实验分析技术在吉木萨尔凹陷致密储层研究中的应用

靳　军，向宝力，杨　召，李璐璐，吕道平，张　毅

（1.中国石油新疆油田分公司实验检测研究院，新疆克拉玛依834000；2.中国石油新疆油田分公司油藏评价处，新疆克拉玛依834000）

油气地质

实验分析技术在吉木萨尔凹陷致密储层研究中的应用

靳军1，向宝力1，杨召1，李璐璐1，吕道平1，张毅2

（1.中国石油新疆油田分公司实验检测研究院，新疆克拉玛依834000；2.中国石油新疆油田分公司油藏评价处，新疆克拉玛依834000）

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组储层夹于互层分布的优质烃源岩层系中，岩性多样，非均质性强，物性总体较差，以微米—纳米级孔隙为主，但孔隙中普遍含油。该组上段和下段各存在1套非常规“甜点体”，具有典型的致密油特征，而针对常规油气藏建立的实验分析技术难以适应和满足致密油进一步勘探开发的需求。运用多参数配套联测、致密油岩心洗油方法探索、致密油岩心孔渗和润湿特性测试以及碳酸盐类矿物染色技术等针对性的实验分析技术，来研究烃源岩特性以及储层岩性、物性和含油性等致密油的典型特征及其内在相关性。

实验分析技术；致密油储层；芦草沟组；二叠系；吉木萨尔凹陷；准噶尔盆地

0　引言

准噶尔盆地蕴藏着十分丰富的致密油气资源［1-3］。近年来，一些学者［3］依据优质烃源岩的分布和致密油的形成条件与特点，在吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组开展了勘探，并获得重大发现，从此拉开了致密油勘探开发的序幕。

在致密油储层实验研究工作中，通常将孔隙度大于6%、含油饱和度大于60%且发育相对集中的一套储层称之为“甜点体”［3-5］。研究表明，吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层具有以下特点：①源储一体，频繁互层；②发育上、下2套“甜点体”，且二者含油饱和度高［6-7］（图1）；③厚度大、分布广、资源量大；④为普遍含云质岩类的中—低孔、低渗—特低渗致密储层。目前的实验分析技术基本上是针对常规油藏而建立的［7］，对于具有以上鲜明特点的非常规致密油储层，已不能满足进一步勘探开发的需求。因此，笔者针对吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层开展了目的层段（16口探井、总厚度为504.28 m）的取心和厘米级岩心描述，以期全面准确反映研究区的整体面貌。仅吉174井，就划分厘米级薄层1 271层，完成各类实验4 852块/次（图2），可为致密油的评价和研究提供丰富的、有针对性的实验资料。

笔者根据对致密油岩心样品进行各项实验分析的效果，在原有的实验分析技术基础上进行改进和完善，取得多项实验方法和技术的创新与突破，形成以多参数配套联测为代表的致密油实验分析技术。开创非常规致密油储层的源岩特性、岩性、物性、含油性及内在关系的实验研究，可助推准噶尔盆地致密油储层地质认识的不断深化。

图1　吉木萨尔凹陷吉174井二叠系芦草沟组测井综合柱状图Fig.1　Columnar section of the Permian Lucaogou Formation of Ji 174 well in Jimsar Sag

图2　吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组构造Fig.2　Structure map of the Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag

1　实验分析技术

致密油储层的实验分析主要集中在致密油储层的岩性、物性、电性、含油性、烃源岩特性、脆性及成因等方面［3-4］，以上几个参数的确定都可以通过现有的各类测井技术来实现，并且效果较好［4］。问题的关键在于，有时候会出现实验分析结果和测井解释结果不匹配的现象，从而无法对测井解释结果进行标定［4，7］。出现这种现象的主要原因是致密油储层中的流体运动并不遵守达西定律［4］，用常规储层的实验分析方法得到的某些数据不能反映致密油储层的真实特征，所以在进行致密油储层的实验分析时，必须根据致密油储层的特性来选择适合的方法。

1.1多参数配套联测实验技术

由于致密油储层岩性变化频繁，利用常规岩心实验方法得到的实验参数往往比较单一，不利于对致密油储层特征的准确认识。为了更全面、更准确地认识致密油储层特征，笔者开展了岩石物性、源岩特性、沉积储层及采油工艺等多个专业领域的45个分析项目，设计了CT扫描、场发射电子显微镜、全岩矿物定量、应力、敏感性、覆压孔隙度、覆压渗透率、压汞、渗透率、氦孔隙度及核磁等多项多参数联测分析流程；同时，对致密油样品采用优化的多参数配套联测，最多时可实现1块样品12个参数的配套联测实验，形成了多参数配套联测致密油实验技术。多参数配套联测实验参数为致密油的进一步研究提供了丰富的、有针对性的实验资料。

