崔維蘭，韓華峰，張 永，白玉彬

(1.延長油田股份有限公司 靖邊采油廠，陜西 榆林 718500；2.西安石油大學 地球科學與工程學院，西安 710065)

致密油是指儲層致密，只有經(jīng)大型壓裂改造等特殊措施才能獲得經(jīng)濟產(chǎn)量的烴源巖外油，其絕對滲透率約小于(1～2)×10-3μm2，孔隙度約小于12%[1-4]，主要包括致密砂巖油和致密碳酸鹽巖油2大類型。與常規(guī)油藏相比，致密油具有顯著的地質(zhì)特征：致密油的分布沒有明顯的油水界面、油水混儲，非浮力短距離運移成藏[4]；致密油緊鄰有效烴源巖且大面積準連續(xù)分布[1-2,5-6]。因此，儲層研究是影響致密油高效勘探開發(fā)的關(guān)鍵。按致密油定義及分布特征，中國陸相富油盆地廣泛發(fā)育致密油，特別是致密砂巖油，并以鄂爾多斯盆地最為典型，全盆地發(fā)現(xiàn)的80%以上石油資源均為致密砂巖油。

目前在致密砂巖油的研究上已經(jīng)取得了重要進展，特別是在致密砂巖微觀孔隙結(jié)構(gòu)方面。通過多種分析方法和測試手段，特別是高精尖實驗儀器如微米及納米CT、核磁共振、恒速壓汞、場發(fā)射掃描電鏡等，結(jié)合常規(guī)的鑄體薄片、掃描電鏡、高壓壓汞等，已認識到致密砂巖以納米級孔喉為主[7]、孔隙結(jié)構(gòu)復雜[5,8-9]、非達西滲流[5,10]等，與常規(guī)砂巖具有顯著差異，致密砂巖微觀結(jié)構(gòu)在致密油研究中至關(guān)重要。高輝等[11-12]根據(jù)恒速壓汞技術(shù)，確定了鄂爾多斯盆地吳起、隴東和姬塬地區(qū)長6—長8儲層孔隙半徑分布相似，分布于100～240 μm，喉道半徑分布于0.3～4.4 μm，隨滲透率變好，平均喉道半徑顯著增大；然而，白斌等[13]通過微—納米CT三維成像技術(shù)得出，微米尺度下的孔喉直徑為5.4～26.0 μm，納米尺度下的微孔直徑主要為0.4～1.5 μm。肖佃師等[14]通過聯(lián)合核磁共振與恒速壓汞方法確定松遼盆地白堊系沙河子組和登婁庫組致密砂巖孔隙半徑均值為7.2～33.6 μm，這明顯低于僅依靠恒速壓汞法確定的孔隙半徑(主峰120～160 μm)?？梢姡捎谘芯糠椒ǖ牟煌?，相同盆地、相同地區(qū)和層位的研究結(jié)論是不一致的，甚至是矛盾的。單一的測試方法和技術(shù)均存在局限性，多尺度融合是精確表征致密砂巖微觀結(jié)構(gòu)的必然趨勢和選擇[15-16]。

以往研究在致密砂巖含油性與儲層結(jié)構(gòu)的關(guān)系上缺少深入的分析，如具何種孔隙結(jié)構(gòu)的致密砂巖含油性好，影響因素是什么？而這些是影響致密砂巖油勘探與開發(fā)的重要難題。本次研究立足于研究區(qū)實際地質(zhì)條件，從宏觀、中觀和微觀等多尺度、多方法、全方位綜合表征致密砂巖微觀孔隙結(jié)構(gòu)。

1 地質(zhì)背景

鄂爾多斯盆地是中國致密砂巖油氣藏的典型代表，是在古生代華北穩(wěn)定克拉通盆地基礎(chǔ)上發(fā)育起來的多旋回疊合盆地[17-18]，是我國第二大含油氣盆地，盆地面積約25×104km2。盆地包括6個一級構(gòu)造單元，分別為伊盟隆起、渭北隆起、西緣沖斷帶、天環(huán)坳陷、陜北斜坡及晉西撓褶帶(圖1)，其中陜北斜坡面積最大，約11×104km2，褶皺及斷裂不發(fā)育，地層傾角不足1°，盆地內(nèi)已發(fā)現(xiàn)的80%以上油氣位于該構(gòu)造單元。鄂爾多斯盆地發(fā)育古生界及中生界2套含油氣層系，進而形成2套含油氣系統(tǒng)，中生界上三疊統(tǒng)延長組是鄂爾多斯盆地主力含油層系。延長組自上而下分為長1—長10等10個油層組，其中長6油層組是最主要的產(chǎn)油層。

