隴東地區(qū)長7段夾層型頁巖油儲層分形特征及其與孔隙結(jié)構(gòu)和含油性的關(guān)系

杜尋社

陜西延安石油天然氣有限公司勘探開發(fā)處，陜西 西安 710018

頁巖油的勘探開發(fā)最早在美國威利斯頓盆地Bakken組取得突破，2019年美國頁巖油產(chǎn)量達(dá)到了3.85億噸，占美國原油總產(chǎn)量的65.2%，極大地改變了世界能源格局[1]。2021年我國石油對外依存度達(dá)到了72%，因此，頁巖油作為重要的接替資源對我國能源安全具有重要意義。雖然我國頁巖油資源豐富，但目前僅在大港油田、新疆油田和長慶油田實(shí)現(xiàn)了工業(yè)化開采[2-5]。與常規(guī)油藏不同，長慶油田實(shí)現(xiàn)工業(yè)化開采的頁巖油主要位于長71-2亞段的砂巖薄夾層，這種夾層型頁巖油儲層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、非均質(zhì)性強(qiáng)，且孔隙度(<12%)和滲透率(<0.3mD)極低[6]，極大地增加了勘探開發(fā)的難度。因此，研究長71-2亞段夾層型頁巖油儲層孔隙結(jié)構(gòu)對認(rèn)識頁巖油的賦存狀態(tài)和滲流規(guī)律以及指導(dǎo)頁巖油的勘探開發(fā)具有重要意義。

孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)包括孔隙、喉道大小、分布、連通性以及非均質(zhì)性，控制著儲層的含油性和滲流能力[7-10]。近年來，各種先進(jìn)的測試分析技術(shù)被用于表征儲層的孔隙結(jié)構(gòu)。鑄體薄片、場發(fā)射掃描電鏡、聚焦離子束掃描電鏡等成像技術(shù)[8,9,11,12]，可以直觀地觀察孔隙的幾何形狀和大小。壓汞和氣體吸附等流體注入技術(shù)可以定量表征孔隙和喉道的大小及分布[8, 12-14]。然而，不同技術(shù)在表征孔隙結(jié)構(gòu)方面均有其優(yōu)缺點(diǎn)。因此，不同技術(shù)的組合是克服各種限制的理想方法[15-17]。此外，分形幾何理論被廣泛應(yīng)用于研究煤、頁巖和砂巖孔隙結(jié)構(gòu)的非均質(zhì)性和復(fù)雜性。三維多孔介質(zhì)的分形維數(shù)(D)分布在2～3之間，D值為2表示絕對光滑規(guī)則的結(jié)構(gòu)，而D值越高表示不規(guī)則性和復(fù)雜性越強(qiáng)，當(dāng)D值大于3或小于2時，分形維數(shù)沒有意義[18-21]。目前，國內(nèi)外學(xué)者常用掃描電鏡圖像、低溫氮?dú)馕綌?shù)據(jù)或者壓汞數(shù)據(jù)來計(jì)算三維孔隙介質(zhì)的分形維數(shù)[22]。

為了明確隴東地區(qū)長7段夾層型頁巖油儲層孔隙系統(tǒng)的分形特征及其與孔隙結(jié)構(gòu)和含油性的關(guān)系，筆者采用抽提、鑄體薄片、場發(fā)射掃描電鏡、高壓壓汞和氦測孔隙度、滲透率等實(shí)驗(yàn)方法進(jìn)行了研究。通過高壓壓汞數(shù)據(jù)研究了頁巖油儲層的分形特征。結(jié)合抽提實(shí)驗(yàn)、鑄體薄片和場發(fā)射掃描電鏡，探討了分形維數(shù)與孔隙結(jié)構(gòu)和含油性的關(guān)系。上述數(shù)據(jù)和研究成果為評價頁巖油儲層的孔隙結(jié)構(gòu)和含油性提供了依據(jù)，對指導(dǎo)長7段夾層型頁巖油的勘探開發(fā)具有重要意義。

