鄂爾多斯盆地新安邊地區(qū)長7頁巖油儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征

肖 玲, 胡 榕, 韓永林, 雷 寧, 陳 曦

(1.西安石油大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院，西安 710065；2. 西安石油大學(xué) 陜西省油氣成藏地質(zhì)學(xué)重點(diǎn)實驗室，西安 710065；3.中國石油長慶油田分公司 油田開發(fā)事業(yè)部，西安 710018)

鄂爾多斯盆地是中國重要的含油氣盆地之一，非常規(guī)油氣資源豐富，其中上三疊統(tǒng)延長組長7段烴源巖層系內(nèi)發(fā)育頁巖油資源，保守評估其資源量可達(dá)百億噸以上[1-4]。中外學(xué)者對頁巖油的定義一般有狹義和廣義2種，長慶油田公司結(jié)合鄂爾多斯盆地長7段地質(zhì)特征及勘探開發(fā)的實際情況，采用廣義的頁巖油定義[4]。綜合巖性組合、砂地比及單砂體厚度等因素，將鄂爾多斯盆地長7段頁巖油劃分為3大類型[4]，分別為Ⅰ型(多期疊置砂巖發(fā)育型)、Ⅱ型(頁巖夾薄層砂巖型)及Ⅲ型(純頁巖型)[4-5]。新安邊地區(qū)西部長7段砂巖儲層屬于Ⅰ型頁巖油儲層。對于整個盆地而言，前人的研究成果主要集中在長7油層組頁巖油的地質(zhì)特征、富集機(jī)理、沉積相、烴源巖、儲層特征及成藏組合等方面[6-11]。2014年新安邊大油田的發(fā)現(xiàn)，展示了新安邊地區(qū)長7頁巖油巨大的勘探開發(fā)潛力；但新安邊油田長7段目前的研究成果集中在致密油特征及控制因素[12]、甜點(diǎn)優(yōu)選[13]、微觀孔隙結(jié)構(gòu)定量表征[14]等方面，對頁巖油儲層的孔隙結(jié)構(gòu)特征的分析相對較少，需進(jìn)一步開展研究。本文采用鑄體薄片、高壓壓汞、恒速壓汞及核磁共振等測試分析技術(shù)，對新安邊地區(qū)西部長7頁巖油砂巖儲層的物性特征、孔隙結(jié)構(gòu)特征進(jìn)行定性-定量表征，對落實有利含油富集區(qū)，為研究區(qū)Ⅰ型頁巖油儲層的“甜點(diǎn)”優(yōu)選有著重要的意義[15]。

1 地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地面積為25×104km2，可以劃分為伊盟隆起、天環(huán)拗陷、晉西撓褶帶、渭北隆起、陜北斜坡、西緣沖斷帶6個構(gòu)造單元[16-17](圖1-A)。從盆地內(nèi)部沉積特征看，晚三疊世延長期湖盆經(jīng)歷了一個完整的水進(jìn)-水退的過程，在盆地充填演化過程中，湖盆沉積中心由東向西逐漸遷移。延長組共發(fā)育有10個油層組，自上而下依次簡稱為長1、長2……長10，其中長7期湖盆發(fā)育達(dá)到鼎盛時期。長7油層組從上至下可以劃分為長71、長72和長73三個小層。其中長73沉積期水體最深，湖盆范圍最大，該期沉積了延長組乃至整個中生界最重要的一套優(yōu)質(zhì)烴源巖(圖1-B)。長72沉積期至長71沉積期，水體開始逐漸變淺，主要以半深湖-深湖沉積相為主，在湖盆中心部位發(fā)育了一套厚度較大的重力流砂體，向物源方向則發(fā)育了三角洲沉積。新安邊地區(qū)西部位于盆地中西部陜北斜坡上，北至定邊、南至喬川、西至古峰莊、東至胡尖山，面積約為 11 000 km2，構(gòu)造上表現(xiàn)為平緩的西傾單斜，內(nèi)部發(fā)育鼻狀構(gòu)造；研究區(qū)西部由于靠近天環(huán)凹陷構(gòu)造帶，地層出現(xiàn)凹陷，坡度變大(圖1-A)。

