公言杰，柳少波，朱如凯，刘可禹,，唐振兴，姜林

（1.提高石油采收率国家重点实验室；2.中国石油勘探开发研究院；3.CSIRO Earth Science and Resource Engineering；4.中国石油吉林油田公司）

致密油流动孔隙度下限
——高压压汞技术在松辽盆地南部白垩系泉四段的应用

公言杰1,2，柳少波1,2，朱如凯1,2，刘可禹1,2,3，唐振兴4，姜林1,2

（1.提高石油采收率国家重点实验室；2.中国石油勘探开发研究院；3.CSIRO Earth Science and Resource Engineering；4.中国石油吉林油田公司）

以松辽盆地南部让字井斜坡区白垩系泉头组四段致密层密闭取心井30块样品为研究对象，根据高压压汞实验和氦气测定孔隙度，以及含油饱和度数据分析，确定其致密油流动孔隙度下限及流动孔隙度控制因素。将油藏条件毛管压力与压汞实验得到的毛管压力进行换算，可计算不同油藏注入压力条件下的流动孔隙度，通过求取含油样品流动孔隙度最小值与不含油样品流动孔隙度最大值，确定研究区含油样品的流动孔隙度下限为3.2%，对应油藏条件下注入压力为0.35 MPa，高于此注入压力致密油可发生有效流动与聚集。致密层流动孔隙度与孔喉比呈负相关，储集层孔喉连通性变差时，需要更高注入压力流动孔隙度才能达到3.2%；流动孔隙度达到3.2%所需注入压力与储集层质量系数呈较好负相关性，随着储集层质量系数增加，流动孔隙度达到3.2%需要的注入压力有降低趋势。基于致密油流动孔隙度下限和油藏条件下注入压力，建立了致密油有效聚集判别图版。图9表1参14

松辽盆地南部；白垩系；致密油；孔隙度下限

0 引言

流动孔隙度是指在一定压差作用下，岩石孔隙中饱和流体流动时，可动流体的孔隙体积与岩石体积比值[1]。高压压汞技术可有效表征致密储集层样品的毛管压力，建立最小湿相饱和度[2]或束缚流体饱和度[3]与压

力之间的关系，进而有效表征可动流体参数[4-5]。因此可利用高压压汞实验准确求取不同进汞压力下的流动孔隙度。本文通过高压压汞实验系统研究致密油流动孔隙度特征，确定松辽盆地南部白垩系泉四段致密油流动孔隙度下限，以及流动孔隙度的控制因素，并建立研究区致密油有效聚集的判别图版，对致密油评价具有重要意义。

1 实验方法与结果

1.1 实验方法

松辽盆地南部让字井斜坡区白垩系泉头组四段发育致密油，选取全井段取心井Z59井样品进行研究，（见图1）。Z59井是该区唯一的密闭取心井，对具有较好含油性的3个砂层组进行了系统密闭取心。选取砂层组1和砂层组2的16个样品，砂组3的14个样品，共30个样品进行高压压汞实验。

压汞实验采用PoreMasterGT 60高压压汞仪，实验步骤依据国家标准GB/T 21650.1-2008[6]，具体测试条件为：汞表面张力480 mN/m，汞接触角140°，膨胀计体积0.5 mL，设备压力范围0.1～448.0 MPa。实际测量采用最大进汞压力主要为50～200 MPa，最高实验进汞压力206 MPa。压汞曲线可反映连通性孔喉结构特征[7-8]。压汞实验过程中，进汞过程为非润湿相驱替润湿相。当注入压力增加到突破更细小的孔喉毛管压力时，进汞饱和度逐渐增加。