圖1 鄂爾多斯盆地構(gòu)造單元劃分及研究區(qū)位置

鄂爾多斯盆地延長組沉積時期主要為大型河流—三角洲—湖泊沉積體系[19-20]，湖水最大分布面積可達10×104km2；以北緯38°為界，北部沉積物粗、厚度小(100～600 m)，南部沉積物細、厚度大(1 000～1 400 m)[21]。延長組充填記錄了大型淡水湖盆形成、發(fā)展、消亡的完整演化歷史[22]，其中長7沉積初期，湖水分布面積達到最大，形成了分布廣泛的優(yōu)質(zhì)烴源巖。長6沉積時期為三角洲的建設(shè)期，分流河道砂體縱向疊置、平面連片，成為石油聚集的有效儲層。長4+5沉積時期逐漸演化為泥炭、沼澤沉積環(huán)境，廣泛發(fā)育厚層泥巖，形成良好的蓋層。受沉積條件及成巖作用的綜合影響，延長組長9—長6儲層已全面致密化。

2 長6儲層微觀特征

2.1 巖石類型與孔隙類型

根據(jù)研究區(qū)15口井巖心觀察描述及60塊鑄體薄片鑒定結(jié)果，長6儲層巖石類型主要為細粒長石砂巖。碎屑組分主要以長石(42%～64%，平均53%)和石英(19%～28%，平均24%)為主，其次為巖屑(7%～16%，平均10%)，成分主要為火山巖和變質(zhì)巖巖屑。長6砂巖儲層分選性好，磨圓度為次棱角狀，主要粒徑0.15～0.35 mm。長6砂巖膠結(jié)物類型多且分布極其不均，膠結(jié)物總量平均為12.0%(范圍5.2%～34.5%)，主要為方解石(1.1%～28.4%，平均3.9%)、綠泥石(0.2%～6.3%，平均3.2%)和濁沸石(0.4%～10.3%，平均2.4%)，其次為硅質(zhì)(0.1%～5.5%，平均1.2%)和伊利石(0.1%～6.2%，平均0.6%)，少量的自生長石、重晶石和高嶺石。

根據(jù)鑄體薄片和掃描電鏡顯微孔隙觀察統(tǒng)計，研究區(qū)長6砂巖孔隙可分為4種類型：殘余粒間孔隙、溶蝕孔隙、黏土礦物晶間孔隙及微裂縫，總視面孔率平均為5.26%。殘余粒間孔是最主要的孔隙類型(平均面孔率3.16%)，該類孔隙多孤立分布，形態(tài)不規(guī)則，數(shù)量相對較少，長邊孔隙直徑分布于20～200 μm，主體分布于40～100 μm(圖2a，b，d)；礦物溶蝕孔隙比較發(fā)育，主要以長石溶孔(平均面孔率1.12%)和濁沸石溶孔(平均面孔率0.35%)為主(圖2a-c，f)，孔隙直徑主體分布在5～20 μm，最大可達100 μm(顆粒幾乎溶蝕殆盡)(圖2b)。黏土礦物晶間孔隙主要以高嶺石和綠泥石晶間孔為主(圖2d，e)，約占總面孔率的0.32%，孔隙數(shù)量多，孔徑一般0.1～5 μm，主體分布于0.2～1 μm。微裂縫包括構(gòu)造縫和溶蝕縫2種成因，在構(gòu)造縫形成后有利于后期的溶蝕，構(gòu)造縫寬度一般不超過20 μm(圖2g，h)，溶蝕縫最大可達100 μm(圖2i)，總面孔率平均約為0.31%。受鑄體薄片分辨率的限制，顯微鏡下僅能看到微米以上的較大孔隙，數(shù)量更多、占更大體積的納米級孔隙需借助其他測試方法表征。

