鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)長(zhǎng)8層段致密砂巖儲(chǔ)層特征及充注下限

鄧亞仁，任戰(zhàn)利，馬文強(qiáng)，陳西泮，楊桂林，南卡俄吾

(1.陜西省土地工程建設(shè)集團(tuán)有限責(zé)任公司，西安 710075； 2.西北大學(xué) 大陸動(dòng)力學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，西安 710069；3.西北大學(xué) 地質(zhì)學(xué)系，西安 710069； 4.陜西延長(zhǎng)石油(集團(tuán))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(diǎn)，北美國(guó)家率先開(kāi)展了致密油的勘探[1-2]。受復(fù)雜地表?xiàng)l件和勘探成本影響，中國(guó)致密油的勘探開(kāi)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(zhǎng)組分布長(zhǎng)6至長(zhǎng)8段，長(zhǎng)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(zhǎng)組沉積時(shí)期處于湖盆中心地帶[5]，長(zhǎng)8段屬于三角洲前緣沉積，長(zhǎng)7段為深湖相，發(fā)育黑色泥頁(yè)巖。致密油儲(chǔ)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(dòng)的動(dòng)力來(lái)源[6]，致密油經(jīng)過(guò)短距離運(yùn)移甚至原地成藏，形成于比較簡(jiǎn)單的凹陷或者斜坡上[7]。平緩的構(gòu)造背景與良好的源儲(chǔ)配置關(guān)系為富縣區(qū)塊長(zhǎng)8段提供了致密油富集的優(yōu)越條件。

致密油儲(chǔ)層微觀結(jié)構(gòu)復(fù)雜，非均質(zhì)性十分明顯[8-10]。國(guó)外在致密儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)方面研究成果突出，例如致密儲(chǔ)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(guó)內(nèi)致密儲(chǔ)層近年發(fā)展較快，在納米級(jí)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(chǔ)層不同的是，致密儲(chǔ)層孔隙小，尺寸為微米至納米級(jí)，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(cè)試手段難以細(xì)畫(huà)儲(chǔ)層微觀特征。國(guó)內(nèi)外關(guān)于致密儲(chǔ)層中流體流動(dòng)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(chǔ)層微觀結(jié)構(gòu)特征以及其對(duì)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(jìn)的CT、場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡等分析方法，對(duì)延長(zhǎng)組長(zhǎng)8段致密油儲(chǔ)層微觀結(jié)構(gòu)特征進(jìn)行詳細(xì)剖析，在致密油儲(chǔ)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(chǔ)層宏觀特征

富縣地區(qū)長(zhǎng)8段致密化始于中侏羅世末，伴隨壓實(shí)作用，儲(chǔ)層不斷致密；早白堊世后，地層開(kāi)始抬升剝蝕，但未改變儲(chǔ)層致密性能[19]。早白堊世后長(zhǎng)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(guò)分析三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)8段儲(chǔ)層559個(gè)儲(chǔ)層物性數(shù)據(jù)，儲(chǔ)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(jìn)與湖退形成厚層泥頁(yè)巖，高有機(jī)質(zhì)含量的泥頁(yè)巖與砂體大面積接觸，利于油氣儲(chǔ)集。剖面上長(zhǎng)8段致密油主要分布在泥巖附近，強(qiáng)大的源儲(chǔ)壓差不僅提供了運(yùn)移的動(dòng)力，并促使細(xì)粒致密儲(chǔ)層產(chǎn)生微裂隙，形成運(yùn)移通道，油氣生成后能即時(shí)儲(chǔ)集(圖1)。

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

2 致密油儲(chǔ)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(shí)驗(yàn)方法在致密油儲(chǔ)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(chǎng)發(fā)射掃描電鏡成像技術(shù)，精確測(cè)定孔隙與喉道的直徑大?。粦?yīng)用高壓壓汞的方法進(jìn)一步分析儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)參數(shù)，同時(shí)引入CT技術(shù)對(duì)巖心樣品進(jìn)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(xì)砂巖、粉砂巖以及泥質(zhì)粉砂巖巖心作為分析樣品。場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡實(shí)驗(yàn)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(jī)質(zhì)微孔(圖2)。儲(chǔ)層中孔徑分布不均勻，包含微米級(jí)孔(>1 μm)、亞微米級(jí)孔(100～1 000 nm)以及納米級(jí)孔(<100 nm)[21]。其中粒間孔孔徑最大，多屬于微米級(jí)孔；粒內(nèi)溶孔直徑多分布在100～1 000 nm，屬于亞微米級(jí)孔；其他孔隙類型發(fā)育程度低，孔徑小，總體以亞微米級(jí)和納米級(jí)為主。利用場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡觀察并測(cè)量喉道大小，長(zhǎng)8致密儲(chǔ)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(zhǎng)8段致密油儲(chǔ)層孔隙類型d為孔隙直徑

