渤海灣盆地沾化凹陷沙河街組頁巖油微觀儲集特征

劉 毅，陸正元，戚明輝，田同輝,3，馮明石

(1. 油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室(成都理工大學)，成都 610059；2. 頁巖氣評價與開采四川省重點實驗室(四川省煤田地質(zhì)局)，成都 610091；3.中國石化 勝利油田分公司，山東 東營 257000)

渤海灣盆地沾化凹陷沙河街組頁巖油微觀儲集特征

劉 毅1，陸正元1，戚明輝2，田同輝1,3，馮明石1

(1. 油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室(成都理工大學)，成都 610059；2. 頁巖氣評價與開采四川省重點實驗室(四川省煤田地質(zhì)局)，成都 610091；3.中國石化 勝利油田分公司，山東 東營 257000)

頁巖油儲層微觀孔隙儲集特征是勘探開發(fā)的重要基礎資料。采集渤海灣盆地沾化凹陷羅69井沙河街組三段頁巖油層段18塊巖心樣品，利用氬離子拋光—場發(fā)射掃描電鏡實驗，研究頁巖油儲層孔隙發(fā)育特征。沾化凹陷沙三段頁巖油層段為泥巖和灰?guī)r的過渡巖性，以灰質(zhì)泥巖、泥質(zhì)灰?guī)r和含泥灰?guī)r為主，夾少量灰?guī)r薄層。頁巖油層段主要孔隙類型包括泥質(zhì)碎片間微孔和碳酸鹽礦物的溶蝕孔、晶間孔和晶內(nèi)孔。頁巖油層段的儲層孔隙主要由泥質(zhì)部分提供，泥質(zhì)粒間孔提供的面孔率貢獻最大，方解石溶蝕孔對面孔率有一定貢獻，晶間孔和晶內(nèi)孔的面孔率貢獻最低。頁巖油儲層孔隙的孔徑屬于納米級和微米級，納米級孔隙數(shù)量占絕對優(yōu)勢，然而儲層孔隙面積主要由數(shù)量較少的微米級孔隙提供，即頁巖油開發(fā)的儲集空間應該以微米級孔隙為主要對象。

孔徑；孔隙貢獻；頁巖油；沙河街組；沾化凹陷；渤海灣盆地

頁巖油氣作為非常規(guī)油氣資源受到越來越多的關注和重視[1-6]。頁巖油氣儲層具有非均質(zhì)性極強、滲透率低、微納米級孔隙復雜等特點，頁巖微觀結構特征(包括形態(tài)、孔徑大小、分布)影響儲層的有效孔隙度、滲透率、流體賦存運移和儲層特征[7-9]?，F(xiàn)有研究成果表明，采用多種分析技術研究孔隙的孔徑大小，有助于描述復雜泥頁巖中的孔隙網(wǎng)格[10]。國內(nèi)外已經(jīng)廣泛運用場發(fā)射掃描電子顯微鏡、背散射電子成像、X-射線衍射、氬離子拋光及環(huán)境掃描電子顯微鏡、低溫氮氣吸附等技術手段，來定量研究頁巖微觀孔隙結構[11-16]。中國東部渤海灣盆地古近系沙河街組三段下亞段和四段上亞段泥頁巖為優(yōu)質(zhì)烴源巖，沙河街組廣泛的鉆井油氣顯示和一些井獲得工業(yè)油流已經(jīng)展現(xiàn)出較好的頁巖油開發(fā)潛力。前人已經(jīng)對沾化凹陷頁巖油儲層的生烴條件、儲集條件及含油氣性等方面進行了研究[17-20]，但頁巖油儲層微觀孔隙儲集特征缺乏必要的定量研究。

本文以渤海灣盆地沾化凹陷羅69井沙河街組頁巖油儲層為對象，借助場發(fā)射環(huán)境掃描電鏡觀察氬離子拋光樣品，結合高分辨率背散射電子圖像孔隙參數(shù)分析，定性描述并定量表征頁巖油儲層孔隙類型、孔徑分布及其對孔隙儲集特征的貢獻，為頁巖油儲層勘探開發(fā)提供基礎地質(zhì)資料。