1 工區(qū)概況及樣品特征

鄂爾多斯盆地是一個穩(wěn)定沉降、坳陷遷移的多旋回的疊合含油氣盆地，隴東地區(qū)位于盆地西南部，橫跨天環(huán)坳陷和伊陜斜坡。盆地構(gòu)造格架主要形成于中生代，在晚三疊世廣泛沉積了湖相泥頁巖(見圖1)。長7段形成于湖盆擴(kuò)張最強(qiáng)烈的時期，巖性主要為黑色頁巖和暗色泥巖，夾薄層細(xì)粒砂巖和粉砂巖(濁積巖、砂質(zhì)碎屑巖和震積巖)[23]。其中，濁積巖以不完整的鮑馬層序?yàn)樘卣?，震積巖以同沉積變形構(gòu)造為特征，砂質(zhì)碎屑巖為細(xì)粒塊狀砂巖。長7段可以細(xì)分為3個亞段：長71亞段、長72亞段和長73亞段，沉積環(huán)境為半深湖-深湖沉積。長73亞段主要沉積富有機(jī)質(zhì)黑色頁巖和暗色泥巖，為優(yōu)質(zhì)烴源巖。長71-2亞段主要沉積暗色泥頁巖夾粉細(xì)砂巖，砂地比一般小于30%，上述薄層細(xì)砂巖是夾層型頁巖油富集的“甜點(diǎn)”段[6]。

本次研究共采集長71-2亞段夾層型頁巖油樣品38塊。首先對所有樣品進(jìn)行洗油處理，然后分別開展了孔隙度和滲透率檢測、鑄體薄片、場發(fā)射掃描電鏡以及高壓壓汞(最大進(jìn)汞壓力為200MPa)實(shí)驗(yàn)，并利用高壓壓汞數(shù)據(jù)進(jìn)行分形特征分析。

2 結(jié)果分析

2.1 巖石學(xué)特征

圖1 研究區(qū)位置和延長組巖性剖面圖Fig.1 Location of the study area and lithological profile of Yanchang Formation

圖2 隴東地區(qū)長71-2亞段砂巖的骨架顆粒三端元圖Fig.2 Ternary diagram showing the framework-grain composition of sandstone in 1-2 submember of Chang 7 member in Longdong area

將收集到的薄片數(shù)據(jù)進(jìn)行整理，繪制了研究區(qū)長71-2亞段砂巖的骨架顆粒三端元圖(見圖2)，結(jié)果顯示長71-2亞段砂巖巖性主要為長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖。骨架顆粒成分中石英最高，含量為12.0%～59.0%，平均含量為40.1%。而長石和巖屑含量大體相當(dāng)，分別為5.0%～37.5%(平均19.3%)和0%～ 32.5%(平均18.6%)。巖屑以千枚巖和白云巖為主。雜基含量約為11.8%，主要成分為水云母。膠結(jié)物含量約為4.7%，主要成分為鐵白云石和鐵方解石以及少量硅質(zhì)。顆粒直徑主要分布在0.01～0.6mm，以細(xì)粒為主，其次是粉砂粒，含有少量中粒。分選性以中等為主，其次是差-中等和好。顆粒接觸以線接觸為主，有一些顆粒凹凸接觸(見圖3)。

2.2 物性特征

收集到的研究區(qū)長71-2亞段夾層型頁巖油儲層物性數(shù)據(jù)(見表1)顯示，孔隙度主要分布在4.0%～12.0%(平均7.6%)，長71亞段略好于長72亞段；滲透率主要分布在0.01～0.2mD，長72亞段和長71亞段大體相當(dāng)(見圖4)。

38個樣品的孔隙度分布在1.10%～11.12%(平均6.69%)，滲透率分布在0.00126～0.104mD(平均0.0332mD)。滲透率與孔隙度呈弱的正相關(guān)關(guān)系，相關(guān)系數(shù)(R2)為0.4831(見圖5)。采集樣品能夠代表研究區(qū)整體的物性特征，具有較好的代表性。

注：(a)Z233井，1724.45m，殘余粒間孔，孔直徑在15～33.2μm；(b)L88井，2246.7m，長石粒內(nèi)溶孔，孔直徑分布在100nm～20μm；(c)Z251井，1630.01m，黏土礦物晶間孔，納米級孔隙；(d)Z233井，1724.45m，粒內(nèi)溶孔和殘余粒間孔，微米級孔隙；(e)W336井，1977.58m，孔徑從幾微米到幾百微米均有發(fā)育；(f)W336井，1992.05m，構(gòu)造縫，縫在18.4μm左右。圖3 隴東地區(qū)長7段夾層型頁巖油儲層主要儲集空間類型Fig.3 The main reservoir space types of interbedded shale oil reservoirs in Chang 7 member of Longdong area

