鐘紅利，吳雨風(fēng)，張鳳奇，屈伸，陳玲玲

（1.西安科技大學(xué)地質(zhì)與環(huán)境學(xué)院，陜西 西安 710054；2.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安 710065；3.陜西延長石油（集團(tuán)）有限責(zé)任公司研究院，陜西 西安 710075）

0 引言

致密油是一種世界范圍內(nèi)備受關(guān)注的非常規(guī)油氣資源。我國致密油主要分布在鄂爾多斯、渤海灣、松遼等中、新生代陸相湖盆中，其中資源量最大的是鄂爾多斯盆地，致密油可采資源量達(dá) 5.44×108t[1-3]。 盆地致密油主要賦存在延長組主力生油層長7油層組及與其上下相鄰的長6、長8油層組[4-5]。致密砂巖儲層微觀孔喉分布及其對含油性的影響一直是研究的關(guān)鍵問題之一。研究結(jié)果表明，大孔、中孔、微孔、納米孔在長6—長8致密砂巖孔隙中均有分布，范圍較廣，主體為微米、納米級孔隙[6-9]。原油在孔喉中以乳狀、簇狀、顆粒狀、薄膜狀等形式賦存[10]，且儲層含油率、含油飽和度與孔徑存在相關(guān)性[11-12]。不同尺寸孔喉對含油性的貢獻(xiàn)如何，孔喉大小的集中分布程度對含油性影響如何，這些問題仍然需要進(jìn)一步探究。

致密砂巖儲層往往壓實(shí)程度高，鈣質(zhì)、泥質(zhì)膠結(jié)強(qiáng)烈，成巖過程復(fù)雜，非均質(zhì)性較強(qiáng)，單一的測試手段揭示孔喉特征效果不佳[13-14]。本次研究采用多測試方法聯(lián)合觀測，定量表征鄂爾多斯盆地陜北斜坡東南部長6—長8致密砂巖儲層微觀結(jié)構(gòu)，并探討了含油率與孔喉參數(shù)之間的相關(guān)性。

1 地質(zhì)概況

研究區(qū)構(gòu)造位置處于鄂爾多斯盆地一級構(gòu)造單元陜北斜坡東南部，地理上位于延安市以東，永寧縣以西，高橋縣以北，府村溝以南。研究區(qū)延長組頂面現(xiàn)今構(gòu)造為北西傾的單斜，局部發(fā)育鼻狀構(gòu)造。延長組沉積時(shí)，盆地經(jīng)歷了湖泊發(fā)育—發(fā)展—萎縮的演化過程，形成了一套內(nèi)陸湖泊-三角洲沉積，長7油層組為湖泊極盛時(shí)的沉積產(chǎn)物，發(fā)育富含有機(jī)質(zhì)泥巖及油頁巖，為延長組主力烴源巖[15]。研究區(qū)中生界主力油層為長6、長7、長8油層組，長7中上部大面積發(fā)育濁積砂體，長6下部和長8下部發(fā)育三角洲前緣水下分流河道砂體，為主要的儲集砂體（見圖 1）[16]。

圖1 研究區(qū)地層綜合柱狀圖

2 實(shí)驗(yàn)

2.1 材料

本次測試的7塊致密砂巖樣品取自3口取心井，巖性均為細(xì)砂巖，其他樣品參數(shù)如表1所示。

表1 研究區(qū)長6—長8高壓壓汞、核磁共振實(shí)驗(yàn)樣品參數(shù)

2.2 儀器

核磁共振實(shí)驗(yàn)使用的儀器為RecCore-04型巖心核磁共振分析儀。高壓壓汞實(shí)驗(yàn)采用AUTOPORE IV9500型壓汞儀，最大進(jìn)汞壓力160.47 MPa，設(shè)表面張力強(qiáng)度為0.48 N/m，接觸角為140°，可測最小孔喉半徑為4.6 nm。場發(fā)射掃描電鏡實(shí)驗(yàn)采用捷克Tesca（上海）公司生產(chǎn)的Tescan MAIA3型儀器。

