鄂爾多斯盆地靖邊油田李家城則地區(qū)長(zhǎng)6致密油儲(chǔ)層微觀特征與含油性

崔維蘭，韓華峰，張 永，白玉彬

(1.延長(zhǎng)油田股份有限公司 靖邊采油廠，陜西 榆林 718500；2.西安石油大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院，西安 710065)

致密油是指儲(chǔ)層致密，只有經(jīng)大型壓裂改造等特殊措施才能獲得經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量的烴源巖外油，其絕對(duì)滲透率約小于(1～2)×10-3μm2，孔隙度約小于12%[1-4]，主要包括致密砂巖油和致密碳酸鹽巖油2大類型。與常規(guī)油藏相比，致密油具有顯著的地質(zhì)特征：致密油的分布沒有明顯的油水界面、油水混儲(chǔ)，非浮力短距離運(yùn)移成藏[4]；致密油緊鄰有效烴源巖且大面積準(zhǔn)連續(xù)分布[1-2,5-6]。因此，儲(chǔ)層研究是影響致密油高效勘探開發(fā)的關(guān)鍵。按致密油定義及分布特征，中國(guó)陸相富油盆地廣泛發(fā)育致密油，特別是致密砂巖油，并以鄂爾多斯盆地最為典型，全盆地發(fā)現(xiàn)的80%以上石油資源均為致密砂巖油。

目前在致密砂巖油的研究上已經(jīng)取得了重要進(jìn)展，特別是在致密砂巖微觀孔隙結(jié)構(gòu)方面。通過多種分析方法和測(cè)試手段，特別是高精尖實(shí)驗(yàn)儀器如微米及納米CT、核磁共振、恒速壓汞、場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡等，結(jié)合常規(guī)的鑄體薄片、掃描電鏡、高壓壓汞等，已認(rèn)識(shí)到致密砂巖以納米級(jí)孔喉為主[7]、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜[5,8-9]、非達(dá)西滲流[5,10]等，與常規(guī)砂巖具有顯著差異，致密砂巖微觀結(jié)構(gòu)在致密油研究中至關(guān)重要。高輝等[11-12]根據(jù)恒速壓汞技術(shù)，確定了鄂爾多斯盆地吳起、隴東和姬塬地區(qū)長(zhǎng)6—長(zhǎng)8儲(chǔ)層孔隙半徑分布相似，分布于100～240 μm，喉道半徑分布于0.3～4.4 μm，隨滲透率變好，平均喉道半徑顯著增大；然而，白斌等[13]通過微—納米CT三維成像技術(shù)得出，微米尺度下的孔喉直徑為5.4～26.0 μm，納米尺度下的微孔直徑主要為0.4～1.5 μm。肖佃師等[14]通過聯(lián)合核磁共振與恒速壓汞方法確定松遼盆地白堊系沙河子組和登婁庫(kù)組致密砂巖孔隙半徑均值為7.2～33.6 μm，這明顯低于僅依靠恒速壓汞法確定的孔隙半徑(主峰120～160 μm)?？梢?，由于研究方法的不同，相同盆地、相同地區(qū)和層位的研究結(jié)論是不一致的，甚至是矛盾的。單一的測(cè)試方法和技術(shù)均存在局限性，多尺度融合是精確表征致密砂巖微觀結(jié)構(gòu)的必然趨勢(shì)和選擇[15-16]。

以往研究在致密砂巖含油性與儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)的關(guān)系上缺少深入的分析，如具何種孔隙結(jié)構(gòu)的致密砂巖含油性好，影響因素是什么？而這些是影響致密砂巖油勘探與開發(fā)的重要難題。本次研究立足于研究區(qū)實(shí)際地質(zhì)條件，從宏觀、中觀和微觀等多尺度、多方法、全方位綜合表征致密砂巖微觀孔隙結(jié)構(gòu)。