2.3 儲集空間特征

鑄體薄片和場發(fā)射掃描電鏡圖像觀察顯示，隴東地區(qū)長7段夾層型頁巖油儲層主要發(fā)育4類儲集空間：殘余粒間孔、溶蝕孔、黏土晶間孔和微裂縫。這4類儲集空間在孔隙尺寸、形狀和連通性上存在明顯差異。在壓實(shí)、膠結(jié)以及溶蝕的共同作用下，導(dǎo)致研究區(qū)殘余粒間孔不太發(fā)育，孤立分布，形狀多呈三角形或者多邊形，直徑大多在幾微米到幾十微米(見圖3(a)、(d))。研究區(qū)溶蝕孔隙比較發(fā)育，包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔和鑄模孔，粒間溶孔是由長石顆粒邊緣或膠結(jié)物溶蝕形成，孔隙形狀復(fù)雜，邊緣不規(guī)則，孔直徑多在10μm以上(見圖3(e))；粒內(nèi)溶孔多分布在長石顆粒內(nèi)，沿解理發(fā)生溶蝕形成的，孔徑分布范圍較廣，從100nm到幾十微米均有分布(見圖3(b)、(d)、(e))；在溶蝕作用比較強(qiáng)的情況下，長石顆粒被完全溶蝕而形成鑄?？祝讖蕉嘣趲资綆装傥⒚?見圖3(e))。伊利石等黏土礦物充填上述各類孔隙則形成黏土礦物晶間孔，多為納米級孔隙(見圖3(c))。

2.4 孔喉結(jié)構(gòu)特征

4個典型樣品的進(jìn)汞退汞曲線如圖6所示，進(jìn)汞曲線的形狀表現(xiàn)出巨大的非均質(zhì)性，這主要是受研究區(qū)長7段夾層型頁巖油儲層的微觀孔喉結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性的影響。在200MPa的進(jìn)汞壓力下，所有樣品的最大進(jìn)汞飽和度分布在33.22%～83.73%(平均63.84%)；排替壓力分布在0.67～27.54MPa(平均5.45MPa)，對應(yīng)的最大孔喉半徑分布在0.027～1.094μm(平均0.276μm)。整體而言，隨著物性變差(沿圖6中箭頭方向)，最大進(jìn)汞飽和度逐漸降低，排替壓力逐漸升高。所有樣品的退汞效率分布在13.85%～58.23%(平均27.28%)，說明整體上研究區(qū)長7段夾層型頁巖油儲層的退汞效率較低，即孔喉連通性較差。

表1 隴東地區(qū)長7段夾層型頁巖油儲層物性參數(shù)及孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)

圖4 隴東地區(qū)長7段夾層型頁巖油儲層物性特征Fig.4 Physical characteristics of interbedded shale oil reservoirs in Chang7 member of Longdong area

圖5 隴東地區(qū)長7段夾層型頁巖油儲層滲透率與孔隙度關(guān)系Fig.5 The relationship between permeability and porosity of Chang 7 interbedded shale oil reservoirs in Longdong area

圖6 隴東地區(qū)長7段夾層型頁巖油儲層典型樣品 進(jìn)汞退汞曲線特征Fig.6 Mercury-injection and mercury-ejection curve characteristics of typical samples of Chang 7 interbedded shale oil reservoirs in Longdong area

2.5 孔喉分形特征

本次研究借助高壓壓汞數(shù)據(jù)分析長7段夾層型頁巖油儲層的孔喉分形特征，田偉超等[13]已經(jīng)詳細(xì)推導(dǎo)了分形維數(shù)的計(jì)算過程，本次研究根據(jù)式(1)來研究孔喉分形特征。

(1)

3 討論

3.1 分形特征與孔隙結(jié)構(gòu)的關(guān)系

結(jié)合鑄體薄片和掃描電鏡觀察(見圖3)可知，小孔喉主要由黏土礦物晶間孔組成，中孔喉主要由粒內(nèi)溶孔組成，大孔喉主要對應(yīng)殘余粒間孔、粒間溶孔、鑄?？滓约拔⒘芽p。小孔喉體積V1分布在(1.094～15.193)×10-3mL/g(平均7.342×10-3mL/g)；中孔喉體積V2分布在(0.118～23.381)×10-3mL/g(平均10.644×10-3mL/g)；大孔喉體積V3分布在(0.104～1.848)×10-3mL/g(平均0.873×10-3mL/g)，說明研究區(qū)殘余粒間孔、粒間溶孔等儲集空間不發(fā)育，以長石溶孔和黏土礦物晶間孔為主，該認(rèn)識與前人的研究結(jié)果一致[14,23]。此外，各類孔喉體積與其對應(yīng)分形維數(shù)均呈明顯的負(fù)相關(guān)關(guān)系(見圖8)，說明分形維數(shù)越大，各類孔喉越不發(fā)育。

