吉木薩爾凹陷頁(yè)巖油賦存特征及含油下限

李映艷，鄧 遠(yuǎn)，徐田錄，彭壽昌，雷祥輝

( 1. 中國(guó)石油新疆油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000； 2. 中國(guó)石油新疆油田分公司 吉慶油田作業(yè)區(qū)，新疆 吉木薩爾 831702 )

0 引言

頁(yè)巖油是指以頁(yè)巖為主的頁(yè)巖層系中所含的石油資源，既包括泥頁(yè)巖孔隙和裂縫中的石油，還包括互層和相鄰的貧有機(jī)質(zhì)儲(chǔ)集層中的石油。中國(guó)頁(yè)巖油資源豐富，如松遼盆地白堊系、渤海灣盆地古近系、準(zhǔn)噶爾盆地二疊系、鄂爾多斯盆地三疊系、四川盆地侏羅系等有發(fā)現(xiàn)[1-7]。準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組是中國(guó)陸相湖盆頁(yè)巖油的典型代表，自2011年起，新疆油田相繼開展直井開發(fā)試驗(yàn)、水平井提產(chǎn)、井組開發(fā)，以及井距和改造規(guī)模對(duì)比試驗(yàn)，單井年產(chǎn)量最高突破1.3×104m3[5]，已成為中國(guó)頁(yè)巖油規(guī)模開發(fā)效果最好的建產(chǎn)區(qū)。

吉木薩爾蘆草溝組具有整體含油、局部富集的特征，上、下共發(fā)育兩套甜點(diǎn)層段，即蘆二段二層組(P2l22)和蘆一段二層組(P2l12)。上甜點(diǎn)主要為水下灘壩及分流河道沉積的粉細(xì)長(zhǎng)石巖屑砂巖，下甜點(diǎn)主要為三角洲前緣分流河道及遠(yuǎn)砂壩沉積的云質(zhì)砂巖、粉砂巖?？碧綄?shí)踐證實(shí)，吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁(yè)巖油勘探前景廣闊，2021年年產(chǎn)量已達(dá)4×105t，規(guī)劃2025年年產(chǎn)量可達(dá)2×106t[8]。目前，蘆草溝組頁(yè)巖油依然存在勘探難點(diǎn)，如高頻旋回控制下的多組分混積模式及規(guī)律、頁(yè)巖油微觀賦存、頁(yè)巖油含油下限及含油性、地層條件下頁(yè)巖油的可動(dòng)下限及測(cè)井評(píng)價(jià)方法等。

頁(yè)巖油儲(chǔ)層多為微納米孔喉系統(tǒng)，不同孔徑內(nèi)的原油賦存形態(tài)存在差異，制約頁(yè)巖油的可動(dòng)性。此外，厘定頁(yè)巖油的含油下限，對(duì)頁(yè)巖油儲(chǔ)層含油性評(píng)價(jià)及甜點(diǎn)優(yōu)選也起重要作用。目前，頁(yè)巖油的賦存研究主要利用兩種手段：一是利用環(huán)境掃描電鏡、CT、電子束荷電效應(yīng)、能譜等手段直接觀測(cè)[9]，可以直觀揭示原油的賦存特征，但受樣品尺寸的影響，其結(jié)果缺乏代表性。二是利用核磁共振、熱解、抽提及分子動(dòng)力學(xué)模擬等手段間接表征[10-13]，在巖心尺度上開展研究?；诩舅_爾凹陷蘆草溝組巖心樣品，筆者開展激光共聚焦、2D核磁共振、抽提前后的高壓壓汞對(duì)比實(shí)驗(yàn)、常壓滲吸實(shí)驗(yàn)及加壓飽和實(shí)驗(yàn)，定性定量表征基質(zhì)孔隙內(nèi)不同性質(zhì)流體的賦存特征，并根據(jù)2D核磁和壓汞實(shí)驗(yàn)結(jié)果，厘定研究區(qū)頁(yè)巖油儲(chǔ)層孔隙和喉道的含油下限，為甜點(diǎn)層段的優(yōu)選及可動(dòng)性評(píng)價(jià)提供參考。

1 樣品及實(shí)驗(yàn)