1 地質(zhì)背景

鄂爾多斯盆地是中國(guó)致密砂巖油氣藏的典型代表，是在古生代華北穩(wěn)定克拉通盆地基礎(chǔ)上發(fā)育起來的多旋回疊合盆地[17-18]，是我國(guó)第二大含油氣盆地，盆地面積約25×104km2。盆地包括6個(gè)一級(jí)構(gòu)造單元，分別為伊盟隆起、渭北隆起、西緣沖斷帶、天環(huán)坳陷、陜北斜坡及晉西撓褶帶(圖1)，其中陜北斜坡面積最大，約11×104km2，褶皺及斷裂不發(fā)育，地層傾角不足1°，盆地內(nèi)已發(fā)現(xiàn)的80%以上油氣位于該構(gòu)造單元。鄂爾多斯盆地發(fā)育古生界及中生界2套含油氣層系，進(jìn)而形成2套含油氣系統(tǒng)，中生界上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組是鄂爾多斯盆地主力含油層系。延長(zhǎng)組自上而下分為長(zhǎng)1—長(zhǎng)10等10個(gè)油層組，其中長(zhǎng)6油層組是最主要的產(chǎn)油層。

圖1 鄂爾多斯盆地構(gòu)造單元?jiǎng)澐旨把芯繀^(qū)位置

鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組沉積時(shí)期主要為大型河流—三角洲—湖泊沉積體系[19-20]，湖水最大分布面積可達(dá)10×104km2；以北緯38°為界，北部沉積物粗、厚度小(100～600 m)，南部沉積物細(xì)、厚度大(1 000～1 400 m)[21]。延長(zhǎng)組充填記錄了大型淡水湖盆形成、發(fā)展、消亡的完整演化歷史[22]，其中長(zhǎng)7沉積初期，湖水分布面積達(dá)到最大，形成了分布廣泛的優(yōu)質(zhì)烴源巖。長(zhǎng)6沉積時(shí)期為三角洲的建設(shè)期，分流河道砂體縱向疊置、平面連片，成為石油聚集的有效儲(chǔ)層。長(zhǎng)4+5沉積時(shí)期逐漸演化為泥炭、沼澤沉積環(huán)境，廣泛發(fā)育厚層泥巖，形成良好的蓋層。受沉積條件及成巖作用的綜合影響，延長(zhǎng)組長(zhǎng)9—長(zhǎng)6儲(chǔ)層已全面致密化。

2 長(zhǎng)6儲(chǔ)層微觀特征

2.1 巖石類型與孔隙類型

根據(jù)研究區(qū)15口井巖心觀察描述及60塊鑄體薄片鑒定結(jié)果，長(zhǎng)6儲(chǔ)層巖石類型主要為細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖。碎屑組分主要以長(zhǎng)石(42%～64%，平均53%)和石英(19%～28%，平均24%)為主，其次為巖屑(7%～16%，平均10%)，成分主要為火山巖和變質(zhì)巖巖屑。長(zhǎng)6砂巖儲(chǔ)層分選性好，磨圓度為次棱角狀，主要粒徑0.15～0.35 mm。長(zhǎng)6砂巖膠結(jié)物類型多且分布極其不均，膠結(jié)物總量平均為12.0%(范圍5.2%～34.5%)，主要為方解石(1.1%～28.4%，平均3.9%)、綠泥石(0.2%～6.3%，平均3.2%)和濁沸石(0.4%～10.3%，平均2.4%)，其次為硅質(zhì)(0.1%～5.5%，平均1.2%)和伊利石(0.1%～6.2%，平均0.6%)，少量的自生長(zhǎng)石、重晶石和高嶺石。