1 區(qū)域概況

沾化凹陷為渤海灣盆地重要的含油氣三級構造單元，其南部為近東西向的陳家莊凸起，北部為北東向的義和莊凸起，構成一個向北東敞開的山間箕狀盆地。羅家鼻狀構造帶位于沾化凹陷北部(圖1)。沙河街組沙三下亞段沉積時期處于半干旱半濕潤氣候條件下的咸水封閉湖泊，屬于還原—強還原半深湖—深湖環(huán)境[21]。為沾化凹陷頁巖油勘探開發(fā)的研究需要，在羅69井對沙河街組沙三下亞段主要烴源巖段進行了取心(圖2)。根據(jù)羅69井巖心觀察、薄片鑒定、X-衍射全巖礦物分析、有機地球化學和物性分析資料，沙三下亞段烴源巖段以灰質(zhì)泥巖、泥質(zhì)灰?guī)r和含泥灰?guī)r為主。黏土礦物主要為伊—蒙混層，伊利石次之，少量高嶺石及綠泥石。物性分析孔隙度為1.2%～15.3%，滲透率一般為(0.1～10)×10-3μm3，滲透性較高的巖樣多為裂縫發(fā)育。有機碳含量為2%～6%，鏡質(zhì)體反射率(Ro)為0.7%～0.93%，為處于成熟階段的優(yōu)質(zhì)烴源巖。

2 實驗分析方法

18塊樣品采自羅69井沙三下亞段烴源巖層段，其中灰質(zhì)泥巖樣品6塊，含泥灰?guī)r和泥質(zhì)灰?guī)r樣品各5塊，另有灰?guī)r夾層樣品2塊。對樣品斷面進行氬離子拋光處理。采用Quanta FEG 250場發(fā)射環(huán)境掃描電子顯微鏡，結合背散射電子衍射成像(BSED)和X-射線能譜分析系統(tǒng)，實現(xiàn)微納米級孔隙特征的高分辨率(1～2萬倍)背散射電子圖像孔隙觀察。為避免單個視域過小引起的代表性差等問題，選取巖性樣品的典型區(qū)域按順序連續(xù)采集16個視域，并拼接得到一個較大區(qū)域的分析圖像(圖3a)。結合能譜分析辨別礦物成分，將人工識別的不同孔隙類型采用不同顏色充填，再利用圖像處理軟件計算出各單一孔隙的面積和孔徑大小等參數(shù)，測量孔徑范圍為3 nm～10 μm(圖3b)。這里測量的孔隙孔徑為孔隙的長軸長度，單位統(tǒng)一為nm。利用這些分析測試結果，提出頁巖油層段儲集空間類型，定量分析不同巖性各類型孔隙的貢獻大小，確認不同孔徑的孔隙貢獻。測試研究均在油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室(成都理工大學)完成。

圖1 渤海灣盆地沾化凹陷構造單元及羅69井位置

圖2 渤海灣盆地沾化凹陷羅69井沙三下亞段綜合柱狀圖

圖3 掃描電鏡拼接圖像及孔隙類型標識圖像

3 頁巖油微觀孔隙類型

沾化凹陷沙三下亞段頁巖油層段孔隙類型主要包括泥質(zhì)碎片間微孔、碳酸鹽礦物溶蝕孔、晶間孔和晶內(nèi)孔等(圖4)，不同程度發(fā)育層間微裂縫和成巖收縮縫。與高成熟烴源巖地區(qū)頁巖氣儲層相比，頁巖油層段孔隙中未見瀝青質(zhì)充填，也不發(fā)育與之相關的有機質(zhì)孔。

(1)粒間孔。主要包括泥質(zhì)碎片間微孔、泥質(zhì)碎片與陸源碎屑間微孔或微隙等(圖4a)，主要發(fā)育在黏土礦物和泥質(zhì)級的陸源碎屑之間，泥質(zhì)巖類粒間孔面孔率較高。

(2)溶蝕孔。主要是方解石等不穩(wěn)定礦物溶蝕形成的粒間溶蝕孔和粒內(nèi)溶蝕孔(圖4b)，與有機質(zhì)生烴過程有關。溶蝕孔的孔徑一般較大，方解石含量較高時面孔率可能發(fā)育。

(3)晶間孔。主要是草莓狀黃鐵礦晶間孔、黏土礦物晶間孔和方解石或白云石晶間孔(圖4c，d)。黃鐵礦整體含量少，提供的面孔率較低。方解石晶間微孔較發(fā)育，晶間孔數(shù)量多，但面孔率較低。

(4)晶內(nèi)孔。是指礦物晶體內(nèi)部的微小孔隙，主要發(fā)育方解石晶內(nèi)孔(圖4e，f)。晶內(nèi)孔的孔徑較小，面孔率最低。

4 頁巖油儲層面孔率貢獻分析

利用高分辨率掃描電鏡下微納米級孔隙結構圖像，可以統(tǒng)計出孔隙類型和孔隙面積大小，掃描電鏡下的面孔率和巖樣孔隙度分析結果具有一致性。利用高分辨率圖像資料分析了不同巖性、不同類型的孔隙貢獻和不同孔徑的孔隙貢獻，頁巖油層段的儲層孔隙主要由泥質(zhì)部分提供，泥質(zhì)含量越高的巖樣具有較高的面孔率。

