天然气地球科学 >

2024 , Vol. 35 >Issue 3: 449 - 464

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.09.023

天然气地质学

鄂尔多斯盆地北部盒1段致密砂岩储层动态评价

  • 赵振 , 1, 2 ,
  • 刘震 , 1, 2 ,
  • 何发岐 3 ,
  • 张威 3 ,
  • 安川 3 ,
  • 贺银军 4 ,
  • 朱茂林 1, 2 ,
  • 艾席扬 1, 2
展开
  • 1. 中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249
  • 2. 中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249
  • 3. 中国石化华北油气分公司，河南 郑州 450006
  • 4. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司中海油实验中心，天津 300452
刘震（1963-），男，陕西长安人，博士，教授，博士生导师，主要从事石油地质学基础及应用研究.E-mail：.

赵振（1993-），男，蒙古族，内蒙古呼伦贝尔人，博士研究生，主要从事石油地质学基础及应用研究.E-mail：.

收稿日期: 2023-08-01

  修回日期: 2023-09-23

  网络出版日期: 2024-03-07

收起

Dynamic evaluation of tight sandstone reservoir in the He 1 Member， northern Ordos Basin

  • Zhen ZHAO , 1, 2 ,
  • Zhen LIU , 1, 2 ,
  • Faqi HE 3 ,
  • Wei ZHANG 3 ,
  • Chuan AN 3 ,
  • Yinjun HE 4 ,
  • Maolin ZHU 1, 2 ,
  • Xiyang AI 1, 2
Expand
  • 1. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting，China University of Petroleum，Beijing 102249，China
  • 2. College of Geosciences，China University of Petroleum，Beijing 102249，China
  • 3. SINOPEC North China Company，Zhengzhou 450006，China
  • 4. CNOOC Experimental Center，CNOOC EnerTech⁃Drilling & Production Co. ，Tianjin 300452，China

Received date: 2023-08-01

  Revised date: 2023-09-23

  Online published: 2024-03-07

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(41672124)

the China National Science and Technology Major Project(2016ZX05047001-002-002)

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摘要

砂岩储层在关键成藏期以后仍然经历了一个较长时间的成岩作用，储层性质一直在发生变化，属于一个“动态演化”过程，利用现今储层物性去评价成藏期储层含油气性，其效果往往不太理想。针对上述问题，以鄂尔多斯盆地北缘杭锦旗地区独贵加汗区带致密砂岩气储层为例，从油气成藏动态角度出发，结合分析测试、测井解释、试气成果等多种地质资料确定了致密砂岩储层现今含气物性下限，然后利用盆地模拟和孔隙度埋深回推等方法恢复了储层成藏期后孔隙度变化增量，从而确定了致密砂岩气成藏期储层的临界物性下限，通过古孔隙度恢复方法分析储层在成藏期是否为有效储层，并进一步利用过剩孔隙度评价了砂岩储层的含油气性。研究结果表明：①研究区盒1段现今储层含气孔隙度下限为4.25%，储层成藏期后孔隙度变化增量平均值为3.1%，储层成藏期临界孔隙度为7.35%；②通过古孔隙度演化定量恢复方法确定盒1段砂岩储层在成藏期孔隙度基本大于成藏期储层临界孔隙度，判定砂岩储层在成藏期具有较好的横向输导天然气的能力；③过剩孔隙度与天然气日产量具有更好的相关性，揭示了利用过剩孔隙度评价致密砂岩储层含油气性是有效的。综合确定砂岩储层成藏期临界物性以及运用过剩孔隙度评价储层含油气性的方法对非常规油气储层评价具有重要的指导及借鉴意义。

关键词： 致密砂岩储层; 临界物性; 过剩孔隙度; 盒1段; 杭锦旗地区

本文引用格式

赵振 , 刘震 , 何发岐 , 张威 , 安川 , 贺银军 , 朱茂林 , 艾席扬 . 鄂尔多斯盆地北部盒1段致密砂岩储层动态评价[J]. 天然气地球科学, 2024 , 35(3) : 449 -464 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.09.023

