鄧亞仁，任戰(zhàn)利，馬文強，陳西泮，楊桂林，南卡俄吾

(1.陜西省土地工程建設(shè)集團有限責(zé)任公司，西安 710075； 2.西北大學(xué) 大陸動力學(xué)國家重點實驗室，西安 710069；3.西北大學(xué) 地質(zhì)學(xué)系，西安 710069； 4.陜西延長石油(集團)有限責(zé)任公司，陜西 延安 716000)

致密油現(xiàn)已成為全球油氣勘探熱點，北美國家率先開展了致密油的勘探[1-2]。受復(fù)雜地表條件和勘探成本影響，中國致密油的勘探開發(fā)尚處于起步階段[3]。鄂爾多斯盆地致密油非常發(fā)育，三疊系延長組分布長6至長8段，長7段地層具備優(yōu)質(zhì)烴源巖發(fā)育條件[4]。富縣區(qū)塊在三疊系延長組沉積時期處于湖盆中心地帶[5]，長8段屬于三角洲前緣沉積，長7段為深湖相，發(fā)育黑色泥頁巖。致密油儲層主要分布在厚層烴源巖附近，烴源巖的生烴增壓作用提供了油氣驅(qū)動的動力來源[6]，致密油經(jīng)過短距離運移甚至原地成藏，形成于比較簡單的凹陷或者斜坡上[7]。平緩的構(gòu)造背景與良好的源儲配置關(guān)系為富縣區(qū)塊長8段提供了致密油富集的優(yōu)越條件。

致密油儲層微觀結(jié)構(gòu)復(fù)雜，非均質(zhì)性十分明顯[8-10]。國外在致密儲層孔隙結(jié)構(gòu)方面研究成果突出，例如致密儲層的納米孔喉類型劃分以及定量分析礦物在流體滲流中所起的作用[11-15]。國內(nèi)致密儲層近年發(fā)展較快，在納米級孔喉分布及油氣賦存狀態(tài)、致密油成藏的控制因素等方面研究較為深入。與常規(guī)儲層不同的是，致密儲層孔隙小，尺寸為微米至納米級，孔徑范圍變化大，孔滲關(guān)系不明顯?？紫督Y(jié)構(gòu)的復(fù)雜程度使得常規(guī)測試手段難以細畫儲層微觀特征。國內(nèi)外關(guān)于致密儲層中流體流動特征、充注下限分析方面，仍待提升[16-18]。

目前富縣地區(qū)在致密油儲層微觀結(jié)構(gòu)特征以及其對油氣充注和賦存關(guān)系的影響等方面缺乏深入研究。為此，本文利用先進的CT、場發(fā)射掃描電鏡等分析方法，對延長組長8段致密油儲層微觀結(jié)構(gòu)特征進行詳細剖析，在致密油儲層微觀結(jié)構(gòu)及油氣充注下限方面取得了新成果。

1 致密油儲層宏觀特征

富縣地區(qū)長8段致密化始于中侏羅世末，伴隨壓實作用，儲層不斷致密；早白堊世后，地層開始抬升剝蝕，但未改變儲層致密性能[19]。早白堊世后長7烴源巖生成大量油氣[20]，促就了這一地區(qū)致密油的形成。通過分析三疊系延長組長8段儲層559個儲層物性數(shù)據(jù)，儲層的孔隙度普遍小于10%，滲透率低于1×10-3μm2[4]。湖盆邊緣頻繁湖進與湖退形成厚層泥頁巖，高有機質(zhì)含量的泥頁巖與砂體大面積接觸，利于油氣儲集。剖面上長8段致密油主要分布在泥巖附近，強大的源儲壓差不僅提供了運移的動力，并促使細粒致密儲層產(chǎn)生微裂隙，形成運移通道，油氣生成后能即時儲集(圖1)。

綜合上述認識，研究區(qū)具備形成致密儲層的優(yōu)越地質(zhì)條件。然而考慮到致密儲層本身物性較差，平面上非均質(zhì)較強，致密油分布受儲層微觀特征的影響。