采集吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁(yè)巖油儲(chǔ)層樣品12塊，包括研究區(qū)三類主要巖性，即粉砂巖、云質(zhì)粉砂巖和泥頁(yè)巖，孔隙度介于7.4%～19.7%、滲透率介于(0.020～0.630) ×10-3μm2，樣品基本物性參數(shù)見表1。

表1 研究區(qū)實(shí)驗(yàn)樣品基本物理參數(shù)Table 1 Basic physical parameters of experimental samples in study area

表1中，2號(hào)、15號(hào)和30號(hào)為密閉取心樣品，用于激光共聚焦觀測(cè)，在冷凍條件下切片→密膠→磨光切片→粘片→磨制薄片，利用LEICA-SP8型激光共聚焦觀察；剩余9塊樣品為非新鮮樣品，將每一塊巖心切割成三份柱塞樣品，即一份尺寸為5.0 cm×2.5 cm，兩份尺寸為1.5 cm×2.5 cm，其中，長(zhǎng)度為5.0 cm柱塞樣品直接開展二維核磁檢測(cè)，長(zhǎng)度為1.5 cm樣品一份抽提烘干后開展壓汞實(shí)驗(yàn)，另一份不抽提，冷凍處理后開展壓汞實(shí)驗(yàn)。二維核磁實(shí)驗(yàn)在MesoMR3-060H-I核磁共振儀上進(jìn)行，測(cè)量過程參照SY/T 6490—2007《巖樣核磁共振參數(shù)實(shí)驗(yàn)室測(cè)量規(guī)范》，測(cè)量參數(shù)設(shè)定為180°脈沖間隔TE=0.2 ms，等待時(shí)間Tw=3 000 ms，脈沖個(gè)數(shù)NECH為6 000，疊加次數(shù)NS為32，描述縱向弛豫曲線需要的數(shù)據(jù)點(diǎn)數(shù)NTI為40。高壓壓汞實(shí)驗(yàn)在AutoPore-IV-9505孔隙分析儀上進(jìn)行，測(cè)試過程參照GB/T 29171—2012《巖石毛管壓力曲線的測(cè)定》，最大毛管壓力為200 MPa，檢測(cè)溫度和濕度分別為23.6 ℃和5%。

2 頁(yè)巖油賦存特征

2.1 激光共聚焦觀測(cè)

激光共聚焦掃描以多波段、多層掃描方式檢測(cè)樣品。通過激光共聚焦掃描激發(fā)熒光，可觀察到微觀孔隙中原油輕質(zhì)和重質(zhì)組分分布規(guī)律[14]。吉木薩爾凹陷頁(yè)巖樣品激光共聚焦三維重構(gòu)圖像采用488 nm固定波長(zhǎng)的激光激發(fā)樣品，原油中輕質(zhì)組分產(chǎn)生490～600 nm波長(zhǎng)范圍的熒光信號(hào)，表現(xiàn)為紅色—粉紅色；重質(zhì)組分波長(zhǎng)較長(zhǎng)，產(chǎn)生600～800 nm波長(zhǎng)范圍的熒光信號(hào)，表現(xiàn)為紫色—棕紅色。

整體而言，蘆草溝組頁(yè)巖油儲(chǔ)層具有較高的含油豐度，原油多呈片狀或連片狀分布在孔隙中(見圖1)。“上、下甜點(diǎn)”層段油質(zhì)存在顯著差異，“下甜點(diǎn)”儲(chǔ)層(見圖1(b-c))中原油重質(zhì)組分明顯比“上甜點(diǎn)”的(見圖1(a))多，導(dǎo)致 “下甜點(diǎn)”原油黏度比“上甜點(diǎn)”的大，可動(dòng)性比“上甜點(diǎn)”的差，說明“上甜點(diǎn)”頁(yè)巖油儲(chǔ)層內(nèi)游離油含量相對(duì)高，原油可動(dòng)性較“下甜點(diǎn)”的好。

圖1 吉木薩爾凹陷頁(yè)巖油樣品激光共聚焦三維重構(gòu)圖像Fig.1 Three dimensional reconstruction image of shale oil samples in Jimusaer Sag by CLSM

