新疆風城油砂儲層物性特征及孔隙結構研究

王啟予

（中石化勝利油田分公司物探研究院，山東 東營 257022）

0 引言

我國油砂資源豐富、分布廣泛，其中最為豐富的是準噶爾盆地油砂資源量。準噶爾盆地西北緣油砂礦分布較為集中，其風城礦區(qū)油砂品質較好，具有良好的開發(fā)前景。油砂屬于資源豐富的非常規(guī)油氣資源，與常規(guī)油氣的形成、地質特征、開采方式都有著一定的區(qū)別。油砂油具有黏度高、流動性差等特點，構造部位、巖性內部孔喉結構的不同也使其含油率有較大差異［1-5］。目前我國對油砂的開采和開發(fā)利用程度較低，油砂的開采與儲層物性緊密地相關，油砂的分離與孔隙結構有著密切的聯(lián)系［6-7］。因此，本研究主要針對風城地區(qū)油砂儲層物性及孔隙結構開展分析。

1 研究區(qū)域地質概況

風城地區(qū)位于準噶爾盆地西北緣，構造位置處于準噶爾古板塊和哈薩克斯坦古板塊的交接位置，由于準噶爾古板塊向四周板塊底部俯沖和擠壓，導致準噶爾盆地構造格局上交替出現(xiàn)斷陷和隆起［8-9］。研究區(qū)構造位于哈拉阿拉特山的山前以及烏夏斷裂褶皺帶的南翼。研究區(qū)東臨烏夏斷裂帶，西部為克百斷裂帶，南部為瑪湖凹陷，北依哈拉阿拉特山。構造形態(tài)總體為向南東傾斜的平緩單斜構造，地層傾角較小［8-9］。地層發(fā)育簡單，油砂主要分布于白堊系吐谷魯組及侏羅系齊古組兩套地層中［10］。

2 樣品與試驗

2.1 樣品選取及試驗目的

通過對準噶爾盆地西北緣風城油砂井的基礎資料展開收集，整理得出研究區(qū)油砂孔隙度、滲透率及含油性的特征情況。選取具有代表性的FHW21032井進行了不同深度油砂巖心樣的采集，如圖1所示。

圖1 風城油砂礦區(qū)地質簡圖［8］

基于FHW21032井油砂巖心、巖石薄片觀察，結合SEM、XRD及黏土礦物成分分析等對油砂儲層發(fā)育特征開展研究。通過低溫液氮、高壓壓汞等試驗，對油砂孔喉結構、孔容及孔比表面積展開分析，進一步明確新疆風城油砂孔隙結構。為確保后期試驗數(shù)據(jù)的準確性，本研究統(tǒng)一選取FHW21032井埋深138 m的油砂進行測試，先在巖心樣上鉆取規(guī)格直徑為20 mm，平均長度為43 mm的油砂柱樣，進行高壓壓汞等測試分析。再選取巖心鉆取完柱樣后，選取附近的碎樣用于進行XRD、SEM及低溫液氮試驗測試。

2.2 試驗方法

XRD主要可以定性的記錄識別樣品中的晶態(tài)相，其次是可定量記錄下不同晶態(tài)相的含量，同時也可對巖石中的黏土礦物進行分析，測得黏土礦物的成分及其含量［11］。本次XRD測試選用的是荷蘭帕納科公司的X′Pert-Pro MPD X衍射粉末衍射儀。SEM采用的卡爾蔡司的Sigma300場發(fā)射掃描電子顯微鏡，通過掃描電鏡觀察更直觀反映油砂微觀結構。

按照Χoдoт（1961）的孔隙分類方案：微孔Ф＜10 nm；過渡孔10 nm＜Ф＜100 nm；中孔100 nm＜Ф＜1 000 nm；大孔Ф＞1 000 nm，低溫液氮吸附法的測試范圍包括了全部的微孔和過渡孔，即測試結果能夠真實客觀地反映油砂樣中微孔和過渡孔的配置狀況。

