松遼盆地南部白堊系致密油微觀賦存特征

公言杰，柳少波，朱如凱，劉可禹,，唐振興，姜林

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院；2.提高石油采收率國家重點實驗室；3.CSIRO Earth Science and Resource Engineering；4.中國石油吉林油田公司）

松遼盆地南部白堊系致密油微觀賦存特征

公言杰1,2，柳少波1,2，朱如凱1,2，劉可禹1,2,3，唐振興4，姜林1,2

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院；2.提高石油采收率國家重點實驗室；3.CSIRO Earth Science and Resource Engineering；4.中國石油吉林油田公司）

建立環(huán)境掃描電鏡觀察與X射線能譜定量測定烴類碳含量相結(jié)合的實驗方法，表征松遼盆地南部白堊系泉頭組四段致密油微觀賦存特征。對致密油7口典型井17塊樣品168個測點的觀察與分析表明，致密油主要具有2種賦存形態(tài)：油珠與油膜，以油膜為主；具有3類微觀賦存空間：粒間孔、粒內(nèi)孔和微裂縫，以粒間孔為主。油膜平面尺寸主要為（1～5 μm）×（1～5 μm），形狀不規(guī)則，以浸染粘連狀形態(tài)賦存于粒間孔或微裂縫中，含碳質(zhì)量百分比主要集中在40%～90%；油珠平面尺寸主要為（0.2～1.0 μm）×（0.2～1.0 μm），賦存空間相對較小，含碳質(zhì)量百分比主要集中在15%～30%。儲集層類型與孔喉分布控制致密油賦存狀態(tài)：由Ⅰ類到Ⅲ類儲集層，原油含碳質(zhì)量百分比及賦存油膜厚度呈逐漸減小趨勢，儲集層中值孔喉半徑與儲集層質(zhì)量系數(shù)控制含碳質(zhì)量百分比與油膜厚度。圖6表1參13

松遼盆地南部；白堊系；致密油；原油微觀賦存形態(tài)；原油賦存空間

0 引言

國內(nèi)外學(xué)者在致密儲集層微觀結(jié)構(gòu)表征方面開展了大量有效的探索性研究，普遍認為微米—納米級孔喉是致密儲集層中原油的重要賦存空間[1-6]。致密儲集層儲集空間特征決定致密油賦存狀態(tài)與常規(guī)原油具有很大差別[7]。有效表征致密油在微米—納米級孔喉中的賦存形態(tài)、賦存空間對致密油評價具有重要意義。

國內(nèi)外學(xué)者對原油賦存的相關(guān)研究主要針對宏觀油水關(guān)系[8]、光學(xué)電鏡下的原油熒光特征、瀝青和烴類分子賦存[9-10]等方面，微米—納米級孔喉中原油賦存形式、形態(tài)及其主要賦存空間等方面未見研究，且常規(guī)光學(xué)電鏡、掃描電鏡等方法[11-12]的分辨率也無法滿足微米—納米級孔喉系統(tǒng)中原油觀察需求。

觀測致密儲集層微觀孔喉系統(tǒng)中原油賦存狀態(tài)難度很大，主要原因在于：①致密油聚集空間為微米—納米級孔隙，從微米級孔隙至納米級孔喉，原油分布趨向于更加隱蔽、分散、復(fù)雜；②致密儲集層巖心在取樣研究過程中，鉆井取心樣品往往因為擱置時間久而導(dǎo)致原油揮發(fā)，賦存狀態(tài)被破壞；③孔喉系統(tǒng)中原油在觀察過程中極易揮發(fā)、不易識別。本文建立環(huán)境掃描電鏡觀察與X射線能譜定量測定烴類碳含量相結(jié)合的實驗方法，研究松遼盆地南部讓字井斜坡白堊系泉頭組四段致密油微觀賦存特征。場發(fā)射環(huán)境掃描電鏡最高可放大40 000～100 000倍，可清晰觀察儲集層中發(fā)育的微米—納米級孔喉；實驗選取新鮮樣品，采用低真空模式觀測，有效保證觀測巖心樣品烴類不散失，結(jié)合能譜儀測定樣品碳含量，可識別微米—納米級孔喉內(nèi)部或表面的原油賦存狀態(tài)。