2 致密油儲層微觀特征

圖1 鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)FN17井致密油分布

常規(guī)實驗方法在致密油儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)研究方面精度不足，為此，本次研究采用場發(fā)射掃描電鏡成像技術(shù)，精確測定孔隙與喉道的直徑大??；應(yīng)用高壓壓汞的方法進一步分析儲層結(jié)構(gòu)參數(shù)，同時引入CT技術(shù)對巖心樣品進行三維成像，利用灰度圖像展示樣品空間中孔隙分布以及連通情況。

2.1 孔隙類型及大小

研究中選取致密油試油層段細砂巖、粉砂巖以及泥質(zhì)粉砂巖巖心作為分析樣品。場發(fā)射掃描電鏡實驗結(jié)果顯示，孔隙類型主要包括粒間孔、粒內(nèi)溶孔、晶間微孔、微裂縫以及少量的有機質(zhì)微孔(圖2)。儲層中孔徑分布不均勻，包含微米級孔(>1 μm)、亞微米級孔(100～1 000 nm)以及納米級孔(<100 nm)[21]。其中粒間孔孔徑最大，多屬于微米級孔；粒內(nèi)溶孔直徑多分布在100～1 000 nm，屬于亞微米級孔；其他孔隙類型發(fā)育程度低，孔徑小，總體以亞微米級和納米級為主。利用場發(fā)射掃描電鏡觀察并測量喉道大小，長8致密儲層連通孔隙較少，喉道半徑大小分布在0.03～0.16 μm，平均為0.1 μm。

圖2 鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)長8段致密油儲層孔隙類型d為孔隙直徑

場發(fā)射掃描電鏡孔徑定量測定受到肉眼觀測影響，容易遺漏部分孔隙。為測全、測準所有孔隙的大小，研究中進一步采用納米CT法確定孔隙大小。研究區(qū)孔隙半徑主要分布在2 μm以下，分布范圍在0.63～50.4 μm，平均2.0 μm(圖3)。通過高壓壓汞方法對孔隙結(jié)構(gòu)特點進一步測試，發(fā)現(xiàn)孔喉半徑分布在3～280 nm。

致密油儲層門檻壓力較高，普遍大于1 MPa，壓汞曲線嚴重傾斜，分選差，呈細歪度(圖4)。FX131井長8儲層樣品試油為差油層，該樣品孔隙度為2.1%，壓汞測試結(jié)果其孔喉半徑分布在3～166.9 nm(圖4a，b)，最大進汞飽和度69.5%，退汞效率為15.7%；L206井長8段儲層樣品試油為油水同層，其孔隙度為9.1%，孔喉半徑分布在5～280 nm(圖4c，d)，最大進汞飽和度95.6%，退汞效率21%。2塊樣品主流孔徑相差不大，F(xiàn)X131井樣品喉道半徑更小，致密程度更高，含油性差。喉道半徑影響流體滲流，喉道半徑越小，進汞量越少，退汞效率越低。

圖3 鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)長8段納米CT法孔隙半徑分布

圖4 鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)長8段致密油儲層樣品高壓壓汞圖

綜合以上場發(fā)射掃描電鏡、納米CT以及高壓壓汞實驗方法，得出研究層位致密儲層孔隙半徑平均值為1.2 μm，喉道半徑平均值為0.1 μm，隸屬細孔微細喉儲層[22]。儲層越致密，物性越差，喉道大小對儲層中流體滲流影響越大。

2.2 致密油儲層孔隙分布

應(yīng)用CT技術(shù)對長8致密油儲層長寬各1 cm的巖心樣品進行二維掃描，獲得830張照片。儲層中孔隙數(shù)量少，多被壓實或膠結(jié)成殘留孔，孔隙呈橢球狀和不規(guī)則狀，只有少部分孔隙保留原始孔隙形態(tài)。