2.3 方法

核磁共振技術(shù)近年來廣泛用于致密油、頁巖油等非常規(guī)儲層孔隙結(jié)構(gòu)研究，可完整獲取儲層中流體（油、水）在孔隙中的分布數(shù)據(jù)[17]。核磁共振實(shí)驗(yàn)步驟為：1）對巖心在初始狀態(tài)下進(jìn)行核磁共振T2譜檢測；2）利用抽真空法使初始巖樣飽和水，巖樣孔隙空間內(nèi)充滿水，再對飽和后的巖樣進(jìn)行T2譜檢測；3）用MnCl2水溶液浸泡巖樣，對浸泡后的巖樣進(jìn)行T2譜檢測。錳離子擴(kuò)散進(jìn)入巖樣內(nèi)的水相后，消除了水相核磁共振信號，此時(shí)進(jìn)行T2譜測量，只能測得油相核磁共振信號。最終分別獲取了7塊樣品中初始流體、飽和水后的油+水，以及單一油相在孔喉中的分布特征。

高壓壓汞技術(shù)常用于測試致密砂巖、頁巖、泥巖的孔隙結(jié)構(gòu)。根據(jù)Washburn方程[18-19]，在已知汞注入壓力、注入汞體積的前提下，可計(jì)算出相應(yīng)的孔喉半徑。

壓汞實(shí)驗(yàn)及核磁共振測試本質(zhì)都是定量刻畫孔喉大小分布。高壓壓汞-核磁共振聯(lián)合表征技術(shù)，是基于二者分布曲線的相似性，通過高壓壓汞曲線去標(biāo)定核磁共振T2譜曲線，將其坐標(biāo)體系由弛豫時(shí)間-幅度轉(zhuǎn)化為孔徑-體積占比。高壓壓汞-核磁共振聯(lián)合法與單一的高壓壓汞法相比，所獲得的曲線峰值與前者整體一致，同時(shí)，揭示的孔喉分布不會(huì)受到極細(xì)孔喉及死孔隙，或是孔喉半徑計(jì)算過程中細(xì)、粗孔喉的潤濕角存在變化等的影響[20]。高壓壓汞-核磁共振聯(lián)合測試要求每個(gè)高壓壓汞實(shí)驗(yàn)樣品均有與核磁共振實(shí)驗(yàn)平行的樣品，以實(shí)現(xiàn)對核磁共振T2譜數(shù)據(jù)的轉(zhuǎn)化。

3 結(jié)果及分析

3.1 巖石學(xué)及孔隙發(fā)育特征

通過對6口井40個(gè)鑄體薄片的觀察統(tǒng)計(jì)，長6—長8致密砂巖碎屑及填隙物體積分?jǐn)?shù)數(shù)據(jù)見表2。

表2 研究區(qū)長6—長8致密砂巖儲層碎屑及填隙物體積分?jǐn)?shù)

長6—長8致密砂巖儲層碎屑顆粒類型包括石英、長石、巖屑、云母及鈣化碎屑，且長石和巖屑體積分?jǐn)?shù)較高，巖石類型以長石砂巖和巖屑長石砂巖為主；填隙物主要為方解石、（鐵）方解石、綠泥石，面孔率一般都小于4%。研究區(qū)長6—長8致密砂巖（以M66-2井為例）在掃描電鏡下多見殘余粒間孔、溶蝕孔，以及黏土礦物晶間孔。常見孔喉直徑在300～60 000 μm，孔喉變小與巖石遭受強(qiáng)烈壓實(shí)、云母類塑形巖屑充填孔隙，以及綠泥石、伊利石、伊/蒙混層等黏土礦物粒間充填生長，且以橋接式、密網(wǎng)式產(chǎn)出有關(guān)（見圖2）。