4.1 不同巖性的孔隙類型及其面孔率貢獻

頁巖油層段的不同巖性具有不同的孔隙類型和面孔率，定量統(tǒng)計表明泥質(zhì)粒間孔提供的孔隙貢獻最大，方解石溶蝕孔有一定的孔隙貢獻，而方解石晶間孔和晶內(nèi)孔孔隙貢獻最差。

(1)灰質(zhì)泥巖。6個灰質(zhì)泥巖樣品掃描電鏡定量分析總面孔率為5.39%～10.05%，平均為7.195%。主要儲集空間為泥質(zhì)粒間孔，數(shù)量占67.6%～98.9%，泥質(zhì)粒間孔提供的面孔率為3.54%～6.96%，平均為5.435%。次要儲集空間為方解石溶蝕孔，數(shù)量占1.1%～29.1%，溶蝕孔提供的面孔率為0.25%～4.36%，平均為1.717%。另外發(fā)育少量的晶間孔和晶內(nèi)孔。

(2)泥質(zhì)灰?guī)r。5個泥質(zhì)灰?guī)r樣品掃描電鏡定量分析總面孔率為3.56%～6.64%，平均為4.81%。泥質(zhì)灰?guī)r主要儲集空間為泥質(zhì)粒間孔，數(shù)量占64.3%～99.3%，粒間孔提供的面孔率為2.82%～5.77%，平均為3.906%。次要儲集空間為方解石溶蝕孔，數(shù)量占0.4%～33.99%，面孔率為0.82%～1.78%，平均面孔率為1.0%。方解石晶間孔數(shù)量有所增加，占0.4%～14.65%，但提供的面孔率均小于0.3%。

(3)含泥灰?guī)r。5個含泥灰?guī)r樣品掃描電鏡定量分析總面孔率為1.68%～4.77%，平均為3.246%。含泥灰?guī)r主要儲集空間為泥質(zhì)粒間孔，孔隙數(shù)量占57.94%～90.57%，面孔率為0.38%～1.56%，平均面孔率為1.106%。次要儲集空間為方解石溶蝕孔，孔隙數(shù)量占0.4%～33.99%，面孔率為0.82%～1.78%，平均為1.0%。方解石晶間孔數(shù)量占6.16%～41.7%，提供的面孔率均小于0.6%。

圖4 渤海灣盆地沾化凹陷沙三下亞段頁巖微觀孔隙類型

(4)灰?guī)r夾層。頁巖油層段中灰?guī)r一般呈夾層分布，2個泥質(zhì)灰?guī)r樣品掃描電鏡定量分析總面孔率為0.54%和0.51%，孔隙發(fā)育很差?？紫稊?shù)量以方解石晶間孔為主，數(shù)量百分比分別為94.98%和97.83%，提供的面孔率分別為0.31%和0.24%。數(shù)量較少的溶蝕孔提供的面孔率可達0.23%和0.27%。

4.2 不同巖性的孔徑分布及其孔隙面積貢獻

利用巖樣微觀孔隙類型圖像處理獲得了每個單一孔隙的孔徑及其面積大小，統(tǒng)計了頁巖油層段典型巖性不同孔徑的孔隙數(shù)量和孔隙面積百分比分布(圖5)。頁巖油儲層孔隙數(shù)量上主要由納米級和微米級孔隙組成，數(shù)量上納米級孔隙占絕對優(yōu)勢[1]，孔隙數(shù)量隨孔徑增大呈指數(shù)式急劇下降，但儲層孔隙面積主要由不占數(shù)量優(yōu)勢的微米級孔隙提供，即頁巖油層段的主要儲集空間屬于微米級孔隙。

(1)灰質(zhì)泥巖。根據(jù)6個灰質(zhì)泥巖樣品29 088個孔隙的孔徑及孔隙面積資料統(tǒng)計(圖5a)，孔隙孔徑小于100 nm的孔隙數(shù)量占52.22%，但孔隙面積貢獻僅為1.4%?？讖叫∮? 000 nm的孔隙數(shù)量占97.2%，孔隙面積貢獻僅為28.3%。孔徑大于1 000 nm的孔隙數(shù)量只占2.8%，孔隙面積貢獻為71.7%?？讖酱笥? 000 nm的孔隙數(shù)量只占0.3%，孔隙面積貢獻為40.1%。顯然，灰質(zhì)泥巖孔隙面積貢獻主要由孔徑大于1 000 nm的微米級孔隙所提供。

(2)泥質(zhì)灰?guī)r。根據(jù)5個泥質(zhì)灰?guī)r樣品17 141個孔隙的不同孔徑孔隙數(shù)量及其孔隙面積分布統(tǒng)計(圖5b)，孔徑小于100 nm的孔隙數(shù)量占49.5%，孔隙面積貢獻僅3.0%?？讖叫∮? 000 nm的孔隙數(shù)量占98.1%，孔隙面積貢獻為47.8%?？讖酱笥? 000 nm的孔隙數(shù)量只占1.9%，但孔隙面積貢獻為52.2%。孔隙面積貢獻較大的孔徑范圍為2 000～5 000 nm，這一孔徑范圍的孔隙面積貢獻為26.0%。