Abstract

The sandstone reservoir still experienced a long time of diagenesis after the key accumulation period， and the reservoir properties have been changing， which belongs to a “dynamic evolution” process. It is often not ideal to evaluate the oil and gas properties of the reservoir in the accumulation period by using the present reservoir physical properties. In view of the above problems， taking the tight sandstone gas reservoir of the first member of Shihezi Formation （He 1 Member） of Lower Permian in Hangjinqi area， northern Ordos Basin as an example， the lower limit of current gas bearing property of tight sandstone reservoir was determined from the perspective of oil and gas accumulation dynamics and combined with various geological data such as analysis， testing， logging interpretation and gas test results. Then the basin simulation and the porosity depth push back are used to recover the increment of porosity change after the reservoir accumulation period， so as to determine the critical physical property lower limit of tight sandstone gas accumulation period. The paleo-porosity recovery method is used to analyze whether the reservoir is an effective reservoir in the accumulation period， and the excess porosity is further used to evaluate the oil and gas properties of the sandstone reservoir. The results show that： （1） The lower limit of gas-bearing porosity of the He 1 Member in the study area is 4.25%， the average increment of porosity after reservoir accumulation period is 3.1%， and the critical porosity during reservoir accumulation period is 7.35%. （2） Through the quantitative restoration method of paleo-porosity evolution， it is determined that most of the sandstone reservoirs in the He 1 Member have not reached the critical porosity of reservoir formation period， and the sandstone reservoir as a whole still has a good lateral transport capacity. （3） There is a better correlation between excess porosity and daily natural gas production， which reveals that it is effective to use excess porosity to evaluate the oil and gas properties of tight sandstone reservoirs. Therefore， the comprehensive determination of critical physical properties of sandstone reservoirs during reservoir formation and the application of excess porosity to evaluate reservoir oil-bearing properties have important guidance and reference significance for unconventional oil and gas reservoir evaluation.

Key words： Tight sandstone reservoir; Critical physical property; Excess porosity; He 1 Member; Hangjinqi area

0 引言

油气勘探的核心是寻找有利储层，储层质量评价始终贯穿于油气田勘探开发的全过程。其中物性下限的厘定是储层质量评价的重要内容之一［1-13］。以往学者主要关注储层现今物性下限，随着致密油气的勘探开发，成藏期物性下限对于储层质量评价的重要性逐渐凸显。相较于常规储层，致密储层从成藏期演化至今经历了更加复杂的地质演化过程，导致其现今物性与成藏期物性存在较大差别［14-21］。前人［22］研究表明，致密储层的成藏期物性与含油气性相关性更明显。储层成藏期物性下限是决定油气能否充注的关键，是储层质量评价的关键指标。因此，不少学者针对成藏期储层物性的恢复及下限开展了具体研究工作。刘震等［16］提出了储层临界物性的概念，认为在烃类充注过程中只有储层物性大于临界物性时才能充注，强调的是储层在主成藏期的物性，并且认为对储层成藏期物性进行评价才是有意义的。赵靖舟等［23］提出了油气成藏物性下限的概念，指出成藏物性下限是主成藏期油气能够充注进储层的最小物性界限。前人［17-18］对于致密砂岩储层提出了许多成藏期古孔隙度恢复方法，但多聚焦于盆内的研究工作，对鄂尔多斯盆地边缘砂岩储层的成藏期古孔隙度恢复研究工作较少。本文以鄂尔多斯盆地北部杭锦旗地区下石盒子组1段（盒1段）致密砂岩储层为研究对象，基于气测、录井等地质资料，采用多种方法确定了现今致密储层含气物性下限，并进一步利用孔隙度埋深回推法得出成藏期后储层孔隙度变化量，综合确定了成藏期储层临界物性；运用“基于成岩过程的分段效应合成孔隙度演化模型”对研究区典型井砂岩储层成藏期孔隙度进行恢复；引入过剩孔隙度这一参数，实现对致密储层含气性的评价。

1 地质概况

杭锦旗地区位于鄂尔多斯盆地北缘，横跨伊盟隆起、伊陕斜坡和天环向斜3个一级构造单元。勘探开发面积约为10 000 km2，主力产气层石炭系—二叠系致密碎屑岩的天然气地质储量已超7 000×108 m3（图1）。盒1段沉积期，鄂尔多斯盆地为陆相湖盆沉积，发育一套巨厚的以粗粒为主的碎屑岩建造。杭锦旗地区主要为河流相沉积［24-27］，具有煤系烃源岩广覆式生烃［28-29］、砂体多层叠合连片发育［30］和区域盖层广泛分布等有利成藏条件［31-32］。
图1 鄂尔多斯盆地北缘杭锦旗气田构造位置及区带划分

Fig.1 Structural location and zone division of Hangjinqi Gas Field in the northern margin of Ordos Basin

2 储层特征

2.1　岩石学特征

盒1段致密储层以粗砂岩为主，含砾粗砂岩和砂砾岩次之，颗粒分选中等—好，磨圆度以次棱角为主［33-34］。碎屑颗粒主要为点—线接触，胶结类型以孔隙式为主，胶结物主要为硅质胶结物，颗粒支撑为主。整体发育岩屑砂岩、长石岩屑砂岩和岩屑石英砂岩，岩屑含量较高，抗压实能力较弱，压实作用、钙质和硅质胶结作用降低了储层的物性，加剧了储层的致密化特征（图2）。
图2 独贵加汗区带盒1段砂岩碎屑物组分三角形图

