鄂爾多斯盆地延長組致密油儲集層特征研究

張興文 王拓夫 閆家寧 韓明偉 任一菱 孫旭

摘要：為深入研究分析儲層儲集特征，通過大量的巖心觀察、巖石薄片和室內實驗，結合掃描電鏡、常規(guī)壓汞和核磁共振等進行分析。結果表明：鄂爾多斯盆地研究區(qū)致密油層頁巖中主要礦物為粘土礦物、石英與長石，此外還含少量碳酸鹽和黃鐵礦。泥質頁巖內剛性顆粒的粒度平均值為5.4μm，不存在砂級顆粒，泥級顆粒（≥8）能夠占到中顆粒的50%以上。頁巖、紋層和含紋層頁巖的總有機碳含量（TOC）差異性較為明顯，表明頁巖的TOC 存在較強的非均一性。粉砂質紋層中頁巖氣所占據的含氣孔隙度要比頁巖層大，孔隙發(fā)育特征主要以粒/晶間孔和粒內孔為主，洗油前孔隙度為0.27%～8.06%，說明變化范圍較大，平均2.35%。長7致密油儲層大孔至納米孔孔隙均含油，且微孔至納米孔孔隙含油飽滿。

關鍵詞：鄂爾多斯盆地；長7油層組；頁巖；致密油儲層；儲集特征

中圖分類號：TE122.2+3文獻標志碼：A文章編號：1001-5922（2023）05-0107-05

Reservoircharacteristicsof YanchangFormationtight oilreservoirsinOrdosBasin

ZHANG Xingwen1，WANG Tuofu2，YAN Jianing1，HAN Mingwei1，REN Ling1，SUN Xu1

（1. Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Liaohe Oilfield Company，Panjin 124020，Liaoning；2. Exploration Department of PetroChina Liaohe Oilfield Company，Panjin，Liaoning，124020）

Abstract：In order to study and analyze the reservoir characteristics in depth，a large number of core observations， rock thin sections and laboratory experiments were combined with conventional mercury injection and nuclear mag? netic resonance to conduct analysis. The experimental results show that the main minerals in the tight oil shale inthe Ordos Basin are clay minerals，quartz and feldspar，in addition to a small amount of carbonate and pyrite. Theaverage particle size of the rigid particles in the argillaceous shale is 5.4μm. There are no sand-grade particles， and mud-grade particles（≥8）can account for more than 50% of the medium particles. The differences in TOCamong shale，laminar and laminar shale are obvious，indicating that the TOC of shale has strong heterogeneity. Thegas-bearing porosity occupied by shale gas in silty laminae is larger than that in shale layers，and the pore develop? ment characteristics are mainly granular/intercrystalline pores and intragranular pores. The range of porosity beforeoil washing is large，from 0.27%～8.06%，with an average of 2.35%. The macropores to nanopores of Chang 7 tightoil reservoirs all contain oil，and the pores from micropores to nanopores are full of oil.

Keywords：Ordos Basin，chang 7 oil formation，shale，tight oil reservoir，reservoir characteristics

我國非常規(guī)油氣資源具有多時代、多層系、分布廣、潛力巨大等特點[1-5]。頁巖油技術可采資源量為43.5×108 t，主要分布于鄂爾多斯盆地三疊系長7段與長9段、松遼盆地白堊系青山口組和準噶爾盆地二疊系蘆草溝組等地。鄂爾多斯盆地中生界湖盆中心己發(fā)現大規(guī)模分布的陸相頁巖油氣區(qū)，展現出良好的勘探前景[6-8]。由于非常規(guī)油氣特殊的形成背景與地質條件，目前研究仍處于初級階段，許多問題尚待解決，例如非常規(guī)油氣儲層特征，非常規(guī)油氣資源儲層儲集分布特征，非常規(guī)油氣勘探開發(fā)技術等[9]。

