0 引言
砂岩孔隙度和渗透率均是有效应力的函数［1-3］，根据Terzaghi模型［4］，有效应力为上覆地层的总负荷（即围压）与孔隙流体压力之差。围压越大，有效应力越大，岩石孔隙度和渗透率越小，孔隙流体压力与之相反，也就是说砂岩孔隙度和渗透率的测定需要同时考虑围压和孔隙流体压力。目前实验室测定岩心样品孔隙度和渗透率时通常采用覆压测量，或将常规测定结果进行覆压校正。该方法虽然在测量过程中给定了一定的覆压（围压），但样品内孔隙流体压力仍为常压，只是将夹持器一端的流体充注压力等同于孔隙流体压力，相当于没有考虑孔隙流体压力，覆压（围压）均作用在岩石颗粒上，使岩石颗粒充填排列紧密，发生塑性变形和弹性压缩，岩石的孔隙体积和喉道减小，因此，覆压测量的孔隙度和渗透率结果均小于常规方法的测定值［5］。但在实际地层条件下，储层流体贮存和渗流是发生在一定的孔隙流体压力背景下，尤其是深层、超深层储层普遍发育流体超压、超高压，超压的存在降低了有效应力，可能在一定程度上改善岩石的物性［6-7］。
覆压下岩石孔隙度和渗透率实测结果表明，中西部前陆冲断带深层—超深层砂岩储层普遍致密。例如：塔里木盆地库车前陆冲断带克深构造带盐下万亿立方米大气区白垩系砂岩储层普遍低孔、特低渗［8-9］，其中博孜—大北地区白垩系巴什基奇克组砂岩油气层平均孔隙度为7.0%，渗透率为（0.01~0.1）×10-3 μm2；准噶尔盆地南缘四棵树凹陷侏罗系和白垩系砂岩岩心孔隙度为1.85%~9.84%，渗透率为（0.002 5~7.91）×10-3 μm2。但勘探实践表明，中西部前陆冲断带在6 000~8 000 m之间仍发育高产、稳产油气层［8］。例如：塔里木盆地库车前陆冲断带博孜—大北气区博孜13井，白垩系巴什基奇克组和巴西改组7 177~7 259 m砂岩段6 mm油嘴求产，折日产气30.93×104 m3、日产油124 m3；准噶尔盆地南缘高泉6井白垩系清水河组6 530~6 537 m砂岩储层7 mm油嘴求产，折日产气8 300 m3、日产油126.81 m3；呼探1井白垩系清水河组7 367~7 374 m、7 377~7 382 m砂岩储层8 mm油嘴求产，日产气61.9×104 m3、日产油106.5 m3。本文推测上述深层砂岩储层之所以高产、稳产，是因为在实际地质条件下砂岩储层并不致密，其主要依据如下：一是储层流体普遍发育异常高压，如准噶尔盆地南缘白垩系和侏罗系砂岩储层压力系数为1.68~2.32［10］，库车前陆冲断带盐下白垩系储层压力系数为1.56~2.20，流体超压提高了储层渗透性［11-14］。二是砂岩储层试井渗透率远高于岩心实测和测井解释渗透率，如塔里木盆地库车前陆冲断带大北103井白垩系巴什基奇克组二段砂岩储层测井解释渗透率介于（0.05~0.11）×10-3 μm2之间，试井渗透率为43.34×10-3 μm2；准噶尔盆地南缘呼探1井白垩系清水河组试井渗透率高达23 700×10-3 μm2。尽管前人已取得一些认识，但学界对异常高压致密储层高渗的机理目前尚不清楚。鉴于此，本文针对中西部前陆冲断带深层、超深层低孔渗、致密砂岩储层，开展了不同压力下砂岩微米CT扫描实验和核磁共振检测实验，分析了流体超压条件下致密砂岩储层孔隙结构和渗流特征，研究揭示出流体超压改善了储层岩石系统中有效孔隙结构和扩大了储层原有裂缝，地质条件下砂岩储层的孔隙度和渗透率远大于目前常规方法实测的数值，以期为深化流体超压状态下有效储层下限及基于容积法的油气藏储量计算体系研究提供借鉴。
1 实验样品与方法
1.1 实验样品
