馮軍，張博為，馮子輝，王雅春，張居和，付曉飛，孫永河，霍秋立，邵紅梅，曾花森，曲斌，遲換元

（1.東北石油大學地球科學學院，黑龍江大慶 163318；2.黑龍江省致密油和泥巖油成藏研究重點實驗室，黑龍江大慶 163712；3.大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江大慶 163712）

0 引言

致密油作為一類重要的非常規(guī)油氣資源，在國內(nèi)外已受到廣泛關(guān)注，并開展了大量研究[1-12]。一般把地面空氣滲透率小于 1.0×10-3μm2或地層覆壓基質(zhì)滲透率小于0.1×10-3μm2的儲集層稱為致密儲集層[11,13]。致密儲集層孔喉直徑一般為納米級，油在納米孔喉中滲流能力差，相態(tài)分異難，容易被滯留吸附[14]，因此深入探討致密儲集層原油的可動性具有理論和實踐意義。目前，對致密油流體可動性研究尚處于探索階段，尤其是對致密儲集層孔隙結(jié)構(gòu)與可動流體的定量研究還相對較少，制約了對致密油的客觀評價和采收率的準確認識。

在致密油儲集層流體可動性研究上，目前國內(nèi)主要采用高壓壓汞法[15]或基于離心法的油驅(qū)水和水驅(qū)油核磁共振分析[16-17]；國外主要利用場發(fā)射電鏡技術(shù)、氬離子拋光技術(shù)[18-19]、離子束聚焦-掃描電鏡[20]、Micro-CT（微米 CT）或 Nano-CT[21-22]（納米 CT）等技術(shù)，建立數(shù)字巖心模型，認識孔隙網(wǎng)絡(luò)特征，探索微小空間中流體的滲流規(guī)律[23-24]。考慮致密儲集層孔滲低、孔喉半徑小，常規(guī)的水驅(qū)油實驗對納米級孔隙可能存在局限性[25]，以及數(shù)字巖心模型對致密儲集層代表性的問題，本文以松遼盆地北部高臺子和扶余致密油層為例，在核磁共振、高壓壓汞等分析的基礎(chǔ)上，首次采用二氧化碳超臨界驅(qū)替和超臨界萃取的方法，對不同巖性、不同含油級別的致密儲集層樣品開展了原油可動性模擬實驗，解決了微納米級復雜孔喉系統(tǒng)內(nèi)低含量原油可動性無法定量評價的難題，明確了不同致密儲集層中可動流體飽和度和可動油率的分布特征，探討了松遼盆地北部致密儲集層原油可動性的控制因素，以期為致密油勘探和開發(fā)提供理論依據(jù)。

1 地質(zhì)背景

松遼盆地上白堊統(tǒng)發(fā)育大型陸相湖泊三角洲沉積，為陸相致密油氣儲集層的形成提供了有利條件[26]。沉積相和有機地球化學研究表明，上白堊統(tǒng)青山口組和嫩江組經(jīng)歷了兩期湖泊從擴張到萎縮的過程，構(gòu)成了多套生儲蓋組合和含油層，其中青山口組一、二段形成于大規(guī)模湖侵期，沉積了廣泛分布的富含有機質(zhì)黑色泥頁巖，烴源巖有機質(zhì)豐度高，熱演化程度適中，生烴潛力大，奠定了青山口組源內(nèi)致密油（高臺子油層）和源下致密油（扶余油層）的基礎(chǔ)。平面上受烴源巖和儲集層發(fā)育的控制，扶余、高臺子致密油主要分布在齊家—古龍凹陷、三肇凹陷等地區(qū) （見圖1）。

圖1 松遼盆地北部扶余、高臺子油層致密油分布圖

扶余油層致密油儲集層主要為大型河流—三角洲沉積體系中的多種類型河道砂體，單一砂體規(guī)模較小，縱向不集中，橫向不連續(xù)，但多期疊置、錯疊連片，空間上表現(xiàn)為多層砂泥相互疊置的“漢堡包”式特點[27]。油層厚度一般為4～12 m，單層最大厚度為10 m；儲集層孔隙度為 5%～12%，平均為 9.5%，滲透率為（0.03～1.00）×10-3μm2，平均為 0.2×10-3μm2；埋藏深度一般為1 700～2 500 m。