通過運用CT 掃描技術、X 衍射技術對致密油儲層的微觀孔隙結構特征進行研究，并運用CT 掃描技術構建三維立體模型，對孔喉結構、連通性等特征實現了定性描述[10]，發(fā)現致密油儲層油藏的孔喉結構復雜，以小孔居多，可動流體分布不均勻，多在較小孔喉內。利用分子動力學理論方法、氮氣吸附法對致密油儲層油藏的孔隙結構性質進行研究，并運用分形幾何法將微觀孔隙結構參數進行定性表征[11]。利用場發(fā)射掃描電鏡及Ⅹ衍射技術，發(fā)現致密油儲層的孔隙結構具有良好的分形幾何性質[12]。通過核磁共振、高壓壓汞、場發(fā)射電鏡掃描等手段，對鄂爾多斯盆地延長組長7致密油儲層進行研究，發(fā)現該區(qū)的微觀孔隙結構特征復雜，孔隙類型主要以粒間孔、微孔隙、長石溶孔為主，喉道類型多樣，主要呈片狀、管束狀和彎片狀類型[13]。利用高壓壓汞和核磁共振技術，并結合微球管實驗模型，將孔喉結構特征進行了劃分，并對分選系數、歪度及其他孔喉參數進行了計算[14]。利用物理模型試驗和測井類研究方法，對低滲透砂巖油藏的微觀孔隙結構進行了研究，并基于并結合砂體厚度、砂地比、孔喉縫等相關參數對其進行分類評價[15]。

本文選取鄂爾多斯盆地延長組長7致密油儲層為研究區(qū)，詳細刻畫頁巖儲層巖石學特征及微觀孔喉特征，深入研究非均質頁巖儲層的形成機制，探索儲層儲集特征，這不僅有助于深化陸相頁巖致密油儲層儲集的理論認識，豐富非常規(guī)油氣地質研究內容，而且對加快研究區(qū)油氣勘探進程，實現尋找勘探后備區(qū)塊和領域具有重要意義和作用。

1 材料與方法

1.1 試驗材料

本文所用研究巖石樣品取自延長組YS1、YS2、 YS4、YS7-1等9口井，選取其中30塊典型樣品，其中用于鑄體薄片實驗所用巖石取自YS1井2213.52 m和YS2井2362.79 m 處，用于核磁共振實驗所用巖石取自 YS4井2611.25 m 和 YS7-1井2621.15 m 處、 YS8-2井2733.82 m 處。用于壓汞實驗的巖心取自 YS7-3井2598.31 m和YS7-4井2671.24 m處。

1.2 試驗方法

（1）巖石鑄體薄片分析：微觀上以鑄體薄片鑒定方法，明確長7致密油儲層發(fā)育的巖石類型，并對其中巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖特征進行對比分析等。

（2）核磁共振實驗分析：不僅可以分析整個樣品中大小孔隙的分布情況，也可以分析出大小孔隙所分布的具體孔喉半徑范圍。將巖心100%飽和水的核磁共振T2譜轉換為孔喉半徑分布，可有效將微觀孔喉半徑與喉道半徑之間的關系明確化，研究其連通性情況。這可定量地表征長7致密儲層巖心的孔喉半徑分布。

2 結果與討論

2.1 頁巖層系巖石學特征

2.1.1 礦物學特征

根據9個長7致密油儲層頁巖樣品X 射線衍射數據，頁巖中主要礦物為粘土礦物、石英與長石，此外還含少量碳酸鹽和黃鐵礦，結果如圖1所示。

長7致密油儲層頁巖的礦物組成也具有較強的非均一性，即使同一口井的同一層位，在不同深度上的礦物組成也具有較大差別，如 YS7-1和 YS7-2此2個樣品采樣深度相差約1 m，礦物組成就存在較大差別。YS7-1號樣品石英質量分數為39%，長石質量分數為19%，粘土礦物質量分數為31%；YS7-12號樣品石英質量分數為44%，長石質量分數為8%，粘土礦物質量分數為44%。長7致密油儲層頁巖的石英質量分數主要變化在20%～42%，平均約為32.3%，低于Barnett 頁巖和南方古生界較高演化階段的海相泥頁巖；長石質量分數較高，變化為10.0%～33.9%，平均24.2%，比北美地區(qū)長石含量要高。粘土礦物含量變化較大，主要分布在21.0%～64.08%，平均為58.0%，高于Barnett 頁巖和南方古生界較高演化階段的海相泥頁巖（寒武-志留系）的頁巖的粘土礦物含量。

2.1.2粒徑分析

本文利用Mage-Pro Plus圖像分析軟件測量和統(tǒng)計了不同類型巖石中石英、長石等剛性顆粒的粒徑，其中含粉砂質紋層黑色頁巖和含粉砂質紋層灰黑色頁巖中的泥質紋層中的剛性顆粒粒徑基本類似，其中的粉砂巖中紋層的粒徑也基本類似，因此同時進行統(tǒng)計，并對其中的泥質紋層和粉砂質紋層分別進行測量統(tǒng)計。