1 實驗方法與樣品

1.1 實驗方法

通過大量實驗探索與分析，建立了表征致密油微觀賦存形態(tài)的環(huán)境掃描電鏡觀察與能譜定量掃描烴類碳含量相結(jié)合的實驗方法。環(huán)境掃描電鏡低真空模式下可觀察微米—納米級孔喉形貌和內(nèi)部流體特征，而X射線能譜儀可利用不同元素X射線光子能量不同的特征定量測定烴類的碳含量以進行成分分析，一般可探測1至幾微米范圍內(nèi)的碳含量[13]。測量儀器采用配備能譜儀的Quanta400場發(fā)射環(huán)境掃描電鏡，實驗過程中采用環(huán)境低真空模式，樣品室壓力10 Pa、工作距離5 mm、工作電壓15 kV、電子束斑大小4.5 nm （對應(yīng)束流值為7 nA）。樣品臺縱、橫向移動范圍均為100 mm，操作溫度為室溫。能譜儀采用超薄窗口（UTW）探測器，可有效探測原子序數(shù)為4（Be）～92（U）的元素。能譜儀檢測質(zhì)量分數(shù)大于10%的元素含量的相對誤差約為1%～3%，檢測質(zhì)量分數(shù)為1%～10%的元素含量的相對誤差約為3%～5%，檢測質(zhì)量分數(shù)小于1%的元素含量的相對誤差大于50%[13]。相同元素的峰值與其含量正相關(guān)；不同元素間不能簡單比較，即具有較高峰值的元素含量不一定比具有較低峰值的元素含量高，因為原子數(shù)百分比的計算還與元素靈敏因子有關(guān)。以C元素為例，假設(shè)探測到C、Si和O，則C原子數(shù)百分比為C元素峰面積與C元素靈敏因子比值除以探測點所有元素峰面積與各元素靈敏因子比值之和。

實驗樣品采用普遍含油的巖心樣品（1 cm × 1 cm），敲取含油新鮮面后迅速置入電鏡觀察艙內(nèi)，保證觀察過程中烴類不散失。調(diào)整相應(yīng)放大倍數(shù)，觀察微米—納米級別孔喉內(nèi)部或表面賦存的原油。

圖1 松遼盆地致密油分布圖

1.2 實驗樣品

松遼盆地南部白堊系泉頭組四段發(fā)育致密油，選取7口典型致密油井儲集層樣品進行研究（見圖1）。產(chǎn)油井段取樣共17個，孔隙度為2%～10%，空氣滲透率為（0.04～0.70）×10-3μm2，屬于致密儲集層。根據(jù)孔滲、孔喉分布數(shù)據(jù)以及毛管壓力曲線，將研究區(qū)儲集層劃分為3類，17個致密巖心樣品中，5個樣品為Ⅰ類儲集層，2個樣品為Ⅱ類儲集層，10個樣品為Ⅲ類儲集層（見表1）。根據(jù)含油情況，巖心含油性劃分為油浸、油斑、油跡和熒光4個級別。11個樣品為油浸、油斑，6個樣品為油跡、熒光。

表1 研究區(qū)致密油樣品統(tǒng)計表

2 原油賦存形態(tài)與賦存空間

通過松遼盆地南部7口典型產(chǎn)油井17個樣品、168個測點的環(huán)境掃描電鏡實驗，認為致密油主要存在2種賦存形態(tài)：油膜與油珠。如D61井樣品（2 059.3 m）與C45井樣品（2 105.4 m）致密油分別以油膜與油珠形式存在（見圖2），其中油膜含碳量明顯高于油珠：D61井樣品能譜顯示碳原子數(shù)百分比為67.72%，質(zhì)量百分比為53.66%，而C45井樣品碳原子數(shù)百分比為39.62%，質(zhì)量百分比為27.41%。前者碳原子數(shù)百分比是后者的1.7倍，質(zhì)量百分比是后者的2倍，表明兩者含碳量差距明顯；前者巖心普遍含油，具明顯油浸特征，含油量大，而后者巖心含油性顯示為油跡，含油量相對較少；前者油膜賦存于被敲開的新鮮粒間孔中，呈不規(guī)則粘連長條狀，平面尺寸為20 μm × 100 μm，后者油珠賦存于相對較小的粒內(nèi)孔中，呈孤立油珠狀，平面尺寸為500 nm × 500 nm。

圖2 致密油兩種賦存形態(tài)