高臺子油層致密油儲集層主要為三角洲內(nèi)前緣、三角洲外前緣、濱淺湖相沉積[28]。具有單層厚度薄、橫向分布范圍廣的“三明治”式特點。油層厚度為 10～30 m，單層最大厚度為3.5 m。儲集層孔隙度為4%～12%，平均為 8.3%；滲透率為（0.01～0.50）×10-3μm2，平均為 0.1×10-3μm2；埋藏深度一般為 1 900～2 400 m。

2 樣品選取和實驗方法

在松遼盆地北部 7口井中選取高臺子油層和扶余油層29塊致密儲集層樣品（見圖1），巖性主要為細砂巖、粉砂巖、含泥和泥質(zhì)粉砂巖等，除進行孔隙度、滲透率、高壓壓汞、擬啟動壓力梯度等分析外，還開展了核磁共振、二氧化碳超臨界驅(qū)替及萃取實驗。

2.1 核磁共振實驗

鉆取直徑為25 mm柱塞樣品，利用索氏抽提器清洗樣品殘余油，洗油效果達到熒光檢測3級以下為止；樣品烘干至恒重，采用高壓飽和法（壓力20 MPa，恒壓不少于24 h）將樣品飽和標準鹽水[29]（標準鹽水按配方 NaCL∶CaCL2∶MgCL2·6H2O 的質(zhì)量比 7.0∶0.6∶0.4配制）。依據(jù)樣品飽和量與孔隙體積比，確定樣品飽和程度達100%。

飽和水樣品在高速離心機上脫水，離心壓力分別為 0.690 MPa、1.725 MPa、3.105 MPa、4.485 MPa、5.175 MPa，離心時間5 h；將飽和水和離心脫水后的樣品，分別在Manmr-7核磁共振儀上按石油天然氣行業(yè)標準[30]進行實驗分析，獲得樣品不同含水飽和度的弛豫時間T2譜分布。

離心實驗顯示，當離心壓力超過4.485 MPa后，實驗樣品含水飽和度T2譜分布基本穩(wěn)定，據(jù)此確定為樣品束縛水飽和度弛豫時間T2譜，累積其不同弛豫時間飽和度分量為束縛水飽和度。避免了通過計算T2截止值方法得到的樣品束縛水飽和度不能反映束縛水在孔徑中分布的局限性[31]。利用飽和水樣品的含水飽和度弛豫時間T2譜，減去束縛水飽和度弛豫時間T2譜，即可得到可動流體飽和度弛豫時間T2譜。

依據(jù)李海波等提出的利用核磁共振T2譜結(jié)合高壓壓汞資料，求取T2弛豫時間與孔隙半徑的轉(zhuǎn)換系數(shù)C值的方法[32]，確定實驗樣品C值范圍為 31.9～71.7，由C值與弛豫時間T2的乘積計算樣品孔喉半徑[33-34]，建立致密儲集層孔喉半徑與可動、不可動流體分布的對應(yīng)關(guān)系。

2.2 二氧化碳超臨界驅(qū)替和萃取實驗

實驗設(shè)備為非常規(guī)儲集層原油賦存狀態(tài)實驗裝置（YQMV-12），主要技術(shù)指標為：原油注入及驅(qū)替實驗流量范圍 0.000 01～25 mL/min，最高驅(qū)替壓力 105 MPa，超臨界驅(qū)替及萃取精度為 1 mg/g?？梢詽M足不同巖性、同一巖性不同含油級別致密儲集層可動油、殘余油的實驗模擬。