從圖2可以看出，單層厚度大于1 cm 的泥質頁巖內剛性顆粒的粒度主要分布于15μm 以下，平均值為5.4μm，中值粒徑4.3μm，不存在砂級顆粒，粉砂級顆粒占顆?？倲档谋壤∮?0%，泥級顆粒（≥8）能夠占到中顆粒的50%以上。

2.2頁巖非均質特征

2.2.1TOC 非均質性

本文對比了長7致密油儲層頁巖、含紋層頁巖和粉砂質紋層的總有機碳含量（TOC）特征，其結果如圖3所示。

從圖3可以看出，頁巖 TOC 最高，峰值為6%～7%，平均6.5%；其次為含紋層頁巖的TOC，峰值為1.05%～7.2%，平均4.49%；粉砂質紋層TOC 最低，峰值為0.34%～7.1%，平均2.6%。從圖3還可看出，頁巖、紋層和含紋層頁巖的 TOC 存在差異，表明頁巖的 TOC 存在較強的非均一性。同一口井在同一層段的頁巖TOC 也存在較大差別，如YS2井，長7致密油儲層頁巖TOC 最小為0.48%，最大為11%，表現為較強的非均一性。

2.2.2 物性非均質性

本文采用氦氣氣體膨脹法對頁巖和粉砂質紋層兩類樣品的總孔隙度分別進行了測試，結果如圖4所示。

從圖4可以看出，頁巖層的總孔隙度變化為2.63%～5.57%，平均總孔隙度3.62%，相鄰粉砂質紋層的總孔隙度變化為3.20%～7.15%，平均總孔隙度5.26%，這是頁巖層總孔隙度的1.5倍。

為了分析頁巖和粉砂質紋層在含氣孔隙度上的差異性，還結合氯仿抽提結果分別計算了粉砂質紋層和頁巖層樣品的含氣孔隙度，根據PVT 方程可計算得到液態(tài)烴所占據的體積，進而可以得到頁巖油氣所占據的孔隙度（假定頁巖中的自由水含量可忽略不計，且未被液態(tài)烴占據的孔隙均被頁巖氣充滿）；粉砂質紋層及相鄰頁巖含氣孔隙度對比結果如圖5所示。

從圖5可以看出，純頁巖層樣品的頁巖氣所占據的含氣孔隙度變化為1.38%～2.86%，平均2.01%；粉砂質紋層樣品中的頁巖氣所占據的含氣孔隙度分布為2.76%～5.76%，平均4.39%，粉砂質紋層中頁巖氣所占據的含氣孔隙度是頁巖層樣品中頁巖氣所占據含氣孔隙度的2倍。由此可見，粉砂質紋層中頁巖氣所占據的含氣孔隙度要比頁巖層大，頁巖中的粉砂質紋層相對純頁巖層能夠儲集更多的氣體。

2.3頁巖儲層微觀孔隙特征

2.3.1孔隙發(fā)育特征

1）粒/晶間孔

圖6為長7致密油儲層頁巖粒間孔孔徑分布統(tǒng)計結果。

從圖6可以看出，長7致密油儲層粒間孔的孔徑為5～600 nm，最大可達3.4μm；多數孔隙的孔徑小于200 nm，平均75 nm。孔徑小于50 nm 的粒間孔占總數的52%；孔徑介于50～100 nm 的微孔級粒間孔占總數的30%；孔徑大于100 nm 的粒間孔占總數的17%。不同類型的粒間孔的特征、孔徑大小有所不同。

2）粒內孔

圖7為粒內孔孔徑分布統(tǒng)計結果。

從圖7可以看出，長7致密油儲層頁巖的粒內孔的孔徑多數小于200 nm，最大可達4.7μm；孔徑較大的粒內孔為長石顆粒的溶孔，孔徑的峰值為20～30 nm?？讖浇橛?0～50 nm 的粒內孔占總數的39.4%；孔徑介于50～100 nm 的粒內孔占總數的25.6%；孔徑介于100～200 nm的粒內孔占總數的17.4%；孔徑大于200 nm的粒內孔占總數的17.6%。不同類型的粒內孔產狀、大小不同，部分粒內溶孔孔徑相對較大。