图1 松辽盆地南部白垩系泉四段致密油分布图

1.2 实验结果

对研究区Z59井3个砂层组30个样品进行高压压汞实验，实验样品氦气测孔隙度为1.20%～10.30%，压汞计算孔隙度1.20%～9.05%，空气渗透率为（0.01～0.67）×10−3μm2，属于致密储集层。样品储集层质量系数为0.06～0.30。样品测定的气测孔隙度为有效孔隙度，即为一定压差下，饱和油气水且相互连通的孔隙体积与岩石体积比值[1]；高压压汞实验测定孔隙度为流动孔隙度（通过进汞体积换算得到的孔隙体积与岩石体积比值），即一定压差下，饱和岩石中可动流体体积与岩石体积比值，因此，流动孔隙度应小于有效孔隙度[1]，两组孔隙度测定数据很好地证明了这一点（见表1），其主要原因在于汞和气体对岩石界面的作用存在差异。

压汞测定孔隙度与单位质量孔容呈正相关关系（见图2a），单位质量孔容从0.01增加到0.04，压汞测定孔隙度从1.20%增至9.05%。不同样品最大进汞压力差异显著，最小为19.9 MPa，最大为206 MPa。最大进汞压力与储集层平均孔径呈非线性负相关（见图2b），即储集层平均孔径越小，最大进汞压力越大。储集层平均孔径小于0.15 μm时，最大进汞压力集中在200 MPa左右；储集层平均孔径为0.15～0.60 μm时，最大进汞压力分布在50～200 MPa；储集层平均孔径大于0.8 μm时，最大进汞压力小于50 MPa。

2 讨论

2.1 实验进汞压力与油藏条件下注入压力

高压压汞实验中进汞压力换算得到的毛管压力与

油藏条件下的毛管压力不同，将高压压汞实验得到的毛管压力与油藏条件下毛管压力进行换算，换算中假设样品密闭取心至地面后孔喉半径没有较大变化。本文样品取样深度2 110～2 130 m，平均地热梯度为4.2 ℃/100 m[9]，油藏温度约为90 ℃，压力系数为0.88～1.10，地层压力为18～20 MPa。相应温压条件下油水界面张力为25.2 mN/m，水与岩石润湿角为0°；进汞实验条件为常温，汞表面张力480 mN/m，对岩石润湿角140°。

表1 研究区致密层样品压汞测定孔隙度与气测孔隙度

图2 高压压汞实验参数相关性统计

根据毛管压力公式[3]：

根据（3）式可求取不同进汞压力对应的油藏条件下的注入压力。研究区样品主要进汞压力分布在1.4～57.0 MPa，计算得到油藏条件下的注入压力为0.1～4.0 MPa。

前人对研究区不同井位的源储注入压差进行了研究，认为致密油的有利发育区主要在源储压差为8～12 MPa的区域[10-11]。尽管8～12 MPa远大于计算得到的油藏条件下的注入压力（0.1～4.0 MPa），但二者并不矛盾：8～12 MPa为源岩与储集层压力差值，主要根据声波时差进行计算，并不代表实际充注过程中的注入压力值，根据压力在地层中的传递规律[12]，8～12 MPa压差经过几百米厚烃源岩传递至储集层中，原油运移的前缘压力基本降至1 MPa以内，这与前人提出的8～12 MPa压力下油气可下排270～340 m的理论计算结果[10]吻合。

2.2 油藏条件下流动孔隙度下限

实验测定砂层组3中s128号样品在最大进汞压力条件下的流动孔隙度为3.46%，有效孔隙度为5.20%。

s89样品最大进汞压力条件下的流动孔隙度为3.63%，有效孔隙度为4.90%，但抽提法测得含油饱和度高达48.2%，且出井15 d的岩心样品也显示s89号、s128号样品含油性较好（见图3），因此尽管目前研究区储量计算设定有效孔隙度下限为5.5%，但实际有效孔隙度下限应小于5.5%。由于s128样品没有进行含油饱和度测定，仅从岩心含油显示进行其含油性判断没有数据支撑，因此选取3.63%作为含油样品的最小流动孔隙度。砂层组3样品的流动孔隙度与有效孔隙度的平均差值为1.24%，因此砂层组3含油样品的最小有效孔隙度为4.87%。需要说明的是，流动孔隙度下限是变化的，受烃源岩厚度、生烃强度和裂缝（微裂隙）发育情况影响较大，且不同研究区下限值差异很大。本次研究针对特定研究区样品分析下限值，则其应为一个既定值。