Fig.2 Triangle diagram of sandstone detrital components in He 1 Member of Duguigahan area

2.2　储集空间特征

成岩作用对砂岩的孔隙形成、保存和破坏有着极为重要的作用［35-37］。对杭锦旗地区盒1段砂岩储层铸体薄片及扫描电镜资料进行了分析，发现盒1段储层经历了强烈的成岩作用。其中，压实作用是导致储层原始粒间孔隙损失的主要原因，碳酸盐胶结［图3（a），图3（c）］和石英次生加大［图3（c），图3（d）］使原生孔隙再次减少，后期溶蚀作用形成的大量次生孔隙使得砂岩储层的物性条件得以改善。按孔隙成因和产出状态可分为剩余原生粒间孔、次生粒间孔、粒内溶孔、铸模孔和裂缝，总体可归纳为原生孔隙、次生粒间孔及裂缝［图3（c）—图3（f）］。晶间微孔主要发育于高岭石、伊利石等黏土矿物晶体间［图3（g）—图3（i）］。
图3 铸体薄片及扫描电镜照片

（a）J111井,3 025.19 m,灰色中—粗粒岩屑砂岩；（b）J110井,3 027.63 m,浅灰色含灰质中—粗粒岩屑砂岩；（c）J110井,3 030.09 m,方解石晶体连晶结构；（d）J110井,3 039.7 m,粒间孔和粒内溶孔；（e）J103井,3 081.06 m,方解石、泥质充填和粒间溶孔；（f）锦110井,3 030.09 m,粒内溶孔、微裂缝；（g）J111井,2 995.34 m,高岭石和伊利石充填于粒间孔隙中；（h）J108井,3 153.32 m,石英次生加大,伊利石充填于碎屑颗粒间；（i）J110井,3 039.7 m,次生石英晶体、高岭石及伊利石充填于粒间孔隙中

Fig.3 Cast thin section and SEM photo

2.3　物性特征

杭锦旗地区盒1段储层埋深大，压实、压溶作用强烈，岩石颗粒细，成熟度低，储层质量相对较差。根据物性分析测试结果（图4），盒1段储层孔隙度主要分布在6%~15%之间，孔隙度低于10%的样品占比为55.3%，平均孔隙度为9.76%；渗透率主要分布在（0.1~5）×10-3 μm2之间，渗透率低于0.5×10-3 μm2的样品占比为51.3%，平均渗透率为1.11×10-3 μm2，表明研究区盒1段储层物性整体较差。
图4 杭锦旗地区盒1段孔隙度(a)与渗透率(b)分布频率

Fig.4 Distribution frequency of porosity(a) and permeability(b) of He 1 Member in Hangjinqi area

3 致密砂岩气储层临界物性

3.1　现今储层含气物性下限

关于现今储层含油气物性下限的确定方法前人已经开展了大量的研究，并总结了一系列研究方法，常用的方法主要有：孔渗交会法、经验统计法、试气法、最小流动孔喉半径法、束缚水饱和度法和分布函数曲线法等［38-40］。为使研究结果真实可靠，同时避免单一方法造成的误差，基于对上述物性下限判别方法进行的充分调研（表1），结合本文研究所收集的测录井资料、试气数据和实验分析测试数据等，最终选用了孔渗交会法、试气法、经验统计法、驱替压力法和最小流动孔喉半径法等5种方法综合确定了杭锦旗地区盒1段致密砂岩储层现今含气物性下限。
表1 储层现今物性下限分析方法及优缺点(据文献[41]修改)

Table 1 Analysis method of current physical property limit of reservoir and its advantages and disadvantages (modified from Ref. [41])

