能对等了，但储层现今的含油物性下限与油气充注临界物性之间有着必然的联系。用录井资料分析法求取低孔渗砂岩储层的储层临界物性，需要先建立砂岩孔隙度剖面，通过砂岩孔隙度剖面画出正常压实段的正常压实趋势线。由于地层抬升，砂岩地层孔隙度回弹性较小，现今的砂岩孔隙度可以看成是在最大埋深时形成的，所以把现今孔隙度剖面沿着正常压实趋势向上推到油气充注期的位置，读出的目的层孔隙度可以认为是目的层成藏期的孔隙度值。成藏期与现今孔隙度值的差就是成藏后孔隙度减小量，现今储层含油孔隙度下限值加上成藏后孔隙度减小量就可以得到储层烃类充注临界孔隙度值。（1）鄂尔多斯盆地安塞油田延长组长6段储层：利用录井资料分析法（图3），确定出该地区延长组长6段储层含油孔隙度下限为8％，渗透率下限为0．01×10－3μm2。然后选取该地区其他3口井，利用孔隙度剖面作图反演法来确定成藏期之后孔隙度减小量。要恢复出成藏期之后孔隙度减小量，就要先确定成藏期到最大埋深时期地层埋深了多少。从剖4井埋藏史图（图4）上可以看出，成藏期到最大埋深时期延长组长6段地层又持续埋深了500m。将现今孔隙度剖面沿正常趋势段上推500m，读出目的层段对应的孔隙度值是18％，而现今孔隙度剖面上所对应的孔隙度值6％，所以成藏期到最大埋深时期剖4井延长组长6段地层孔隙度减小了5．8％（图5）。依据上述方法再分别求取了其他3口井延长组长6段储层油气充注后深度变化量与孔隙度减小量（表1），通过求平均值确定出该地区成藏期到最大埋深时期延长组长6段地层砂岩孔隙度减小了6．3％，则该地区延长组长6段成藏期储层油气充注临界孔隙度是10．2％。（2）苏北盆地高邮凹陷戴南组储层：利用录井资料分析法，确定出该地区戴南祖储层含油孔隙度下限为5％，渗透率下限为1×10－3μm2（图6）。结合上述鄂尔多斯盆地剖4井成藏期储层古孔隙度反演方法，推知成藏期后戴南祖储层孔隙度减小了6％，因此可以最终确定出高邮凹陷戴南祖油气充注临界孔隙度为11％。
利用试油资料确定砂岩储层临界物性
1常规储层的临界物性确定
储层的试油情况可以划分为油层、差油层、油水同层、含油水层、水层等级别，根据试油资料分析，建立试油结果与孔隙度、渗透率关系图，然后再根据试油情况确定有效储层的含油物性下限。前已述及，对于一般未致密化的储层，通过求取该地区现今储层含油物性下限，即可确定成藏期储层临界物性。图7为二连盆地不同沉积相砂体物性与含油性之间的关系图，通过对巴音都兰凹陷扇三角洲储层砂体物性以及乌里雅斯太凹陷湖底扇储层砂体物性分析，砂体物性不同，其含油性存在差异，无论是孔隙度还是渗透率，油气进入储集砂体存在一个临界值（刘震等，2006b），砂体储层孔隙度高于10％且渗透率高于5×10－3μm2，油气才能进入砂体。
2低孔渗砂岩储层的临界物性确定
下面以鄂尔多斯盆地安塞油田延长组长6段储层为例。利用试油资料分析法（图8），确定出该地区延长组长6段储层含油孔隙度下限为8％，渗透率下限0．01×10－3μm2。依据上述孔隙度剖面作图反演法得出的结果，成藏期到最大埋深时期延长组长6段地层砂岩孔隙度减小了6．3％，则安塞油田延长组长6段成藏期储层油气充注临界孔隙度是10．2％。通过录井资料分析法和试油资料分析法的对比和验证，鄂尔多斯盆地安塞油田延长组长6段成藏期储层油气充注临界孔隙度是10．2％。
利用砂岩烃类充注临界物性实验法测定储层临界物性
1实验目的及原理
模拟不同压力环境中的石油充注过程，通过实验设备检测油气在不同状态下进入岩芯的能力，从而求得临界充注条件下充注动力和地层物性之间的关系。有利于进一步研究油气成藏期的古临界充注物性和古充注注入动力。本实验中同一块岩芯，在不同的轴压和围压下，流体的注入压力是不同的。实验的最大围压为pw＝40MPa，轴压pz由关系式pz＝pw×γ／（1－γ）计算得到，γ是动态泊松比，由纵横波速度确定。平流泵以非常小的流量提供油注入压力，为了保证稳定的压力需要通过中间容器向岩芯中注入油。RLC电桥用于监测油是否注入，一旦有油进入岩芯，电阻值就会明显增加。计量管中的液位会缓慢增加，通过测量一定时间内液位的增量和压力，就可以计算出流体的渗透率。样品在夹持器中的受力见图9。
2实验监测