根據(jù)鑄體薄片和掃描電鏡顯微孔隙觀察統(tǒng)計(jì)，研究區(qū)長(zhǎng)6砂巖孔隙可分為4種類型：殘余粒間孔隙、溶蝕孔隙、黏土礦物晶間孔隙及微裂縫，總視面孔率平均為5.26%。殘余粒間孔是最主要的孔隙類型(平均面孔率3.16%)，該類孔隙多孤立分布，形態(tài)不規(guī)則，數(shù)量相對(duì)較少，長(zhǎng)邊孔隙直徑分布于20～200 μm，主體分布于40～100 μm(圖2a，b，d)；礦物溶蝕孔隙比較發(fā)育，主要以長(zhǎng)石溶孔(平均面孔率1.12%)和濁沸石溶孔(平均面孔率0.35%)為主(圖2a-c，f)，孔隙直徑主體分布在5～20 μm，最大可達(dá)100 μm(顆粒幾乎溶蝕殆盡)(圖2b)。黏土礦物晶間孔隙主要以高嶺石和綠泥石晶間孔為主(圖2d，e)，約占總面孔率的0.32%，孔隙數(shù)量多，孔徑一般0.1～5 μm，主體分布于0.2～1 μm。微裂縫包括構(gòu)造縫和溶蝕縫2種成因，在構(gòu)造縫形成后有利于后期的溶蝕，構(gòu)造縫寬度一般不超過20 μm(圖2g，h)，溶蝕縫最大可達(dá)100 μm(圖2i)，總面孔率平均約為0.31%。受鑄體薄片分辨率的限制，顯微鏡下僅能看到微米以上的較大孔隙，數(shù)量更多、占更大體積的納米級(jí)孔隙需借助其他測(cè)試方法表征。

2.2 物性特征

根據(jù)24口探井1 124塊樣品常規(guī)物性分析結(jié)果統(tǒng)計(jì)，長(zhǎng)6儲(chǔ)層孔隙度主要在8%～14%，平均為10.5%(圖3a)；滲透率主要在(0.1～10.0)×10-3μm2，平均為1.15×10-3μm2，中值為0.59×10-3μm2。滲透率小于1×10-3μm2占統(tǒng)計(jì)樣品數(shù)的70%(圖3b)，滲透率小于2×10-3μm2占統(tǒng)計(jì)樣品數(shù)的85%。根據(jù)致密儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[3-4,23]，長(zhǎng)6儲(chǔ)層整體為致密儲(chǔ)層。需要注意的是，長(zhǎng)6儲(chǔ)層中實(shí)測(cè)孔隙度最大值可達(dá)16.2%，滲透率最大值為19.65×10-3μm2，這些樣品可能發(fā)育微裂縫而使物性變好[5,24]。從圖3c可以看出，總體上孔隙度與滲透率具有較好的正相關(guān)關(guān)系，隨著孔隙度增大，滲透率以指數(shù)增大，但相關(guān)系數(shù)僅為0.15。同為孔隙度10%的儲(chǔ)層，滲透率變化范圍極大，最小值為0.03×10-3μm2，最大值為8×10-3μm2?？梢缘贸?，致密儲(chǔ)層中影響儲(chǔ)層物性的因素非常復(fù)雜，這主要與埋藏成巖過程中膠結(jié)物類型及含量的變化、成巖礦物間的相互轉(zhuǎn)換等因素有關(guān)[25]。

圖2 鄂爾多斯盆地靖邊油田李家城則地區(qū)長(zhǎng)6砂巖典型孔隙顯微圖

a.粒間孔、長(zhǎng)石溶孔及綠泥石膜，J217井，1 695.63 m，紅色鑄體；b.粒間孔、長(zhǎng)石溶孔及綠泥石膜，J831井，1 750.81 m，紅色鑄體；c.長(zhǎng)石溶孔局部發(fā)育，J963井，1 871.28 m，紅色鑄體；d.綠泥石黏土膜發(fā)育，粒間孔發(fā)育，J831井，1 750.20 m，掃描電鏡；e.高嶺石充填孔隙，晶間孔發(fā)育，J805-10，1 924.31 m，掃描電鏡；f.濁沸石充填孔隙并發(fā)生溶蝕，J831，1 816.93 m，掃描電鏡；g.分支裂縫帶含油好發(fā)黃綠色熒光，基質(zhì)孔隙含油差不發(fā)熒光，J831井，1 738.23 m；h.裂縫帶含油，基質(zhì)孔含油，孔隙不發(fā)育，J831井，1 750.14 m；i.溶蝕孔隙發(fā)育，溶縫寬度可達(dá)100 μm，黃綠色熒光，J831井，1 752.43 m