方法 确定方法 支撑数据 优点 缺点
孔渗交会法 绘制孔隙度与渗透率交会图，根据曲线拐点确定物性下限 孔隙度、渗透率 方法较简单，容易操作 孔渗交会图拐点不易确定，对孔渗相关性差的储层适用性差
经验统计法 基于孔渗数据绘制相应的频率分布图和累计储/产能丢失曲线，累计储/产能丢失较合理时对应的孔渗即为物性下限 孔隙度、渗透率 从储集能力和渗流能力两方面综合确定 累积储/产丢失比的确定具有一定的主观性
试气法 综合试气数据和实测（测井解释）物性数据，分别绘制（含）油气层与干层的孔渗频率分布图或交会图，以（含）油气层最小孔渗为物性下限 孔隙度、渗透率、试气资料 方法较简单，可直观反映真实含气储层的物性下限值 工作量较大，且需要收集现场试气数据
压汞参数法 结合压汞实验参数（排驱压力、中值压力）和孔渗数据，分别建立排驱压力和中值压力与孔隙度和渗透率的交会图，根据曲线拐点确定物性下限 孔隙度、渗透率、压汞实验参数（排驱压力和中值压力） 方法较简单，能直观反映出排驱压力和储层物性的关系 压汞实验支撑，成本较高
最小流动孔喉半径法 利用压汞曲线获得最小流动孔喉半径，进一步根据孔喉半径与孔隙度和渗透率的交会图确定物性下限 孔隙度、渗透率、孔喉半径 方法较简单，结果确定性强 受岩心数量及是否具有代表性影响较大

3.1.1　孔渗交会法

孔渗交会法为确定储层物性最常用的方法之一。根据杭锦旗地区2 850块岩心样品分析数据，做出盒1段砂体孔—渗交会图（图5）。孔渗曲线趋势通常表现为3段：首先孔隙度小于4.3%时，渗透率变化很小，表现为无输导能力的孔隙度区间；其次孔隙度大于4.3%时，渗透率的变化呈上升趋势，表现为有一定输导能力的孔渗区间；最后孔隙度和渗透率的变化呈快速上升，表现为输导能力较强的孔渗区间。因此将孔隙度为4.3%的拐点作为有效储层和无效储层的临界物性下限值，得出杭锦旗地区盒1段临界物性下限为4.3%，对应的渗透率下限为0.14×10-3 μm2。
图5 杭锦旗地区盒1段岩心孔隙度—渗透率交会图

Fig.5 Intersection diagram of core porosity and permeability of He 1 Member in Hangjinqi area

3.1.2　经验统计法

根据孔隙度、渗透率的频率分布来确定储层储气能力和产气能力可以忽略不计的界限值，该值同时对应储层的物性下限值［式（1），式（2）］。根据杭锦旗地区盒1段岩心物性分析数据，分别绘制了孔隙度和渗透率频率分布直方图、累计频率及累计能力丢失曲线（图6）。
图6 杭锦旗地区盒1段储层孔隙度(a)和渗透率(b)频率分布

Fig.6 Frequency distribution of reservoir porosity(a) and permeability(b) of He 1 Member in Hangjinqi area

Q φ i = φ i H i / ∑ i = 1 n φ i H i
Q k i = k i H i / ∑ i = 1 n k i H i
式中： Q φ i表示孔隙度储气能力； Q k i表示渗透率产气能力； H i表示储集层厚度，m； φ i表示孔隙度，%； k i表示渗透率，10-3 μm2。
当储能累计丢失频率达5%时，确定孔隙度样品累计丢失频率为15%，因此确定研究区孔隙度下限为4.3%。当产能累计丢失频率达5%时，渗透率样品累计丢失频率为28%，对应的渗透率下限为0.18×10-3 μm2时，样品丢失频率较15%时高，因此将丢失频率15%作为界限，确定渗透率下限为0.098×10-3 μm2。

3.1.3　试气法

联合试气结果和物性数据，对研究区盒1段储层物性下限进行分析。本文共统计杭锦旗地区盒1段377个实测物性数据和358个录井物性数据，并将5种试气解释结论划分成3类：工业气层、低产气层及干层，其中工业气层包括高产气层和工业气层，低产气层包括含气水层和含水气层。结合实测物性数据与试气结果可知，杭锦旗地区现今储集层含气孔隙度下限为4.1%，渗透率下限为0.1×10-3 μm2，即当储层物性低于该物性下限值，其试气结果显示为干层［图7（a）—图7（c）］。结合录井物性数据与试气结果得到现今储集层含气孔隙度下限为4.0%，渗透率下限为0.056×10-3 μm2［图7（d）—图7（f）］。综合以上分析，认为杭锦旗气田盒1段储层现今的含气孔隙度下限为4.1%，渗透率下限为0.078×10-3 μm2。
图7 杭锦旗地区盒1段不同试气结论岩心实测物性和录井物性现今储层含气下限

（a）不同试气结论实测孔隙度频率分布直方图；（b）不同试气结论实测渗透率频率分布直方图；（c）盒1段不同试气结论实测物性交会图；（d）不同试气结论录井孔隙度频率分布交会图；（e）不同试气结论录井渗透率频率分布直方图；（f）盒1段不同试气结论录井物性交会图

Fig.7 Different gas test results of He 1 Member in Hangjinqi area and present lower limit of reservoir gas content