本次低溫液氮試驗采用ASAP2420比表面測定儀進行風城地區(qū)油砂比表面積和孔徑分布測試。首先將油砂樣品粉碎至60～80目，樣品10 g，按照《巖石比表面和孔徑分布測定靜態(tài)氮吸附容量法（SY/T 6154—1995）》檢測依據(jù)進行試驗。脫氣系統(tǒng)極限真空度為5 μmHg（1 Pa=7.5 μmHg），分析系統(tǒng)極限真空度為1×10-5mmHg，吸附測定是在液氮溫度77.3 K下，根據(jù)靜態(tài)容量法從最低壓力開始逐步導入一定量的氮氣，通過傳感器測量出在不同平衡壓力下的吸附量，進而得到吸附、脫附等溫曲線，通過計算曲線得到BET比表面積結果。BJH模型描述了圓柱形孔隙吸附過程的毛細凝聚的現(xiàn)象，在圓柱形孔隙多層吸附完成后，繼續(xù)增大相對壓力對毛細凝聚后的吸附量進行計算，得出測試范圍內孔隙孔徑分布［12-13］。

本次壓汞試驗采用AUTO POREⅥ9500壓汞儀，測試過程依照標準GB/T 21650.1—2008執(zhí)行。室溫在24℃，濕度31%，大氣壓力為998 hPa的環(huán)境下測試。樣品規(guī)格為直徑為25.4 mm（1英寸），長度為25～50 mm的柱樣。壓汞儀是通過汞入侵法來測定粉末或固體物理性質的儀器。高壓壓汞測試進汞飽和度高，能夠較全面地反映油砂儲層的微觀孔隙結構特征。

高壓壓汞法測量范圍為3 nm以上的各類孔，低溫液氮可用于表征孔徑在2～50 nm的孔隙［13］，即微孔及過渡孔的孔徑分布。利用油砂低溫液氮試驗表征吸附孔的孔徑分布，從而克服高壓壓汞對吸附孔破壞導致相應孔隙體積分數(shù)偏大的問題。故本研究采用液氮法和壓汞法相結合，對50 nm以下的孔隙數(shù)據(jù)主要采用低溫液氮吸附法，大于50 nm的孔隙數(shù)據(jù)采用高壓壓汞法。通過聯(lián)合液氮-壓汞法對孔隙特征進行表征，相比單一使用高壓壓汞表征孔徑分布能更為準確的孔徑結構分布。

3 儲層物性特征

3.1 巖石學特征

研究區(qū)白堊系吐谷魯組儲層中上部巖性為灰色泥巖、泥質粉砂巖、粉砂巖、細砂巖，底部為灰綠色砂礫巖，礫石含量平均約70%，礫石成分復雜，礫徑為0.1～1.5 cm，分選性及磨圓度差，呈次棱角狀，礫石見充填砂、粉砂、黏土等細粒沉積物，膠結程度中等，主要為點接觸，其次為線—點接觸。

研究區(qū)侏羅系齊古組儲層以中-細砂巖為主，中砂巖、細砂巖、泥巖次之。砂巖儲層是油砂賦存的主要巖性段，砂巖成分主要為石英、長石和少量的巖屑構成，中-細粒為主，分選性較好，磨圓度為次棱角狀—次圓狀，含油率高。

通過薄片觀察，研究區(qū)白堊系吐谷魯組底礫巖中礫石成分復雜，以火成巖為主；雜基主要為泥質，膠結物為黃鐵礦，含較高的石英含量，常見石英次生加大，具有較好的自形程度；其次長石主要為斜長石；巖屑主要為凝灰?guī)r，以方解石膠結為主，呈孔隙式膠結，結構上屬于顆粒支撐。主要為泥質雜基，中酸性的巖漿巖為其主要的沉積物母巖。綜合表明研究區(qū)礦物含量中石英含量高，其次為長石，巖屑含量高，不穩(wěn)定礦物呈現(xiàn)穩(wěn)定型礦物發(fā)育，說明沉積物與物源的距離相比較近，成熟度較低［4］。

3.2 孔隙度及滲透率

孔隙度和滲透率的高低反映了儲層微觀疏導能力，良好的孔隙度、滲透率為油砂的運移及富集提供了必要的基礎條件［8］。

通過對風城油砂巖心樣品的孔隙度、滲透率實測數(shù)據(jù)收集，得出研究區(qū)白堊系油砂孔隙度主要集中分布于8.3%～42.28%，平均孔隙度為34.5%；滲透率分布范圍較廣，最小值為12 mD，最大值為8 480 mD，平均值為1 228.29 mD；侏羅系油砂孔隙度主要集中分布于17.83%～39.64%，平均孔隙度為28.9%；滲透率分布范圍較廣，最小值為6.5 mD，最大值為6 784 mD，平均值為1 663.5 mD。