圖1 研究區(qū)位置及延長組地層柱狀圖Fig.1 Location of study area and stratigraphic histogram of the Yanchang Formation

2 沉積特征

物源分析表明，研究區(qū)長7段主要受東北物源區(qū)、西北物源區(qū)及西南物源區(qū)的多重控制，其中東北物源區(qū)、西北物源區(qū)對研究區(qū)的影響大，該時期沉積相主要發(fā)育三角洲前緣-半深湖-深湖沉積。研究區(qū)長7油層組中砂體最發(fā)育的是長72小層，該小層發(fā)育多條以北東-南西向展布為主的厚砂體帶。在波羅池-白兒莊-油坊莊-新安邊-吳倉堡以北一線主要發(fā)育三角洲前緣亞相，主要的儲集砂體類型為水下分流河道與河口壩復(fù)合砂體[18-19]，半深湖-深湖亞相背景下發(fā)育的濁積細(xì)粒砂體主要發(fā)育在研究區(qū)的南部及西南部(圖2)。

圖2 新安邊地區(qū)西部長72沉積相平面圖Fig.2 The sedimentary facies map of Chang 72 in the western Xin’anbian area

3 巖石學(xué)特征

圖3 新安邊地區(qū)西部長7頁巖油儲層砂巖分類Fig.3 Classification of Chang 7 sandstone in the western Xin’anbian areaⅠ.石英砂巖; Ⅱ.長石石英砂巖; Ⅲ.巖屑石英砂巖; Ⅳ.長石砂巖; Ⅴ.巖屑長石砂巖; Ⅵ.長石巖屑砂巖;Ⅶ.巖屑砂巖

巖心觀察及鑄體薄片鑒定結(jié)果表明，新安邊地區(qū)西部長7頁巖油砂巖儲層主要為一套灰色、灰黑色細(xì)-粉砂巖，粒度偏細(xì)，泥質(zhì)含量較高，巖石類型主要為長石砂巖和巖屑長石砂巖(圖3)。碎屑成分中石英的體積分?jǐn)?shù)(φ)為25.08%～29.10%，平均為27.2%，多為單晶石英；長石的體積分?jǐn)?shù)為31.00%～38.30%，平均可達(dá)33.7%；巖屑的體積分?jǐn)?shù)相對較低，占13.5%～16.3%，平均為15.4%。巖屑類型以變質(zhì)巖為主，巖漿巖次之，沉積巖含量最少。填隙物的類型多種多樣，主要的類型包括鐵方解石、水云母、綠泥石等。由于受不同物源方向母巖性質(zhì)的影響，碎屑組分含量有所差別，其中，西北物源區(qū)石英含量較高，東北物源區(qū)長石含量較高，西北物源區(qū)的巖屑和填隙物含量均高于東北物源區(qū)。

4 物性特征

新安邊地區(qū)西部長7頁巖油砂巖儲層孔隙度(q)平均為7.0%，滲透率(K)平均為0.12×10-3μm2，物性差，儲層致密。其中長71小層孔隙度最高，主要為6%～8%(圖4-A)，且峰值最高；長72小層孔隙度其次，長73小層孔隙度最差。長72小層滲透率最高，其次為長71小層，長73小層滲透率最低，各小層滲透率分布主峰均在<0.05×10-3μm2的區(qū)間內(nèi)(圖4-B)。

圖4 新安邊地區(qū)西部長7頁巖油儲層物性特征Fig.4 Property characteristics of Chang 7 shale oil reservoir in the western Xin’anbian area