圖7 隴東地區(qū)長7段夾層型頁巖油儲層典型樣品分形特征(4個典型樣品)Fig.7 Fractal characteristics of typical samples of interbedded shale oil reservoirs in Chang 7 member of Longdong area(four typical samples)

圖8 各類孔喉體積與其對應(yīng)分形維數(shù)的關(guān)系Fig.8 The relationship between various pore throat volumes and the corresponding fractal dimension

分析分形維數(shù)與最大進(jìn)汞飽和度、排替壓力以及退汞效率的關(guān)系發(fā)現(xiàn)，最大進(jìn)汞飽和度、排替壓力和退汞效率均與D2的相關(guān)關(guān)系最好，而與D1和D3相關(guān)性不明顯(見圖9)。最大進(jìn)汞飽和度與D2呈明顯負(fù)相關(guān)，排替壓力和退汞效率與D2呈明顯正相關(guān)，說明非均質(zhì)性越強(qiáng)，樣品的進(jìn)汞飽和度越低，而排替壓力和退汞效率越高。

滲透率與分形維數(shù)的相關(guān)關(guān)系如圖10(a)～(c)所示，滲透率與D2呈明顯的負(fù)相關(guān)性，而與D1和D3無明顯相關(guān)關(guān)系。此外，滲透率與V2呈較強(qiáng)正相關(guān)關(guān)系，與V3呈弱的正相關(guān)關(guān)系，而與V3相關(guān)性不明顯(見圖10(d)～(f))。綜上可知，滲透率主要由中孔喉(即長石溶孔)貢獻(xiàn)，大孔喉對滲透率也有一定貢獻(xiàn)，而小孔喉對滲透率貢獻(xiàn)最低。因此，研究區(qū)長7段夾層型頁巖油儲層中長石溶孔越發(fā)育，且非均質(zhì)性越弱，儲層的滲透率越高。

圖9 微觀孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)與分形維數(shù)的關(guān)系Fig.9 The relationship between microscopic pore throat structure parameters and fractal dimension

3.2 分形特征與含油性的關(guān)系

本次研究在采集巖心樣品后，首先開展了抽提及旋蒸濃縮實(shí)驗(yàn)以獲取巖心樣品的殘余油含量，以此來反映樣品原始含油性的相對高低。結(jié)果顯示，隴東地區(qū)長7段夾層型頁巖油儲層中的殘余油含量分布在0.28～14.42mg/g(平均6.12mg/g)。

殘余油量與D1和D3相關(guān)性不明顯，而與D2呈明顯的負(fù)相關(guān)(見圖11(a)～(c))，說明中孔喉的非均質(zhì)性越弱，隴東地區(qū)長7段夾層型頁巖油儲層的含油性越好。此外，殘余油量與V2的正相關(guān)關(guān)系最好，其次是V3，與V1的相關(guān)性不明顯(見圖11(d)～(f))，說明原油主要賦存于大孔喉和中孔喉中，小孔喉中以賦存束縛水為主。

4 結(jié)論

1)隴東地區(qū)長7段夾層型頁巖油儲層巖性以細(xì)粒巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖為主，成熟度較低，儲集空間以溶蝕孔和黏土礦物晶間孔最為發(fā)育，部分樣品還發(fā)育殘余粒間孔和微裂縫。

2)所有頁巖油樣品均呈“三段式”分形特征，據(jù)此將孔喉劃分為三類：小孔喉(對應(yīng)黏土礦物晶間孔)、中孔喉(對應(yīng)粒內(nèi)溶孔)和大孔喉(對應(yīng)殘余粒間孔、粒間溶孔和微裂縫)。其中，大孔喉的非均質(zhì)性最強(qiáng)，大部分樣品(物性較差樣品除外)的中孔喉非均質(zhì)性要弱于小孔喉。

圖10 滲透率與分形維數(shù)及各類孔喉體積的關(guān)系Fig.10 The relationship between permeability and fractal dimension and various pore throat volumes

圖11 殘余油量與分形維數(shù)及各類孔喉體積的關(guān)系Fig.11 The relationship between residual oil content and fractal dimension and various pore throat volumes

3)中孔喉的發(fā)育程度和非均質(zhì)性控制著長7段夾層型頁巖油儲層的微觀孔喉結(jié)構(gòu)，即中孔喉含量越高，非均質(zhì)性越弱，儲層品質(zhì)越好。

4)原油主要賦存在中孔喉中，其次是大孔喉，且中孔喉的非均質(zhì)性越弱，樣品的含油性越好。