席 辉，成志刚，张 蕾，罗少成，甘 宁

(中国石油集团测井有限公司，陕西 西安 710077)

致密油是指夹在或紧邻优质生油层系的致密碎屑岩或者碳酸盐岩储层中，未经过大规模长距离运移形成的石油聚集，一般无自然产能，需要通过大规模压裂技术才能形成工业产能。致密油层的物性界限确定为地面空气渗透率小于1×10－3μm2，地下覆压渗透率小于0.1 ×10－3μm2左右［1］。

目前陇东地区规模开发的主要是延长组长8常规油藏，其孔隙度一般分布在8% ～16%，平均孔隙度10%左右，渗透率一般分布在(0.1～10)×10－3μm2，平均渗透率在1×10－3μm2左右，结合生产资料确定的孔隙度下限为7%，渗透率下限为0.1×10－3μm2。而对于长7致密油藏，目前仍处于研究和探索阶段，下限标准尚不明确，迫切需要建立起合理的下限标准，为有效厚度划分及储量计算提供依据。

1 致密油层基本特征

研究了50口井的致密油层测井、录井、试油及分析化验资料。通过分析岩石学资料发现，陇东地区长7致密油层岩性以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主，孔隙类型以长石溶孔为主，粒间孔次之，总体物性差，孔隙度主要分布在6% ～10%之间，平均孔隙度为7.5%，渗透率主要分布在之间(0.01～0.1)×10－3μm2，平均渗透率为0.07 ×10－3μm2;通过对恒速压汞测试数据分析，储层喉道半径主要分布在0.3～0.5 μm，孔喉分选相对较好，孔喉比主要分布在400～700之间，为细孔微喉或中孔微喉(如图1、2)，由此可见长7段属于典型的致密砂岩储层，与常规储层差异明显。

图1 陇东地区长7储层喉道半径分布频率

图2 陇东地区长7储层孔喉比分布频率

2 致密油层下限确定

通过最小流动孔喉半径法确定致密砂岩油层物性下限，并利用密闭取心法、油—水相渗法确定致密砂岩油层含油饱和度下限。

2.1 最小流动孔喉半径法确定物性下限

能储集油气又能使油气渗流的最小孔隙通道称为油气的最小流动孔喉半径［2，3］。最小流动孔喉半径法是先确定储集层的孔喉半径下限，然后根据压汞实验中渗透率与孔喉半径(喉道中值半径)的关系求出渗透率下限值，最后利用孔隙度与渗透率关系得出孔隙度下限值［4］。

依据研究需要选取了长庆油田陇东地区10口取心井长7致密砂岩油层20块岩心样品进行高压压汞实验，20块样品渗透率分布范围为(0.019～0.23)×10－3μm2之间，平均渗透率为0.097×10－3μm2;孔隙度分布范围为3.6% ～11.8%之间，平均孔隙度为8.68%;中值半径分布范围为0.029～0.17 μm之间，平均中值半径为0.07 μm;排驱压力分布范围为1.86～6.36 MPa之间，平均排驱压力为3.38 MPa。

由于实验室测得每块岩样的毛管压力曲线只能代表油藏某一点的特征，只有将油藏几十条甚至几百条毛管压力曲线平均为一条代表油藏特征的毛管压力曲线，才能有利于确定油藏的原始含油饱和度。J函数处理是获得平均毛管压力资料的经典方法［5］。计算公式为:

式中:J(SHg)为J函数，无因次;Pc为毛管压力，MPa;σ为界面张力，mN/m;θ为润湿接触角;K为渗透率，10－3μm2; 为孔隙度，%。由于实验为汞—空气系统，界面张力σ=480 mN/m，润湿接触角 θ=140°。

利用公式(1)对以上20块样品压汞资料进行处理，得到了每块样品不同进汞压力下的J函数，为了提高孔喉半径下限值精度，需要对每块样品J函数或者进汞饱和度进行如下处理:首先，对每块样品J函数或者进汞饱和度SHg进行线性插值，使得每块样品J函数或者进汞饱和度具有相同的步长。对进汞饱和度SHg进行了线性插值，使得每块样品具有相同步长的进汞饱和度;其次，通过每块样品J函数曲线特征观察，选用五阶关系式对J函数进行最小二乘法拟合，使其系数达到最优。计算公式为:

式中:J(SHg)为J函数，无因次;SHg为进汞饱和度，%;a、b、c、d、e为系数;f为常数。

给定每块样品压汞实验测试数据点(SHgi，J(SHg)i)，i=1，2，3…，m 做非线性拟合五阶关系式P(X)=aSHg5+bSHg4+cSHg3+dSHg2+eSHg+f均方差为:

