王海生

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

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雷家地區(qū)湖相碳酸鹽巖致密油儲層微觀特征

王海生

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

應(yīng)用鑄體薄片、氣體吸附、壓汞、掃描電鏡及CT掃描等方法，系統(tǒng)研究了雷家地區(qū)杜三段湖相碳酸鹽巖致密儲層巖石學(xué)及儲層微觀特征。結(jié)果表明：研究區(qū)巖性以泥質(zhì)泥晶白云巖、含泥方沸石質(zhì)白云巖為主，與灰黑色泥巖、油頁巖互層；儲集空間包括原生粒間孔隙、次生溶蝕孔隙和微裂縫；根據(jù)巖性、孔隙空間類型及孔喉結(jié)構(gòu)特征，將致密油儲層分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層。其中，Ⅰ類儲層的微裂縫和孔隙普遍發(fā)育，含油性好。該研究對后期致密油儲層評價及“甜點”優(yōu)選具有一定的指導(dǎo)作用。

雷家地區(qū)；湖相碳酸鹽巖；致密油；儲層分類；孔喉結(jié)構(gòu)；烴源巖

0 引 言

進入21世紀以來，隨著油氣勘探程度的提高，分布在源內(nèi)或近源的湖相碳酸鹽巖致密儲層成為中國主要含油氣盆地的重點勘探目標，找油思想從“源外找油”深入到“近源找油”，從常規(guī)的圈閉型油氣藏逐漸向非圈閉的、具有納米孔喉系統(tǒng)的“連續(xù)型或準連續(xù)型”油氣藏轉(zhuǎn)變[1-4]。遼河西部凹陷沙四上亞段時期，湖盆為偏堿性的強還原封閉環(huán)境[5]，發(fā)育良好的烴源巖。同時，近源的雷家地區(qū)沉積1套連續(xù)的、規(guī)模較大的湖相碳酸鹽巖，主要發(fā)育泥質(zhì)泥晶白云巖，與深灰色泥巖、油頁巖互層現(xiàn)象明顯。應(yīng)用鑄體薄片、氣體吸附、壓汞、掃描電鏡及CT掃描等方法對該區(qū)湖相碳酸鹽巖致密油儲層進行研究，總結(jié)其儲集空間類型，并分析其含油性。

1 地質(zhì)概況

雷家地區(qū)構(gòu)造上位于遼河盆地西部凹陷中北部，面積為300 km2，北鄰高升鼻狀隆起，東至陳家斷層，西接斜坡帶，南至冷家堡構(gòu)造帶，緊鄰陳家洼陷生油中心。沙四沉積時期，構(gòu)造沉降較穩(wěn)定，物源供給充足，形成良好的烴源巖，并發(fā)育湖相碳酸鹽巖儲層，自下而上分為高升油層和杜家臺油層，根據(jù)旋回性，將杜家臺油層進一步細分為杜三段、杜二段和杜一段3個小層。其中，杜三段地層發(fā)育較厚的泥質(zhì)白云巖，并有方沸石的混入，在靠近東南側(cè)陡坡帶的泥級礦物顆粒(石英+斜長石+鉀長石)含量增多，儲層孔隙度為1.16%～10.22%，滲透率為0.01×10-3～2.68×10-3μm2，微裂縫的存在能夠改善儲層滲透率，是典型的致密油儲層，為重點研究層位。

2 儲層巖石學(xué)特征

薄片分析表明，雷家地區(qū)杜三段湖相碳酸鹽巖主要為泥質(zhì)泥晶白云巖、含方沸石泥質(zhì)泥晶白云巖和含泥方沸石質(zhì)白云巖，并有細粒陸源碎屑(石英、斜長石)混入，紋層狀特征明顯，零星發(fā)育有機質(zhì)條帶。X衍射全巖分析結(jié)果表明，雷家地區(qū)杜三段湖相碳酸鹽巖成分復(fù)雜，平面上巖性分布具有以下特征：北部的雷84井區(qū)主要為含泥方沸石質(zhì)白云巖，黏土含量為10.8%，泥級礦物顆粒含量為26.5%，方沸石含量為24.3%，白云石類含量為38.4%；西部的雷88井區(qū)主要為含泥泥晶白云巖，黏土含量為5.8%，泥級礦物顆粒含量為20.9%，方沸石含量為6.1%，白云石類含量為67.2%；東南部的雷97井區(qū)靠近陡坡帶，泥級礦物顆粒含量增多，方沸石含量有所降低，主要為含方沸石碳酸鹽質(zhì)泥巖；西南部的雷99井區(qū)主要巖性為含方沸石泥質(zhì)白云巖和碳酸鹽質(zhì)泥巖，黏土含量為22.4%，泥級礦物顆粒含量為38.7%，方沸石含量為9.5%，白云石類含量為29.4%。