場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡孔徑定量測(cè)定受到肉眼觀測(cè)影響，容易遺漏部分孔隙。為測(cè)全、測(cè)準(zhǔn)所有孔隙的大小，研究中進(jìn)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(guò)高壓壓汞方法對(duì)孔隙結(jié)構(gòu)特點(diǎn)進(jìn)一步測(cè)試，發(fā)現(xiàn)孔喉半徑分布在3～280 nm。

致密油儲(chǔ)層門檻壓力較高，普遍大于1 MPa，壓汞曲線嚴(yán)重傾斜，分選差，呈細(xì)歪度(圖4)。FX131井長(zhǎng)8儲(chǔ)層樣品試油為差油層，該樣品孔隙度為2.1%，壓汞測(cè)試結(jié)果其孔喉半徑分布在3～166.9 nm(圖4a，b)，最大進(jìn)汞飽和度69.5%，退汞效率為15.7%；L206井長(zhǎng)8段儲(chǔ)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(jìn)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(jìn)汞量越少，退汞效率越低。

圖3 鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)長(zhǎng)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(zhǎng)8段致密油儲(chǔ)層樣品高壓壓汞圖

綜合以上場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡、納米CT以及高壓壓汞實(shí)驗(yàn)方法，得出研究層位致密儲(chǔ)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(xì)孔微細(xì)喉儲(chǔ)層[22]。儲(chǔ)層越致密，物性越差，喉道大小對(duì)儲(chǔ)層中流體滲流影響越大。

2.2 致密油儲(chǔ)層孔隙分布

應(yīng)用CT技術(shù)對(duì)長(zhǎng)8致密油儲(chǔ)層長(zhǎng)寬各1 cm的巖心樣品進(jìn)行二維掃描，獲得830張照片。儲(chǔ)層中孔隙數(shù)量少，多被壓實(shí)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(jìn)行360°三維重構(gòu)，獲得儲(chǔ)層三維數(shù)值模擬圖像(圖5d)。通過(guò)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(gè)二維平面進(jìn)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(qiáng)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(cè)試后共獲得9 503個(gè)孔，每個(gè)孔對(duì)應(yīng)一定的表面積與體積。從統(tǒng)計(jì)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(shí)經(jīng)CT測(cè)得的巖石孔隙度為2.53%，由此可見(jiàn)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(zhǎng)8段致密油儲(chǔ)層CT三維重構(gòu)圖像藍(lán)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(gè)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(qiáng)，其連通性強(qiáng)于球狀微孔?？紫斗植疾痪鶆颍紫哆B通性在巖石中心部位較差(圖5a,b,c)。

通過(guò)CT技術(shù)研究認(rèn)為，研究區(qū)致密油儲(chǔ)層主要為細(xì)孔微細(xì)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(qiáng)，巖石樣品內(nèi)部孔隙連通性差，且管束狀孔喉連通性強(qiáng)于球狀微孔。

綜合實(shí)驗(yàn)分析結(jié)果：研究區(qū)致密油儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性較強(qiáng)，長(zhǎng)7及長(zhǎng)8層位致密油儲(chǔ)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(xì)孔微細(xì)喉型儲(chǔ)層。致密油儲(chǔ)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(chǔ)層油氣充注下限

致密油儲(chǔ)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(dòng)力條件下，只有當(dāng)物性滿足一定值時(shí)，油氣方能沿優(yōu)勢(shì)通道進(jìn)入儲(chǔ)層聚集成藏，此時(shí)對(duì)應(yīng)的物性值為充注物性下限。油氣突破孔喉直徑進(jìn)入儲(chǔ)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(chǔ)層致密時(shí)間與油藏形成時(shí)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(chǔ)層物性下限與成藏期物性下限差別較大。研究區(qū)長(zhǎng)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(chǔ)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(shí)與溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層物性影響較小，現(xiàn)今的儲(chǔ)層物性下限近似等于成藏時(shí)期儲(chǔ)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(chǔ)層具備成藏條件[29]。延長(zhǎng)石油股份公司將富縣地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)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(wú)油氣顯示范疇推斷致密砂巖儲(chǔ)層物性下限。