图3 Z59井砂层组3出井15 d时的岩心样品

尽管砂层组1和砂层组2样品没有进行含油饱和度测定，但可根据岩心录井含油性显示进行对比分析。与砂层组3样品全部含油不同，砂层组1和砂层组2样品只有2 040～2 050 m层段含油，其余样品不含油。不含油样品的流动孔隙度最大值为2.83%。砂层组1和砂层组2样品的流动孔隙度与有效孔隙度差值平均0.74%，有效孔隙度最大值为3.57%。因此研究区含油样品的流动孔隙度下限范围2.83%～3.63%，有效孔隙度下限范围为3.57%～4.87%。一般取区间均值为下限值，则含油样品流动孔隙度与有效孔隙度下限分别约为3.2%与4.2%。

2.3 油藏条件下不同注入压力的流动孔隙度

当流动孔隙度小于3.2%时，原油不能有效聚集成藏。砂层组1和砂层组2大部分样品流动孔隙度没有达到研究区流动孔隙度下限（见表1），而砂层组3中样品都含油，且流动孔隙度都大于3.2%，因此本次研究以砂层组3为例，讨论油藏条件下注入压力与流动孔隙度关系。

根据（3）式，由高压压汞实验注入压力下的流动孔隙度，可得到不同油藏注入压力条件下的流动孔隙度。对砂层组3含油样品进行分析，选取5组实验数据，进汞压力为1 MPa、3 MPa、5 MPa、10 MPa、15 MPa，根据（3）式求得油藏条件下注入压力为0.07 MPa、0.21 MPa、0.35 MPa、0.70 MPa、1.05 MPa。

油藏条件下注入压力为0.07 MPa时，2 112～2 120 m层段样品流动孔隙度为1%～5%，因此储集层流动性较好，而2 120～2 130 m层段样品流动孔隙度基本小于1%，表明储集层流动性微弱。注入压力从0.07 MPa增至0.21 MPa，大部分样品的流动性发生变化，其中2 112～2 120 m样品流动孔隙度平均增大为4%～6%，高于流动孔隙度下限，因此该层段样品内原油能够发生有效聚集；而2 120～2 130 m层段大部分样品流动孔隙度由低于1%增大为2%左右，储集层流动性仍然有限（见图4）。

注入压力从0.21 MPa增至0.35 MPa、0.70 MPa，2 120～2 130 m层段样品的流动性改善最明显，大部分样品在0.70 MPa注入压力条件下的流动孔隙度为流动孔隙度极限的60%～80%，流动孔隙度平均约为3.5%，超过流动孔隙度下限；而2 112～2 120 m层段含油样品流动孔隙度随注入压力增加，变化不是很大。注入压力从0.70 MPa增至1.05 MPa，尽管2 112～2 120 m层段含油样品流动孔隙度随注入压力增加增速明显减

缓，但平均流动孔隙度仍然增至6%～8%，表明此时的含油样品流动性再次提高，致密油有效聚集孔隙体积增加，且达到流动孔隙度极限的90%左右；而2 120～2 130 m层段含油样品流动孔隙度变化不是很大。当注入压力从1.05 MPa增加至最大注入压力时，2 112～ 2 120 m层段大部分流动孔隙度变化很小，而2 120～2 130 m层段流动孔隙度变化很大。

图4 油藏条件下注入压力、流动孔隙度与深度关系

图5 不同样品流动孔隙度达到3.2%与4.8%时所需要的油藏条件下注入压力对比

对比不同样品流动孔隙度达到3.2%和4.8%时所需油藏条件下注入压力（见图5）。除s89、s97、s113、s128样品达到3.2%所需油藏条件下注入压力超过0.5 MPa，