受實(shí)驗(yàn)分辨率的制約，激光共聚焦僅能觀察到微米級(jí)孔隙內(nèi)的原油賦存特征。孔隙尺寸不同，孔隙內(nèi)原油的輕、重組分含量及分布差異顯著。以“上甜點(diǎn)”2號(hào)樣品為例(見圖2)，輕質(zhì)組分多分布在尺寸較大且相互連通的孔隙內(nèi)，隨孔隙尺寸變小，原油的重質(zhì)組分含量明顯增多。同一孔隙內(nèi)輕質(zhì)和重質(zhì)組分呈差異化分布，輕質(zhì)組分分布在孔隙中心，而重質(zhì)組分分布在孔隙周邊并包裹輕質(zhì)組分。張世明[15]利用分子動(dòng)力學(xué)模擬揭示原油密度從孔隙壁面到孔隙中央逐漸降低，高密度的重質(zhì)油多為吸附態(tài)附著在孔壁表面，而孔隙中央的輕質(zhì)油呈現(xiàn)游離態(tài)，與激光共聚焦觀察到的結(jié)果具有一致性。

圖2 不同尺寸孔隙內(nèi)重、輕質(zhì)組分賦存特征Fig.2 Occurrence characteristics of heavy and light components in pores with different sizes

2.2 二維核磁共振實(shí)驗(yàn)

基于二維核磁中的橫向弛豫時(shí)間(T2)與擴(kuò)散系數(shù)(D)、縱向弛豫時(shí)間(T1)等參數(shù)的關(guān)系，可描述不同含氫組分的分布特征，并被廣泛應(yīng)用于頁(yè)巖油賦存定量表征[16-19]。在納米級(jí)多孔介質(zhì)中難以測(cè)量擴(kuò)散系數(shù)D[20]，采用T1—T2譜區(qū)分吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁(yè)巖油的賦存特征。

為了厘定油水在T1—T2譜中的分布特征，對(duì)洗油干燥后的巖心樣品分別飽和煤油和水，開展二維核磁檢測(cè)。兩種流體的縱向弛豫時(shí)間T1差異明顯，煤油主要分布在T1>30 ms、T1/T2=10～1 000的區(qū)域(見圖3(a))，水主要分布在T1<30 ms、T1/T2=1～10的區(qū)域(見圖3(b))。8 000 r/min離心3 h后，煤油的核磁信號(hào)從20 992 a.u.降至11 409 a.u.，高T2區(qū)域的信號(hào)量降低顯著，殘余油信號(hào)主要分布在T2<3 ms、T1>30 ms區(qū)域(見圖3(c))。在8 000 r/min離心3 h后，飽和水樣品的核磁信號(hào)在2D圖譜中的位置變化不大，但氫信號(hào)總量降幅高達(dá)76%(從6 741 a.u.降至1 603 a.u.)(見圖3(d))，遠(yuǎn)高于煤油的降幅(46%)。

圖3 飽和和離心狀態(tài)下煤油和水核磁二維譜圖Fig.3 2D NMR spectra of saturated and centrifuged kerosene and water

9塊非新鮮巖心樣品的2D核磁譜揭示，殘余流體分布大體以0.2～0.5 ms為界限劃分為左右二個(gè)區(qū)域，對(duì)照油—水的2D核磁分布特征，厘定右側(cè)區(qū)域基本為原油信號(hào)，T1/T2介于3～100(見圖4)。與飽和煤油相比，非新鮮巖心樣品的T1、T2及T1/T2有所減小，主要是實(shí)際原油組分比煤油重且黏度大的緣故。謝然紅等[21]通過不同黏度原油的核磁共振實(shí)驗(yàn)，證實(shí)T1、T2隨原油黏度或重質(zhì)組分含量增大而逐漸降低。游離態(tài)水的信號(hào)位于油信號(hào)的下方(見圖3(b))，但在原始巖心樣品中未檢測(cè)到該區(qū)域的水信號(hào)，可能是由于樣品長(zhǎng)期暴露在干燥的空氣中，游離態(tài)水多已蒸發(fā)散逸殆盡。

圖4 非新鮮巖心樣品殘余流體二維核磁譜特征Fig.4 2D NMR characteristics of residual fluid in not-fresh core samples