5 孔隙結(jié)構(gòu)特征

5.1 孔隙類型

新安邊地區(qū)西部長7頁巖油砂巖儲層面孔率普遍較低，平均為2.65%。其中長72小層最高，也僅為4.11%；長71小層次之；長73小層面孔率最低。粒間孔、長石溶孔在研究區(qū)最為發(fā)育，巖屑溶孔、晶間孔和微裂隙在研究區(qū)少見(表1、圖5)。

表1 新安邊地區(qū)西部長7頁巖油儲層孔隙類型統(tǒng)計Table 1 Statistics of pore types of Chang 7 shale oil reservoir in the western Xin’anbian area

粒間孔為研究區(qū)長7段最主要的孔隙類型，其相對比率達(dá)到38.8%，包括經(jīng)成巖作用改造的原生粒間孔及粒間溶孔，前者在鏡下常見的形態(tài)為三角形、多邊形(圖5-A、C)，后者是長石顆粒邊緣部分發(fā)生溶蝕所形成，在鏡下多呈港灣狀(圖5-I)。研究區(qū)另一個重要的孔隙類型為長石溶孔，其相對比率達(dá)到36.2%，在酸性水體的作用下，發(fā)生溶蝕形成長條狀孔隙、蜂窩狀孔隙(圖5-E)或整體被溶蝕形成鑄模孔(圖5-F)，前者孔徑相對較小，但在工區(qū)內(nèi)相對較發(fā)育，其與剩余粒間孔連通成為有效溶孔；后者孔徑相對較大，但分布具有局限性，絕大部分為無效孔隙。研究區(qū)可見零星巖屑溶孔，其相對比率為10.2%，其孔徑較小(圖5-G)。晶間孔主要存在于細(xì)小的黏土礦物中，研究區(qū)可見伊利石晶間孔，晶間孔直徑一般<0.01 mm，其相對比率為4.9%(圖5-H)。微裂縫在研究區(qū)相對較為發(fā)育，相對比率為10.94%(圖5-I)，巖心觀察、鑄體薄片及成像測井資料均有所反映，高角度縫占76%，且裂縫主要發(fā)育于粉-細(xì)砂巖中。

5.2 喉道特征

通過觀察鑄體薄片，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)長7段的壓實程度相對較高，顆粒定向排列，喉道作為連通兩個孔隙的狹窄通道，表現(xiàn)出細(xì)而短的特點(diǎn)，配位數(shù)較低。根據(jù)羅蟄潭[20]的分類方案，喉道類型主要包含孔隙縮小型、縮頸型、片狀或彎片狀及管束狀喉道4種類型。其中孔隙縮小型指的是以孔隙縮小部分作為喉道的主體部分，該種喉道類型在研究區(qū)一般出現(xiàn)在粒間孔相對較為發(fā)育的位置，喉道直徑一般大于2 μm，是最重要的喉道類型(圖5-A、B)；縮頸型指的是顆粒之間可變斷面的收縮部分作為喉道的主體部分，經(jīng)過強(qiáng)烈的壓實作用，顆粒之間緊密排列[21]，喉道逐漸由寬變窄，孔喉比呈變大趨勢，以此種喉道連接的孔隙為無效孔隙的可能性較大(圖5-F)；顆粒之間彎曲的長條狀通道通常為片狀或彎片狀喉道，研究區(qū)該種喉道半徑變化范圍較大，一般介于1～3 μm，既可以是小孔極細(xì)喉型，也可以是受溶蝕作用改造后的大孔粗喉型[22](圖5-D、I)；管束狀喉道在研究區(qū)一般出現(xiàn)在晶間孔較為發(fā)育的地區(qū)以及蜂窩狀長石溶蝕區(qū)，其既可以作為孔隙又可以作為喉道，這些孔隙形態(tài)如一支支微毛細(xì)管交叉分布形成的管束狀喉道，直徑細(xì)小，一般小于1 μm，孔喉比一般為1(圖5-C、E、I)。片狀或彎片狀喉道、管束狀喉道在研究區(qū)較為常見，它們具有喉道半徑小、數(shù)量多的特點(diǎn)。