为了使实验数据能真实反映致密油储层的岩性、物性及含油性等岩石物理参数，在岩心扫描→取样→实验分析的过程中，采用样品联测的实验技术，使得各参数间具有可对比性，且可互相印证。

1.2岩心洗油方法

如果岩石孔隙的喉道中含有原油，则会导致对岩样的孔隙度和渗透率等参数的测量结果产生影响，进而影响到储层岩石物性分析数据的准确性。洗油工作是岩心处理前的一个非常重要的环节，岩心洗油质量的高低、洗油速度的快慢将直接影响到后续的实验测试工作。依据石油行业标准的要求［8］，洗油溶剂中系列荧光对比在3级以下，即可认为洗油效果较好。

常规洗油方法是使用甲苯作为抽水溶剂、酒精-苯作为洗油溶剂，采用溶剂抽提法进行洗油。由于致密油岩心较致密，将常规岩心洗油方法应用于致密油岩心时，洗油效果较差，而且洗油周期较长（一般长达50～60 d）［9-10］。为了解决这个问题，必须寻找更适合的抽水溶剂和洗油溶剂以及洗油方法。笔者利用确定的10几种洗油溶剂，进行洗油溶剂与致密油原油互溶和洗油溶剂与致密油储层岩心砂浸泡实验，通过对苯、甲苯、二甲苯、酒精+苯（1∶4）、石油醚、正庚烷、氯仿、四氯化碳、酒精+苯+氯仿（1∶4∶5）、酒精+苯+氯仿（1∶2∶2）、丙酮+苯+氯仿（1∶4∶5）及丙酮+苯+氯仿（1∶2∶2）等多种不同的抽水溶剂、洗油溶剂及洗油方法进行对比筛选，发现既有前期洗油效果不佳而最终洗油效果较好的情况，也存在前期洗油效果很好但后期洗油效果却不理想的现象。考虑到时效性、洗油效果以及岩心润湿性等因素，最终筛选出二甲苯作为抽水溶剂，酒精+苯+氯仿（1∶2∶2）混合溶剂作为洗油溶剂，加压饱和溶剂法作为致密油岩心洗油方法，结果洗油周期缩短为25～30 d，且洗油彻底，效果较好。

1.3岩心孔隙度和渗透率的测试方法

由于致密油储层中的流体运动与常规储层差异较大，且不符合达西定律，常规储层的孔隙度和渗透率的测试方法已不能反映致密油储层的真实物性特征，因此国外常采用各种扫描电镜成像技术［聚焦离子束扫描电子显微镜（FIB-SEM）、高分辨率场发射扫描电子显微镜（FE-SEM）、透射电子显微镜（TEM）、宽离子束扫描电子显微镜（BIB-SEM）、原子力显微镜（AFM））、Nano-CT、能谱仪（EDS）、高压压汞（MICP）、低压N2和CO2吸附实验、核磁共振光谱（NMR）及小角散射（SAS）等］来表征致密油储层物性［8，11］。然而以上各种技术都有各自的适用范围，对致密油储层物性的表征有时需要联合多种方法同时进行。针对致密油储层的这一特点，笔者在芦草沟组致密油储层孔隙度和渗透率的测定中，开展了常规氦孔隙度法、传统煤油孔隙度法、CMS300孔隙度法、加压饱和水法及核磁共振法等多个测量方法的对比实验。发现采用核磁共振法与氦孔隙度法相结合的测量结果稳定性好且准确性高，可作为测量致密油岩心孔隙度的新方法。同时，为实现致密油岩心渗透率的准确测定，开展了常规稳态测试法、稳态毛细管平衡法、非稳态CMS300法、优化法及稳态回归法等多种方法的对比实验，最终确定使用较高压力梯度下的稳态回归法测定超低渗致密油岩心渗透率的效果较好［12］。

