雷家地区湖相碳酸盐岩致密油储层微观特征

2016-12-20王海生

特种油气藏 2016年5期

关键词：纳米级孔喉储集

王海生

(中国石油辽河油田分公司，辽宁盘锦 124010)

雷家地区湖相碳酸盐岩致密油储层微观特征

王海生

(中国石油辽河油田分公司，辽宁盘锦 124010)

应用铸体薄片、气体吸附、压汞、扫描电镜及CT扫描等方法，系统研究了雷家地区杜三段湖相碳酸盐岩致密储层岩石学及储层微观特征。结果表明：研究区岩性以泥质泥晶白云岩、含泥方沸石质白云岩为主，与灰黑色泥岩、油页岩互层；储集空间包括原生粒间孔隙、次生溶蚀孔隙和微裂缝；根据岩性、孔隙空间类型及孔喉结构特征，将致密油储层分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层。其中，Ⅰ类储层的微裂缝和孔隙普遍发育，含油性好。该研究对后期致密油储层评价及“甜点”优选具有一定的指导作用。

雷家地区；湖相碳酸盐岩；致密油；储层分类；孔喉结构；烃源岩

0 引言

进入21世纪以来，随着油气勘探程度的提高，分布在源内或近源的湖相碳酸盐岩致密储层成为中国主要含油气盆地的重点勘探目标，找油思想从“源外找油”深入到“近源找油”，从常规的圈闭型油气藏逐渐向非圈闭的、具有纳米孔喉系统的“连续型或准连续型”油气藏转变[1-4]。辽河西部凹陷沙四上亚段时期，湖盆为偏碱性的强还原封闭环境[5]，发育良好的烃源岩。同时，近源的雷家地区沉积1套连续的、规模较大的湖相碳酸盐岩，主要发育泥质泥晶白云岩，与深灰色泥岩、油页岩互层现象明显。应用铸体薄片、气体吸附、压汞、扫描电镜及CT扫描等方法对该区湖相碳酸盐岩致密油储层进行研究，总结其储集空间类型，并分析其含油性。

1 地质概况

雷家地区构造上位于辽河盆地西部凹陷中北部，面积为300 km2，北邻高升鼻状隆起，东至陈家断层，西接斜坡带，南至冷家堡构造带，紧邻陈家洼陷生油中心。沙四沉积时期，构造沉降较稳定，物源供给充足，形成良好的烃源岩，并发育湖相碳酸盐岩储层，自下而上分为高升油层和杜家台油层，根据旋回性，将杜家台油层进一步细分为杜三段、杜二段和杜一段3个小层。其中，杜三段地层发育较厚的泥质白云岩，并有方沸石的混入，在靠近东南侧陡坡带的泥级矿物颗粒(石英+斜长石+钾长石)含量增多，储层孔隙度为1.16%～10.22%，渗透率为0.01×10-3～2.68×10-3μm2，微裂缝的存在能够改善储层渗透率，是典型的致密油储层，为重点研究层位。

2 储层岩石学特征

薄片分析表明，雷家地区杜三段湖相碳酸盐岩主要为泥质泥晶白云岩、含方沸石泥质泥晶白云岩和含泥方沸石质白云岩，并有细粒陆源碎屑(石英、斜长石)混入，纹层状特征明显，零星发育有机质条带。X衍射全岩分析结果表明，雷家地区杜三段湖相碳酸盐岩成分复杂，平面上岩性分布具有以下特征：北部的雷84井区主要为含泥方沸石质白云岩，黏土含量为10.8%，泥级矿物颗粒含量为26.5%，方沸石含量为24.3%，白云石类含量为38.4%；西部的雷88井区主要为含泥泥晶白云岩，黏土含量为5.8%，泥级矿物颗粒含量为20.9%，方沸石含量为6.1%，白云石类含量为67.2%；东南部的雷97井区靠近陡坡带，泥级矿物颗粒含量增多，方沸石含量有所降低，主要为含方沸石碳酸盐质泥岩；西南部的雷99井区主要岩性为含方沸石泥质白云岩和碳酸盐质泥岩，黏土含量为22.4%，泥级矿物颗粒含量为38.7%，方沸石含量为9.5%，白云石类含量为29.4%。

3 致密油储层储集空间类型

雷家地区杜三段微观储集空间类型多样，通过常规的岩心观察、铸体薄片鉴定、普通扫描电镜和CT扫描，储集空间主要有以下几种类型(图1)。

图1 雷家地区杜三段储集空间及CT扫描三维图像

(1) 原生孔隙。在扫描电镜下可观察到未被胶结物填充的粒间微孔(图1a)，颗粒轮廓清楚，呈次棱角状，但总体发育较少。

(2) 次生孔隙。主要为孤立的微米级别次生溶孔(图1b)，呈长条状、管柱状，颗粒边界凹凸不平，含量较多，但整体连通性较差。

(3) 微裂缝。裂缝类型多样，可观察到成岩阶段中形成的平行于层面的成岩缝和穿层的构造缝等(图1c)。

结合前人研究成果[7-8]认为，研究区湖相碳酸盐岩致密储层发育丰富的纳米—微米级别的孔喉系统，具有较大的资源潜力。CT扫描三维图像分析表明(图1d)：孔隙半径主体为0.376 2～13.930 0 μm，平均为2.261 0μm；喉道半径主体为0.357 4～10.630 0 μm，平均为1.813 0 μm，孔喉平均配位数为3.6，整体为纳米—微米孔喉系统，空间连通性为较差—中等。