2.2 物性特征

根據(jù)24口探井1 124塊樣品常規(guī)物性分析結(jié)果統(tǒng)計，長6儲層孔隙度主要在8%～14%，平均為10.5%(圖3a)；滲透率主要在(0.1～10.0)×10-3μm2，平均為1.15×10-3μm2，中值為0.59×10-3μm2。滲透率小于1×10-3μm2占統(tǒng)計樣品數(shù)的70%(圖3b)，滲透率小于2×10-3μm2占統(tǒng)計樣品數(shù)的85%。根據(jù)致密儲層分類評價標準[3-4,23]，長6儲層整體為致密儲層。需要注意的是，長6儲層中實測孔隙度最大值可達16.2%，滲透率最大值為19.65×10-3μm2，這些樣品可能發(fā)育微裂縫而使物性變好[5,24]。從圖3c可以看出，總體上孔隙度與滲透率具有較好的正相關(guān)關(guān)系，隨著孔隙度增大，滲透率以指數(shù)增大，但相關(guān)系數(shù)僅為0.15。同為孔隙度10%的儲層，滲透率變化范圍極大，最小值為0.03×10-3μm2，最大值為8×10-3μm2?？梢缘贸?，致密儲層中影響儲層物性的因素非常復雜，這主要與埋藏成巖過程中膠結(jié)物類型及含量的變化、成巖礦物間的相互轉(zhuǎn)換等因素有關(guān)[25]。

圖2 鄂爾多斯盆地靖邊油田李家城則地區(qū)長6砂巖典型孔隙顯微圖

a.粒間孔、長石溶孔及綠泥石膜，J217井，1 695.63 m，紅色鑄體；b.粒間孔、長石溶孔及綠泥石膜，J831井，1 750.81 m，紅色鑄體；c.長石溶孔局部發(fā)育，J963井，1 871.28 m，紅色鑄體；d.綠泥石黏土膜發(fā)育，粒間孔發(fā)育，J831井，1 750.20 m，掃描電鏡；e.高嶺石充填孔隙，晶間孔發(fā)育，J805-10，1 924.31 m，掃描電鏡；f.濁沸石充填孔隙并發(fā)生溶蝕，J831，1 816.93 m，掃描電鏡；g.分支裂縫帶含油好發(fā)黃綠色熒光，基質(zhì)孔隙含油差不發(fā)熒光，J831井，1 738.23 m；h.裂縫帶含油，基質(zhì)孔含油，孔隙不發(fā)育，J831井，1 750.14 m；i.溶蝕孔隙發(fā)育，溶縫寬度可達100 μm，黃綠色熒光，J831井，1 752.43 m

Fig.2 Typical pore types of Chang 6 sandstones in Lijiachengze area, Jingbian Oil Field, Ordos Basin

圖3 鄂爾多斯盆地靖邊油田李家城則地區(qū)長6砂巖儲層物性分布

2.3 孔隙結(jié)構(gòu)特征

2.3.1 鑄體薄片與掃描電鏡

鑄體薄片與掃描電鏡統(tǒng)計孔隙大小具有直觀的優(yōu)勢，通過統(tǒng)計軟件可以定量統(tǒng)計視域內(nèi)孔隙直徑。根據(jù)60塊鑄體薄片和30塊掃描電鏡典型樣品統(tǒng)計，每個薄片統(tǒng)計10個典型視域，共統(tǒng)計孔隙數(shù)量2 352個?？紫斗诸悩藴蕝⒖贾x慶邦等[26]并結(jié)合長6儲層實際地質(zhì)特征，根據(jù)孔隙直徑大小將長6致密砂巖孔隙分為5級：大孔隙(孔徑大于100 μm)、中孔隙(孔徑100～50 μm)、小孔隙(孔徑50～20 μm)、細孔隙(孔徑20～5 μm)和微孔隙(孔徑5～1 μm)。根據(jù)統(tǒng)計結(jié)果，單個孔隙大小主要分布于5～100 μm的范圍內(nèi)，整體呈近正態(tài)分布，以小孔隙為主，占到總量的52.3%；中孔和細孔含量基本相當，分別占到孔隙總量的22.7%和18.2%。

2.3.2 高壓壓汞法

根據(jù)巖心、物性及含油性分布特征，優(yōu)選了11口井25塊樣品進行高壓壓汞測試，測試樣品孔隙度分布區(qū)間為6.5%～13.3%，平均為9.6%；滲透率分布區(qū)間為(0.03～1.36)×10-3μm2，平均為0.52×10-3μm2。測試結(jié)果表明：長6砂巖最大孔喉半徑為0.13～3.22 μm，平均為1.06 μm；中值孔喉半徑為0.03～0.35 μm，平均為0.14 μm；平均孔喉半徑為0.05～0.70 μm，平均為0.26 μm；排驅(qū)壓力分布于0.23～5.74 MPa，平均為1.21 MPa；飽和度中值壓力分布于2.12～28.23 MPa，平均為7.57 MPa；最大進汞飽和度分布于50.93%～90.04%，平均為76.66%。