1.4压汞毛管压力测试方法

常规储层的实验中一般采用压汞法测试毛管压力，当油藏进汞压力为20 MPa时，进汞饱和度可达85%以上，基本可实现对微观孔隙结构的描述和表征。由于致密油岩心具有小孔、细喉和细孔、微喉的特点，当油藏进汞压力为20 MPa时，进汞饱和度仅低至25%左右，所以常规的测试条件不能满足致密油储层孔隙结构的分析。进一步拓展测试条件发现，对致密油储层，只有将油藏进贡压力提高至160 MPa，进汞饱和度才能达到85%以上，并可以很好地将细微孔喉类型体现出来。由此表明，致密油储层孔隙结构类型复杂，纳米孔喉道、微米孔喉道及纳米+微米孔喉道等类型均有出现，局部复模态喉道特征明显［13］。

1.5岩心润湿特性测试方法

常规自吸法对于致密油岩心润湿性的测定具有一定局限性，主要表现在2个方面：一是自吸油排水中，排出的水吸附在岩心上，无法有效采集；二是驱替压力高，岩心可能被压断或压碎［13］。通过对致密油岩心开展润湿接触实验和渗析测试实验，发现这2个实验方法润湿特性明显，效果较好。致密油岩心渗吸实验自吸油排气实验中，岩心含油饱和度为40.3%～51.2%；自吸水排气实验中，岩心含水饱和度为4.55%～6.30%，由此评价出致密油储层为亲油润湿特性，而致密油岩心的亲水特性表现为粉细砂岩＞泥岩＞白云岩。实验结果表明，渗吸法可以作为评价致密油储层润湿特性的实验方法。实验中还发现：致密油岩心自吸水排气过程中，含水饱和度与渗透率没有相关性，与孔隙度有一定相关性；渗吸过程中，毛管压力起支配作用，孔喉越细小，毛管压力渗吸作用则越强。

1.6碳酸盐类矿物染色技术

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层岩石类型多样，储层岩心中白云岩不纯，混有含量不等的灰质成分，使得储层岩性的识别仅用测井资料的解释以及岩心样品的宏观分析都不能准确确定［14］。此外，由于储层岩石含油，使得微观分析中使用的染色方法难以使岩石着色，也无法准确确定岩性。针对这一难题，笔者对染色剂的配方进行了研究。

目前实验中常用茜素红-S溶液与铁氰化钾溶液的混合液进行染色，来区分碳酸盐岩中的碳酸盐类矿物。但是对于含油岩石，特别是含油致密储层中的碳酸盐类矿物，常规染色技术存在不易染色和染色效果差等问题。笔者通过改进染色方法，研发出“致密油储层中碳酸盐类矿物染色技术”的专利技术，成功解决了含油致密储层岩石样品中碳酸盐类矿物成分鉴别时不易染色以及芦草沟组致密油储层准确确定岩性的问题。

1.7压铸工艺改进和场发射电子显微镜技术

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油储层的孔隙类型较多，大小不等，既有毫米级和微米级孔隙，又有一定量的纳米级孔隙，所以常规铸体分析技术不能完全反映致密油储层的孔隙类型和大小。为了在铸体薄片下能够观察到更多的孔隙，提高致密油岩心的压铸质量，使致密油岩心的微孔隙中可以铸上铸体，笔者在确保试验安全的基础上，将压铸压力从常规的4～6 MPa提高至8～9 MPa，并减少压铸缸中的样品数量，增加样品厚度，提高真空度，由此大幅度提高了致密油岩心的压铸质量，且微米级孔隙在铸体薄片中也能够充分地显示出来。对于铸体薄片分析中无法测试出的纳米级孔隙，实验中使用场发射电子显微镜，可直观地观察纳米级孔喉特征及孔隙中残余油膜特征，有效地刻画和识别了致密油孔隙形态和孔隙类型等物性特征［14-15］。

2　致密油储层实验结果分析

利用致密油实验分析技术的创新和突破，对吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油开展了以烃源岩特性、岩性、物性及含油性为重点的综合实验研究。