圖5 長7段頁巖油儲層主要孔隙與喉道類型Fig.5 Main pore and throat types of Chang 7 shale oil reservoir in the western Xin’anbian area(A)多邊形粒間孔與孔隙縮小型喉道，A92井，深度2 297.67 m，長72; (B)多邊形粒間孔與孔隙縮小型喉道，Y171井，深度2 192 m，長72; (C)多邊形粒間孔與管束狀喉道，B19井，深度2 630.5 m，長72; (D)不規(guī)則長石溶孔及彎片狀喉道，Y149井，深度2 173.5 m，長72; (E)片狀長石溶孔及管束狀喉道，Y320井，深度2 625.6 m，長71; (F)長石鑄?？着c縮頸型喉道，G273井，深度2 404.65 m，長71; (G)巖屑溶孔，A83井，深度2 195 m，長72; (H)三角形粒間孔、晶間孔及管束狀喉道，G58井，深度2 453 m，長73;(I)微裂縫、粒間孔及孔隙縮小型喉道、彎片狀喉道，A41井，深度2 227.97 m，長72

5.3 孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)

5.3.1 高壓壓汞

高壓壓汞測試分析數(shù)據(jù)如表2所示。研究區(qū)長7儲層的排驅(qū)壓力在1.390～8.508 MPa，平均為3.389 MPa；中值壓力的范圍在7.615～25.555 MPa，平均為13.284 MPa；孔喉中值半徑平均為95 nm，孔喉半徑普遍較小，為納米級孔喉；分選系數(shù)平均為2.062，說明孔隙、喉道的分布相對不均勻；偏態(tài)為正，平均為0.774，但數(shù)值相對較小，說明孔喉相對偏細(xì)，以小孔-微喉、微孔-微喉為主；最大進(jìn)汞飽和度變化范圍較小，平均為75.840%，反映孔喉連通性較好；退汞效率相對較高，平均為26.534%，反映有效孔喉分布較為均勻。

從不同砂體成因類型來看，雖然不同小層不同成因砂體的物性有所差別，但濁流砂體較三角洲前緣砂體的中值壓力低(圖6-A)、中值半徑大(圖6-B)、最大進(jìn)汞飽和度相對較高(圖6-C)，說明長7儲層微觀非均質(zhì)性嚴(yán)重，濁流砂體的孔隙結(jié)構(gòu)較三角洲前緣砂體稍好。

5.3.2 恒速壓汞

本次研究共對研究區(qū)內(nèi)3塊樣品進(jìn)行了恒速壓汞實驗測試，通過恒速壓汞實驗測試獲得微觀孔喉結(jié)構(gòu)信息，實驗結(jié)果如表3所示。

表2 長7頁巖油儲層高壓壓汞實驗數(shù)據(jù)Table 2 Experiment results of high pressure mercury injection of Chang 7 shale oil reservoir in the western Xin’anbian area

圖6 長7頁巖油儲層不同微相孔喉半徑參數(shù)與儲層物性相關(guān)關(guān)系Fig.6 Correlation between different microfacies pore throat radius parameters and reservoir physical properties in Chang 7 shale oil reservoirs in the west of Xin’anbian area

恒速壓汞分析表明，研究區(qū)長7儲層孔隙半徑集中在120～180 μm，不同滲透性儲層的孔隙大小及分布差異不明顯(圖7-A)，喉道半徑集中在0.1～0.5 μm(圖7-B)。滲透率分布情況與喉道半徑分布具有一定的相關(guān)性，滲透率值越低，喉道半徑就越集中分布于低值區(qū)，且分布范圍較窄，曲線峰值升高；隨著滲透率值逐漸增大，喉道半徑逐漸向高值區(qū)擴(kuò)展，但分布范圍變寬，曲線峰值下降(圖7-B)。由此可見，在一定程度上巖樣的滲流能力受喉道半徑的控制。滲透率值越低的情況下，偏小的喉道半徑對滲透率的貢獻(xiàn)作用就越大，滲透率貢獻(xiàn)率曲線的峰值就越高，且分布范圍窄，滲透率貢獻(xiàn)累計曲線斜率就越大(圖8-A)；而滲透率值越高的情況下，較大的喉道半徑對滲透率的貢獻(xiàn)作用就越大，滲透率貢獻(xiàn)率曲線的峰值就越低，且分布范圍越寬，滲透率貢獻(xiàn)累計曲線斜率就越小(圖8-B)。