2.3.2 孔隙結構和物性特征

選取YS2、YS7-2、YS8等井中頁巖段中不同深度、不同類型巖石（粉砂質紋層不發(fā)育的純泥頁巖，發(fā)育粉砂質紋層的頁巖-紋層狀頁巖、粉砂巖夾層）的樣品，采用N2、CO2低壓吸附及高壓壓汞等測試分析手段，分析了頁巖層系的孔隙結構及孔隙度特征（洗油前）。然后將樣品經二氯甲烷抽提處理后，在優(yōu)選部分樣品測試了其孔隙結構及孔隙度特征。假定頁巖層系儲層的孔隙中除了油和水，其他孔隙空間均被頁巖氣及散失的輕烴占據，則自井簡取出的未經洗油等方法處理的巖心樣品的實測孔隙度則為游離態(tài)頁巖氣和損失輕烴所占據的孔隙度。

圖8為長7致密油儲層頁巖層系巖心樣品洗油前孔隙度的測試結果。

從圖8可以看出，長7段頁巖段洗油前孔隙度為0.27%～8.06%，其變化范圍較大，平均為2.35%。

2.4 致密油儲層儲集分布特征

使用Magnet.2000型核磁共振巖樣分析儀，對長7致密油儲層巖心進行了飽和水的核磁共振測試，測試結果如圖9所示。

從圖9可以看出，巖心的孔隙半徑由T2譜弛豫時間轉換而來，長7致密油儲層巖心的孔隙孔徑分布范圍較寬。參照低滲透儲層孔隙類型的劃分標準，測試巖心包含大孔（孔徑r >20μm）、中孔（孔徑r =20～10μm）、小孔（孔徑 r =10～2μm）、微孔（孔徑 r =2～0.5μm）及納米孔（r <0.5μm）各種孔隙類型。

進一步分析表明，樣品的滲透率級別不同，其巖心孔徑的分布范圍存在差異。滲透率相對高的巖心孔徑分布范圍寬，其分布峰偏向孔隙半徑較大一側；反之，滲透率相對小的巖心孔徑分布范圍較窄，其分布峰偏向孔隙半徑較小一側。同樣，樣品的滲透率級別不同，其巖心的孔隙類型與主體孔隙類型也不同，長7致密油儲層孔隙類型總體上發(fā)育小孔-納米孔孔隙，隨滲透率的增大，孔隙類型有變好的趨勢。由此可知，巖心中主體孔隙類型的發(fā)育程度與儲層滲透率的相關性顯而易見，這表明儲層的質量受巖石致密程度的控制。此外，圖9（d）所示的巖心滲透率小于1×105μm2，其石油儲集空間以微孔和納米孔孔隙類型為主，據流體分布圖特征對比分析，該類孔隙孔徑小、數量大，說明正是這些因素導致長7致密油儲層具相對高孔的特征。

3 結語

（1）長7致密油儲層中頁巖中主要礦物以粘土礦物、石英與長石為主，此外還含少量碳酸鹽和黃鐵礦。該段儲層頁巖礦物組成具有較強的非均一性，頁巖TOC 最高，平均6.5%，粉砂質紋層TOC 最低，平均2.6%。頁巖、紋層和含紋層頁巖的TOC 存在差異，表明頁巖的TOC 存在較強的非均一性。泥質頁巖內剛性顆粒的粒度主要分布于15μm 以下，不存在砂級顆粒，粉砂級顆粒占顆粒總數的比例小于50%，泥級顆粒（≥8）能夠占到中顆粒的50%以上；

（2）研究區(qū)頁巖層的平均總孔隙度3.62%，相鄰粉砂質紋層的平均總孔隙度5.26%，是頁巖層總孔隙度的1.5倍；粉砂質紋層中頁巖氣所占據的含氣孔隙度（平均4.39%）是頁巖層樣品中頁巖氣所占據含氣孔隙度（平均2.01%）的2倍。表明頁巖中的粉砂質紋層相對純頁巖層能夠儲集更多的氣體；

（3）研究區(qū)長7致密油儲層孔隙發(fā)育特征主要以粒/晶間孔和粒內孔為主，巖層系中粉砂巖、細砂巖夾層中粒間孔相對較大，孔徑多介于數百納米到20μm。洗油前孔隙度為0.27%～8.06%，說明變化范圍較大，平均2.35%；儲層孔隙類型總體上發(fā)育小孔-納米孔孔隙，隨滲透率的增大，孔隙類型有變好的趨勢。長7致密油儲層大孔至納米孔孔隙均含油，且微孔至納米孔孔隙含油飽滿。

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