風城油砂孔隙度、滲透滲按巖性進行劃分總結，得出細砂巖孔滲較好，其次是中砂巖，粉砂巖，孔滲最差的為砂礫巖（見圖2）。細砂巖平均孔隙度為35.8%，平均滲透率為1 840 mD；中砂巖平均孔隙度為35.1%，平均滲透率為2 050 mD；粉砂巖平均孔隙度為22.3%，平均滲透率為238 mD；砂礫巖均孔隙度為8.3%，平均滲透率為3.9 mD。綜上所述分析，風城地區(qū)油砂儲層具有中高孔孔隙度，高滲透性的特征，儲層物性較好。

圖2 新疆風城油砂孔滲分布圖

3.3 黏土礦物特征

根據(jù)對研究區(qū)FHW21032井埋深為138 m的油砂樣品進行全巖礦物分析，得出樣品礦物成分含量：石英為50.8%，含量最多，其次是斜長石為26.4%，黏土礦物為16.4%，鉀長石為4.8%，方解石為1.6%。并對研究區(qū)油砂中的黏土礦物X—射線衍射定量分析（見圖3），結果得出油砂中黏土礦物相對含量：蒙皂石占84%，伊利石占6%，綠泥石占10%。

圖3 油砂黏土礦物XRD定量分析譜圖

通過掃描電鏡分析，可以到觀察到油砂整體呈絮凝塊狀膠結結構，顆粒間有互鎖鏈接帶結構，石英顆粒表面粗糙不平整，這種類型的膠結結構具有低含水率和孔隙度。鏡下可以清晰地觀察到油砂顆粒上的瀝青質強有力地黏附于顆粒表面，部分砂粒被瀝青完全包裹起來（見圖4）。油砂中瀝青的形態(tài)體現(xiàn)了瀝青黏稠狀的力學行為，將油砂顆粒連接在一起［14］。也可在電鏡下觀察到呈針葉狀的綠泥石，常與自生石英共生（見圖5）。

圖4 掃描電鏡下油砂

圖5 針葉狀綠泥石

3.4 含油性

通過對油砂樣品含油率數(shù)據(jù)整理，總結得出粉、細砂巖含油率主要分布在8%～15%，平均含油率為9.3%。中、粗砂巖含油率主要分布于9%～14%，平均含油率為9.4%。礫巖含油率普遍較低，主要分布在2%～5%，平均含油率為3.9%。研究區(qū)油砂含油率分布范圍較廣，主要分布于3%～16%之間，含油率最大達30%，平均含油率為10.5%，屬于中—高品位油砂礦區(qū)。

4 油砂孔隙結構

4.1 孔隙類型

研究區(qū)砂巖埋藏較淺，壓實作用程度低，具有早成巖早破壞的特點，巖石膠結疏松，原生孔隙被較好的保存。對研究區(qū)油砂樣品進行鑄體薄片和掃描電鏡下的觀察，分析得出研究區(qū)儲層孔隙類型主要為原生粒間孔，其次為剩余粒間孔，可見溶蝕孔隙。發(fā)育規(guī)則的原生粒間孔，多呈現(xiàn)三角狀形態(tài)，連通性中等—好。

研究區(qū)油砂多發(fā)育原生孔隙，包括原生粒間孔和原生殘余粒間孔。原生殘余粒間孔多呈三角形或不規(guī)則多邊形，孔隙邊緣平直。粒內溶孔主要在長石和巖屑的內部選擇性溶蝕作用而形成，呈不規(guī)則形狀，蜂窩狀產出。油砂樣品中可見裂縫、溶蝕縫。微裂縫能夠極大地改善砂巖儲層的滲透能力。

4.2 孔喉結構

通過對研究區(qū)白堊系油砂薄片微觀特征觀察，得出孔隙類型主要為毛細管孔隙，面孔率大于9%，孔隙直徑分布范圍主要介于20～68 μm，占76.5%，其中對儲層貢獻最大是介于20～50 μm的孔隙，約占60%。

通過結合Pittman（1979）和Archie（1952）按基質結構及孔隙劃分對研究區(qū)FHW21032井埋深為138 m的油砂巖石薄片及掃描電鏡照片中可以看出，研究區(qū)存在多種類型的孔喉組合，孔喉非均質性較強，大孔粗吼、大孔細喉、小孔細喉型孔喉組合均存在；往往吼道為可變斷面的收縮部分，主要為孔隙縮小型喉道，其次為片狀或彎片狀喉道；可見到長石的溶蝕，溶蝕作用對于擴大喉道及孔隙寬度具有正效應；也可見石英的次生加大對孔喉大小在一定程度上產生了負效應。