准噶尔盆地南缘四棵树凹陷侏罗系和白垩系油气勘探潜力大，但油气成藏十分复杂，其中独山子背斜、西湖背斜及高泉5背斜钻探失利，卡因迪克背斜发现小型油藏，高泉背斜高探1井在白垩系清水河组获日产超千吨的油气流［15］，其西南侧和东南侧低部位的高102井、高101井等失利。
造成上述油气勘探失利的原因之一被认为是储层致密。四棵树凹陷白垩系清水河组砂砾岩为扇三角洲前缘水下分流河道沉积，储层非均质性强，其中，颗粒线接触、长石和岩屑溶蚀的砂砾岩物性相对较好，岩心实测孔隙度一般为5.57%~9.84%、渗透率一般为（0.13~7.91）×10-3 μm2，而点接触、黏土胶结、方解石胶结的砂岩物性差，岩心实测孔隙度一般为1.85%~7.00%、渗透率一般为（0.002 5~0.136）×10-3 μm2。侏罗系头屯河组砂砾岩为河流—扇三角洲平原分流河道沉积，储层压实强，硬石膏、沸石胶结，物性普遍较差，岩心实测孔隙度为4.02%~7.87%、渗透率为（0.005~0.03）×10-3 μm2。实验样品取自四棵树凹陷白垩系清水河组和侏罗系头屯河组砂岩（表1）。
表1 实验样品信息Table 1 Information of experimental samples |
| 序号 | 井号 | 层位 | 埋深/m | 岩性 | 实测孔隙度/% | 实测渗透率/（10-3 μm2） | 柱塞样品规格 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 | GHW001 | K1 q | 5 841.70 | 灰色砂砾岩 | 7.08 | 0.52 | 直径2.516 cm，长5.978 cm |
| 2 | 高泉5 | J2 t | 6 127.15 | 灰色砂砾岩（含一条裂缝） | 4.02 | 0.016 | 直径2.521 cm，长5.536 cm |
| 3 | 卡7 | K1 q | 4 181.00 | 灰绿色细砂岩 | 6.44 | 0.136 | 直径2.510 cm，长4.496 cm |
| 4 | 卡7 | K1 q | 4 181.00 | 灰绿色细砂岩 | 6.44 | 0.136 | 直径5 mm，长10 mm |
四棵树凹陷深部储层流体普遍发育异常高压，如高探1井和高102井清水河组地层流体压力分别为134.2 MPa和129.5 MPa，高探1井清水河组和头屯河组地层压力系数分别为2.32和2.20［16］，高泉5井清水河组试油折算地层压力为132.19 MPa，地层压力系数为2.23。
1.2 实验方案
1.2.1 微米CT扫描实验方案
清水河组地层压力取值为高探1井和高102井清水河组地层流体压力的平均值，即132 MPa，地层压力系数为2.26；头屯河组地层压力系数取值为2.20；上覆负荷平均密度取值2.45 g/cm3。
GHW001井埋深5 841.70 m储层样品上覆负荷压力约为135 MPa，地层流体压力为132.03 MPa，地质条件下岩石上覆有效应力为3 MPa。实验设计围压为10 MPa，充注空气，开展流体压力分别为0.10 MPa（常压）、3 MPa和7 MPa的CT扫描实验，岩石上覆有效应力分别为9.9 MPa、7 MPa和3 MPa，以此研究有效应力为3 MPa左右情况下岩石孔隙结构及孔隙度的变化。
高泉5井埋深6 127.15 m储层样品上覆负荷压力约为144 MPa，地层流体压力取值为135 MPa，地质条件下岩石上覆有效应力为9 MPa。实验设计围压为15 MPa，充注空气，开展流体压力分别为0.1 MPa（常压）、5 MPa、10 MPa的CT扫描实验，岩石上覆有效应力为14.9 MPa、10 MPa、5MPa，以此研究有效应力为9 MPa左右情况下岩石孔隙结构及孔隙度的变化。