2.1烃源岩特性

芦草沟组是否发育优质烃源岩，取决于有机质丰度的高低。有机质丰度通常以总有机碳（TOC）含量、热解生烃潜量（S1+S2）、氯仿沥青“A”这3个参数来进行评价［16-17］。若TOC质量分数大于1.0%，（S1+ S2）大于6.0 mg/g，氯仿沥青“A”的质量分数大于0.1%，则可评价为优质烃源岩。研究表明，吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩的有机质丰度具有极强的非均质性，且有机质丰度值的变化范围很宽。通过对该凹陷16口井中选取的502块样品进行分析的结果表明，芦草沟组烃源岩TOC质量分数大于1.0%的样品占78%，TOC质量分数平均为3.24%，（S1+S2）大于6.0 mg/g的样品占55%。进一步细分岩性可发现：芦草沟组暗色泥岩层发育，泥岩类有机质丰度最高，TOC质量分数最高可达15.51%，平均为3.83%，TOC质量分数大于1.0%的样品占86%，（S1+ S2）大于6.0 mg/g的样品数占66%，（S1+S2）最高可达176.65 mg/g，平均为17.95 mg/g，氯仿沥青“A”的质量分数平均为0.273 8%，有机质丰度较高，评价为好的烃源岩；白云岩类和灰岩类烃源岩有机质丰度要低于泥岩类，TOC质量分数平均为2.64%，（S1+S2）平均为11.70 mg/g，总体属于较好—中等的烃源岩；粉细砂岩类有机质丰度低，（S1+S2）平均为1.33 mg/g，主要为非烃源岩—差烃源岩，其中泥质粉砂岩类有机质丰度略偏高，可达到中等烃源岩标准［18］。总体来看，芦草沟组烃源岩有机质丰度高，母质类型偏好，达到成熟演化阶段，具有较强的生烃潜力。根据源岩丰度指标及生物标志物特征，“甜点体”油气主要来源于其内部的薄互层源岩，具有明显的源储一体特征，按我国陆相烃源岩评价标准，属于好—较好的烃源岩（表1～2）。

表1　二叠系芦草沟组致密油储层有机碳含量Table1　TOC content of tight oil reservoir of Permian Lucaogou Formation %

表2　二叠系芦草沟组致密油储层热解生烃含量Table2　Pyrolysis hydrocarbon content of tight oil reservoir of Permian Lucaogou Formation mg/g

2.2储层岩性

通过镜下薄片鉴定、X射线全岩分析及全岩氧化物实验联测等方法，结合岩心观察和岩矿分析资料，确定芦草沟组致密油储层总体为一套咸化湖相细粒沉积地层［19］。其岩性可分为泥岩类、白云岩类、粉细砂岩类、灰岩类及薄层沉凝灰岩类（图版Ⅰ、表3）。芦草沟组储层岩性致密、粒级细、纵向变化快、厚度薄，矿物成分多样，成分成熟度低，多为碎屑沉积和化学沉积的过渡性岩类，且具有岩石类型多、组成岩石的矿物种类多及碳酸盐岩与碎屑岩的过渡类岩性多的三多特点。由于芦草沟组储层岩性复杂且变化频繁，在成岩演化过程中，岩石具有不均匀的硅化、方解石化、云化、沸石化、黄铁矿化及钠长石化等，使得岩石类型多样。

表3　吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层岩性Table3　Lithologic classification of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

2.3储层物性

由于二叠系致密油储层岩石致密，岩性变化频繁，储层中流体的运动不符合达西定律，常规储层的孔隙度和渗透率的测定方法已不能反应致密油储层的真实物性特征。为了保证测量结果的稳定性和一致性［12］，笔者主要采用核磁共振法与氦孔隙度法相结合来测量致密油岩心的孔隙度，同时使用较高压力梯度下的稳态回归法测定超低渗致密油岩心的渗透率，效果较好。

由于储层埋藏较深，在地下承受了巨大的地层压力，所以经钻探取出地表后，岩石总体积会发生变化，导致孔隙度也发生了相应的变化。鉴于岩石骨架的可压缩性小，可通过围压释放来扩大岩石孔隙。由此可见，给岩石增加围压，即可以模拟地下覆压条件下储层的孔隙度和渗透率的变化，此时测得的孔隙度和渗透率分别称之为覆压孔隙度和覆压渗透率。利用覆压孔隙度和覆压渗透率可分析和判断储层岩石物性随压力的变化规律［8］。对岩石实测覆压孔隙度和覆压渗透率进行统计分析后得出，芦草沟组致密油储层覆压孔隙度为6%～16%，平均为8.75%。覆压渗透率为0.01～52.6 mD，平均为0.05 mD，孔-渗相关性较差，具有典型的中—低孔、低渗—特低渗致密油储层特征（图3）。芦草沟组致密油上“甜点体”岩性以云质岩为主，储集空间类型以溶蚀孔和晶间孔为主，下“甜点体”岩性以粉砂岩为主，储集空间类型以剩余粒间孔和溶蚀孔为主，并发育少量裂缝，下“甜点体”物性略好于上“甜点体”。