實驗樣品制備：鉆取致密砂巖儲集層巖心柱樣品，將樣品洗油后飽和地層標準鹽水待用。

飽和地層標準鹽水巖心樣品定量注入原油方法：用鉛套包封巖心柱樣品并裝入定量夾持器，設(shè)定圍壓70 MPa。模擬溫度為油層溫度，依據(jù)儲集層埋深和地溫梯度4 ℃/100 m計算，設(shè)定范圍76～89 ℃，恒溫時間不少于3 h。原油注入流速為0.01 mL/min，依據(jù)青山口組烴源巖歷史時期估算的異常壓力梯度 1.7 MPa/100 m計算，設(shè)定最大注入壓力范圍35～42 MPa。注入原油量為0.11～0.86 mL，注入量根據(jù)不同巖性、同一巖性不同含油級別儲集層含油量確定，含油級別（含油、油浸、油斑、油跡）界定參考儲集層含油量統(tǒng)計結(jié)果[35]。

二氧化碳超臨界驅(qū)替可動油方法：可動油是指利用二氧化碳超臨界驅(qū)替技術(shù)從巖心樣品中驅(qū)替出的原油，代表現(xiàn)有技術(shù)在致密砂巖儲集層中可采出的原油數(shù)量?？蓜佑吐始礊榭蓜佑土空伎傆土浚蓜佑土颗c不可動油量之和）的比。設(shè)定驅(qū)替溫度為油層溫度，范圍為76～89 ℃，設(shè)定氣體驅(qū)替流速為2 mL/min、最大驅(qū)替壓力等于注入壓力，范圍為35～42 MPa；采用帶刻度玻璃量管和萬分之一電子天平（感量0.1 mg）在線監(jiān)測驅(qū)替出的流體質(zhì)量，至原油質(zhì)量不再增加時為可動油量。

二氧化碳超臨界萃取殘余油實驗方法：殘余油是指巖心樣品驅(qū)替可動油實驗后進行二氧化碳超臨界萃取獲得的原油數(shù)量，代表現(xiàn)有技術(shù)不能采出的殘余油。將驅(qū)替可動油后的巖心樣品粉碎，進行二氧化碳超臨界萃取，萃取釜溫度為50 ℃、壓力為20 MPa，分離釜溫度為40 ℃、壓力為10 MPa，采用帶刻度玻璃量管和萬分之一電子天平（感量0.1 mg）在線監(jiān)測萃取出的流體質(zhì)量，至原油質(zhì)量不再增加時為殘余油量。

3 實驗結(jié)果

3.1 核磁共振分析

飽和標準鹽水的致密儲集層樣品經(jīng)不同離心條件下脫水后，開展核磁共振分析得到實驗結(jié)果（見圖2、表1），其中將不同孔喉半徑下束縛水飽和度分布譜進行積分，得到積分值作為樣品的不可動流體（束縛水）飽和度，與總飽和度（100%）的差值為可動流體飽和度。實驗數(shù)據(jù)統(tǒng)計顯示，物性較好的細砂巖或粉砂巖儲集層，孔隙度為 8.5%～12.4%，滲透率為（0.12～0.46）×10-3μm2，平均孔喉半徑為81～268 nm，可動流體分布孔隙半徑為 20～11 851 nm，分布主峰為163～637 nm，可動流體飽和度為 41%～71%；不可動流體分布孔隙半徑為 2～542 nm，分布主峰為 39～68 nm，不可動流體飽和度為 29%～59%。物性一般的含泥和泥質(zhì)粉砂巖儲集層孔隙度為6.1%～8.4%，滲透率為（0.03～0.09）×10-3μm2，平均孔喉半徑為 54～56 nm，可動流體分布孔隙半徑為15～2 031 nm，分布主峰為96～189 nm，可動流體飽和度為16%～23%；不可動流體分布孔隙半徑為2～501 nm，分布主峰為33～40 nm，不可動流體飽和度為77%～84%。物性較差的泥質(zhì)粉砂巖儲集層孔隙度為4.8%～5.2%，滲透率不超過0.02×10-3μm2，平均孔喉半徑為10～35 nm，可動流體分布孔隙半徑為 15～254nm，分布主峰為 28～59 nm，可動流體飽和度為6%～9%；不可動流體分布孔隙半徑為1～201 nm，分布主峰為11～34 nm，不可動流體飽和度為91%～94%。