Fig.2 Typical pore types of Chang 6 sandstones in Lijiachengze area, Jingbian Oil Field, Ordos Basin

圖3 鄂爾多斯盆地靖邊油田李家城則地區(qū)長(zhǎng)6砂巖儲(chǔ)層物性分布

2.3 孔隙結(jié)構(gòu)特征

2.3.1 鑄體薄片與掃描電鏡

鑄體薄片與掃描電鏡統(tǒng)計(jì)孔隙大小具有直觀的優(yōu)勢(shì)，通過統(tǒng)計(jì)軟件可以定量統(tǒng)計(jì)視域內(nèi)孔隙直徑。根據(jù)60塊鑄體薄片和30塊掃描電鏡典型樣品統(tǒng)計(jì)，每個(gè)薄片統(tǒng)計(jì)10個(gè)典型視域，共統(tǒng)計(jì)孔隙數(shù)量2 352個(gè)?？紫斗诸悩?biāo)準(zhǔn)參考謝慶邦等[26]并結(jié)合長(zhǎng)6儲(chǔ)層實(shí)際地質(zhì)特征，根據(jù)孔隙直徑大小將長(zhǎng)6致密砂巖孔隙分為5級(jí)：大孔隙(孔徑大于100 μm)、中孔隙(孔徑100～50 μm)、小孔隙(孔徑50～20 μm)、細(xì)孔隙(孔徑20～5 μm)和微孔隙(孔徑5～1 μm)。根據(jù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果，單個(gè)孔隙大小主要分布于5～100 μm的范圍內(nèi)，整體呈近正態(tài)分布，以小孔隙為主，占到總量的52.3%；中孔和細(xì)孔含量基本相當(dāng)，分別占到孔隙總量的22.7%和18.2%。

2.3.2 高壓壓汞法

根據(jù)巖心、物性及含油性分布特征，優(yōu)選了11口井25塊樣品進(jìn)行高壓壓汞測(cè)試，測(cè)試樣品孔隙度分布區(qū)間為6.5%～13.3%，平均為9.6%；滲透率分布區(qū)間為(0.03～1.36)×10-3μm2，平均為0.52×10-3μm2。測(cè)試結(jié)果表明：長(zhǎng)6砂巖最大孔喉半徑為0.13～3.22 μm，平均為1.06 μm；中值孔喉半徑為0.03～0.35 μm，平均為0.14 μm；平均孔喉半徑為0.05～0.70 μm，平均為0.26 μm；排驅(qū)壓力分布于0.23～5.74 MPa，平均為1.21 MPa；飽和度中值壓力分布于2.12～28.23 MPa，平均為7.57 MPa；最大進(jìn)汞飽和度分布于50.93%～90.04%，平均為76.66%。

2.3.3 恒速壓汞法

高壓壓汞進(jìn)汞壓力大，可反映的孔喉分布范圍寬，但可能會(huì)遺漏更大尺寸的孔喉[27-28]，同時(shí)其不能有效地將儲(chǔ)層中的孔隙和喉道分開[29-30]，其表征的是總的孔喉系統(tǒng)特征。恒速壓汞以極低的準(zhǔn)靜態(tài)速率進(jìn)汞，依據(jù)進(jìn)汞壓力的漲落可有效地將孔隙和喉道分開，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)對(duì)儲(chǔ)層中孔隙和喉道的獨(dú)立表征。根據(jù)長(zhǎng)6儲(chǔ)層巖性、含油性及物性特征，在高壓壓汞測(cè)試樣品中平行優(yōu)選了4塊具不同孔隙度和滲透率的巖心開展恒速壓汞實(shí)驗(yàn)(表1，圖4)。