烃类充注实验的起始充注围压为5MPa，然后打开流压控制阀，逐步增加流压。开始阶段流压逐渐增加，计量管中液量基本不变，当流压增加到一定程度时，液量显著增加，电阻率明显增大，此时对应的流压即为该条件下的临界注入压力。然后围压增加5MPa进入下一轮充注实验直到围压达到40MPa结束。为了准确监测流体的注入压力，流体压力增加过程要非常缓慢，因此做一块样品的时间要达到数天。由于样品自身的物性不同，充注过程也存在着差异。如果样品物性较好，充注过程中石油可以注满整块岩芯，可测得的注入压力点也相对较多；如果样品比较致密，石油就很难注入岩芯，或者能充注但测得的注入压力点很少（图10）。
3实验结果分析
实验中给岩芯施加的围压相当于地层受到的有效应力，注入压力等效于油气充注时的临界充注动力，因此可以把围压转换为地层的等效埋藏深度，进而分析临界充注动力与埋深和物性之间的关系。烃类充注实验的结果表明（图11、图12）：注入压力受储层埋深和物性的双重控制，因此确定了地层的埋深和物性条件就可以求出相应的石油充注最小压力；储层孔隙度＜10％的情况下，无论多大的充注动力，油气都不能进入储层，因此储层中石油充注存在一个临界条件。通过实验分析说明充注动力和临界物性对于油气的充注成藏有决定性的作用。
储层评价意义讨论
（1）静态的储层评价不能合理评价储层的含油气性：随着油气田勘探、开发的不断深入，储层评价无论在理论和方法上都有迅速发展，其主要目的是对储层进行分类分级，预测有利方向。储层物性的研究又是储层评价中的重点和核心，也已进入了多学科、多信息和多种手段相结合的新阶段。对于常规储层，通过综合利用地质、地震、测井及测试资料，研究有效储层含油物性下限，可以合理地评价油气藏；但是对一些低孔渗砂岩储层，其现今储层物性往往低于有效储层的含油物性下限，按照储层物性的评价标准，在这些储层中就不会聚集油气，无法获得工业油气流，恰恰相反，在鄂尔多斯盆地低孔渗砂岩储层中发现了大量油气。因此单一、静态地分析现今储层含油物性下限，已不能客观反映成藏期的储层质量下限，储层物性下限的应用变得十分局限。只有历史、动态地评价储层储集性能的好坏，即在一定时期的构造环境和沉积环境下，油气聚集成藏的有利储集条件，才能客观认识低孔渗砂岩储层的成藏能力，才能有效地提高勘探开发效益。不仅要分析沉积相对储层物性的控制作用，而且要研究成藏期及其以后成岩作用、构造作用等对储层物性的影响，最终确定现今储层的含油气性。因此，对储层只有实现动态评价，才能解释其含油气程度并预测其含油气性。
（2）储层与非储层的划分标准应该以能否成藏来划定：储层评价主要是评价已发现油气藏的储层，而对未发现油气藏或者是低于含油储层物性下限的（低孔渗）储层就不再进行研究，它不能有效地评价储层储集性能。笔者认为现今的储层孔隙参数不能直接作为判断储层含油气性的条件，但是可以利用现今储层物性下限恢复出主成藏期时的储层临界物性，从而推断出油气成藏的有效储层和有效运移通道，当成藏期储层孔隙度大于这一临界条件，临近烃源岩生成的油气才会沿着有效运移通道充注到有效储层中聚集成藏；相反地，当小于这一临界值时，无论有多大充注动力，油气也无法进入储层。由此可以看出，储层临界物性是控制油气能否成藏的主要控制因素。因此储层评价的依据应该是能否成藏，即烃源岩生成的油气能否在储集层中聚集成藏，同样储层与非储层的划分标准也应该以能否成藏来划定。
（3）当物性超过储层临界物性后注入物性－注入压力联合控制烃类充注：油气在地质空间中时刻保持着流动的趋势，其在地质历史中的状态、位置及其变化取决于当时作用于受力之间的平衡关系。油气能否充注到储层中，不仅要满足储层临界物性这一条件，而且对于不同深度、不同物性的储层还存在着临界注入压力因素。油气在储层中充注、聚集和成藏，就是动力克服阻力以及动力与阻力平衡的过程，当动力大于阻力时油气开始充注；而当动力与阻力相等时对应着油气临界充注状态。在相同埋深条件下，储集物性越好，成藏阻力越小，对应的临界注入压力相对较小；在储层物性相同的条件下，埋藏越浅的储层成藏阻力越小，所对应的临界注入压力越小。只有储层物性大于临界物性，注入压力高于在该深度、孔隙度条件下的临界注入压力，油气才可能成藏；同时油气等流体会选择性地进入储层介质中，储层物性越好，注入压力与临界注入压力差值越大，储层介质就越容易捕获运移而来的油气。因此成藏期储层物性在超过储层临界物性后，注入物性和注入压力联合控制着油气藏的形成（图12）。