圖2 致密儲集層不同離心條件下的核磁共振T2譜及流體飽和度分布圖

實驗結(jié)果表明，致密儲集層可動流體飽和度與儲集層物性及孔隙結(jié)構(gòu)密切相關(guān)，由圖3致密儲集層流體啟動時的孔隙度下限為 4.3%，滲透率下限為 0.01×10-3μm2，平均孔喉半徑下限為13 nm。需要說明的是：①致密儲集層中可動流體分布的孔隙半徑變化較大，在微米和納米級孔隙中均存在可動流體，反映各種尺度孔隙均可作為可動流體的儲集空間；②致密儲集層中不可動流體分布的孔隙半徑均為納米級，孔隙半徑分布范圍的最大值小于550 nm，且分布主峰均小于70 nm，表明納米級孔徑對流體產(chǎn)生吸附或滯留效應(yīng)[11,14]在各類致密儲集層中的表現(xiàn)相同。

表1 致密儲集層流體賦存狀態(tài)核磁共振分析數(shù)據(jù)表

圖3 致密儲集層流體可動性與物性、孔隙結(jié)構(gòu)關(guān)系圖

3.2 驅(qū)替和萃取實驗

飽和標準鹽水的致密砂巖定量注入原油后，得到不同巖性、不同含油級別、不同含油飽和度（注入油體積與巖石有效孔隙體積之比）的實驗樣品，采用二氧化碳超臨界驅(qū)替和二氧化碳超臨界萃取，獲得可動油量、殘余油量及可動油率。實驗結(jié)果顯示（見表2），物性較好的含油、油浸和油跡粉砂巖儲集層樣品，孔隙度為 8.9%～12.2%，滲透率為（0.12～0.96）×10-3μm2，平均孔喉半徑為 100～204 nm，含油飽和度為9.61%～70.27%，可動油量為1.40～13.27 mg/g，殘余油量為2.00～9.49 mg/g，可動油率為41.64%～58.48%。物性一般的含油、油浸和油跡含泥粉砂巖、粉砂巖儲集層，孔隙度為5.2%～8.0%，滲透率為（0.03～0.08）×10-3μm2，平均孔喉半徑為41～137 nm，含油飽和度為9.80%～52.59%，可動油量為0.02～4.50 mg/g，殘余油量為 2.22～9.15 mg/g，可動油率為 0.62%～32.95%。物性較差的油斑和油跡泥質(zhì)、含鈣粉砂巖儲集層，孔隙度為3.7%～3.9%，滲透率為（0.01～0.02）×10-3μm2，平均孔喉半徑為17～18 nm，含油飽和度為19.96%～30.59%，可動油量為 0，殘余油量為 3.21～5.31 mg/g，可動油率為0。

實驗結(jié)果表明（見圖3），致密儲集層可動流體飽和度與儲集層孔隙度、滲透率、平均孔喉半徑關(guān)系密切。根據(jù)圖3a—3c，當可動油率開始大于0時的孔隙度、滲透率、平均孔喉半徑即為相應(yīng)參數(shù)的下限值，由圖可得在溫度76～89 ℃、壓力35～42 MPa實驗條件下，致密儲集層可動油啟動時的孔隙度下限為4.4%，滲透率下限為 0.015×10-3μm2，平均孔喉半徑下限為21 nm。另外實驗還發(fā)現(xiàn)：①可動油率與巖石樣品含油飽和度相關(guān)性不明顯，含油量不是控制原油可動性的關(guān)鍵因素，如金341井（樣品編號15）、金28井（樣品編號16）高臺子油層粉砂巖儲集層物性較好，平均孔喉半徑較大，含油飽和度小于 25%，而可動油率達49%以上；古616井（樣品編號28）扶余油層含鈣粉砂巖儲集層物性差、平均孔喉半徑小，含油飽和度高達30%以上，而可動油率為0，反映致密儲集層原油可動性主要與孔隙結(jié)構(gòu)有關(guān)，原油含量對可動能力影響有限。②可動油率與可動流體飽和度呈正相關(guān)關(guān)系，比較而言可動油率一般小于可動流體飽和度。如古616井（樣品編號 28、29）孔隙度低于 6%，滲透率小于0.03×10-3μm2的致密儲集層，可動油率低于1%，而同類儲集層可動流體飽和度含量接近10%（見表1），原因是實驗中采用的原油黏度（13.9 mPa·s）高于地層水黏度，在以納米級孔喉為主的致密儲集層中水比油表現(xiàn)出更高的流動性，指示致密儲集層中原油的黏度或氣油比對采收率會有重要影響。