基于陸相頁(yè)巖油不同含氫組分T1—T2核磁分布特征，LI Jinbu等[22]認(rèn)為，干酪根(或固態(tài)瀝青)、結(jié)構(gòu)水和吸附水T2普遍低于0.2 ms，其中，吸附水T1/T2主要介于1～10，結(jié)構(gòu)水、干酪根及固態(tài)瀝青的T1/T2多大于10。原始樣品2D核磁左側(cè)區(qū)域氫信號(hào)基本屬于這一范疇，在T1/T2介于1～10區(qū)域?yàn)槲剿?27、49、13號(hào)樣品等)，T1/T2>10的氫信號(hào)源于結(jié)構(gòu)水和干酪根或固態(tài)瀝青(31、38、1號(hào)樣品等)(見圖4)。

核磁T2譜由若干個(gè)回波串反演獲得，其反演過程采用統(tǒng)計(jì)學(xué)原理，統(tǒng)計(jì)學(xué)的中心極限定理認(rèn)為：一些現(xiàn)象受到許多相互獨(dú)立的隨機(jī)因素的影響，如果每個(gè)因素所產(chǎn)生的影響很微小時(shí)，總的影響可以看作是服從正態(tài)分布[23]?？紤]到巖心樣品從地層中取出且在巖心庫(kù)放置較長(zhǎng)時(shí)間，孔隙內(nèi)原油經(jīng)歷彈性能釋放排出和揮發(fā)散逸，殘留的原油多為重質(zhì)組分，組分相對(duì)單一。在不考慮原油組分對(duì)T2的影響下，核磁T2譜的分布形態(tài)更多受控于孔隙尺寸。根據(jù)自相似性利用分形原理將孔隙劃分為大、中、小、微4種類型[24-27]。以核磁T2值代表孔徑，并將4種類型孔隙作為獨(dú)立因素對(duì)核磁T2譜進(jìn)行分頻處理，可獲取各獨(dú)立因素具正態(tài)分布的子頻譜[28]。分頻結(jié)果顯示，9塊巖心樣品中，除41號(hào)樣品被分解出4個(gè)頻譜外(見圖5(a))，其他樣品被分解出3個(gè)子頻譜(38號(hào)樣品，見圖5(b))，4個(gè)子頻譜主峰對(duì)應(yīng)的T2值分別位于0.1、1.0、10、100 ms附近，可依次看作微、小、中、大孔。微孔內(nèi)流體的T2譜主峰位于0.1 ms處，對(duì)應(yīng)2D核磁譜中的結(jié)構(gòu)水和吸附水(見圖4)，小孔—大孔中的流體為殘留原油。

圖5 核磁分頻及不同類型孔隙內(nèi)殘余流體分布特征Fig.5 NMR frequency division and distribution characteristics of residual fluid in different types of pores

2.3 抽提前—后壓汞實(shí)驗(yàn)

抽提前樣品的進(jìn)汞量體現(xiàn)該樣品中扣除殘余流體后的孔隙體大小，抽提烘干后樣品的進(jìn)汞量為總有效孔隙空間，二者之差即為不同尺寸喉道控制的孔隙內(nèi)殘余流體體積(以1號(hào)樣品為例，見圖6)。由9塊樣品殘余流體的分布特征可知，粉砂巖類樣品殘余流體賦存空間的喉道半徑范圍最大，為5～2 800 nm(見圖7(a))，鑄體薄片揭示孔隙較為發(fā)育，主要為粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔，部分長(zhǎng)石被溶蝕成鑄?？?見圖7(b))。云質(zhì)粉砂巖流體賦存空間的喉道尺寸有所減小，最大喉道半徑約為500 nm(見圖7(c))，孔隙發(fā)育程度差于粉砂巖類的，但依然以粒間/粒內(nèi)溶孔為主，局部發(fā)育(見圖7(d))。泥頁(yè)巖殘留油賦存的儲(chǔ)集空間喉道半徑最小，基本小于130 nm(見圖7(e))，鑄體薄片未明顯觀察到孔隙，多以晶間孔為主(見圖7(f))。

圖6 1號(hào)樣品洗油前—后壓汞結(jié)果Fig.6 Mercury injection results of sample 1 before and after oil washing

圖7 不同巖性儲(chǔ)層殘余流體儲(chǔ)集空間喉道半徑分布及鏡下特征Fig.7 Throat radius distribution and microscopic characteristics of residual fluid reservoir space in different lithology reservoirs