將二維掃描圖像中孔隙集中發(fā)育區(qū)進行360°三維重構(gòu)，獲得儲層三維數(shù)值模擬圖像(圖5d)。通過建立三維圖像具體分析孔喉體積大小、分布以及連通性(圖5)。選取XY方向(圖5a)，XZ方向(圖5b)和YZ方向(圖5c)3個二維平面進行三維圖像數(shù)值模擬。不同的二維平面，孔隙分布存在差異，孔隙和喉道的直徑各不相同，存在較強的非均質(zhì)性。

(1)孔喉尺寸及形態(tài)：孔喉直徑變化范圍廣，巖石樣品經(jīng)CT測試后共獲得9 503個孔，每個孔對應(yīng)一定的表面積與體積。從統(tǒng)計結(jié)果可以得出孔體積所占的比例，體積在1～166.8 μm3之間的孔隙占比為85.78%，同時經(jīng)CT測得的巖石孔隙度為2.53%，由此可見小孔隙所占比例居高?？紫墩w為孤立狀，局部連通呈片狀(圖5a,b,c)。

圖5 鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)L206井長8段致密油儲層CT三維重構(gòu)圖像藍色為孔隙，灰色為巖石骨架基質(zhì)

(2)孔喉分布：垂向上孔喉分布較均勻，孔喉圍繞顆粒分布，XY平面孔喉集中分布在左上方(圖5a)；XZ平面孔喉整體上分布較均勻(圖5b)；YZ平面孔喉主要集中在平面的右下角(圖5c)。從各個平面的孔喉分布狀況不難看出，樣品中心位置的孔隙密集程度低于巖石結(jié)構(gòu)的外層(圖5a,b,c)。

(3)孔喉連通性：管狀孔喉連通性強，其連通性強于球狀微孔?？紫斗植疾痪鶆?，孔隙連通性在巖石中心部位較差(圖5a,b,c)。

通過CT技術(shù)研究認為，研究區(qū)致密油儲層主要為細孔微細喉型孔隙結(jié)構(gòu)，孔隙發(fā)育以粒間孔和粒內(nèi)溶孔為主，孔喉主要圍繞顆粒分布，非均質(zhì)較強，巖石樣品內(nèi)部孔隙連通性差，且管束狀孔喉連通性強于球狀微孔。

綜合實驗分析結(jié)果：研究區(qū)致密油儲層孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性較強，長7及長8層位致密油儲層孔徑主要分布在100～1 000 nm，微孔隙數(shù)量多，孔隙結(jié)構(gòu)隸屬細孔微細喉型儲層。致密油儲層孔隙多圍繞顆粒分布，向巖石內(nèi)部，孔隙分布越分散，孔隙形狀由管束狀變換成球狀，連通性變差。

3 致密儲層油氣充注下限

致密油儲層油氣充注下限包括充注物性下限與孔喉充注直徑下限。在流體動力條件下，只有當(dāng)物性滿足一定值時，油氣方能沿優(yōu)勢通道進入儲層聚集成藏，此時對應(yīng)的物性值為充注物性下限。油氣突破孔喉直徑進入儲層的喉道直徑為孔喉充注直徑下限[23-24]。致密油藏根據(jù)儲層致密時間與油藏形成時間的順序可具體分類為“先致密后成藏”與“先成藏后致密”類型，兩者的儲層物性下限與成藏期物性下限差別較大。研究區(qū)長8致密砂巖油藏屬于“先致密后成藏”類型[19-20,25-28]，成藏后期，儲層物性變化不大，早白堊世末地層已經(jīng)非常致密，后期地層抬升階段壓實與溶蝕作用對儲層物性影響較小，現(xiàn)今的儲層物性下限近似等于成藏時期儲層物性下限[25]。

3.1 錄井方法

與常規(guī)油氣成藏下限研究不同，錄井信息中油氣顯示代表致密儲層具備成藏條件[29]。延長石油股份公司將富縣地區(qū)長8儲層的含油產(chǎn)狀下限定位為油跡。根據(jù)大量錄井資料的油跡與無油氣顯示范疇推斷致密砂巖儲層物性下限。