图3　吉木萨尔凹陷芦草沟组岩心含油级别与孔隙度和渗透率的关系Fig.3　Relations of core oiliness with porosity and permeability of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

2.4储层含油性

芦草沟组储层总体上含油性较好。从吉174井封蜡与非封蜡2种柱塞样品饱和度对比分析结果可看出，含油饱和度主要为70%～95%，普遍具有高含油饱和度的特征（表4）。上“甜点体”储层中颗粒云岩、泥晶、粉晶云岩及云屑粉细砂岩等含云质岩类储层含油性较好，录井描述和镜下岩心观察多为油斑级，而油浸级岩心多分布于下“甜点体”储层的粉细砂岩和含云质岩类中。总体来看：下“甜点体”的含油性要好于上“甜点体”；储层的物性越好，含油级别越高（图版Ⅱ）。

表4　封蜡与非封蜡柱塞样品饱和度对比Table4　Comparison of saturation between sealing wax and non-sealing wax samples

3　结论

（1）二叠系芦草沟组为一套有机质丰度高、母质类型好且处于成熟阶段的湖相优质烃源岩。其中泥岩类为好的烃源岩，具有很强的生烃潜力，为芦草沟组致密油的主力烃源岩；白云岩类为较好—中等烃源岩，具有较强的生烃能力，对该组致密油有一定贡献。

（2）芦草沟组岩性可细分为五大类和11种小类，岩石致密、粒级细、纵向变化块、厚度薄，具有岩石类型多、组成岩石的矿物种类多及过渡类岩性多的三多特点。“甜点体”储层优势岩性为云屑粉细砂岩、颗粒云岩、粉细砂岩及泥晶粉晶云岩。

（3）吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组储层物性具有中—低孔、低渗—特低渗特征。储层孔隙类型以剩余粒间孔、溶蚀孔及晶间孔为主，下“甜点体”垂直及网状裂缝较发育，纵向上“下甜点体”孔隙发育程度要好于上“甜点体”。

（4）吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油储层储集性能和含油性受岩性和物性控制，普遍具有高含油饱和度的特征。总体来看储层的下“甜点体”储集性能和含油性要好于上“甜点体”，非“甜点”的泥岩类也普遍具荧光显示，且纳米级孔隙中证实有吸附油的存在。储层的物性越好，含油级别越高。

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图版Ⅰ

图版Ⅱ

（本文编辑：郭言青）

Application of experimental analysis technology to research of tight reservoir in Jimsar Sag

JIN Jun1，XIANG Baoli1，YANG Zhao1，LI Lulu1，LU Daoping1，ZHANG Yi2
（1.Research Institute of Experiment and Detection，PetroChina Xinjiang Oilfield Company，Karamay 834000，Xinjiang，China；2.Department of Reservoir Evaluation，PetroChina Xinjiang Oilfield Company，Karamay 834000，Xinjiang，China）

The reservoirs of Lucaogou Formation in Jimsar Sag of Junggar Basin distributed alternately in high quality source rock layer series.There are two sets of unconventional reservoirs in the upper and lower segments and show typical tight oil characteristics of various lithologies，strong heterogeneity and micron-nanometer pore with oil.The original experimental analysis technology for conventional reservoirs is not satisfied for the need of further exploration and development of tight oil.Based on targeted experimental analysis technology，such as coordinated measurement of multi-parameter，exploration of wash oil，measurement of porosity-permeability and wettability of tight oil core and staining technique of carbonate minerals，this paper studied the typical tight oil characteristics of lithologies，physical properties，oiliness and their inherent correlation.The new achievements not only provide aboundant experimental materials to deepen geological understanding for the tight oil of Lucaogou Formation in the Jimsar Sag，but also effectively promote the exploration and development in this area.

experimental analysis technology；tight reservoirs；Lucaogou Formation；Permian；Jimsar Sag；Junggar Basin

P618.13

A

1673-8926（2015）03-0018-08

2014-12-04；

2015-03-26

中国石油天然气集团公司重大科技专项“二叠系致密油形成机理与勘探技术研究”（编号：2012E-34-02）资助

靳军（1970-），男，博士，高级工程师，主要从事石油实验地质研究与科研管理方面的工作。地址：（834000）新疆克拉玛依市友谊路100号中国石油新疆油田分公司实验检测研究院。E-mail：jinjun@petrochina.com.cn。