圖2 研究區(qū)長6—長8致密砂巖場發(fā)射掃描電鏡照片

3.2 高壓壓汞表征

圖3為高壓壓汞實(shí)驗(yàn)表征的7塊致密砂巖樣品的孔喉分布特征。由圖3可知：1）毛細(xì)管壓力曲線“椅狀平臺”特征不明顯，壓汞曲線歪度值為-0.209 657 420～0.127 568 463，屬于細(xì)歪度—略細(xì)歪度[20]；2）進(jìn)汞飽和度為49.3%～96.9%，退汞效率19.7%～40.0%，進(jìn)汞曲線與退汞曲線重合性差，反映孔隙及與其連通的喉道大小差別大[21]。排驅(qū)壓力反映最大連通孔喉半徑，本次測值為1.21～7.50 MPa，對應(yīng)的最大孔喉半徑為0.098 0～0.607 3 μm；孔喉中值半徑反映孔喉的平均值，本次7塊樣品的孔喉中值半徑分布在0.007 0～0.028 6 μm，反映孔喉整體較細(xì)；孔喉半徑主要分布在0.01～0.30 μm，峰值分布在0.05～0.20 μm。按照孔隙直徑分級標(biāo)準(zhǔn)[22]， 所測樣品多為納米孔、亞微米孔。

圖3 研究區(qū)7塊致密砂巖樣品孔喉分布特征

3.3 核磁共振、高壓壓汞聯(lián)合表征

本次7塊樣品的核磁共振T2弛豫時(shí)間值經(jīng)過高壓壓汞數(shù)據(jù)標(biāo)定后[23-29]轉(zhuǎn)換為孔隙半徑值。結(jié)果顯示：最小孔隙半徑多在0.5～6.5 nm，平均值為2.9 nm；最大孔隙半徑多在895～40 648 nm，平均值為9 363 nm；峰值半徑多在24～169 nm，平均值為90 nm。長6—長8致密砂巖樣品的儲集空間主要為納米級孔隙，納米孔所占比例為57.3%～99.1%，平均值為83.4%，其余為亞微米、微米孔，基本不發(fā)育毫米級孔隙（見圖4）。

圖4 研究區(qū)7塊致密砂巖樣品孔隙半徑分布特征

為了定量表征孔喉非均質(zhì)性，建立了孔喉分選系數(shù)。分選系數(shù)S的計(jì)算公式為

式中：d25為累積頻率25%對應(yīng)的孔喉直徑，nm；d75為累積頻率75%對應(yīng)的孔喉直徑，nm。

分選系數(shù)越大，反映孔隙大小的非均質(zhì)性越高?；诤舜殴舱駵y試數(shù)據(jù)，計(jì)算得到的孔喉分選系數(shù)為6.45～20.70（見表 3）。

3.4 孔隙流體分布特征

圖5為致密砂巖樣品孔隙中的流體分布特征。由圖可以看出，初始狀態(tài)、水飽和狀態(tài)和油相狀態(tài)下的流體分布曲線表現(xiàn)出“單峰”和“雙峰”2種形態(tài)（見圖5）。曲線形態(tài)受樣品孔隙度、滲透率的影響。相對高孔樣品為尖銳的“單峰”形曲線，且多為負(fù)偏態(tài)，流體分布峰值半徑71.1～169.1 nm；相對低孔高滲的5#樣品呈“雙峰”形，右峰可能反映出微裂縫孔隙空間，水飽和狀態(tài)下的流體峰值半徑分別是9.3，249.7 nm；相對低孔的72#樣品，流體曲線整體偏靠左，反映整體孔隙偏小。

表3 研究區(qū)7塊樣品的孔喉分布、含油性參數(shù)

