鄂尔多斯盆地富县地区长8层段致密砂岩储层特征及充注下限

邓亚仁，任战利，马文强，陈西泮，杨桂林，南卡俄吾

(1.陕西省土地工程建设集团有限责任公司，西安 710075； 2.西北大学 大陆动力学国家重点实验室，西安 710069；3.西北大学 地质学系，西安 710069； 4.陕西延长石油(集团)有限责任公司，陕西 延安 716000)

致密油现已成为全球油气勘探热点，北美国家率先开展了致密油的勘探[1-2]。受复杂地表条件和勘探成本影响，中国致密油的勘探开发尚处于起步阶段[3]。鄂尔多斯盆地致密油非常发育，三叠系延长组分布长6至长8段，长7段地层具备优质烃源岩发育条件[4]。富县区块在三叠系延长组沉积时期处于湖盆中心地带[5]，长8段属于三角洲前缘沉积，长7段为深湖相，发育黑色泥页岩。致密油储层主要分布在厚层烃源岩附近，烃源岩的生烃增压作用提供了油气驱动的动力来源[6]，致密油经过短距离运移甚至原地成藏，形成于比较简单的凹陷或者斜坡上[7]。平缓的构造背景与良好的源储配置关系为富县区块长8段提供了致密油富集的优越条件。

致密油储层微观结构复杂，非均质性十分明显[8-10]。国外在致密储层孔隙结构方面研究成果突出，例如致密储层的纳米孔喉类型划分以及定量分析矿物在流体渗流中所起的作用[11-15]。国内致密储层近年发展较快，在纳米级孔喉分布及油气赋存状态、致密油成藏的控制因素等方面研究较为深入。与常规储层不同的是，致密储层孔隙小，尺寸为微米至纳米级，孔径范围变化大，孔渗关系不明显。孔隙结构的复杂程度使得常规测试手段难以细画储层微观特征。国内外关于致密储层中流体流动特征、充注下限分析方面，仍待提升[16-18]。

目前富县地区在致密油储层微观结构特征以及其对油气充注和赋存关系的影响等方面缺乏深入研究。为此，本文利用先进的CT、场发射扫描电镜等分析方法，对延长组长8段致密油储层微观结构特征进行详细剖析，在致密油储层微观结构及油气充注下限方面取得了新成果。

1 致密油储层宏观特征

富县地区长8段致密化始于中侏罗世末，伴随压实作用，储层不断致密；早白垩世后，地层开始抬升剥蚀，但未改变储层致密性能[19]。早白垩世后长7烃源岩生成大量油气[20]，促就了这一地区致密油的形成。通过分析三叠系延长组长8段储层559个储层物性数据，储层的孔隙度普遍小于10%，渗透率低于1×10-3μm2[4]。湖盆边缘频繁湖进与湖退形成厚层泥页岩，高有机质含量的泥页岩与砂体大面积接触，利于油气储集。剖面上长8段致密油主要分布在泥岩附近，强大的源储压差不仅提供了运移的动力，并促使细粒致密储层产生微裂隙，形成运移通道，油气生成后能即时储集(图1)。

综合上述认识，研究区具备形成致密储层的优越地质条件。然而考虑到致密储层本身物性较差，平面上非均质较强，致密油分布受储层微观特征的影响。

2 致密油储层微观特征

图1 鄂尔多斯盆地富县地区FN17井致密油分布

常规实验方法在致密油储层微观孔隙结构研究方面精度不足，为此，本次研究采用场发射扫描电镜成像技术，精确测定孔隙与喉道的直径大小；应用高压压汞的方法进一步分析储层结构参数，同时引入CT技术对岩心样品进行三维成像，利用灰度图像展示样品空间中孔隙分布以及连通情况。

2.1 孔隙类型及大小

研究中选取致密油试油层段细砂岩、粉砂岩以及泥质粉砂岩岩心作为分析样品。场发射扫描电镜实验结果显示，孔隙类型主要包括粒间孔、粒内溶孔、晶间微孔、微裂缝以及少量的有机质微孔(图2)。储层中孔径分布不均匀，包含微米级孔(>1 μm)、亚微米级孔(100～1 000 nm)以及纳米级孔(<100 nm)[21]。其中粒间孔孔径最大，多属于微米级孔；粒内溶孔直径多分布在100～1 000 nm，属于亚微米级孔；其他孔隙类型发育程度低，孔径小，总体以亚微米级和纳米级为主。利用场发射扫描电镜观察并测量喉道大小，长8致密储层连通孔隙较少，喉道半径大小分布在0.03～0.16 μm，平均为0.1 μm。