表2 致密油儲集層二氧化碳超臨界驅(qū)替和萃取實驗數(shù)據(jù)表

3.3 致密砂巖儲集層類型劃分

核磁共振和驅(qū)替萃取實驗表明，致密儲集層流體可動性與儲集層物性及孔隙結(jié)構(gòu)密切相關(guān)。在可動油率、可動流體飽和度、啟動壓力梯度與儲集層孔隙度、滲透率和平均孔喉半徑的關(guān)系圖上（見圖3），呈現(xiàn)出“三段式”變化特征，據(jù)此把致密儲集層分為 3類。Ⅰ類致密儲集層以細砂巖和粉砂巖為主，可動流體飽和度大于 40%，可動油率大于 30%，啟動壓力梯度為0.3～0.6 MPa/m，隨孔隙度、滲透率和平均孔喉半徑增加變化不大；對應(yīng)的孔隙度為 8%～12%，滲透率為（0.1～1.0）×10-3μm2，平均孔喉半徑為 100～300 nm。Ⅱ類致密儲集層以粉砂巖、含泥和泥質(zhì)粉砂巖為主，可動流體飽和度為10%～40%，可動油率為5%～30%，啟動壓力梯度為 0.6～1.0 MPa/m，隨孔隙度、滲透率和平均孔喉半徑增加，可動流體飽和度、可動油率迅速增加，啟動壓力梯度明顯降低；對應(yīng)的儲集層孔隙度為 5%～8%，滲透率為（0.03～0.10）×10-3μm2，平均孔喉半徑為50～100 nm。Ⅲ類致密儲集層以泥質(zhì)粉砂巖和含鈣粉砂巖為主，可動流體飽和度一般小于10%，可動油率小于5%，啟動壓力大于1.0 MPa/m，隨孔隙度、滲透率和平均孔喉半徑增加變化不大；對應(yīng)的儲集層孔隙度小于 5%，滲透率小于 0.03×10-3μm2，平均孔喉半徑小于50 nm。

綜合致密儲集層巖性特征、可動流體飽和度、可動油率、啟動壓力梯度、孔隙結(jié)構(gòu)和物性關(guān)系研究，建立了致密儲集層類型劃分標準（見表3）。根據(jù)目前勘探實踐，Ⅰ類致密儲集層由于啟動壓力梯度小、可動流體飽和度高、可動油率高，儲集層物性相對較好，一般采用直井壓裂即可獲得工業(yè)產(chǎn)能。Ⅱ類致密儲集層啟動壓力梯度、可動流體飽和度和可動油率變化大，物性相對較差，一般采用水平井大規(guī)模體積壓裂獲得工業(yè)產(chǎn)能。Ⅲ類致密儲集層啟動壓力梯度高、可動流體飽和度和可動油率低，儲集層物性差，有待開展水平井加二氧化碳或氮氣大規(guī)模體積壓裂試驗以獲得工業(yè)產(chǎn)能。

表3 松遼盆地北部致密砂巖儲集層類型劃分標準

4 成巖及沉積作用對致密儲集層流體可動性的影響

4.1 成巖作用對致密儲集層流體可動性的影響

松遼盆地砂巖儲集層埋深小于2 000 m時，成巖演化處于中成巖A期，埋深大于2 000 m處于中成巖B期[36]。致密儲集層隨著埋深加大、成巖作用增強，儲集層儲集空間減小、孔隙度和滲透率降低，流體可動性表現(xiàn)出階段性變化特征（見圖4）。