4塊典型樣品孔隙半徑均具有正態(tài)分布特征且主體分布范圍一致，大體在100～200 μm之間，但孔隙半徑峰值有一定的差異(圖5a)。相比于孔隙半徑分布主區(qū)間一致，喉道半徑分布范圍明顯變寬。整體來看，隨著儲(chǔ)層物性變好，喉道半徑分布范圍變得更寬，大喉道含量增多，曲線主峰向大喉道方向偏移，且主峰含量降低(圖5b)。J217-8樣品滲透率最大，喉道半徑平均為1.28 μm；J805-10樣品滲透率最小，喉道半徑平均為0.29 μm。因此，喉道半徑是影響儲(chǔ)層滲透率、控制流體流動(dòng)的最重要因素，異常小的喉道半徑預(yù)示著極低的滲透率。

2.3.4 孔隙、喉道大小綜合表征

高壓壓汞和恒速壓汞反映汞注入巖樣的物理過程是相同的，因此其進(jìn)汞曲線應(yīng)該是相同或相似的[31]。4塊樣品高壓壓汞最大進(jìn)汞飽和度平均為67.69%，而恒速壓汞總的進(jìn)汞飽和度平均為53.32%(表1)，二者飽和度差值為14.37%，說明了孔喉半徑介于0.025～0.12μm的孔喉體積對(duì)總進(jìn)汞飽和度的貢獻(xiàn)顯著。

表1 鄂爾多斯盆地靖邊油田李家城則地區(qū)長(zhǎng)6砂巖恒速壓汞參數(shù)

圖4 鄂爾多斯盆地靖邊油田李家城則地區(qū)長(zhǎng)6砂巖恒速壓汞曲線特征

圖5 鄂爾多斯盆地靖邊油田李家城則地區(qū)長(zhǎng)6砂巖恒速壓汞孔喉參數(shù)分布

高壓壓汞技術(shù)可以表征0.025～60 μm范圍內(nèi)的孔喉半徑分布，分析結(jié)果揭示孔喉半徑大于1 μm的孔隙極少，絕大部分是小于1 μm的孔隙，且主要分布在0.1～1 μm之間，其次為小于0.1 μm的孔隙。恒速壓汞主要反映孔喉半徑大于0.12 μm的孔隙，小于該值的孔隙無法表征。測(cè)試結(jié)果表明，孔隙半徑主體為100～200 μm，喉道半徑主體為0.15～2 μm。根據(jù)鑄體薄片與掃描電鏡法觀察統(tǒng)計(jì)的孔隙直徑主要分布在20～50 μm。由此可見，單一的測(cè)試技術(shù)不能全面有效地表征致密砂巖整體孔隙、喉道大小及分布。將直觀表征的鑄體薄片法、間接表征的高壓和恒速壓汞法結(jié)合起來，可以有效表征致密砂巖總體孔隙結(jié)構(gòu)。

高壓壓汞與恒速壓汞方法結(jié)合可以表征0.025～500μm的孔喉半徑分布(圖6)，其中小于0.12μm的孔喉半徑由高壓壓汞方法測(cè)得，0.12～60 μm的孔喉半徑由高壓壓汞和恒速壓汞共同測(cè)得，大于60 μm的孔喉半徑由恒速壓汞測(cè)得。整個(gè)孔喉半徑分布曲線呈現(xiàn)多峰分布的特征，其中最右峰孔隙半徑由恒速壓汞測(cè)得，孔喉半徑分布于131.5～177.3 μm，平均為151.7 μm，主要反映的是殘余粒間孔隙和溶蝕大孔隙的分布；中間峰進(jìn)汞飽和度最高，孔隙半徑主要分布在0.12～2 μm之間(除J805-10樣品外)，主要反映蜂窩狀溶蝕孔隙、黏土礦物晶間孔隙及喉道的分布；最左峰小于0.12 μm的孔隙半徑主要為喉道和顆粒內(nèi)部死孔隙的貢獻(xiàn)，對(duì)儲(chǔ)集空間的意義不大。綜上分析，長(zhǎng)6致密砂巖主要以孔隙半徑小于2 μm的孔隙為主。