3.1.4　压汞参数法

依据杭锦旗地区15口井44个样品的压汞数据，分别建立孔隙度、渗透率与排驱压力、中值压力交会图［图8（a）—图8（d）］。结果表明，随着孔隙度、渗透率值的增大，排驱压力和中值压力均逐渐减小，当孔隙度大于4.2%或渗透率大于0.09×10-3 μm2时，排驱压力和中值压力均快速增大，表明储层此时具备输导天然气的能力为有效储层。因此确定杭锦旗地区盒1段孔隙度下限为4.2%，渗透率下限为0.09×10-3 μm2。
图8 杭锦旗地区盒1段储层孔隙度和渗透率与排驱压力和中值压力关系

（a）孔隙度与排驱压力关系；（b）孔隙度与中值压力关系；（c）渗透率与排驱压力关系；（d）渗透率与中值压力关系

Fig.8 Relationship between reservoir porosity and permeability of He 1 Member and displacement pressure and median pressure in Hangjinqi area

3.1.5　最小流动孔喉半径法

根据研究区5口井33个致密砂岩样品的压汞资料分别绘制“J”函数和平均毛细管压力曲线，根据平均毛细管压力曲线计算不同孔径对渗透率的贡献值，当累计渗透率贡献值达到99.99%时对应的孔喉半径为0.063 μm，即为最小孔喉半径［图9（a）］，根据储层孔喉半径与孔隙度的关系［图9（b）］，可计算出杭锦旗地区盒1段储层有效物性下限孔隙度为4.5%，渗透率下限为0.15×10-3 μm2。
图9 杭锦旗地区致密砂岩储层孔喉半径对渗透率贡献分布（a）及与孔隙度相关性（b）

Fig.9 Contribution distribution of pore throat radius to permeability（a） and its correlation with porosity（b） of tight sandstone reservoir in Hangjinqi area

综合上述5种含油气评价方法得出杭锦旗地区盒1段砂岩储层现今临界物性下限（表2），即现今孔隙度下限为4.25%，现今渗透率下限为0.11×10-3 μm2。
表2 杭锦旗地区盒1段储层物性下限综合确定

Table 2 Comprehensive determination table of lower limit of reservoir physical property of He 1 Member in Hangjinqi area

方法 孔隙度/% 渗透率/（10-3 μm2）
平均值 4.25 0.11
孔渗交会法 4.3 0.14
实测物性试气法 4.11 0.056
录井物性试气法 4.11 0.1
经验统计法 4.3 0.098
压汞参数法 4.2 0.09
最小流动孔喉半径法 4.5 0.15

3.2　成藏期储层临界物性确定

油气充注后，在复杂的成岩作用影响下储层物性逐渐变差，现今的储层特征并不能反映成藏期的储层特征［42-43］，现今储层含气物性下限是成藏期储层临界物性致密化后的表现，故可以通过现今储层含气物性下限结合关键成藏期后孔隙度的演化历史来恢复成藏期真实的油气充注的储层临界物性。因此，本文以现今砂岩储层含气物性下限为切入点，通过成藏期后孔隙度变化量补偿，最后求取成藏期砂岩储层临界物性。

3.2.1　埋藏史恢复

对J103井地层埋藏史和热史恢复表明（图10），晚三叠世末期，受印支运动的影响，地层发生了一次快速的下沉和抬升，地层抬升剥蚀了140 m。侏罗纪中晚期，盆地内发生了一次区域性的热事件，导致地层温度快速升高，地下煤系烃源岩热演化程度增加，生成大量有机酸，地层进入70~90 ℃的溶蚀作用窗口。
图10 杭锦旗气田J103井埋藏史及热史

Fig.10 Burial history and thermal history of Well J103 in Hangjinqi Gas Field

晚侏罗世末期，油气开始进入储层，但由于此时地层发生了抬升，使得烃源岩的演化过程终止，生成的油气十分有限，因而只有少量油气充注。早白垩世，地层持续沉降，地温不断升高，源岩热演化程度增加并大规模生气，油气大规模充注（成藏期161~135 Ma），此时成藏期平均埋深为2 919.8 m。早白垩世末期（100 Ma）地层埋深达到最大值3 485.2 m，之后地层发生抬升卸载，抬升剥蚀量较大，剥蚀厚度达388.2 m。确定主成藏期与现今地层埋深变化深度为565.4 m。