其余样品油藏条件下注入压力基本小于0.5 MPa，平均为0.35 MPa，说明研究区样品内致密油在油藏条件下注入压力为0.35 MPa即可发生有效聚集。要求流动孔隙度达到4.8%时，2 112～2 117 m层段样品所需注入压力小于0.5 MPa，其余层段大部分样品所需注入压力为0.5～2.5 MPa，平均为0.74 MPa。因此研究比较发现，不同样品的流动孔隙度达到指定值所需的油藏条件下注入压力不一样。

抽提法实验测定的密闭样品含油饱和度与流动孔隙度达到3.2%时所需注入压力呈良好负相关性（见图6）。注入压力为0.2 MPa，含油饱和度应为20%～55%。

2.4 流动孔隙度控制因素

流动孔隙度是储集层流动性的表征参数。油藏条件下不同注入压力的流动孔隙度对致密油成藏聚集有重要意义，只有这部分孔隙度内的原油可发生有效聚集，对评价致密油资源量具有十分重要的作用[13-14]。流动孔隙度除了受控于成藏压力之外，还受控于储集层微观结构，本次研究选取两个重要的储集层表征参数（孔喉比与储集层质量系数）与流动孔隙度进行拟合（见图7）。其中孔喉比是孔喉体积比，即与喉道连通的孔隙体积与喉道体积的比值，反映储集层的连通性，孔喉比越小代表连通性越好，最小值为1。储集层质量系数反映储集层微观非均质性与孔喉表面光滑程度，储集层质量系数越大，孔喉表面越光滑，均质性越好。

图6 流动孔隙度达到3.2%对应油藏注入压力与含油饱和度关系（未含s128样品）

图7 孔喉比、储集层质量系数与流动孔隙度拟合关系

拟合结果显示孔喉比小于2时，流动孔隙度与孔喉比无明显相关性，表明储集层连通性较好时，流动孔隙度主要受控于注入压力以及其他储集层因素。当孔喉比大于2时，流动孔隙度与孔喉比呈负相关性，此时储集层孔喉连通性较差，孔喉比对流动孔隙度起重要控制作用。储集层质量系数小于0.1时，流动孔隙度总体较小，不超过5%；储集层质量系数大于0.1时，流动孔隙度与储集层质量系数呈一定正相关性，但相关性较弱（见图7）。流动孔隙度达到3.2%时注入压力与孔喉比呈现明显正相关关系（见图8a），表明储集层孔喉连通性变差时，需要更高压力流动孔隙度才能达到3.2%，即孔喉比增加影响储集层微观流动性。流动

孔隙度达到3.2%所需注入压力与储集层质量系数呈较好负相关性（见图8b），即随着储集层质量系数的增加，流动孔隙度达到3.2%需要的注入压力有降低趋势。

基于上述研究，建立研究区致密油有效聚集判别图版（见图9），图中2条蓝色曲线分别代表不同类型样品油藏条件下注入压力与流动孔隙度变化特征。流动孔隙度大于3.2%，且油藏条件下注入压力大于0.35 MPa时，致密油即可发生有效聚集，该区为有效聚集区。油藏条件下注入压力小于0.35 MPa时由于压力不足A类样品中致密油不能发生有效聚集。B类样品由于流动孔隙度本身小于流动孔隙度下限，即使油藏条件下注入压力再大致密油也不发生有效聚集。研究区3个砂层组的含油样品均为A类样品，不含油样品为B类样品。

图8 流动孔隙度达到3.2%所需注入压力与孔喉比、储集层质量系数关系

图9 致密油有效聚集判别图版

3 结论

利用高压压汞实验技术可准确求取不同进汞压力下的流动孔隙度。根据研究区实际地质条件，将油藏条件毛管压力与压汞实验得到的毛管压力进行换算，可计算不同油藏注入压力条件下的流动孔隙度。

注入压力、孔喉比与储集层质量系数对储集层流动孔隙度具有明显控制作用。孔喉比增加影响储集层微观流动性，随着储集层质量系数的增加，流动孔隙度达到3.2%需要的注入压力有降低的趋势。