为了全面刻画含水砂岩储层孔隙结构，并配合核磁共振检测实验，针对卡7井灰绿色细砂岩小直径岩心柱塞，不用夹持器，直接用微米CT扫描。
实验采用微米CT（Xradia510 Versa）和配套油气充注系统，微米CT采用X光光学透镜显微成像技术，具有超高分辨率的无损伤立体重构显微成像功能；利用微米CT模拟等效有效上覆压力、高流体压力条件下的岩石孔隙结构，必须借助微米CT配套夹持器，夹持器采用PEEK和碳纤维复合材料。由于夹持器需要承受高流体压力和更高的围压，必须具有一定的厚度，因此受夹持器和岩心直径大小的影响，2.5 cm直径岩心实验能分辨的最小孔隙直径为20 μm。5 mm直径小岩心柱塞直接扫描实验能分辨的最小孔隙直径可达到2 μm。
1.2.2 核磁共振检测实验方案
第一步，先后将卡7井大直径岩心柱塞烘干、抽真空、饱和水，饱和水压力为15 MPa，时间为25 h，由饱和水前后岩心重量差，计算孔隙度为6.61%，稍高于实测孔隙度。
第二步，在用核磁共振仪检测样品之前，先做空白检测，再用孔隙度分别为1%、3%、6%的标样标定，建立标样T 2谱峰面积与孔隙度定量关系图（图1），这样就可以定量计算样品在不同有效应力下的孔隙度。
第三步，将饱和水的柱塞样品安置到样品夹持器中，用核磁共振分析仪检测样品，得到T 2谱和峰面积。根据图1计算此时样品的孔隙度为5.64%，略低于实测孔隙度，原因是在安置样品过程中需要用高温烘烤样品外围的热缩管，造成样品中少部分水损失。
第四步，连接样品夹持器、围压系统、注入系统和回压系统，实验中围压设计为3~33.4 MPa，注入压力和回压为0~30.0 MPa，有效应力最低为3 MPa，最高为30 MPa。回压系统是确保夹持器中样品能达到所需要的流体压力或一定压差下水在样品中流通。在流体注入压力与回压相等后半个小时到一个小时，用核磁共振分析仪检测样品T 2谱，记录、对比3个不同时间的峰面积，以确定样品在不同流体压力下处于平衡状态，得到平衡状态下的T 2谱和峰面积。
第五步，固定注入压力为8 MPa、回压为5 MPa，驱动压力差恒定为3 MPa，围压分别设置为11 MPa、13 MPa、16 MPa、20 MPa，记录不同有效应力下出水量、流速，分析不同有效应力作用下岩石渗透率的变化。
第六步，将回压、注压和围压逐渐降为0 MPa，放空围压和注入系统，放置样品24 h，取出岩心柱塞，钻取5 mm小直径岩心柱塞，常温常压下用微米CT扫描，此时样品为含水状态，将样品的孔隙结构与第三步样品T 2谱对比，分析T 2谱与样品有效孔隙直径的对应关系。
2 实验结果
2.1 微米CT扫描实验结果
2.1.1 GHW001井灰色砂砾岩
对比10 MPa围压、不同流体压力下岩石CT扫描切片，首先可见相同围压下岩石中有的孔隙明显随流体压力的增加而增大（图2）。
其次，在相同围压下，随流体压力的增加，岩石孔隙结构中不同孔隙直径的孔隙数量明显增多，特别是小孔隙（图3），如流体压力为3 MPa、7 MPa条件下等效孔隙直径20~50 μm的孔隙数量依次为77 188个、138 591个，有效孔隙度由1.36%增加到1.53%。受夹持器和注入系统的影响，实验中能分辨的孔隙最小直径为20 μm，故计算的有效孔隙度比实测的孔隙度低。
由此可见，随着岩石中流体压力的增大，岩石孔隙结构发生了改变，小孔隙变为大孔隙，在流体压力提高或有效应力减小时岩石的孔隙度增大了。
2.1.2 高泉5井灰色砂砾岩