3.2.2　孔隙度—埋深剖面建立

选取独贵加汗区带J103井砂岩地层建立孔隙度剖面，从单井孔隙度深度剖面图（图11）上看出，机械压实阶段砂岩孔隙度随深度的变化趋势在半对数坐标系统内近似于一条直线。在埋深达到约1 400 m后的机械压实、胶结作用阶段，砂岩孔隙度变化逐渐变小，同时，从该深度开始，自生矿物开始大量出现，胶结作用逐渐增强。在杭锦旗地区深部地层的压实和胶结作用引起的孔隙度减小效应正好与上部机械压实效应一致，在半对数坐标系统内近似于一条与机械压实阶段近平行的直线。在埋深达到约2 600 m后，伴随着研究区山西组和太原组煤系烃源岩大量生烃产生有机酸等加剧对盒1段储层的改造，该阶段主要由压实作用、胶结作用和溶蚀作用共同作用形成。
图11 杭锦旗地区J103砂岩孔隙度剖面及成岩作用分段特征

Fig.11 Sandstone porosity profile and diagenetic segmentation characteristics of Well J103 in Hangjinqi area

3.2.3　古孔隙度压实剖面埋深回推法

在杭锦旗地区独贵加汗区带选取J57、J58、J103、J108、J109、J111和J112共7口井进行埋深回推法，在“将今论古”思想的指导下，假设现今砂岩孔隙度形成深度为最大埋藏深度时的孔隙度，将现今孔隙度剖面沿压实趋势向上至成藏期的埋藏深度，这样成藏期和现今埋深孔隙度的差值就是成藏期后孔隙度减小量，储层的临界物性下限为现今含气孔隙度下限加成藏期后孔隙度的变化量（图12），对J103井孔隙度—深度剖面进行埋深回推发现J103井成藏期后的孔隙度变化量为3%。通过统计7口典型井成藏期后孔隙度变化量最后得出成藏期后平均孔隙度变化量为3.1%（表3），结合盒1段砂岩储层现今物性下限与成藏期后孔隙度变化量最终确定杭锦旗地区独贵加汗区带盒1段成藏期储层临界物性为7.35%。
图12 鄂尔多斯盆地J103孔隙度埋深回推法示意

（a）现今孔隙度—深度剖面；（b）最大埋深期孔隙度—深度剖面；（c）主成藏期孔隙度—深度剖面

Fig.12 Schematic diagram of the burial depth push-back method of porosity in Well J103, Ordos Basin

表3 鄂尔多斯盆地杭锦旗地区盒1段储层成藏期后深度变化量与孔隙度变化量

Table 3 Variation of depth and porosity of He 1 Member after reservoir formation period in Hangjinqi area, Ordos Basin

井号 现今孔隙度/% 主成藏期埋深/m 最大埋深/m 深度变化量/m 孔隙度变化量/% 平均孔隙度变化量/%
J57 7.6 2 676.5 3 620 943.5 3.6 3.1
J58 7.3 2 845 3 620 775 2.8
J103 9.8 2 919.8 3 485.2 565.4 3
J108 5 2 816 3 603 787 2.8
J109 7.7 2 743.1 3 532.4 789.3 2.4
J111 7.3 2 668 3 513 845 3.3
J112 7.4 2 620.7 3 458.7 838 3.8