通过求取含油样品流动孔隙度最小值与不含油样品流动孔隙度最大值，选取3.2%作为含油样品的流动孔隙度下限，对应有效孔隙度下限为4.2%。研究区流动孔隙度下限3.2%对应油藏条件下注入压力0.35 MPa，大于该注入压力致密油可发生有效流动与聚集。据此建立了致密油有效聚集判别图版。

致谢：本文研究过程中，中国石油勘探开发研究院邹才能教授、赵孟军教授、袁选俊教授、陶士振教授以及中国石油吉林油田公司江涛、邓守伟、杨亮、黄铭志等提供了帮助与指导，在此表示衷心的感谢。

符号注释：

K——渗透率，μm2；φ——孔隙度，%；pc——毛管压力，Pa；pcm——高压压汞实验毛管压力，Pa；pco——油藏条件下的毛管压力，Pa；r——孔喉半径，m；σ——油水界面张力，N/m；σm——高压压汞实验汞表面张力，N/m；σo——油藏条件下的油水界面张力，N/m；θ——水与岩石润湿角，（°）；θo——油藏条件下水与岩石润湿角，（°）；θm——高压压汞实验汞与岩石润湿角，（°）。

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（编辑 林敏捷）

Low limit of tight oil flowing porosity:Application of high-pressure mercury intrusion in the fourth Member of Cretaceous Quantou Formation in southern Songliao Basin,NE China

Gong Yanjie1,2,Liu Shaobo1,2,Zhu Rukai1,2,Liu Keyu1,2,3,Tang Zhenxing4,Jiang Lin1,2
(1.State Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery,Beijing 100083,China;2.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Beijing 100083,China;3.CSIRO Earth Science and Resource Engineering,Bentley WA 6112,Australia;4.Jilin Oilfield Company,PetroChina,Songyuan 138000,China)

According to porosity measured by high-pressure mercury intrusion experiments and helium,and analysis of oil saturation data of 30 samples of tight formations of Member 4 of Cretaceous Quantou Formation in Rangzijing slope zone,southern Songliao Basin,the low limit of flowing porosity of tight oil and its controlling factors of the samples are determined.By conversion between capillary pressure in reservoir conditions and capillary pressure from high-pressure mercury intrusion experiments,flowing porosity in various injection pressures in reservoir condition can be calculated.By calculating the minimum flowing porosity of oil-bearing samples and the maximum flowing porosity of the samples without oil,it is confirmed that 3.2% is the low limit of flowing porosity in the oil-bearing samples in the study area;and the corresponding injection pressure in reservoir conditions is 0.35 MPa.If the injection pressure is higher than 0.35 MPa,tight oil can effectively flow and accumulate.The flowing porosity of tight formations and pore-throat ratio are negatively related.When the connectivity of pore-throat in reservoirs becomes poorer,higher injection pressure is needed for flowing porosity to be 3.2%.The injection pressure needed for flowing porosity to be 3.2% have a negative correlation to reservoir quality coefficient.With the reservoir quality coefficient increasing,the injection pressure needed for flowing porosity to be 3.2% has a decreasing tendency.Based on the tight oil low limit of flowing porosity and injection pressure in reservoir conditions,the discriminant chart of effective accumulation of tight oil is set up.

southern Songliao Basin;Cretaceous;tight oil;low limit of flowing porosity

国家重点基础研究发展计划（973）项目（2014CB239000）；国家“十二五”科技重大专项（2011ZX05001）中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目（2014A-0214）

TE122

A

1000-0747(2015)05-0681-08

10.11698/PED.2015.05.17

公言杰（1986-），男，山东临沂人，中国石油勘探开发研究院工程师，现为中国石油勘探开发研究院在读博士研究生，主要从事非常规油气成藏与实验技术研究。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院石油地质实验研究中心，邮政编码：100083。E-mail：gongyanjie2008@petrochina.com.cn

2014-09-25

2015-07-20