對其進行壓汞測試，通過氮氣吸附和脫附曲線得到（見圖6）：當相對壓力（P/P0）超過0.15時，油砂的吸附等溫線與脫附等溫線逐漸發(fā)生不重合，吸附等溫線位于脫附等溫線位于的下方，形成滯后回線。油砂樣品等溫線和滯回線說明中孔、大孔占據(jù)了油砂孔隙上絕大部分，微孔、過渡孔較少。油砂儲層孔隙結構屬于開放型孔、微—宏孔均發(fā)育、四面開放尖劈形毛細孔，孔隙的連通性相對較好。同時對該樣品壓汞測試得到的累計進汞、退汞曲線進行分析（見圖7）：油砂進退汞曲線幾乎平行或重合，滯后環(huán)窄，孔隙類型以半封閉孔為主，孔隙連通性較差。

圖6 新疆風城油砂樣品吸附脫附曲線

圖7 新疆風城油砂樣品進-退汞曲線

4.3 孔容

通過聯(lián)合液氮-壓汞法對孔隙特征進行表征，對研究區(qū)油砂樣品的階段孔容進行研究，相比單一使用高壓壓汞表征孔徑分布能更為準確地表征孔徑結構分布。對50 nm以下的孔隙數(shù)據(jù)主要采用低溫液氮吸附法，大于50 nm的孔隙數(shù)據(jù)采用高壓壓汞法進行分析。

通過測試結果得出（見圖8），研究區(qū)原始油砂樣中微孔的孔容為0.000 04 cm3/g，占總孔容的比例為0.050 5%，過渡孔的孔容為0.000 73 cm3/g，占總孔容的比例為0.868 1%，中孔的孔容為0.000 1 cm3/g，占總孔容的比例為0.118 8%，大孔的孔容為0.084 0 cm3/g，占總孔容的比例為98.962 4%。

圖8 壓汞—液氮聯(lián)合研究區(qū)油砂孔徑分布圖

通過分析得出研究區(qū)油砂樣微孔、過渡孔及中孔發(fā)育較少，多發(fā)育大孔及超大孔，孔徑多介于10～100 μm。

4.4 孔比表面積

同樣采用液氮法和壓汞法聯(lián)合表征，對油砂樣進行孔比表面積分析。對孔徑小于50 nm，選用低溫液氮的測試數(shù)據(jù)，孔徑大于50 nm，選用壓汞的測試數(shù)據(jù)（見圖9）。

圖9 壓汞—液氮聯(lián)合研究區(qū)油砂階段孔比表面積

通過測試結果得出，油砂樣在0.001～0.01 μm的孔比表面積為0.025 5 m2/g，占總孔孔比表面積的22.85%；在0.01～0.1 μm的孔比表面積為0.0714 m2/g，占總孔孔比表面積的63.94%；在0.1～1 μm的孔比表面積為0.002 8 m2/g，占總孔孔比表面積的2.52%；在1～10 μm的孔比表面積為0.000 4 m2/g，占總孔孔比表面積的0.34%；在10～100 μm的孔比表面積為0.011 4 m2/g，占總孔孔比表面積的10.19%；在100～1 000 μm的孔比表面積為0.000 2 m2/g，占總孔孔比表面積的0.16%。

油砂樣中微孔、過渡孔的孔比表面積的貢獻比較大，階段孔比表面積主要集中分布在微孔、過渡孔以及10～100 μm的超大孔中。

5 結論

①新疆風城油砂主要分布于白堊系吐谷魯組及侏羅系齊古組兩套地層中，砂巖儲層是油砂賦存的主要巖性段。

②新疆風城油砂儲層具有中—高孔隙度，中—高滲透性的特點，含油率主要分布于3%～16%之間，平均含油率為10.5%，儲層物性較好。

③新疆風城油砂孔隙類型以原生粒間孔為主，其次為剩余粒間孔，溶蝕孔。研究區(qū)存在多種類型的孔喉組合，孔喉非均質性較強，大孔粗吼、大孔細喉、小孔細喉型孔喉組合均存在。油砂的孔容主要分布于孔徑10～100 μm，階段孔比表面積主要集中分布于微孔、過渡孔以及10～100 μm超大孔中。