3 致密油儲層儲集空間類型

雷家地區(qū)杜三段微觀儲集空間類型多樣，通過常規(guī)的巖心觀察、鑄體薄片鑒定、普通掃描電鏡和CT掃描，儲集空間主要有以下幾種類型(圖1)。

圖1 雷家地區(qū)杜三段儲集空間及CT掃描三維圖像

(1) 原生孔隙。在掃描電鏡下可觀察到未被膠結(jié)物填充的粒間微孔(圖1a)，顆粒輪廓清楚，呈次棱角狀，但總體發(fā)育較少。

(2) 次生孔隙。主要為孤立的微米級別次生溶孔(圖1b)，呈長條狀、管柱狀，顆粒邊界凹凸不平，含量較多，但整體連通性較差。

(3) 微裂縫。裂縫類型多樣，可觀察到成巖階段中形成的平行于層面的成巖縫和穿層的構(gòu)造縫等(圖1c)。

結(jié)合前人研究成果[7-8]認為，研究區(qū)湖相碳酸鹽巖致密儲層發(fā)育豐富的納米—微米級別的孔喉系統(tǒng)，具有較大的資源潛力。CT掃描三維圖像分析表明(圖1d)：孔隙半徑主體為0.376 2～13.930 0 μm，平均為2.261 0μm；喉道半徑主體為0.357 4～10.630 0 μm，平均為1.813 0 μm，孔喉平均配位數(shù)為3.6，整體為納米—微米孔喉系統(tǒng)，空間連通性為較差—中等。

4 儲集層孔喉結(jié)構(gòu)特征及其分類

應(yīng)用壓汞法和氮氣吸附法分析研究區(qū)湖相碳酸鹽巖致密儲層孔喉結(jié)構(gòu)，并進行分類。整體孔徑分布范圍較廣，既含有毫米、微米級別的孔隙和裂縫，也發(fā)育大量納米級孔隙。參考國內(nèi)外劃分標準，將湖相碳酸鹽巖致密儲層孔喉劃分為微米級、亞微米級和納米級3類(表1)。

表1 致密儲層孔喉劃分方案

4.1 壓汞法分析孔喉結(jié)構(gòu)特征

圖2為湖相碳酸鹽巖致密儲層的壓汞毛細管壓力曲線，結(jié)合掃描電鏡和薄片鑒定結(jié)果，將致密儲層分為以下3類。

(1) Ⅰ類儲層毛管壓力曲線變化較大。排替壓力為0.023 MPa，受微裂縫影響，進汞曲線具有兩段式特征，最大汞飽和度為77.00%，退汞效率為55.35%，平均孔喉半徑為0.63～50.00 μm，主要發(fā)育未被完全充填的微裂縫、微孔、微溶孔和豐富的納米級孔隙，孔縫相互連通，微裂縫起到疏導(dǎo)油氣的作用，油氣運移阻力降低，微米級孔喉約為總孔隙的33.79%，孔喉配置關(guān)系好，整體連通性較好，平均孔隙度為8.22%，平均滲透率為153.600×10-3μm2。說明在油氣充足的情況下，這種孔喉結(jié)構(gòu)有利于油氣的聚集和運移。

(2) Ⅱ類儲層毛管壓力曲線整體偏向右上方。排替壓力為9.870 MPa，中間進汞段平緩，最大汞飽和度為49.35%，退汞效率為35.66%，以亞微米、納米級孔喉系統(tǒng)為主，納米級孔喉含量多，在掃描電鏡中可見被碳酸鹽巖或方沸石完全充填的微裂縫，整體連通性較差，平均孔隙度為7.63%，平均滲透率為0.168×10-3μm2，這種孔喉結(jié)構(gòu)雖然具有一定的儲集空間，但不易于運移。

圖2 壓汞法毛細管壓力曲線

(3) Ⅲ類儲層排替壓力為1.975 MPa，雖然排替壓力較小，但是中間進汞段較陡，分選差，最大汞飽和度為25.20%，退汞效率為21.42%，以亞微米、納米級孔喉系統(tǒng)為主，但納米級孔喉含量有限，連通性非常差，平均孔隙度為2.50%，平均滲透率為0.122×10-3μm2，說明這種孔喉結(jié)構(gòu)儲集空間有限，可儲存油氣，但不易于運移。

4.2 氮氣吸附法分析納米級孔隙結(jié)構(gòu)特征

湖相碳酸鹽巖致密儲層在單偏光薄片中可見孔的孔隙度低，但實際物性測試的孔隙度則偏高，主要為1.50%～15.00%，兩者互相矛盾，由此可知，該儲層應(yīng)該發(fā)育大量的納米級孔隙。氮氣吸附法能夠研究固體納米級孔隙的分布情況，比常規(guī)壓汞法的分辨率更高，孔徑測量范圍為0.35～400.00 nm。圖3為3類儲層采用氮氣吸附法得到的孔徑分布。