微觀上，油膜和油珠兩種賦存形態(tài)的賦存空間存在差異。油膜主要賦存于粒間孔和微裂縫，油珠主要賦存于粒內(nèi)孔。圖3顯示油膜賦存空間相對較大，粒間孔平面尺寸主要為（1～5 μm）×（1～5 μm），油膜形狀不規(guī)則，粒間孔或微裂縫的形狀控制了油膜的賦存規(guī)模。油膜主要呈浸染粘連狀形態(tài)賦存于粒間孔或微裂縫中，且由于油在低真空狀態(tài)下更易揮發(fā)，隨著觀察時間的推移，觀察視域內(nèi)的油膜逐漸變形、移動、縮小甚至消失。大部分油膜的含碳量很高，圖3d—3f能譜顯示碳峰值遠遠高于其他元素，其元素質(zhì)量百分比為50%～90%。相比而言，油珠賦存空間較小，粒內(nèi)孔平面尺寸主要為（0.2～1.0 μm）×（0.2～1.0 μm），油珠發(fā)育受控于粒內(nèi)孔形狀。盡管油珠比油膜賦存空間小，但是圖4電鏡照片顯示，儲集層粒內(nèi)孔較為發(fā)育。圖4a中石英顆粒溶蝕孔大量發(fā)育，同樣可以為油珠賦存提供良好空間。由于油珠賦存在較小的粒內(nèi)孔中，因此比油膜更易揮發(fā)，一般狀態(tài)下很難看到完整形態(tài)，主要通過能譜數(shù)據(jù)進行識別，圖4d—4f能譜顯示粒內(nèi)孔中油珠碳峰值相對較小，元素質(zhì)量百分比主要為15%～30%。

圖3 油膜賦存狀態(tài)

3 賦存控制因素

儲集層類型控制致密油賦存特征。Ⅰ類儲集層以中砂巖、中細砂巖和細砂巖為主，致密油賦存形式以粒間孔、微縫內(nèi)油膜為主。Ⅱ類儲集層巖性主要為粉—細砂巖，致密油賦存形式以粒間孔油膜、粒內(nèi)孔內(nèi)油珠為主。Ⅲ類儲集層巖性主要為粉砂巖，以及部分細砂巖，致密油賦存形式以粒內(nèi)孔內(nèi)的油珠為主。

筆者設(shè)計了一種計算油膜厚度的方法：①求取場發(fā)射環(huán)境掃描電鏡聯(lián)測能譜的探測球體范圍；②依據(jù)能譜數(shù)據(jù)提供的元素質(zhì)量百分比與元素原子百分比估算油膜的體積百分比，繼而求取探測范圍內(nèi)微米—納米級孔隙中賦存的原油體積；③計算原油賦存的孔隙表面積作為原油賦存面積，即可求取微米—納米級孔隙中賦存油膜的平均厚度。

由圖5可知，Ⅰ類儲集層與Ⅱ類儲集層中原油含碳量明顯高于Ⅲ類儲集層。Ⅰ類儲集層Z59井、Q238井樣品的平均含碳量為73%，計算得到對應(yīng)的平均油膜厚度為1.46 μm；Ⅱ類儲集層Z53井樣品平均含碳量為41%，對應(yīng)的油膜厚度為0.69 μm；Ⅲ類儲集層C45井樣品平均含碳量為18%，對應(yīng)的油膜厚度為0.35 μm。

圖4 油珠賦存狀態(tài)

圖5 儲集層類型對致密油含油性控制作用

樣品中值孔喉半徑與對應(yīng)含碳質(zhì)量百分比呈一定正相關(guān)關(guān)系（見圖6a）。中值孔喉半徑小于100 nm的樣品含碳質(zhì)量百分比一般小于40%，平均30.86%；中值孔喉半徑大于100 nm的樣品含碳質(zhì)量百分比一般高于40%，平均46.96%。

圖6 儲集層孔喉分布與質(zhì)量系數(shù)對儲集層含油性控制作用

4 結(jié)論

松遼盆地南部讓字井斜坡區(qū)致密油主要具有2種賦存形態(tài)：油膜與油珠，具有3類賦存空間：粒間孔、微裂縫與粒內(nèi)孔。油膜賦存空間相對較大，粒間孔或微裂縫的形狀控制油膜賦存規(guī)模。油珠賦存空間相對較小，發(fā)育受控于粒內(nèi)孔形狀。盡管油珠相對油膜賦存空間小，但若儲集層粒內(nèi)溶蝕孔較發(fā)育，也可為油珠賦存提供良好的空間。