2.3.3 恒速壓汞法

高壓壓汞進汞壓力大，可反映的孔喉分布范圍寬，但可能會遺漏更大尺寸的孔喉[27-28]，同時其不能有效地將儲層中的孔隙和喉道分開[29-30]，其表征的是總的孔喉系統(tǒng)特征。恒速壓汞以極低的準靜態(tài)速率進汞，依據(jù)進汞壓力的漲落可有效地將孔隙和喉道分開，進而實現(xiàn)對儲層中孔隙和喉道的獨立表征。根據(jù)長6儲層巖性、含油性及物性特征，在高壓壓汞測試樣品中平行優(yōu)選了4塊具不同孔隙度和滲透率的巖心開展恒速壓汞實驗(表1，圖4)。

4塊典型樣品孔隙半徑均具有正態(tài)分布特征且主體分布范圍一致，大體在100～200 μm之間，但孔隙半徑峰值有一定的差異(圖5a)。相比于孔隙半徑分布主區(qū)間一致，喉道半徑分布范圍明顯變寬。整體來看，隨著儲層物性變好，喉道半徑分布范圍變得更寬，大喉道含量增多，曲線主峰向大喉道方向偏移，且主峰含量降低(圖5b)。J217-8樣品滲透率最大，喉道半徑平均為1.28 μm；J805-10樣品滲透率最小，喉道半徑平均為0.29 μm。因此，喉道半徑是影響儲層滲透率、控制流體流動的最重要因素，異常小的喉道半徑預示著極低的滲透率。

2.3.4 孔隙、喉道大小綜合表征

高壓壓汞和恒速壓汞反映汞注入巖樣的物理過程是相同的，因此其進汞曲線應該是相同或相似的[31]。4塊樣品高壓壓汞最大進汞飽和度平均為67.69%，而恒速壓汞總的進汞飽和度平均為53.32%(表1)，二者飽和度差值為14.37%，說明了孔喉半徑介于0.025～0.12μm的孔喉體積對總進汞飽和度的貢獻顯著。

表1 鄂爾多斯盆地靖邊油田李家城則地區(qū)長6砂巖恒速壓汞參數(shù)

圖4 鄂爾多斯盆地靖邊油田李家城則地區(qū)長6砂巖恒速壓汞曲線特征

圖5 鄂爾多斯盆地靖邊油田李家城則地區(qū)長6砂巖恒速壓汞孔喉參數(shù)分布

高壓壓汞技術(shù)可以表征0.025～60 μm范圍內(nèi)的孔喉半徑分布，分析結(jié)果揭示孔喉半徑大于1 μm的孔隙極少，絕大部分是小于1 μm的孔隙，且主要分布在0.1～1 μm之間，其次為小于0.1 μm的孔隙。恒速壓汞主要反映孔喉半徑大于0.12 μm的孔隙，小于該值的孔隙無法表征。測試結(jié)果表明，孔隙半徑主體為100～200 μm，喉道半徑主體為0.15～2 μm。根據(jù)鑄體薄片與掃描電鏡法觀察統(tǒng)計的孔隙直徑主要分布在20～50 μm。由此可見，單一的測試技術(shù)不能全面有效地表征致密砂巖整體孔隙、喉道大小及分布。將直觀表征的鑄體薄片法、間接表征的高壓和恒速壓汞法結(jié)合起來，可以有效表征致密砂巖總體孔隙結(jié)構(gòu)。

高壓壓汞與恒速壓汞方法結(jié)合可以表征0.025～500μm的孔喉半徑分布(圖6)，其中小于0.12μm的孔喉半徑由高壓壓汞方法測得，0.12～60 μm的孔喉半徑由高壓壓汞和恒速壓汞共同測得，大于60 μm的孔喉半徑由恒速壓汞測得。整個孔喉半徑分布曲線呈現(xiàn)多峰分布的特征，其中最右峰孔隙半徑由恒速壓汞測得，孔喉半徑分布于131.5～177.3 μm，平均為151.7 μm，主要反映的是殘余粒間孔隙和溶蝕大孔隙的分布；中間峰進汞飽和度最高，孔隙半徑主要分布在0.12～2 μm之間(除J805-10樣品外)，主要反映蜂窩狀溶蝕孔隙、黏土礦物晶間孔隙及喉道的分布；最左峰小于0.12 μm的孔隙半徑主要為喉道和顆粒內(nèi)部死孔隙的貢獻，對儲集空間的意義不大。綜上分析，長6致密砂巖主要以孔隙半徑小于2 μm的孔隙為主。