图4 GHW001井（a）和高泉5井（b）砂砾岩微米CT扫描切片（红色填充区代表孔隙）Fig.4 Micron CT scanning sections of glutenite in Well GHW001（a） and Well Gaoquan 5（b）（red filled areas represent pores） |
2.2 核磁共振检测实验结果
随着岩石中流体压力增大，注入水量增多，样品T 2谱峰面积先是快速增大，当流体压力达到1.0 MPa时峰面积保持缓慢增加。根据T 2谱峰面积与孔隙度定量图，计算不同流体压力或有效应力下样品孔隙度，结果表明岩心孔隙度随孔隙流体压力增大或有效应力减小而增大，而且孔隙度与有效应力的相关性更强（图6）。
实验中流体压力最大为30 MPa，孔隙度达到9.36%~11.60%，对于实测孔隙度6.44%，样品孔隙度在考虑孔隙流体压力时增加了45%~80%。随流体压力增加孔隙度缓慢增大符合GEERTSMA［26］提出的岩石孔隙压缩系数的概念和原理。四棵树凹陷白垩系清水河组储层流体压力可达到134.2 MPa，有效应力为5 MPa左右，按照上述孔隙度随有效应力变化趋势，储层实测6.44%孔隙度在实际地质条件下可增大到10.43%~10.73%。因此，从孔隙度随有效应力变化规律的角度来看，实验室常规方法测定的低孔、致密砂岩储层在实际地质条件下不致密。
设置注压8 MPa、回压5 MPa，围压分别为20 MPa、16 MPa、13 MPa、11 MPa，实测流速分别为0.07 cm3/s、0.15 cm3/s、0.24 cm3/s、0.34 cm3/s。注入水密度取0.998 2 g/cm3，黏度取0.001 009 Pa·s，样品长度为4.496 cm，截面积为4.99 cm2，注水压差为3 MPa。根据达西方程［23］计算有效应力为6 MPa、8 MPa、11 MPa、15 MPa时，样品渗透率分别为10.455×10-3 μm2、7.380×10-3 μm2、4.613×10-3 μm2、2.153×10-3 μm2，相对于实测渗透率为0.136×10-3 μm2，岩石渗透率随有效应力的减少而大幅升高（图7），二者呈指数关系［2］，研究结果与前人认识一致；同时，可以看出6 MPa有效应力时渗透率高达10.455×10-3 μm2。准噶尔盆地南缘四棵树凹陷高泉5井侏罗系头屯河组储层有效应力为9 MPa，实验室测定的克氏渗透率为0.016×10-3 μm2，由其渗透率与有效应力回归公式计算的地层超压状态下渗透率为0.233×10-3 μm2。因此，实验室常规方法测定的低渗、致密砂岩储层在实际超压地层条件下可能不致密。
3 讨论
针对已经固结成岩的砂岩储层，在一定的流体压力下充注空气或水，能在样品中保持一定的流体压力。上述实验检测结果表明，当流体压力增大时储层的孔隙度和渗透率增大了，那么在外部围压作用和岩石有限的压缩或膨胀情况下，岩石孔隙度和渗透率增加的原因是什么呢？
由卡7井细砂岩含水小直径柱塞常压下微米CT扫描结果可见［图8（a）红色直方图］，岩石等效孔隙直径呈3个峰分布，第一主峰等效孔隙直径为2~32 μm，次峰等效孔隙直径为272~302 μm，第三个峰等效孔隙直径为152~182 μm。由卡7井细砂岩饱含水大直径常压下核磁T 2谱图［图8（a）蓝色点线图］来看，岩石核磁信号亦呈现3个峰分布，峰顶时间分别为0.14 ms、1.956 ms、13.667 ms，对应峰面积依次为6 297.563、3 216.960、4 275.076，与微米CT等效孔隙直径分布基本吻合。由此可见，T 2谱图横坐标弛豫时间由小到大对应着岩石孔隙由小孔到大孔［27-28］，分别对应等效孔隙直径2~32 μm、152~182 μm、272~302 μm。