(3)含泥灰?guī)r。根據(jù)5個含泥灰?guī)r樣品10 320個孔隙的不同孔徑孔隙數(shù)量及其孔隙面積分布統(tǒng)計(圖5c)，孔徑小于100 nm的孔隙數(shù)量占58.8%，孔隙面積貢獻僅為2.2%?？讖叫∮? 000 nm的孔隙數(shù)量占98.2%，但孔隙面積貢獻僅為41.2%。而孔徑大于1 000 nm的孔隙數(shù)量只占1.8%，但孔隙面積貢獻為58.8%。孔隙面積貢獻較大的孔徑范圍為2 000～5 000 nm，這一孔徑范圍的孔隙面積貢獻為31.1%。

5 結論

渤海灣盆地沾化凹陷沙三下亞段頁巖油層段以灰質(zhì)泥巖、泥質(zhì)灰?guī)r和含泥灰?guī)r為主，夾少量灰?guī)r薄層，主要包括泥質(zhì)碎片間微孔和碳酸鹽礦物的溶蝕孔、晶間孔和晶內(nèi)孔等孔隙類型。泥質(zhì)部分的泥質(zhì)粒間孔構成了頁巖油儲層的主要孔隙?；屹|(zhì)泥巖孔隙發(fā)育優(yōu)于泥質(zhì)灰?guī)r，灰?guī)r孔隙發(fā)育最差。頁巖油儲層孔隙孔徑均為納米級和微米級，納米級孔隙數(shù)量占絕對優(yōu)勢，數(shù)量較少的微米級孔隙提供了頁巖油儲層的孔隙面積。微米級孔隙應該作為頁巖油勘探開發(fā)的主要對象。

圖5 沾化凹陷沙三下亞段不同巖性的孔隙數(shù)量和孔隙面積分布統(tǒng)計

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(編輯 韓 彧)

Microscopic characteristics of shale oil reservoirs in Shahejie Formation in Zhanhua Sag, Bohai Bay Basin

Liu Yi1, Lu Zhengyuan1, Qi Minghui2, Tian Tonghui1,3, Feng Mingshi1

(1.StateKeyLaboratoryofOil&GasReservoirandExploitation(ChengduUniversityofTechnology),Chengdu,Sichuan610059,China; 2.SichuanKeyLaboratoryofShaleGasEvaluationandExploitation(SichuanCoalfieldGeologyBureau),Chengdu,Sichuan610091,China; 3.SINOPECShengliOilfieldCompany,Dongying,Shandong257000,China)

The microscopic pore characteristics of shale oil reservoirs are important basic data for exploration and development. Eighteen core samples were collected from the third member of Shahejie Formation (Es3) in well Luo 69 in the Zhanhua Sag, Bohai Bay Basin, and were analyzed using argon-ion polishing Scanning Electron Microscopy (SEM) to discuss the pore development characteristics of shale oil reservoirs. The shale oil layer in Es3showed a transitional lithology of mudstone and limestone, dominated by limy mudstone, argillaceous limestone and mud bearing limestone, with minor thin layers of limestone. Argillaceous inter-particle pores, carbonate dissolved pores, inter-crystal pores and intra-crystal pores are the main pore types of the shale oil layer. Argillaceous pores provided most of reservoir pores of the shale oil layer. Most of the plane porosity was argillaceous inter-particle pores, while calcite dissolved pores made a smaller contribution and inter-crystal pores and intra-crystal pores were less important. The pore diameters of shale oil reservoirs were classed as nano scale and micron scale, and the nano scale pores have an absolute dominance quantitatively. The reservoir pore area was mainly provided by non-dominant micro-scale pores, which should be focused on in shale oil exploration.

pore size; porosity contribution; shale oil; Shahejie Formation; Zhanhua Sag; Bohai Bay Basin

2016-07-18；

2017-01-11。

劉毅(1988—)，女，博士研究生，從事油氣田開發(fā)地質(zhì)研究。E-mail：Liuyi49@cdut.edu.cn。

陸正元(1963—)，男，教授，博士生導師，從事油氣田開發(fā)地質(zhì)研究。E-mail：lzy@cdut.edu.cn。

國家重點基礎研究發(fā)展計劃(973 計劃)項目“陸相頁巖油儲集性能與流動機理”(2014CB239103)；中國石化重點科技攻關課題“頁巖油開發(fā)基礎研究”(P13059)聯(lián)合資助。

1001-6112(2017)02-0180-06

10.11781/sysydz201702180

TE122.2

A