圖5 研究區(qū)7塊樣品在不同狀態(tài)下的孔隙流體分布

原始狀態(tài)下流體的主要成分為油相，且油相集中分布在半徑為3～400 nm的孔隙中，占總流體體積的14.9%～28.6%。飽和水狀態(tài)下，孔隙流體分布峰值均為50～100 nm，反映油、水相都集中在納米孔中。

初始狀態(tài)下的油+水相曲線與油相曲線呈現(xiàn)“高低交錯(cuò)”現(xiàn)象。這表明在水飽和樣品過程中，油、水之間存在相互驅(qū)替現(xiàn)象，水不僅占據(jù)了大部分微米級大孔隙，同時(shí)將部分小孔隙（孔隙半徑200～2 000 nm）中的油驅(qū)替至鄰近的較大孔隙中。

為了定量表征原油在砂巖中的含油性，建立了砂巖含油率。含油率φ0的計(jì)算公式為

式中：φ為孔隙度；So為初始含油飽和度。

由于樣品已在室外放置了一段時(shí)間，油氣揮發(fā)或外溢，地面巖樣實(shí)測含油飽和度要小于地層真實(shí)值，需要校正初始含油飽和度。校正量為飽和狀態(tài)下的可動(dòng)流體飽和度與原始態(tài)可動(dòng)流體的差值。校正原始含油飽和度存在2種情況：1）如果地層無可動(dòng)水，則可動(dòng)水飽和度增加量為油氣揮發(fā)外溢量，如果地層有可動(dòng)水，則會(huì)使得恢復(fù)后的含油飽和度偏大；2）如果地層存在束縛水不飽和現(xiàn)象，則恢復(fù)后的含油飽和度將會(huì)偏小。7塊樣品的飽和度校正值為23.01%～46.65%。校正后的儲層初始含油飽和度為47.92%～62.75%。計(jì)算的含油率為2.48%～6.32%（見表3）。

4 討論

4.1 不同類型孔隙分布特征

致密砂巖孔隙大小和分布受成巖作用影響[30-31]。研究區(qū)長6—長8致密砂巖儲層均處于中成巖A期，碎屑顆粒呈線狀-凹凸接觸。黏土膠結(jié)物以綠泥石、伊利石為主。長石、巖屑溶蝕現(xiàn)象較碳酸鹽礦物常見。

孔徑峰值反映了主體孔隙的大小，7塊致密砂巖樣品的孔徑峰值明顯控制孔隙度的大?。ㄒ妶D6）。顯微電鏡下，可觀察到的孔隙類型有晶間孔、殘余粒間孔、溶蝕孔以及微裂縫。其中：黏土礦物晶間孔在顯微電鏡下最為常見（見圖2e），孔徑一般小于1 000 nm；長石、方解石，以及巖屑中常見溶蝕孔，孔徑變化大，一般為幾百納米到幾十微米；殘余粒間孔孔徑一般大于1 000 nm。晶間孔和小的溶蝕孔貢獻(xiàn)了50%以上的總孔隙體積；較大的溶蝕孔及殘余粒間孔貢獻(xiàn)了1/5～1/2的總孔隙體積；微裂縫相對少見，可以在鑄體薄片下觀察到，縫寬可達(dá)幾十到幾百微米，主要貢獻(xiàn)了微米級的孔隙空間。