圖6 鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)長8儲層含油產(chǎn)狀—物性散點圖

選取研究區(qū)44口井、254塊巖樣建立含油級別與儲層物性關(guān)系圖(圖6)，取含油儲層物性密集分布區(qū)與無油氣顯示巖樣的分界線作為致密砂巖油的成藏物性下限，得出長8致密砂巖儲層孔隙度與空氣滲透率下限值分別是4.6%和0.03×10-3μm2。

3.2 有效孔喉方法

利用壓汞法，選取23塊含油的長8儲層中間層段樣品，滲透率貢獻值達到99%以上時對應(yīng)的孔喉半徑下限，此時孔喉半徑是含油孔喉半徑下限[30]，求平均值，得出長8儲層內(nèi)部含油孔喉充注半徑下限為0.012 μm，即儲層內(nèi)部含油孔喉充注直徑下限為24 nm。在壓汞法求得孔喉半徑下限的基礎(chǔ)上，建立孔喉半徑與孔隙度關(guān)系散點圖，依據(jù)孔喉半徑下限求得孔隙度下限。由孔隙度與滲透率相關(guān)性，推算出滲透率下限。

根據(jù)研究區(qū)23個壓汞樣品的孔隙度與中值孔喉半徑關(guān)系(圖7)，讀取中值孔喉半徑為0.012 μm時的孔隙度值，得到孔隙度下限為4.4%。由上文統(tǒng)計559個長8儲層物性數(shù)據(jù)得出孔隙度、滲透率的相關(guān)性公式(1)：

K=0.025 5e0.201 5φ

(1)

式中：K為滲透率值，10-3μm2；φ為孔隙度值，%。根據(jù)孔隙度下限值，進而計算得出滲透率下限為0.06×10-3μm2。

3.3 力學(xué)方法

圖7 鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)長8儲層孔喉半徑與孔隙度關(guān)系

只有當(dāng)孔隙的流體壓力大于地層破裂壓力，且向上與靜水壓力之差仍大于毛管阻力時，才能發(fā)生油氣充注。研究區(qū)致密油充注動力是生烴增壓[31]，當(dāng)其大于地層破裂壓力時，油氣方能充注。前人認為當(dāng)孔隙的流體壓力大于85%的靜巖壓力時，地層將破裂產(chǎn)生裂縫[32]。根據(jù)搜集的包裹體測溫數(shù)據(jù)，研究區(qū)長8儲層包裹體均一溫度平均121 ℃，此時對應(yīng)早白堊世地層深度為2 260 m，鄂爾多斯盆地上覆地層密度取值2.3 g/cm3[33]，采用壓力計算公式，求出平均靜巖壓力為50.94 MPa。進而根據(jù)流體壓力等于靜巖壓力的85%時，地層達到破裂，求出孔隙流體的壓力是43.30 MPa。

假設(shè)地層破裂壓力為Pmax，MPa；靜水壓力為P靜，MPa；最小石油充注孔喉直徑為dmin，m；此時充注動力為：Pmax-P靜，MPa。

毛管阻力表達式如下：

(2)

式中：Pc為毛管阻力，MPa；σ為界面張力，N/m；θ為潤濕角，(°)。

界面張力和地層的溫度有一定關(guān)系，可根據(jù)關(guān)系式(3)求?。?/p>

σ=-0.000 2T+0.028 4

(3)[34]

式中：σ為界面張力，N/m；T為溫度，℃。

長8地層中部平均埋深1 140 m，儲層成巖過程中現(xiàn)今地溫梯度為2.8 ℃/hm[35]，取地表溫度為12.5 ℃，計算現(xiàn)今地層溫度為44.4 ℃。三疊紀以來，富縣地區(qū)剝蝕的總地層厚度平均1 120 m，古地溫梯度為4.8 ℃/hm[20,36]，推算早白堊世末平均地層溫度為121 ℃。將溫度數(shù)據(jù)帶入公式(3)，計算出現(xiàn)今和早白堊末期界面張力分別為0.019 5 N/m和0.004 2 N/m。