圖3 湖相碳酸鹽巖儲層孔徑分布

(1) Ⅰ類儲層平均吸附孔徑為30～100 nm，峰值孔徑主要集中在4～100 nm，孔體積為0.602 6～3.606 2 cm3/g，平均為1.389 6 cm3/g，比表面積為0.552 3～1.140 2 m2/g，平均為0.850 7 m2/g，儲集空間主要為兩端均開放的圓柱形孔，有利于油氣的滲流。

(2) Ⅱ類儲層平均吸附孔徑為9～30 nm，分布曲線具有2個峰值，分別為1～7 nm和10～50 nm，孔體積為0.414 3～2.984 5 cm3/g，平均為1.720 4 cm3/g，比表面積為0.598 1～3.029 4 m2/g，平均為1.152 8 m2/g，前者為一端封閉的、較為孤立的不透氣性孔，后者為兩端都開放的圓狀型孔。

(3) Ⅲ類儲層平均吸附孔徑為3～9 nm，峰值孔徑主要集中在1～10 nm，孔體積為1.072 0～6.436 9 cm3/g，平均為3.848 9 cm3/g，比表面積為0.739 9～4.293 1 m2/g，平均為1.711 8 m2/g，儲集空間主要為一端封閉的、較為孤立的不透氣性孔。

5 致密油儲層與含油性關(guān)系

雷家地區(qū)沙四段發(fā)育厚層暗色泥巖、碳酸鹽質(zhì)頁巖，TOC含量為2%～5%，熱演化程度較高，鏡質(zhì)體反射率Ro大于0.5%，有機質(zhì)類型主要為Ⅰ型和ⅡA型，屬于優(yōu)質(zhì)烴源巖。位于源內(nèi)或近源的雷家地區(qū)湖相碳酸鹽巖致密儲層縱向上與優(yōu)質(zhì)烴源巖緊密接觸，排烴產(chǎn)生的異常高壓控制原油的充注程度，整體致密油儲層運移充注動力強，含油飽和度高，微米、納米級孔隙均含油。通過以上分析，結(jié)合巖性、孔喉結(jié)構(gòu)及儲層厚度特征，對雷家地區(qū)杜三段湖相碳酸鹽巖儲層進行了平面分類(圖4)：Ⅰ類儲層為有利儲層，分布在雷88井區(qū)和雷15井區(qū)，巖性為含泥泥晶白云巖和含泥方沸石質(zhì)白云巖，整體孔徑較大，未充填的微裂縫既提供了儲集空間，又增加了油氣的滲流能力，油氣相對富集，為油斑、油浸級顯示；Ⅱ類儲層平面上呈條帶狀分布，巖性為含方沸石碳酸質(zhì)泥巖和含泥白云質(zhì)方沸石巖，儲集空間孔徑分布較小，微裂縫偶見，且多被完全充填，亞微米、納米級孔隙含量多，為油跡、油斑級顯示；Ⅲ類儲層呈環(huán)形分布，巖性為碳酸鹽質(zhì)泥巖，亞微米、納米級孔隙含量有限，孔徑分布最小，為熒光、油跡、油斑級顯示。

圖4 湖相碳酸鹽巖杜三段致密油儲層分類

6 結(jié) 論

(1) 雷家地區(qū)杜三段時期處于偏堿性的強還原性封閉沉積環(huán)境，巖性主要為泥質(zhì)泥晶白云巖、含泥方沸石質(zhì)白云巖和含方沸石碳酸鹽質(zhì)泥巖，紋層狀特征明顯，與優(yōu)質(zhì)烴源巖緊密接觸，大面積連續(xù)分布。

(2) 研究區(qū)的儲集空間主要為原生粒間微孔、次生溶蝕孔隙和微裂縫，發(fā)育豐富的微米、納米級孔喉系統(tǒng)。

(3) 根據(jù)巖性、孔隙空間類型及孔喉結(jié)構(gòu)特征，將湖相碳酸鹽巖致密儲層分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層，其中，Ⅰ類儲層為研究區(qū)有利儲層，主要分布在雷88井區(qū)和雷15井區(qū)。

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編輯 黃華彪

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.05.006

20160212；改回日期：20160710

中國石油天然氣股份有限公司重大科技專項“遼河油田原油千萬噸持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)關(guān)鍵技術(shù)研究”(2012E-3001)

王海生(1970-)，男，高級工程師，1994年畢業(yè)于石油大學(xué)(華東)油藏工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事油田開發(fā)管理工作。

TE122.3

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1006-6535(2016)05-0026-04