3 不同狀態(tài)流體分布特征

流體的賦存狀態(tài)與其可動(dòng)性密切相關(guān)，可動(dòng)性較高的游離態(tài)油和水很容易在巖心從地層鉆取過程中通過彈性能釋放排出，束縛態(tài)流體雖然受控于毛管阻力難以排出，但在后期可通過揮發(fā)散逸排出，殘留下來(lái)的多為附著在孔壁上的吸附態(tài)及分布于晶格間的結(jié)構(gòu)態(tài)，可動(dòng)性最差[29-30]。采用常壓自發(fā)滲吸實(shí)驗(yàn)恢復(fù)毛管束縛流體，采用加壓(35 MPa)飽和實(shí)驗(yàn)恢復(fù)彈性能釋放排出的可動(dòng)流體，從而評(píng)價(jià)不同尺寸孔隙內(nèi)流體的賦存特征及可動(dòng)性。以41號(hào)樣品為例，歷經(jīng)3 d的自發(fā)滲吸原油，樣品的核磁信號(hào)由790 a.u.增加到1 711 a.u.，進(jìn)一步壓飽和后核磁信號(hào)增至3 347 a.u.(見圖8(a))。從孔壓35 MPa降到標(biāo)準(zhǔn)大氣壓，彈性能釋放排出的可動(dòng)流體可達(dá)48.9%，后期的揮發(fā)散逸使得孔隙內(nèi)束縛態(tài)流體散失27.6%。

進(jìn)一步對(duì)自發(fā)滲吸后的核磁T2譜和加壓飽和后的核磁T2譜進(jìn)行分頻處理，不同尺寸孔隙內(nèi)流體的分布特征及核磁信號(hào)量見圖8(b-c)和表2。雖然實(shí)驗(yàn)沒有恢復(fù)基質(zhì)孔隙內(nèi)地層水含量，但通過場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡揭示研究區(qū)頁(yè)巖油儲(chǔ)層“中—大孔親油含油、微—小孔親水含水”的潤(rùn)濕性特征和原油賦存模式[31]。因此，結(jié)合巖心樣品在原始狀態(tài)、滲吸狀態(tài)和加壓飽和狀態(tài)的流體分布特征，可以認(rèn)為微孔內(nèi)主要為孔壁吸附水、毛管束縛水和可動(dòng)水，小孔內(nèi)主要為吸附油、束縛水和可動(dòng)水，中孔內(nèi)主要為吸附油、束縛油和可動(dòng)油，大孔內(nèi)主要為可動(dòng)油和少量吸附油(見圖8(d))。由41號(hào)樣品的分析結(jié)果可知，大孔內(nèi)近99%的原油可動(dòng)，不到1%的原油吸附在孔壁上；中孔內(nèi)可動(dòng)原油和毛管束縛原油占比相當(dāng)，剩余15%為吸附油；小孔內(nèi)過半數(shù)為吸附油，其余空間為可動(dòng)水和束縛水，二者比值約為1/2；微孔內(nèi)近40%為吸附水，其余空間被可動(dòng)水和束縛水占據(jù)，二者含量相當(dāng)(見圖8(d))。

圖8 不同狀態(tài)下核磁T2譜分頻結(jié)果及各類型流體占比Fig.8 Frequency division results of nuclear magnetic T2 spectrum and distribution proportion of residual oil in different pores

表2 不同狀態(tài)下各類型孔隙內(nèi)核磁信號(hào)量Table 2 NMR signal quantity in various types of pores under different states

4 頁(yè)巖油含油孔喉下限

高壓壓汞和核磁共振表征流體賦存存在各自的優(yōu)缺點(diǎn)，壓汞實(shí)驗(yàn)可獲得殘余流體賦存的喉道半徑分布，但無(wú)法獲得孔隙尺寸的分布，也無(wú)法區(qū)分油—水的分布；二維核磁實(shí)驗(yàn)雖然可以區(qū)分油—水，但僅獲得縱橫向弛豫時(shí)間，無(wú)法獲取孔徑信息。