5.3.3 核磁共振

可動流體核磁共振-離心分析可以測得巖心在不同喉道半徑區(qū)間控制的可動流體飽和度，從而判斷儲層基質(zhì)儲集能力及特定喉道區(qū)間內(nèi)可流動孔隙空間大小，是表征儲層基質(zhì)儲集能力及潛力的重要指標(biāo)。對研究區(qū)內(nèi)9塊樣品進(jìn)行了可動流體核磁共振(NMR)實驗測試，測試結(jié)果(表4)表明：研究區(qū)可動流體飽和度變化范圍大，最大值為53.3%，最小值為18.02%，平均值相對較高，為40.81%?？蓜恿黧w比率與孔隙度之間的相關(guān)性不明顯，但與滲透率具有較好的正相關(guān)性，可動流體比率隨著滲透率的增大具有明顯增加的趨勢(圖9)。根據(jù)鄒才能[23]的非常規(guī)儲層孔徑分類標(biāo)準(zhǔn)，研究區(qū)可動流體主要由納米級喉道和亞微米級喉道所控制(圖10)，隨著滲透率的增大，納米級喉道和亞微米級喉道所控制的可動流體增加，開發(fā)潛力增大。

表3 長7頁巖油儲層恒速壓汞實驗孔喉特征參數(shù)Table 3 Pore throat characteristic parameters of constant rate mercury injection in Chang 7 shale oil reservoir in western Xin’anbian area

圖7 長7頁巖油儲層恒速壓汞孔喉半徑分布Fig.7 Pore-throat radius distribution of Chang 7 shale oil reservoir in western Xin’anbian area

圖8 長7頁巖油儲層喉道半徑與滲透率的貢獻(xiàn)關(guān)系Fig.8 Contribution ratio of throat to permeability of Chang 7 shale oil reservoir in western Xin’anbian area

表4 新安邊地區(qū)西部長7頁巖油儲層可動流體核磁共振測試結(jié)果Table 4 NMR test results of movable fluid in Chang 7 shale oil reservoir in the west of Xin’anbian area

圖9 長7頁巖油儲層可動流體與孔、滲對應(yīng)關(guān)系Fig.9 Corresponding relationship between movable fluid content and porosity and permeability of Chang 7 shale oil reservoir in western Xin’anbian area

圖10 長7頁巖油儲層可動流體賦存狀態(tài)Fig.10 Movable fluid occurrence state of Chang 7 shale oil reservoir in western Xin’anbian area

6 結(jié) 論

a. 新安邊地區(qū)西部長7段頁巖油砂巖儲層非均質(zhì)性嚴(yán)重，面孔率低，粒間孔、長石溶孔是最主要的儲集空間類型，孔隙縮小型喉道是最重要的喉道類型，片狀、彎片狀喉道及管束狀喉道廣泛發(fā)育。

b. 新安邊地區(qū)西部長7段頁巖油砂巖儲層具有中值半徑小的特點(diǎn)，濁流砂體的孔隙結(jié)構(gòu)好于三角洲前緣砂體，喉道半徑控制著儲層的滲流能力。

c. 新安邊地區(qū)西部長7段頁巖油砂巖儲層可動流體飽和度較高，與滲透率有較好的線性關(guān)系，與孔隙度關(guān)系不明顯，控制可動流體飽和度大小的主要因素為納米級喉道和亞微米級喉道。