圖4 致密儲集層孔隙度、滲透率和平均孔喉半徑隨埋深變化圖

埋深小于2 000 m的細砂巖、粉砂巖和含泥粉砂巖儲集層大部分處于Ⅰ類儲集層區(qū)間，僅少量含鈣細砂巖、泥質(zhì)粉砂巖為Ⅱ類和Ⅲ類儲集層，反映儲集層流體可動性總體較好?？蓜恿黧w飽和度實驗證實（見表1），埋深小于2 000 m細砂巖、粉砂巖儲集層（樣品編號1、2、3），可動流體飽和度一般大于40%，為Ⅰ類儲集層。個別樣品（樣品編號10）可動流體飽和度小于10%，屬Ⅲ類儲集層?？蓜佑吐蕦嶒炞C實（見表2），埋深小于2 000 m粉砂巖樣品可動油率一般大于30%（樣品編號13、14、17、18、19、21），以Ⅰ類儲集層為主。部分樣品（樣品編號22、24、25、27、28、29），由于發(fā)育泥質(zhì)或含鈣的緣故，可動油率小于30%，表現(xiàn)為Ⅱ類和Ⅲ類儲集層。綜上分析，中成巖A期的致密儲集層中Ⅰ類儲集層發(fā)育，流體可動性較高，對致密油勘探開發(fā)而言，儲集層埋藏淺、成巖作用低在開發(fā)上具有很大優(yōu)勢。

圖5 高臺子油層不同沉積相致密儲集層巖性組成

埋深大于2 000 m的儲集層隨成巖作用增強物性和孔喉半徑明顯變差，儲集層類型主要分布在Ⅰ類和Ⅱ類區(qū)內(nèi)，但不同巖性致密儲集層表現(xiàn)出不同的流體可動性特征?？蓜恿黧w飽和度實驗證實（見表1），埋深大于2 000 m的細砂巖、粉砂巖儲集層（樣品編號3、4、6）可動流體飽和度大于40%，表現(xiàn)為Ⅰ類儲集層。泥質(zhì)粉砂巖儲集層（樣品編號8、9、11、12），可動流體飽和度一般小于 20%，表現(xiàn)為Ⅱ類和Ⅲ類儲集層。可動油率實驗證實（見表2），埋深大于2 000 m粉砂巖儲集層（樣品編號16、20），可動油率大于40%，為Ⅰ類儲集層。而含泥粉砂巖樣品（樣品編號23、26），可動油率小于30%，為Ⅱ類和Ⅲ類儲集層。綜上所述，中成巖B期致密儲集層的巖性對流體可動性有明顯影響，需要開展沉積特征研究，找出細砂巖、粉砂巖Ⅰ類致密儲集層“甜點”發(fā)育區(qū)，優(yōu)選有利勘探開發(fā)目標。

4.2 沉積作用對致密儲集層流體可動性的影響

松遼盆地北部高臺子、扶余油層致密砂巖儲集層主要發(fā)育于三角洲內(nèi)前緣、三角洲外前緣和濱淺湖相。以高臺子油層為例，不同沉積相帶儲集層巖性和縱向組合的差異（見圖5），導致致密儲集層表現(xiàn)出不同的流體可動性特征。

三角洲內(nèi)前緣相致密儲集層以粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖為主，其次為細砂巖。粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖占地層厚度比分別為41.0%、16.2%，單層最大厚度分別為1.52 m、1.16 m，細砂巖占地層厚度比為 5.3%，單層最大厚度為1.44 m?？蓜恿黧w飽和度實驗證實（見表1），三角洲內(nèi)前緣相粉砂巖、細砂巖儲集層為Ⅰ類儲集層（樣品編號1—6），可動流體飽和度大于40%，泥質(zhì)或含泥粉砂巖儲集層為Ⅱ類和Ⅲ類儲集層（樣品編號 7—10），可動流體飽和度為 8%～23%?？蓜佑吐蕦嶒炞C實（見表2），三角洲內(nèi)前緣相粉砂巖、細砂巖儲集層（樣品編號 13—20）均為Ⅰ類儲集層，可動油率大于40%，僅個別含泥粉砂巖樣品（樣品編號 23、24）可動油率小于 30%，為Ⅱ類儲集層。綜上分析，三角洲內(nèi)前緣相粉砂巖、細砂巖儲集層流體可動性好，為致密油勘探開發(fā)的重要領(lǐng)域。