4 储集层孔喉结构特征及其分类

应用压汞法和氮气吸附法分析研究区湖相碳酸盐岩致密储层孔喉结构，并进行分类。整体孔径分布范围较广，既含有毫米、微米级别的孔隙和裂缝，也发育大量纳米级孔隙。参考国内外划分标准，将湖相碳酸盐岩致密储层孔喉划分为微米级、亚微米级和纳米级3类(表1)。

表1 致密储层孔喉划分方案

4.1 压汞法分析孔喉结构特征

图2为湖相碳酸盐岩致密储层的压汞毛细管压力曲线，结合扫描电镜和薄片鉴定结果，将致密储层分为以下3类。

(1) Ⅰ类储层毛管压力曲线变化较大。排替压力为0.023 MPa，受微裂缝影响，进汞曲线具有两段式特征，最大汞饱和度为77.00%，退汞效率为55.35%，平均孔喉半径为0.63～50.00 μm，主要发育未被完全充填的微裂缝、微孔、微溶孔和丰富的纳米级孔隙，孔缝相互连通，微裂缝起到疏导油气的作用，油气运移阻力降低，微米级孔喉约为总孔隙的33.79%，孔喉配置关系好，整体连通性较好，平均孔隙度为8.22%，平均渗透率为153.600×10-3μm2。说明在油气充足的情况下，这种孔喉结构有利于油气的聚集和运移。

(2) Ⅱ类储层毛管压力曲线整体偏向右上方。排替压力为9.870 MPa，中间进汞段平缓，最大汞饱和度为49.35%，退汞效率为35.66%，以亚微米、纳米级孔喉系统为主，纳米级孔喉含量多，在扫描电镜中可见被碳酸盐岩或方沸石完全充填的微裂缝，整体连通性较差，平均孔隙度为7.63%，平均渗透率为0.168×10-3μm2，这种孔喉结构虽然具有一定的储集空间，但不易于运移。

图2 压汞法毛细管压力曲线

(3) Ⅲ类储层排替压力为1.975 MPa，虽然排替压力较小，但是中间进汞段较陡，分选差，最大汞饱和度为25.20%，退汞效率为21.42%，以亚微米、纳米级孔喉系统为主，但纳米级孔喉含量有限，连通性非常差，平均孔隙度为2.50%，平均渗透率为0.122×10-3μm2，说明这种孔喉结构储集空间有限，可储存油气，但不易于运移。

4.2 氮气吸附法分析纳米级孔隙结构特征

湖相碳酸盐岩致密储层在单偏光薄片中可见孔的孔隙度低，但实际物性测试的孔隙度则偏高，主要为1.50%～15.00%，两者互相矛盾，由此可知，该储层应该发育大量的纳米级孔隙。氮气吸附法能够研究固体纳米级孔隙的分布情况，比常规压汞法的分辨率更高，孔径测量范围为0.35～400.00 nm。图3为3类储层采用氮气吸附法得到的孔径分布。

图3 湖相碳酸盐岩储层孔径分布

(1) Ⅰ类储层平均吸附孔径为30～100 nm，峰值孔径主要集中在4～100 nm，孔体积为0.602 6～3.606 2 cm3/g，平均为1.389 6 cm3/g，比表面积为0.552 3～1.140 2 m2/g，平均为0.850 7 m2/g，储集空间主要为两端均开放的圆柱形孔，有利于油气的渗流。

(2) Ⅱ类储层平均吸附孔径为9～30 nm，分布曲线具有2个峰值，分别为1～7 nm和10～50 nm，孔体积为0.414 3～2.984 5 cm3/g，平均为1.720 4 cm3/g，比表面积为0.598 1～3.029 4 m2/g，平均为1.152 8 m2/g，前者为一端封闭的、较为孤立的不透气性孔，后者为两端都开放的圆状型孔。

(3) Ⅲ类储层平均吸附孔径为3～9 nm，峰值孔径主要集中在1～10 nm，孔体积为1.072 0～6.436 9 cm3/g，平均为3.848 9 cm3/g，比表面积为0.739 9～4.293 1 m2/g，平均为1.711 8 m2/g，储集空间主要为一端封闭的、较为孤立的不透气性孔。

5 致密油储层与含油性关系

雷家地区沙四段发育厚层暗色泥岩、碳酸盐质页岩，TOC含量为2%～5%，热演化程度较高，镜质体反射率Ro大于0.5%，有机质类型主要为Ⅰ型和ⅡA型，属于优质烃源岩。位于源内或近源的雷家地区湖相碳酸盐岩致密储层纵向上与优质烃源岩紧密接触，排烃产生的异常高压控制原油的充注程度，整体致密油储层运移充注动力强，含油饱和度高，微米、纳米级孔隙均含油。通过以上分析，结合岩性、孔喉结构及储层厚度特征，对雷家地区杜三段湖相碳酸盐岩储层进行了平面分类(图4)：Ⅰ类储层为有利储层，分布在雷88井区和雷15井区，岩性为含泥泥晶白云岩和含泥方沸石质白云岩，整体孔径较大，未充填的微裂缝既提供了储集空间，又增加了油气的渗流能力，油气相对富集，为油斑、油浸级显示；Ⅱ类储层平面上呈条带状分布，岩性为含方沸石碳酸质泥岩和含泥白云质方沸石岩，储集空间孔径分布较小，微裂缝偶见，且多被完全充填，亚微米、纳米级孔隙含量多，为油迹、油斑级显示；Ⅲ类储层呈环形分布，岩性为碳酸盐质泥岩，亚微米、纳米级孔隙含量有限，孔径分布最小，为荧光、油迹、油斑级显示。