儲集層類型與物性特征控制致密油賦存特征。Ⅰ類儲集層以粒間孔、微裂縫內(nèi)油膜為主，Ⅱ類儲集層以粒間孔油膜、粒內(nèi)孔內(nèi)油珠為主，Ⅲ類儲集層以粒內(nèi)孔內(nèi)油珠為主。由Ⅰ類到Ⅲ類儲集層，其中賦存的油膜厚度及原油含碳質(zhì)量百分比呈逐漸減小趨勢。中值孔喉半徑大于100 nm、儲集層質(zhì)量系數(shù)大于0.14的樣品，其含碳質(zhì)量百分比一般高于40%，油膜厚度較大。儲集層中值孔喉半徑與儲集層質(zhì)量系數(shù)控制含碳質(zhì)量百分比與油膜厚度。

通過致密油賦存表征研究，一方面確定致密儲集層微觀孔喉系統(tǒng)具有儲集油氣的能力，另一方面精細表征了致密儲集層微觀孔喉系統(tǒng)中原油賦存形態(tài)、空間與厚度。根據(jù)致密油微觀賦存狀態(tài)、油膜賦存厚度計算致密油樣品含油量、含油飽和度，以及致密油資源評價是今后進一步的研究方向。

致謝：本次研究得到了中國石油勘探開發(fā)研究院鄒才能教授、趙孟軍教授、袁選俊教授、陶士振教授、華南理工大學(xué)張大同教授和中國石油吉林油田公司江濤、鄧守偉、楊亮、黃銘志等專家的指導(dǎo)與支持，在此一并表示感謝！

[1] 賈承造,鄭民,張永峰.中國非常規(guī)油氣資源與勘探開發(fā)前景[J].石油勘探與開發(fā),2012,39(2):129-136.Jia Chengzao,Zheng Min,Zhang Yongfeng.Unconventional hydrocarbon resources in China and the prospect of exploration and development[J].Petroleum Exploration and Development,2012,39(2):129-136.

[2] Wang Yang,Zhu Yanming,Chen Shangbin,et al.Characteristics of the nanoscale pore structure in northwestern Hunan shale gas reservoirs using field emission scanning electron microscopy,high-pressure mercury intrusion,and gas adsorption[J].Energy &Fuels,2014,28(2):945-955.

[3] 鄒才能,朱如凱,白斌,等.中國油氣儲層中納米孔首次發(fā)現(xiàn)及其科學(xué)價值[J].巖石學(xué)報,2011,27(6):1857-1864.Zou Caineng,Zhu Rukai,Bai Bin,et al.First discovery of nano-pore throat in oil and gas reservoir in China and its scientific value[J].Acta Petrologica Sinica,2011,27(6):1857-1864.

[4] 鄒才能,楊智,陶士振,等.納米油氣與源儲共生型油氣聚集[J].石油勘探與開發(fā),2012,39(1):13-26.Zou Caineng,Yang Zhi,Tao Shizhen,et al.Nano-hydrocarbon and the accumulation in coexisting source and reservoir[J].Petroleum Exploration and Development,2012,39(1):13-26.

[5] 鄒才能,朱如凱,白斌,等.中國油氣儲層中納米孔首次發(fā)現(xiàn)及其科學(xué)價值[J].巖石學(xué)報,2011,27(6):1857-1864.Zou Caineng,Zhu Rukai,Bai Bin,et al.First discovery of nano-pore throat in oil and gas reservoir in China and its scientific value[J].Acta Petrologica Sinica,2011,27(6):1857-1864.

[6] 鄒才能,陶士振,楊智,等.中國非常規(guī)油氣勘探與研究新進展[J].礦物巖石地球化學(xué)通報,2012,31(4):312-322.Zou Caineng,Tao Shizhen,Yang Zhi,et al.New advance in unconventional petroleum exploration and research in China[J].Bulletin of Mineralogy Petrology and Geochemistry,2012,31(4):312-322.

[7] 鄒才能,陶士振,侯連華,等.非常規(guī)油氣地質(zhì)[M].2版.北京:地質(zhì)出版社,2013:73-91.Zou Caineng,Tao Shizhen,Hou Lianhua,et al.Unconventional petroleum geology[M].2nd ed.Beijing:Geological Publishing House,2013:73-91.