三角洲外前緣相致密儲集層仍以粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖為主，但占地層厚度比下降，分別為27.1%、10.8%，單層最大厚度降低，分別為0.76 m、0.42 m。可動流體飽和度實驗證實（見表1），三角洲外前緣相泥質(zhì)粉砂巖（樣品編號12）可動流體飽和度小于10%，表現(xiàn)為Ⅲ類儲集層特征?？蓜佑吐蕦嶒炞C實（見表2），三角洲外前緣相粉砂巖、細砂巖儲集層（樣品編號21、22、24、25、27、28、29）可動油率為0～32.95%，大部分小于 30%，反映三角洲外前緣相致密儲集層以Ⅱ、Ⅲ類儲集層為主。由于該相帶發(fā)育部分Ⅰ類致密儲集層，可通過沉積相等研究，優(yōu)選有利“甜點”區(qū)。

濱淺湖相致密儲集層以泥質(zhì)粉砂巖為主，占地層厚度比為22.5%，單層最大厚度為3.85 m，其次為含泥粉砂巖，占地層厚度比為7.2%，單層最大厚度為0.89 m，儲集能力有限。發(fā)育少量含泥粉砂巖和碳酸鹽巖，占地層厚度比分別為7.2%、6.9%，單層最大厚度為0.89 m和0.31 m，有助于增加儲集性和地層的脆性?？蓜恿黧w飽和度實驗證實（見表1），濱淺湖相泥質(zhì)粉砂巖（樣品編號11），可動流體飽和度小于10%，表現(xiàn)為Ⅲ類儲集層特征。需要加強勘探開發(fā)技術(shù)攻關(guān)，實現(xiàn)該領(lǐng)域產(chǎn)能的突破。

5 結(jié)論

致密儲集層中可動流體分布的孔隙半徑變化較大，在微米和納米級孔隙中均存在可動流體，反映各種尺度孔隙均可作為可動流體的儲集空間；在松遼盆地北部致密油儲集層溫度 76～89 ℃、壓力 35～42 MPa地層條件下，可動油啟動時的孔隙度下限為4.4%，滲透率下限為 0.015×10-3μm2，平均孔喉半徑下限為21 nm。致密儲集層中不可動流體分布的孔隙半徑差別不大，孔隙半徑分布的最大范圍均小于550 nm，且分布主峰均小于70 nm，表明各類致密儲集層中納米級孔隙對流體具有吸附或滯留效應(yīng)。

致密儲集層含油飽和度與原油可動性關(guān)系不明顯，儲集層物性和孔隙結(jié)構(gòu)是可動油率的主要控制因素?？蓜恿黧w飽和度一般高于可動油率，原因是離心實驗中采用的地層水比驅(qū)替實驗中采用的原油具有更高的流動性，反映致密油的黏度或氣油比對原油采收率有重要影響。

致密儲集層可劃分為 3類：Ⅰ類儲集層可動流體飽和度大于40%，可動油率大于 30%，啟動壓力梯度小于 0.3～0.6 MPa/m；Ⅱ類儲集層可動流體飽和度為10%～40%，可動油率為 5%～30%，啟動壓力梯度為0.6～1.0 MPa/m；Ⅲ類儲集層可動流體飽和度一般小于10%，可動油率小于5%，啟動壓力梯度大于1.0 MPa/m。

致密儲集層流體的可動性受成巖作用和沉積作用影響。埋深小于2 000 m以Ⅰ類致密儲集層為主，埋深大于2 000 m發(fā)育Ⅰ類、Ⅱ類儲集層；三角洲內(nèi)前緣相細砂巖、粉砂巖Ⅰ類儲集層相對發(fā)育，三角洲外前緣和濱淺湖相儲集層，泥質(zhì)粉砂巖比例增加，以Ⅱ、Ⅲ類儲集層為主，有Ⅰ類儲集層“甜點”發(fā)育。埋深小于2 000 m致密儲集層和埋深大于2 000 m的三角洲內(nèi)前緣相致密儲集層是致密油勘探開發(fā)有利目標。