圖6 鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層含油產(chǎn)狀—物性散點(diǎn)圖

選取研究區(qū)44口井、254塊巖樣建立含油級(jí)別與儲(chǔ)層物性關(guān)系圖(圖6)，取含油儲(chǔ)層物性密集分布區(qū)與無(wú)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(zhǎng)8致密砂巖儲(chǔ)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(zhǎng)8儲(chǔ)層中間層段樣品，滲透率貢獻(xiàn)值達(dá)到99%以上時(shí)對(duì)應(yīng)的孔喉半徑下限，此時(shí)孔喉半徑是含油孔喉半徑下限[30]，求平均值，得出長(zhǎng)8儲(chǔ)層內(nèi)部含油孔喉充注半徑下限為0.012 μm，即儲(chǔ)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(diǎn)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(gè)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(shí)的孔隙度值，得到孔隙度下限為4.4%。由上文統(tǒng)計(jì)559個(gè)長(zhǎng)8儲(chǔ)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(jìn)而計(jì)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(zhǎng)8儲(chǔ)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(shí)，才能發(fā)生油氣充注。研究區(qū)致密油充注動(dòng)力是生烴增壓[31]，當(dāng)其大于地層破裂壓力時(shí)，油氣方能充注。前人認(rèn)為當(dāng)孔隙的流體壓力大于85%的靜巖壓力時(shí)，地層將破裂產(chǎn)生裂縫[32]。根據(jù)搜集的包裹體測(cè)溫?cái)?shù)據(jù)，研究區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層包裹體均一溫度平均121 ℃，此時(shí)對(duì)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(jì)算公式，求出平均靜巖壓力為50.94 MPa。進(jìn)而根據(jù)流體壓力等于靜巖壓力的85%時(shí)，地層達(dá)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(shí)充注動(dòng)力為：Pmax-P靜，MPa。

毛管阻力表達(dá)式如下：

(2)

式中：Pc為毛管阻力，MPa；σ為界面張力，N/m；θ為潤(rùn)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(zhǎng)8地層中部平均埋深1 140 m，儲(chǔ)層成巖過(guò)程中現(xiàn)今地溫梯度為2.8 ℃/hm[35]，取地表溫度為12.5 ℃，計(jì)算現(xiàn)今地層溫度為44.4 ℃。三疊紀(jì)以來(lái)，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(jì)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(zhǎng)8儲(chǔ)層的界面張力σ取值0.004 2 N/m；巖石強(qiáng)親水，潤(rùn)濕角取值0°。為滿足充注條件，充注動(dòng)力必須大于毛管阻力，此時(shí)臨界條件表達(dá)式：

(4)

P靜=0.332 8T-6.618 1

(5)[34]

長(zhǎng)8儲(chǔ)層油氣充注時(shí)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(rùn)濕角帶入臨界條件公式(4)，得到源儲(chǔ)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(chǔ)界面與儲(chǔ)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(chǔ)層中石油賦存狀態(tài)

致密油儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)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(jí)孔隙。研究區(qū)壓實(shí)強(qiáng)度相對(duì)較弱，膠結(jié)相對(duì)不強(qiáng)的長(zhǎng)8致密儲(chǔ)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(jìn)一步膠結(jié)，孔隙發(fā)生變形，石油呈喉道狀分布于儲(chǔ)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(chǔ)層進(jìn)一步膠結(jié)，石油則以薄膜形式賦存(圖8d)。研究區(qū)致密儲(chǔ)層中瀝青質(zhì)主要充填在粒間孔、裂隙以及長(zhǎng)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(chǔ)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(zhǎng)8段致密油儲(chǔ)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(jī)質(zhì)微孔。孔隙與喉道半徑平均值分別為1.2 μm和0.1 μm，屬細(xì)孔微細(xì)喉型結(jié)構(gòu)?？紫斗植挤蔷|(zhì)性較強(qiáng)，主體圍繞顆粒分布。從巖石骨架至儲(chǔ)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(zhǎng)8段致密油賦存形式

(2)長(zhǎng)8致密油儲(chǔ)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(chǔ)界面與儲(chǔ)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(jí)孔。

(3)致密油儲(chǔ)層的微觀孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)石油的賦存狀態(tài)有重要的影響，壓實(shí)較弱，膠結(jié)程度不強(qiáng)的儲(chǔ)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(shí)強(qiáng)度大，孔隙變形強(qiáng)烈，儲(chǔ)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(guò)程中得到了延長(zhǎng)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(jìn)一步深化水利改革。加快落實(shí)基層水利服務(wù)體系建設(shè)，建立健全水利投融資平臺(tái)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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