图8 卡7井细砂岩不同压力状态下孔隙结构对比(a)卡7井,-4 181 m，灰绿色细砂岩(未饱和水孔隙结构);(b) 卡7井,-4 181 m（饱和水）,围压2.1 MPa,流体压力0.2 MPa; (c)卡7井,-4 181 m（饱和水）,围压25.0 MPa,流体压力5.0 MPa;(d)卡7井,-4 181 m（饱和水）,围压 33.4 MPa,流体压力 30 MPa Fig.8 Comparison of pore structure of fine sandstone under different pressure states， Well Ka 7 |
随着孔隙流体压力（注压等于回压）由0.2 MPa增大到5 MPa、10 MPa，甚至30 MPa，核磁T 2谱图由多峰向单峰宽谱变化，峰值对应的弛豫时间由小向大变化（图8），代表随流体压力增大岩石孔隙直径由小变大。如流体压力为0.2 MPa、围压为2.1 MPa时，T 2谱图仍为3个峰，但3个峰的峰顶时间分别为0.15 ms、2.409 ms、47.686 ms，峰面积为5 473.182、8 023.025、2 601.922，与常压状态相比，峰顶时间向右偏移，对应等效孔隙直径变大，第二个峰为主峰，相对大孔隙比例增多，且峰面积由常压时的13 789.599增加到16 098.129，孔隙度由5.64%增大到6.33%。当流体压力为5 MPa、围压为25 MPa时，核磁T 2谱图为单峰分布，峰顶时间和峰面积分别为1.047 ms和23 689.627 cm，孔隙度为9.41%。当流体压力为30 MPa、围压为33.4 MPa时，核磁T 2谱图呈单个主峰加一小峰分布，峰顶时间分别为2.768 ms、126.038 ms，峰面积分别为26 414.034、2 662.481，主体等效孔隙直径进一步增大，孔隙度为11.60%。
卡7井细砂岩样品微米CT和T 2谱图展示了孔隙度和渗透率增大的根本原因，即流体压力和有效应力改善了岩石孔隙结构，小孔减少，大孔明显增多，岩石孔隙度增加；同时，岩石孔隙分布由多峰变为集中单峰，岩石连通性增强。值得注意的是，卡7井小直径柱塞是从核磁共振高压分析之后的大直径柱塞上钻取的，常压下微米CT等效孔隙直径分布与常压下核磁T 2谱分布基本对应，说明流体超压改造后的岩石孔隙结构是可逆的。
流体超压、超高压砂岩储层孔隙度和渗透率高于实验室测定结果，这对于储量评估具有重要意义，因为储层孔隙度是容积法储量计算的基本参数之一。以准噶尔盆地某油藏为例，含油面积为46.4 km2，储层有效厚度为14.9 m，平均有效孔隙度为7.6%，含油饱和度为56%，地面原油密度为0.847 t/m3，原油体积系数为1.088，容积法计算油藏地质储量为2 291×104 t。假如储层超压使有效孔隙度增加了1%，即有效孔隙度为8.6%，油藏地质储量将增加301×104 t，原油采收率按15%计算，可采储量增加了45×104 t。单就经济性而言，在投资成本不变的情况下，可增加十数亿元人民币的收入。
4 结论
流体超压、超高压使深层低孔渗、致密砂岩储层孔隙度和渗透率增大，实际地质条件下深层超压致密砂岩储层可能并不致密。真实原因是流体超压使岩石中小孔隙变为大孔隙，等效连通孔隙增多、裂缝变大。因此，目前对深层砂岩储层孔隙度、渗透率、甚至油气储量认识偏低。
甘公网安备 62010202000678号