圖6 鄂爾多斯盆地靖邊油田李家城則地區(qū)長(zhǎng)6砂巖高壓、恒速壓汞曲線確定孔隙大小分布

3 長(zhǎng)6原油分布特征

3.1 原油微觀分布特征

含油巖心熒光薄片觀察發(fā)現(xiàn)，不同類型的孔隙均具有明顯的熒光顯示，但熒光特征主要在殘余粒間孔和溶蝕孔隙中特征最為明顯(圖7)。顯微鏡下觀察發(fā)現(xiàn)的微裂縫，其成因與區(qū)域構(gòu)造應(yīng)力場(chǎng)的演化密切相關(guān)，同時(shí)成巖作用亦可促進(jìn)微裂縫的形成和發(fā)展[32]。鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層微觀裂縫較為發(fā)育，20塊熒光樣品鏡下觀察統(tǒng)計(jì)，8塊樣品中均發(fā)現(xiàn)了微裂縫，裂縫處發(fā)藍(lán)綠色熒光，裂縫帶發(fā)育的位置其含油性往往好于基質(zhì)孔隙(圖2g-i)，微裂縫是石油運(yùn)移的重要通道類型之一。沿著裂縫帶地層水流通性好，由于溶蝕作用的影響，裂縫帶的寬度部分增大(圖2i)。

3.2 含油儲(chǔ)層物性及孔喉下限

研究表明，儲(chǔ)層物性與含油性具有密切的關(guān)系，總體上儲(chǔ)層物性越好含油級(jí)別越高(圖8)。油浸級(jí)儲(chǔ)層孔隙度下限為8.5%，滲透率下限為0.5×10-3μm2；油斑級(jí)儲(chǔ)層孔隙度下限為7.5%，滲透率下限為0.15×10-3μm2；油跡級(jí)儲(chǔ)層孔隙度下限為6.0%，滲透率下限為0.07×10-3μm2。致密砂巖油層投產(chǎn)開發(fā)均需要對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行壓裂改造，勘探實(shí)踐證實(shí)，獲得工業(yè)油流的儲(chǔ)層含油級(jí)別下限最低為油斑級(jí)，其對(duì)應(yīng)的孔隙度下限為7.5%，滲透率下限為0.15×10-3μm2。根據(jù)回歸公式計(jì)算得出，當(dāng)滲透率取值0.15×10-3μm2時(shí)，其對(duì)應(yīng)的平均孔喉半徑為0.1 μm(圖9)。

圖7 鄂爾多斯盆地靖邊油田李家城則地區(qū)長(zhǎng)6砂巖孔隙含油性熒光特征

a.粒間孔發(fā)育，發(fā)黃綠色熒光，J831井，1 750.14 m； b.粒間孔隙發(fā)育，發(fā)黃綠色熒光，孔隙連通性差，J831井，1 816.95 m；c.溶蝕孔隙發(fā)育，黃綠色熒光，孔喉連通性好，J831井，1 816.95 m

Fig.7 Fluorescence characteristics of oil in pores of Chang 6 sandstones in Lijiachengze area, Jingbian Oil Field, Ordos Basin

圖8 鄂爾多斯盆地靖邊油田李家城則地區(qū)長(zhǎng)6砂巖錄井含油顯示與物性關(guān)系

4 結(jié)論

(1)靖邊油田長(zhǎng)6砂巖儲(chǔ)層孔隙類型有原生殘余粒間孔、次生長(zhǎng)石溶孔、濁沸石溶孔、黏土礦物晶間孔和微裂縫，主要以殘余粒間孔和溶蝕孔隙為主，其孔隙直徑主要分布在20～50 μm。

(2)綜合高壓壓汞和恒速壓汞可全面反映儲(chǔ)層孔隙分布特征，長(zhǎng)6砂巖最小孔隙為25nm，最大可達(dá)500μm，但主要以小于2μm的孔隙為主。

圖9 鄂爾多斯盆地靖邊油田李家城則地區(qū)長(zhǎng)6砂巖平均孔喉半徑與滲透率關(guān)系

(3)長(zhǎng)6砂巖儲(chǔ)層中的石油主要分布在殘余粒間孔和溶蝕孔隙中。達(dá)到工業(yè)油流的長(zhǎng)6儲(chǔ)層孔隙度下限為7.5%，滲透率下限為0.15×10-3μm2，平均孔喉半徑下限為0.1 μm。