圖6 鄂爾多斯盆地靖邊油田李家城則地區(qū)長6砂巖高壓、恒速壓汞曲線確定孔隙大小分布

3 長6原油分布特征

3.1 原油微觀分布特征

含油巖心熒光薄片觀察發(fā)現(xiàn)，不同類型的孔隙均具有明顯的熒光顯示，但熒光特征主要在殘余粒間孔和溶蝕孔隙中特征最為明顯(圖7)。顯微鏡下觀察發(fā)現(xiàn)的微裂縫，其成因與區(qū)域構(gòu)造應力場的演化密切相關(guān)，同時成巖作用亦可促進微裂縫的形成和發(fā)展[32]。鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)長6儲層微觀裂縫較為發(fā)育，20塊熒光樣品鏡下觀察統(tǒng)計，8塊樣品中均發(fā)現(xiàn)了微裂縫，裂縫處發(fā)藍綠色熒光，裂縫帶發(fā)育的位置其含油性往往好于基質(zhì)孔隙(圖2g-i)，微裂縫是石油運移的重要通道類型之一。沿著裂縫帶地層水流通性好，由于溶蝕作用的影響，裂縫帶的寬度部分增大(圖2i)。

3.2 含油儲層物性及孔喉下限

研究表明，儲層物性與含油性具有密切的關(guān)系，總體上儲層物性越好含油級別越高(圖8)。油浸級儲層孔隙度下限為8.5%，滲透率下限為0.5×10-3μm2；油斑級儲層孔隙度下限為7.5%，滲透率下限為0.15×10-3μm2；油跡級儲層孔隙度下限為6.0%，滲透率下限為0.07×10-3μm2。致密砂巖油層投產(chǎn)開發(fā)均需要對儲層進行壓裂改造，勘探實踐證實，獲得工業(yè)油流的儲層含油級別下限最低為油斑級，其對應的孔隙度下限為7.5%，滲透率下限為0.15×10-3μm2。根據(jù)回歸公式計算得出，當滲透率取值0.15×10-3μm2時，其對應的平均孔喉半徑為0.1 μm(圖9)。

圖7 鄂爾多斯盆地靖邊油田李家城則地區(qū)長6砂巖孔隙含油性熒光特征

a.粒間孔發(fā)育，發(fā)黃綠色熒光，J831井，1 750.14 m； b.粒間孔隙發(fā)育，發(fā)黃綠色熒光，孔隙連通性差，J831井，1 816.95 m；c.溶蝕孔隙發(fā)育，黃綠色熒光，孔喉連通性好，J831井，1 816.95 m

Fig.7 Fluorescence characteristics of oil in pores of Chang 6 sandstones in Lijiachengze area, Jingbian Oil Field, Ordos Basin

圖8 鄂爾多斯盆地靖邊油田李家城則地區(qū)長6砂巖錄井含油顯示與物性關(guān)系

4 結(jié)論

(1)靖邊油田長6砂巖儲層孔隙類型有原生殘余粒間孔、次生長石溶孔、濁沸石溶孔、黏土礦物晶間孔和微裂縫，主要以殘余粒間孔和溶蝕孔隙為主，其孔隙直徑主要分布在20～50 μm。

(2)綜合高壓壓汞和恒速壓汞可全面反映儲層孔隙分布特征，長6砂巖最小孔隙為25nm，最大可達500μm，但主要以小于2μm的孔隙為主。

圖9 鄂爾多斯盆地靖邊油田李家城則地區(qū)長6砂巖平均孔喉半徑與滲透率關(guān)系

(3)長6砂巖儲層中的石油主要分布在殘余粒間孔和溶蝕孔隙中。達到工業(yè)油流的長6儲層孔隙度下限為7.5%，滲透率下限為0.15×10-3μm2，平均孔喉半徑下限為0.1 μm。