對(duì)比壓汞和核磁實(shí)驗(yàn)結(jié)果，殘余流體的分布在兩種實(shí)驗(yàn)上表現(xiàn)為雙峰特征，其差異在于壓汞數(shù)據(jù)的左峰幅度比核磁T2譜左峰低(見圖9)，主要是由于核磁T2譜左側(cè)區(qū)域的氫信號(hào)中存在源自干酪根和結(jié)構(gòu)水中的氫核，這部分在壓汞實(shí)驗(yàn)中無(wú)法體現(xiàn)。因此，在殘余流體賦存空間的喉道分布曲線中，喉道半徑小于15 nm的流體主要為吸附水，而大于15 nm的區(qū)域?yàn)闅埩粼诳紫吨械脑汀?duì)比核磁譜和殘余流體分布曲線(見圖4、圖7)，9塊樣品的束縛水和殘余油界限約為15 nm，可認(rèn)定研究區(qū)頁(yè)巖油賦存的喉道半徑下限為15 nm。

圖9 1號(hào)樣品基于高壓壓汞和二維核磁共振表征殘余流體分布特征Fig.9 Residual fluid distribution characteristics of sample 1 based on high-pressure mercury injection and 2D NMR characterization

王劍等[32]、覃建華等[33]明確泥巖、泥晶白云巖及灰?guī)r是研究區(qū)蘆草溝組的主要生油巖，生成的原油近距離運(yùn)移至毗鄰的粉砂巖和云質(zhì)粉砂巖，形成廣義上的頁(yè)巖油[34]。在運(yùn)聚動(dòng)力相近的情況下，基質(zhì)孔隙內(nèi)含油性受控于與之聯(lián)通的喉道尺寸，說明原油運(yùn)聚時(shí)的動(dòng)力僅能突破15 nm以上的喉道，并賦存于與之聯(lián)通的孔隙。

橫向弛豫時(shí)間T2是孔隙半徑的核磁體現(xiàn)，可表達(dá)為孔徑r=C×T2，其中，C為孔徑轉(zhuǎn)換因數(shù)[35-36]。對(duì)于中大孔，孔隙和喉道的尺寸差異較大，但在微小孔范圍內(nèi)，多為短導(dǎo)管型或平板型孔喉系統(tǒng)，孔隙和喉道尺寸相當(dāng)[37]，高壓壓汞獲取的喉道半徑即為孔隙半徑。因此，以微小孔為基準(zhǔn)，厘定孔隙尺寸與轉(zhuǎn)換因數(shù)，從而獲取樣品的全孔徑分布特征。

從大喉道(高T2)開始，對(duì)表征殘余流體分布的壓汞曲線和核磁T2譜累積，并進(jìn)行歸一化處理。厘定合適的轉(zhuǎn)換因數(shù)C，確保核磁信號(hào)累積曲線與壓汞累積曲線在孔隙和喉道半徑低值區(qū)重合，獲得由T2轉(zhuǎn)換的孔徑分布。以38號(hào)樣品為例，該樣品喉道半徑主要分布在0.50 μm以下，平均喉道半徑約為0.12 μm(見圖10(a))。當(dāng)孔徑轉(zhuǎn)換因數(shù)為0.27時(shí)，累積核磁曲線和累積壓汞曲線在孔—喉半徑小于0.06 μm區(qū)域高度重合(見圖10(b))。當(dāng)孔—喉尺寸大于0.06 μm時(shí)，孔隙和喉道半徑差異逐漸增大，孔隙最大尺寸可達(dá)10 μm(見圖10(c))，說明該區(qū)內(nèi)多為大孔細(xì)喉型孔喉特征。由于巖性差異，不同樣品的孔徑轉(zhuǎn)換因數(shù)略有差異，整體上粉砂巖樣品轉(zhuǎn)換因數(shù)最低，平均為0.12；云質(zhì)粉砂巖轉(zhuǎn)化因數(shù)略高，平均為0.24；泥頁(yè)巖轉(zhuǎn)化因數(shù)在粉砂巖和云質(zhì)粉砂巖之間，平均為0.15(見圖10(d))。

圖10 基于壓汞實(shí)驗(yàn)和核磁T2譜的孔徑轉(zhuǎn)換Fig.10 Pore size conversion based on mercury intrusion experiment and nuclear magnetic T2 spectroscopy