4 成藏期致密砂岩古孔隙度恢复

4.1　古孔隙度演化与成藏期孔隙度

现今的孔隙度—深度剖面仅体现了现今地层孔隙度的特征，无法反映地层孔隙度在地质历史时期中的完整演化过程。为恢复古孔隙度演化过程，刘震等［44］提出了时间—深度双元孔隙度演化模型，该模型综合考虑了埋藏过程中深度和时间对储层孔隙度变化的共同影响，并根据各种成岩作用所引起的孔隙度增加或减小的效应，分别建立了减孔模型和增孔模型［式（3），式（4）］，然后将2个模型叠加得到总孔隙度演化模型［式（5）］。
φ n = φ 0 e ( a z + b z t + c t )
φ s = - 2 Δ φ Δ t 3 ( t - t 1 ) 3 + 3 Δ φ Δ t 2 ( t 1 - t 2 ) 2
φ = φ 0 e ( a z + b z t + c t )   ( t ≥ t 1 )                             正常 压实 阶段 φ 0 e ( a z + b z t + c t ) - 2 Δ φ Δ t 3 ( t - t 1 ) 3 + 3 Δ φ Δ t 2 ( t 1 - t 2 ) 2 , ( t 1 > t > t 2 )    酸化 增孔 阶段 φ 0 e ( a z + b z t + c t ) + Δ φ   ( t ≤ t 2 )                 增孔 后演 化阶 段
式中： φ为古孔隙度，%； φ n为压实和胶结作用下剩余的孔隙度，%； φ s为酸化窗口内增大的孔隙度，%； φ 0为沉积初期孔隙度，%； Δ φ为次生增孔量，为现今孔隙度与仅在正常压实下得到的孔隙度差值，%； t为距今时间，Ma； Δ t为次生地层在酸化窗口内经历的总时间，Ma； Δ t = t 1 - t 2， t 1为地层温度首次达到70 ℃对应的时间， t 2为地层温度首次达到90 ℃对应的时间，Ma； z为埋深，m； a、 b、 c为双元函数拟合的常数。
本文利用该孔隙度演化模型对杭锦旗地区独贵加汗区带7口典型井进行了古孔隙度恢复，下面以J103井为例对古孔隙度的恢复过程进行说明。
针对J103井，结合测井解释数据，筛选并统计了该井纯细砂岩地层在具有正常压实趋势层段的孔隙度和对应的埋深和地质时间数据，以孔隙度为因变量，以埋深和地质时间为自变量，进行多元回归分析，从而得到减孔模型［式（6）］：
φ n = 39.25 e ( - 0.000   4 z - 0.000   339   05 z t + 0.000   000   1 t )
式中： φ n为压实和胶结作用下剩余的孔隙度，%； t为距今时间，Ma； z为埋深，m。
前人研究指出次生溶蚀增孔的温度窗口大致为70~90 ℃。根据J103井的盆地模拟结果可知J103井盒1段在处于地温70~90 ℃范围时对应的地质时间为距今210~174 Ma。此外，J103井盒1段砂岩储层现今实测平均孔隙度为9.80%。假设埋深过程中未发生增孔作用，那么利用减孔模型得到的现今孔隙度为9.55%，两者作差得到次生增孔量为0.25%。将上述数值带入增孔模型中，从而获得J103井盒1段砂岩的增孔模型［式（7）］：
φ s = 0                                 ( t > 210 ) - 2 Δ φ Δ t 3 ( t - t 1 ) 3 + 3 Δ φ Δ t 2 ( t 1 - t 2 ) 2     ( 174 < t ≤ 210 ) 0.25                           ( 0 ≤ t ≤ 174 )
式中： φ s为酸化窗口内增大的孔隙度，%； Δ φ为次生增孔量，为0.25%； t为距今时间，Ma； t 1为J103井盒1段地层温度首次达到70 ℃对应的时间，为距今210 Ma； t 2为J103井盒1段地层温度首次达到90 ℃时对应的时间，为距今174 Ma。
最后，综合J103井盒1段减孔模型和增孔模型恢复出总孔隙度演化过程，如图13所示：①盒1段在280 Ma时开始沉积，沉积初始孔隙度为39.25%；②此后地层逐渐沉降，在220 Ma时埋深达到1 593 m，孔隙度因为压实减小到18.5%；③210~174 Ma，侏罗纪早期至中期盆地内发育区域性热事件，地层温度快速上升，盒1段储层进入酸化窗口，形成大量的次生溶蚀孔隙。此期间，压实和胶结作用使得孔隙度减小到16.42%，溶蚀增孔量达到0.25%，总孔隙度为16.67%；④150~132 Ma，煤系烃源岩开始大量生烃，同时生成大量有机酸，有机酸使储层产生大量溶蚀孔隙，溶蚀增孔量大于由压实和胶结作用导致的减孔量；⑤132~100 Ma，由于地层快速下沉，酸化作用停止，在100 Ma时，地层埋深最大为3 485 m，储层孔隙度减小至9.87%；⑥从100 Ma至今，地层逐渐抬升，砂岩孔隙度变化不大，深度对孔隙度影响较小，时间作用使孔隙度降低至现今的9.8%。
图13 杭锦旗地区J103盒1段孔隙演化史

（a）埋藏史—热史剖面；（b）减孔演化模型；（c）增孔演化模型；（d）总孔隙度演化模型

Fig.13 Pore evolution history of He 1 Member of Well J103 in Hangjinqi area

可以发现J103井盒1段在成藏期孔隙度为14.1%，甚至整个沉积演化过程中储层的孔隙度始终大于杭锦旗地区的储层临界物性7.35%，因此从成藏期至现今储层均对天然气始终具有较好的横向输导能力。