圖6 巖石孔隙度與孔隙半徑峰值的關(guān)系

4.2 孔喉大小與含油性的關(guān)系

研究區(qū)致密砂巖可動(dòng)流體T2截止值變化較大[17]，取經(jīng)驗(yàn)值13.895 ms，分別計(jì)算了各個(gè)樣品大于13.895 ms的孔喉占比。理論上，大于T2截止值的孔喉占比可以反映孔隙可動(dòng)空間的發(fā)育程度。結(jié)果表明，本次7塊致密砂巖樣品的孔喉占比普遍偏低，都在50%以下，說明使用一個(gè)固定的T2截止值劃分可動(dòng)流體，可能會(huì)導(dǎo)致可動(dòng)流體孔隙計(jì)算值出現(xiàn)較大的偏差。參考前人對束縛水膜厚度及瀝青分子大小的計(jì)算結(jié)果[6-7]，本次最終選用50 nm作為可動(dòng)流體孔隙半徑下限值。50 nm不僅作為可動(dòng)流體孔隙半徑截止值，同時(shí)也是劃分納米孔和亞微米孔的界限值。研究區(qū)主成藏期以來，長7致密砂巖儲層的孔隙度降低為原始孔隙度的0.2～0.5倍[30-31]。假定孔隙為球形空間，則孔徑相應(yīng)地減小為原來的0.6～0.8倍。現(xiàn)今50 nm的孔隙半徑恢復(fù)到主成藏期時(shí)，對應(yīng)的成藏期孔隙半徑為63～83 nm。

相關(guān)分析表明，砂巖含油率與可動(dòng)流體孔喉占比呈正相關(guān)關(guān)系，反映了半徑大于50 nm的孔喉在巖石孔隙中所占比重越大，即可動(dòng)流體空間越多，對含油性越有利（見圖7）。納米孔（孔隙半徑1～50 nm）占比與巖石含油率呈負(fù)相關(guān)，表明納米級孔隙體積占巖石總孔隙體積比例越高，對含油性越不利；亞微米孔（孔隙半徑50～500 nm）占比與巖石含油率呈正相關(guān)，反映了亞微米級孔隙越多，含油性越好（見圖7）。

圖7 不同孔喉占比與巖石含油率的關(guān)系

4.3 含油率與孔喉分選系數(shù)的關(guān)系

由圖8可知，7塊樣品的含油率與孔喉分選系數(shù)成反比，即孔喉大小分布越集中，含油性越好。

圖8 巖石含油率與孔喉分選系數(shù)的關(guān)系

孔喉分選系數(shù)最大的5#樣品，孔喉半徑峰值為207.98 nm，且流體分布曲線寬緩；孔喉分選系數(shù)較小的61#，63#樣品，孔喉半徑峰值分別為97.8，71.1 nm，流體分布曲線較尖銳，即細(xì)孔隙集中分布。這說明即使是納米級的致密砂巖儲層，孔隙大小分布越集中，含油率越高（見圖8）。由于本次所測樣品數(shù)量有限，其中5#樣品有可能存在微裂縫，導(dǎo)致孔喉分選系數(shù)較高，因此回歸關(guān)系的統(tǒng)計(jì)準(zhǔn)確度受到影響。

5 結(jié)論

1）鄂爾多斯盆地陜北斜坡東南部長6—長8致密砂巖孔隙類型以粒間殘余孔、黏土礦物晶間孔、長石溶蝕孔為主。最小孔隙半徑平均值為2.9 nm，最大孔隙半徑平均值為9 363.0 nm，納米級孔隙體積占總孔隙體積的57.3%～99.1%。

2）原始狀態(tài)、飽和水狀態(tài)及油相狀態(tài)下的核磁共振曲線多呈正態(tài)分布；油相的分布范圍較廣，在半徑為2～1 000 nm的孔喉中均有分布。流體在孔隙中的分布曲線偏度、峰態(tài)及主峰值的大小與巖樣孔隙度、滲透率有關(guān)：相對低孔低滲樣品的流體分布曲線為寬緩“單峰”形態(tài)；相對高孔高滲樣品的流體分布曲線為尖銳的“單峰”形態(tài)；相對低孔高滲樣品的流體分布曲線為“雙峰”形態(tài)。

3）致密砂巖納米級孔隙與黏土礦物晶間孔的發(fā)育有關(guān)。樣品含油性受到孔喉大小分布、孔喉分選等因素的影響。亞微米孔體積占總孔隙體積的比值越大，含油性越好；可動(dòng)流體空間越發(fā)育，含油性越好；孔隙分布越集中，對含油性越有利。