根據(jù)二維核磁圖譜特征，厘定殘留原油和吸附水的T2界限為含油下限(見圖11(a))，結(jié)合相應(yīng)樣品的孔徑轉(zhuǎn)化因數(shù)，獲得各樣品的含油孔徑下限(見圖11(b))。與喉道的下限不同(喉徑下限約為15 nm)，不同樣品的含油孔徑下限差異較大，粉砂巖含油孔徑下限最小，最低約為24 nm，云質(zhì)粉砂巖孔徑下限最高，可達(dá)135 nm(見圖11(b))。含油孔徑下限除受巖性制約外，還與物性有明顯關(guān)聯(lián)，表現(xiàn)為隨滲透率增大，相同巖性儲(chǔ)層的含油孔徑下限逐漸增大(見圖11(c))；粉砂巖和云質(zhì)粉砂巖孔隙度與含油孔徑下限也呈良好的線性正相關(guān)關(guān)系，但泥頁(yè)巖的孔隙度與孔徑下限相關(guān)關(guān)系并不明顯(見圖11(d))。

圖11 不同巖性儲(chǔ)層含油孔徑下限及與物性關(guān)系Fig.11 Lower limit of oil-bearing pore size and its relationship with physical properties in reservoirs with different lithology

相同喉徑下限、不同孔徑下限，體現(xiàn)不同樣品之間含油最小孔喉系統(tǒng)的差異。如38號(hào)樣品最小含油孔喉系統(tǒng)的孔喉比為9.0，屬于典型的墨水瓶狀球棍型孔喉結(jié)構(gòu)；24號(hào)樣品的孔喉比僅為1.6，歸為導(dǎo)管狀樹枝型孔喉系統(tǒng)。同種巖性含油孔徑下限與儲(chǔ)層物性具有正相關(guān)關(guān)系，說明隨儲(chǔ)層物性變好，基質(zhì)內(nèi)更多發(fā)育尺寸較大的粒間孔和粒間/粒內(nèi)溶孔、球棍型孔喉系統(tǒng)占比高；反之，物性較差的樣品更多發(fā)育導(dǎo)管狀的晶間孔、基質(zhì)微孔。

5 結(jié)論

(1)吉木薩爾凹陷不同性質(zhì)原油在不同尺寸孔隙中分布差異明顯，輕質(zhì)油多呈游離態(tài)賦存于中—大孔內(nèi)部，重質(zhì)油多呈吸附態(tài)附著在孔壁上，且隨孔徑尺寸變小，孔壁吸附的重質(zhì)油厚度變大，微小孔中多為毛管束縛態(tài)重質(zhì)油；整體上，“下甜點(diǎn)”重質(zhì)油含量高于“上甜點(diǎn)”的，造成“下甜點(diǎn)”原油黏度大、可動(dòng)性差。

(2)原油賦存在T2>0.2～0.5 ms、T1/T2=3～100的區(qū)域，吸附態(tài)水主要分布在T2<0.2 ms、T1/T2=1～10的區(qū)域。殘留油主要賦存在小—中孔中，其中粉砂巖以小孔居多，云質(zhì)粉砂巖以中孔居多，泥頁(yè)巖小孔和中孔殘留油量相當(dāng)。不同巖性殘余油賦存空間的喉道尺寸存在差異，從粉砂巖、云質(zhì)粉砂巖到泥頁(yè)巖，殘余流體賦存空間的喉道尺寸逐漸降低。

(3)可動(dòng)油主要分布在中孔—大孔中，束縛油主要分布在中孔內(nèi)，吸附油以小孔為主，其次為中孔和大孔；地層水主要分布在微孔和小孔內(nèi)，其中微孔內(nèi)近40%為吸附水，其余空間可動(dòng)水和束縛水各占一半，小孔內(nèi)以束縛水為主，其余為可動(dòng)水。

(4)研究區(qū)含油下限在T2=0.2～0.5 ms，對(duì)應(yīng)喉道半徑約為15 nm，孔隙半徑下限差異明顯，其中以云質(zhì)粉砂巖含油孔徑下限最大，粉砂巖含油孔徑下限最小。含油孔徑下限受巖性和物性雙重控制，在24～135 nm有分布；同種巖性隨儲(chǔ)層物性變好，含油喉徑不變，但孔徑下限逐漸增大，說明物性好的儲(chǔ)層多發(fā)育墨水瓶狀球棍型孔喉系統(tǒng)，反之，多發(fā)育導(dǎo)管狀樹枝型孔喉系統(tǒng)。