通过上述方法可以计算出每块样品 a、b、c、d、e、f值，取所有样品 a、b、c、d、e、f值进行算数平均，带入式(2)，求出20块样品J函数曲线和平均毛管压力曲线，如图3、图4所示，再利用Purcell法计算油层的最小流动孔喉半径。

图3 陇东地区延长组长7含油层段J函数曲线

图4 陇东地区延长组长7含油层段Pc平均毛管压力曲线

Purcell法从压力与进汞量角度反映不同孔喉半径对渗透能力的贡献，当累积渗透率贡献值达到99.99%时，对应的孔喉半径即为此油层的最小流动孔喉半径，计算公式如下［6］:

式中:为平均毛管压力曲线上某点的压力，MPa;ΔSHg为区间进汞量，%;∑K为不同孔隙半径区间的累计渗透能力。

图5 Purcell法计算渗透率累计贡献率结果

据此求得延长组长7储层含油层段的累计渗透率贡献值达到99.99%时，进汞压力为13.5 MPa(见图5)，最小流动孔喉半径为0.054 μm，这与邹才能等人［7］确定的致密油层最小孔喉半径一致。通过建立岩心分析渗透率与喉道中值半径关系图版，可以得到渗透率下限为0.03×10－3μm2(见图6)。结合致密砂岩储层分析孔隙度与分析渗透率关系图(见图7)确定致密油层孔隙度下限为5%。

图6 陇东地区延长组长7油藏K－r50关系曲线

图7 陇东地区延长组长7储层孔隙度与渗透率关系

2.2 饱和度下限确定

2.2.1 密闭取心法

密闭取心是采用密闭取心工具与密闭液，在水基钻井液条件下取出不受钻井液自由水污染的岩心，密闭取心分析含水饱和度接近地层真实含水饱和度，可信度高［4］。首先对密闭取心含水饱和度进行校正，然后利用校正后的含水饱和度与孔隙度交会图确定含油饱和度下限(见图8)，通过统计分析得出，当孔隙度为5%对应的束缚水饱和度为42%，含油饱和度下限值为58%。

2.2.2 油—水相渗法

采用陇东地区长7致密油层20块样品进行氮气驱水实验，对测定的束缚水与对应的孔隙度分析值做拟合处理，通过统计分析得出，当孔隙度下限为5%对应的束缚水饱和度为41.7%，含油饱和度下限为58.3%，与密闭取心资料确定的含油饱和度下限基本一致。

通过以上分析，综合实际生产情况，建立了陇东地区致密砂岩油层物性及含油饱和度下限标准，即孔隙度下限为5%，渗透率下限为0.03×10－3μm2，含油饱和度下限为58%。

图9 某井测井解释成果图

3 应用效果

陇东地区延长组长7段属于典型的致密砂岩储层，图9中，某井长7段2 155.3～2 161.9 m致密层其电阻率为36.90 Ω·m，声波时差为 206.20 μs/m，密度为2.59 g/cm3，分析孔隙度为5.7%，分析渗透率为0.035×10－3μm2，密闭取心刻度计算含水饱和度为40%，一次测井解释为干层，二次精细解释时，发现该层录井有显示，且满足致密砂岩油层下限标准，解释为致密油层，试油结果为:油4.76 t/d，达到了工业油流的标准，同时也充分说明了致密油层物性下限的正确性。

4 结论

(1)陇东地区长7致密砂岩储层一般表现为物性差、孔隙结构复杂、非均质性强等特点。

(2)通过对致密油层毛管压力、岩心分析及常规测井资料的综合研究，确定其测井解释的孔隙度下限为5%，渗透率下限为0.03×10－3μm2，含油饱和度下限为58%。该下限的确定为陇东地区致密砂岩油层测井解释提供了标准。

(3)储层下限将随着商业油流井标准下降、开发工艺提高等因素的影响也随之下降，这需要根据实际资料进行具体分析。

［1］ 赵政璋，杜金虎，邹才能，等.致密油气［M］．北京:石油工业出版社，2012:002－003.

［2］ 曾伟，强平，黄继祥.川东嘉二段孔隙层下限及分类与评价［J］．矿物岩石，1997，17(2):42 －48.

［3］ 原海涵.毛管理论在测井解释中的应用［M］．北京:石油工业出版社，1995:9－11.

［4］ 杨小明，石玉江，张海涛，等.苏里格气田致密气下限重新认识［J］．测井技术，2014，38(3):326 －239.

［5］ 吕鸣岗，毕海滨.用毛管压力曲线确定原始含油饱和度［J］．石油勘探与开发，1996，23(5):63 －67.

［6］ 高阳.河包场地区须家河组须四段有效储层研究［D］．成都:西南石油大学，2008:35－36.

［7］ 邹才能，朱如凯，白斌，等.中国油气储层中纳米孔首次发现及其科学价值［J］．岩石学报，2011，27(6):1857 －1864.