[8] 仝志剛,賀清,趙志剛.從油氣賦存狀態(tài)分析油氣充注能力:以東海西湖凹陷平湖油氣田為例[J].中國海上油氣,2011,23(3):154-157.Tong Zhigang,He Qing,Zhao Zhigang.Analyzing hydrocarbon charges from hydrocarbon occurrences:A case of Pinghu oil and gas field in Xihu sag,East China sea[J].China Offshore Oil and Gas,2011,23(3):154-157.

[9] 皇甫紅英,姜勇,陽國進.塔河四區(qū)奧陶系碳酸鹽巖原油微觀賦存特征[J].新疆地質(zhì),2003,21(4):495-496.Huangfu Hongying,Jiang Yong,Yang Guojin.Features of microscopic oil of Ordovician carbonate rock in Tahe-4 district[J].Xinjiang Geology,2003,21(4):495-496.

[10] 王勁驥,潘長春,姜蘭蘭.塔中4油田石炭系儲層不同賦存態(tài)烴類分子和碳同位素對比研究[J].地球化學(xué),2010,39(5):479-490.Wang Jinji,Pan Changchun,Jiang Lanlan.Molecular and carbon isotope correlation of free,adsorbed and inclusion oils from the Carboniferous sandstone in the Tazhong-4 oilfield[J].Geochimica,2010,39(5):479-490.

[11] 孫業(yè)英.光學(xué)顯微分析[M].北京:清華大學(xué)出版社,2003.Sun Yeying.Optical microscope analysis[M].Beijing:Tsinghua University Press,2003.

[12] 廖乾初.掃描電鏡分析技術(shù)與應(yīng)用[M].北京:機械工業(yè)出版社,1990.Liao Qianchu.Scanning electron microscopy analysis technology and application[M].Beijing:Mechanical Industry Press,1990.

[13] 張大同.掃描電鏡與能譜議分析技術(shù)[M].廣州:華南理工大學(xué)出版社,2009.Zhang Datong.Scanning electron microscope and EDS analysis[M].Guangzhou:South China University of Technology Press,2009.

（編輯 林敏捷）

Micro-occurrence of Cretaceous tight oil in southern Songliao Basin,NE China

Gong Yanjie1,2,Liu Shaobo1,2,Zhu Rukai1,2,Liu Keyu1,2,3,Tang Zhenxing4,Jiang Lin1,2
(1.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Beijing 100083,China;2.State Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery,Beijing 100083,China;3.CSIRO Earth Science and Resource Engineering,Bentley WA 6112,Australia;4.PetroChina Jilin Oilfield Company,Songyuan 100083,China)

Combined experiment method of Environmental Scanning Electron Microscope (ESEM) and Energy Dispersive Spectroscopy (EDS) was proposed to detect tight oil occurrence in micro- and nano-pores of tight sands in Member 4 of Cretaceous Quantou Formation.Observation and analysis of 168 measurement points and seventeen samples from seven typical wells shows that the tight oil occurrences in micro- and nano-pores have two main forms:oil film and oil droplet,oil film is dominant.Intra-granular pores,inter-granular pores and micro-fractures are three kinds of micro storage space,mainly inter-granular pores.The oil films in the intra-granular pores and micro-fractures are irregular and adhesive,and the size is about (1-5 μm) × (1-5 μm),the carbon mass percentage of oil films are mainly 40%-90%.The size of oil droplets is (0.2-1.0 μm) × (0.2-1.0 μm),with relatively small occurrence space.The carbon mass percentage of oil droplets are mainly 15%-30%.Reservoir types and distribution of pores control tight oil occurrence.The carbon contents and thicknesses of oil film decrease from type I to type III reservoirs.The carbon mass percentage and thicknesses are controlled by the median pore throat radius and reservoir quality coefficient.

southern Songliao Basin;Cretaceous;tight oil;oil micro occurrence form;oil occurrence space

國家重點基礎(chǔ)研究發(fā)展計劃（973）項目（2014CB239000）；國家科技重大專項（2011ZX05001）；中國石油天然氣股份有限公司科學(xué)研究與技術(shù)開發(fā)項目（112011A-02x01）

TE122

A

1000-0747(2015)03-0294-06

10.11698/PED.2015.03.05

公言杰（1986-），男，山東臨沂人，中國石油勘探開發(fā)研究院工程師，主要從事致密油氣成藏與實驗技術(shù)研究。地址：北京市海淀區(qū)學(xué)院路20號，中國石油勘探開發(fā)研究院石油地質(zhì)實驗研究中心，郵政編碼：100083。E-mail：gongyanjie2008@petrochina.com.cn

2014-05-30

2015-03-23