油氣充注發(fā)生在早白堊世末[19]，長8儲層的界面張力σ取值0.004 2 N/m；巖石強親水，潤濕角取值0°。為滿足充注條件，充注動力必須大于毛管阻力，此時臨界條件表達式：

(4)

P靜=0.332 8T-6.618 1

(5)[34]

長8儲層油氣充注時靜水壓力為33.65 MPa。將孔隙流體的壓力、靜水壓力、界面張力和潤濕角帶入臨界條件公式(4)，得到源儲界面處最小孔喉充注直徑下限為15.77 nm。

綜合上述方法，孔隙度下限為4.4%～4.6%，綜合取值4.5%；滲透率下限為(0.03～0.06)×10-3μm2，綜合取值0.04×10-3μm2；源儲界面與儲層內(nèi)部孔喉充注直徑下限分別是15.77 nm和24 nm。

4 致密儲層中石油賦存狀態(tài)

致密油儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)對石油賦存狀態(tài)有重要的影響。根據(jù)上文孔喉充注下限值可知，油氣可賦存于納米級孔隙。研究區(qū)壓實強度相對較弱，膠結(jié)相對不強的長8致密儲層主要發(fā)育粒間孔隙和粒內(nèi)溶孔，石油以油珠形式賦存(圖8a)；隨著孔隙進一步膠結(jié)，孔隙發(fā)生變形，石油呈喉道狀分布于儲層孔隙中，少部分石油呈不規(guī)則狀分布[37](圖8b，c)；孔隙周邊附著黏土礦物，儲層進一步膠結(jié)，石油則以薄膜形式賦存(圖8d)。研究區(qū)致密儲層中瀝青質(zhì)主要充填在粒間孔、裂隙以及長石加大邊中(圖8e, f)。部分粒間孔中充填有綠泥石、伊利石、單晶石英、鐵白云石等礦物，石油常與這些礦物伴生。

致密油儲層中石油賦存狀態(tài)受孔隙結(jié)構(gòu)的控制，伴隨致密程度的增加，孔隙變形加劇，石油在孔隙中由油珠狀逐漸演變成喉道狀和薄膜狀。

5 結(jié)論

(1)研究區(qū)長8段致密油儲孔隙類型多樣，以粒間孔、粒內(nèi)溶孔為主，含少量晶間孔、微裂縫及有機質(zhì)微孔?？紫杜c喉道半徑平均值分別為1.2 μm和0.1 μm，屬細孔微細喉型結(jié)構(gòu)。孔隙分布非均質(zhì)性較強，主體圍繞顆粒分布。從巖石骨架至儲層內(nèi)部，孔隙形狀由管束狀轉(zhuǎn)換為球狀微孔，連通性變差。

圖8 鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)長8段致密油賦存形式

(2)長8致密油儲層孔隙度充注下限為4.4%～4.6%，綜合取值4.5%；滲透率充注下限為(0.03～0.06)×10-3μm2，綜合取值0.04×10-3μm2；源儲界面與儲層內(nèi)部孔喉充注直徑下限分別是15.77 nm和24 nm。油氣可充注納米級孔。

(3)致密油儲層的微觀孔隙結(jié)構(gòu)對石油的賦存狀態(tài)有重要的影響，壓實較弱，膠結(jié)程度不強的儲層，主要發(fā)育粒間孔與粒內(nèi)溶孔，石油以油珠狀形式賦存。壓實強度大，孔隙變形強烈，儲層中石油以喉道狀賦存。致密程度高，黏土礦物充填孔隙，石油以薄膜形式分布。

致謝：本文在撰寫過程中得到了延長石油研究院、富縣采油廠的數(shù)據(jù)支撐，在此予以衷心感謝！

第四，進一步深化水利改革。加快落實基層水利服務(wù)體系建設(shè)，建立健全水利投融資平臺建設(shè)，支持哈密地區(qū)加快建設(shè)“全疆水利改革發(fā)展示范區(qū)”。

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