4.2　构造变化对古孔隙度恢复的影响

在真实的地质演化过程中，研究区盒1段储层经历了多次埋深和抬升的复杂构造过程，进而导致压实等成岩作用的变化，盒1段储层古孔隙度也会随之发生变化。对于本文所采用的古孔隙度演化模型，充分考虑了各种成岩作用对孔隙度的增加或减小效应。因此，无论构造作用如何变化，对古孔隙度的恢复基本不会有影响。但是需要特别说明的是，本文采用的双元孔隙演化模型假设在抬升过程中虽然深度效应停止但时间效应继续进行，储层减孔趋势不会因为抬升过程而终止；而也有学者针对构造抬升过程中孔隙度的变化开展研究，指出构造抬升过程中压力的释放会使孔隙度发生轻微的回弹，其演化从持续的减孔趋势转变为增加趋势［45］。对于杭锦旗地区而言，其构造上处于沉降速率相对恒定的克拉通盆地，并且晚期构造抬升相对缓和，因此后期构造抬升对孔隙度的变化量影响较小，可以忽略。因此，本文研究采用的古孔隙度演化模型对研究区适用。

5 过剩孔隙度与储层含气程度的关系

虽然成藏期储层古孔隙度对油气成藏影响巨大，但直接用来评价储层的含气程度仍不太直观，而采用成藏期过剩孔隙度这一参数就能很好地避免这个问题，过剩孔隙度反映的是成藏期储层物性高出临界物性的那部分孔隙空间，对油气的充注程度影响巨大，因此，它更能直观反映成藏期储层质量的优劣，可以作为动态储层评价的关键指标。与成藏期孔隙度相比，过剩孔隙度对于储层评价而言具有更加普遍的意义，更能从本质上反映成藏期储层物性与含油气饱和度之间的关系。过剩孔隙度越大，越有利于天然气富集，储层的含气性越高。刘震等［43］提出了过剩孔隙度，将过剩孔隙度定义为成藏期储层古孔隙度（ φ 成藏 期）与储层临界孔隙度（ φ 临界）的差值［式（8）］，可以用 Δ φ表示：
Δ φ = φ 成藏 期 - φ 临界
式中： Δ φ表示过剩孔隙度，%； φ 成藏 期表示成藏期储层古孔隙度，%； φ 临界表示储层临界孔隙度，%。
通过求取独贵加汗区带选取的7口典型井过剩孔隙度（表4），结合储层试气资料和孔隙度交会图，发现日产气量与现今孔隙度的关系良好，相关性达0.72［图14（a）］，而日产气量与成藏期过剩孔隙度具有更高度的相关性，相关性达0.98［图14（b）］。这也说明过剩孔隙度能更好地反映致密砂岩储层的含气性。
表4 杭锦旗地区盒1段致密砂岩储层过剩孔隙度统计

Table 4 Statistical table of excess porosity of tight sandstone reservoir in He 1 Member, Hangjinqi area

井号 现今孔隙度/% 成藏期孔隙度范围/% 成藏期平均孔隙度/% 成藏期孔隙度变量/% 过剩孔隙度/%
J57 7.6 10.9~10.3 10.6 3 3.45
J58 6.6 10.1~7.8 8.6 2 1.45
J103 9.8 15.4~11.8 12.9 3.1 5.75
J108 5 9.6~7 8.7 2.7 1.55
J109 7.7 11.3~9.2 9.7 2 2.55
J111 7.3 11.5~9.7 10.6 3.3 3.45
J112 7.4 12.9~10.3 11.2 3.8 4.05
图14 现今孔隙度(a)和过剩孔隙度(b)与日产气量的关系

Fig.14 Relationship between present porosity(a) and excess porosity(b) and daily gas production

6 结论

（1）采用孔渗交会法、试气法、经验统计法、压汞参数法和最小流动孔喉半径法综合确定了鄂尔多斯盆地杭锦旗地区盒1段致密砂岩储层的现今临界含气物性下限为4.25%，并通过埋深回推法得到成藏期后孔隙度变化量的平均值为3.1%，最终确定致密砂岩储层成藏期的临界孔隙度下限为7.35%。
（2）通过砂岩古孔隙度演化定量恢复方法发现杭锦旗地区独贵加汗区带盒1段储层在成藏期孔隙度基本大于成藏期储层临界孔隙度，判定砂岩储层在成藏期具有较好的横向输导天然气的能力。根据成藏期砂岩储层孔隙度与临界物性之间差值得到过剩孔隙度，结果表明独贵加汗区带的7口典型井过剩孔隙度范围为1.45%~5.75%，结合井孔实际生产资料发现过剩孔隙度与盒1段砂岩储层含气性具有良好的正相关性。
（3）成藏期储层物性及其与临界物性的差值（即过剩孔隙度）是评价油气能否成藏和储层含油气多少的关键参数。通过对储层演化过程进行动态分析，揭示成藏期储层性质与现今含油气性的关系，才能抓住储层评价的本质，更有效地预测储层的含油气性，对非常规油气勘探开发具有重要指导意义。

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