图2 鄂尔多斯盆地富县地区长8段致密油储层孔隙类型d为孔隙直径

场发射扫描电镜孔径定量测定受到肉眼观测影响，容易遗漏部分孔隙。为测全、测准所有孔隙的大小，研究中进一步采用纳米CT法确定孔隙大小。研究区孔隙半径主要分布在2 μm以下，分布范围在0.63～50.4 μm，平均2.0 μm(图3)。通过高压压汞方法对孔隙结构特点进一步测试，发现孔喉半径分布在3～280 nm。

致密油储层门槛压力较高，普遍大于1 MPa，压汞曲线严重倾斜，分选差，呈细歪度(图4)。FX131井长8储层样品试油为差油层，该样品孔隙度为2.1%，压汞测试结果其孔喉半径分布在3～166.9 nm(图4a，b)，最大进汞饱和度69.5%，退汞效率为15.7%；L206井长8段储层样品试油为油水同层，其孔隙度为9.1%，孔喉半径分布在5～280 nm(图4c，d)，最大进汞饱和度95.6%，退汞效率21%。2块样品主流孔径相差不大，FX131井样品喉道半径更小，致密程度更高，含油性差。喉道半径影响流体渗流，喉道半径越小，进汞量越少，退汞效率越低。

图3 鄂尔多斯盆地富县地区长8段纳米CT法孔隙半径分布

图4 鄂尔多斯盆地富县地区长8段致密油储层样品高压压汞图

综合以上场发射扫描电镜、纳米CT以及高压压汞实验方法，得出研究层位致密储层孔隙半径平均值为1.2 μm，喉道半径平均值为0.1 μm，隶属细孔微细喉储层[22]。储层越致密，物性越差，喉道大小对储层中流体渗流影响越大。

2.2 致密油储层孔隙分布

应用CT技术对长8致密油储层长宽各1 cm的岩心样品进行二维扫描，获得830张照片。储层中孔隙数量少，多被压实或胶结成残留孔，孔隙呈椭球状和不规则状，只有少部分孔隙保留原始孔隙形态。

将二维扫描图像中孔隙集中发育区进行360°三维重构，获得储层三维数值模拟图像(图5d)。通过建立三维图像具体分析孔喉体积大小、分布以及连通性(图5)。选取XY方向(图5a)，XZ方向(图5b)和YZ方向(图5c)3个二维平面进行三维图像数值模拟。不同的二维平面，孔隙分布存在差异，孔隙和喉道的直径各不相同，存在较强的非均质性。

(1)孔喉尺寸及形态：孔喉直径变化范围广，岩石样品经CT测试后共获得9 503个孔，每个孔对应一定的表面积与体积。从统计结果可以得出孔体积所占的比例，体积在1～166.8 μm3之间的孔隙占比为85.78%，同时经CT测得的岩石孔隙度为2.53%，由此可见小孔隙所占比例居高。孔隙整体为孤立状，局部连通呈片状(图5a,b,c)。

图5 鄂尔多斯盆地富县地区L206井长8段致密油储层CT三维重构图像蓝色为孔隙，灰色为岩石骨架基质

(2)孔喉分布：垂向上孔喉分布较均匀，孔喉围绕颗粒分布，XY平面孔喉集中分布在左上方(图5a)；XZ平面孔喉整体上分布较均匀(图5b)；YZ平面孔喉主要集中在平面的右下角(图5c)。从各个平面的孔喉分布状况不难看出，样品中心位置的孔隙密集程度低于岩石结构的外层(图5a,b,c)。

(3)孔喉连通性：管状孔喉连通性强，其连通性强于球状微孔。孔隙分布不均匀，孔隙连通性在岩石中心部位较差(图5a,b,c)。

通过CT技术研究认为，研究区致密油储层主要为细孔微细喉型孔隙结构，孔隙发育以粒间孔和粒内溶孔为主，孔喉主要围绕颗粒分布，非均质较强，岩石样品内部孔隙连通性差，且管束状孔喉连通性强于球状微孔。

综合实验分析结果：研究区致密油储层孔隙结构非均质性较强，长7及长8层位致密油储层孔径主要分布在100～1 000 nm，微孔隙数量多，孔隙结构隶属细孔微细喉型储层。致密油储层孔隙多围绕颗粒分布，向岩石内部，孔隙分布越分散，孔隙形状由管束状变换成球状，连通性变差。

3 致密储层油气充注下限

致密油储层油气充注下限包括充注物性下限与孔喉充注直径下限。在流体动力条件下，只有当物性满足一定值时，油气方能沿优势通道进入储层聚集成藏，此时对应的物性值为充注物性下限。油气突破孔喉直径进入储层的喉道直径为孔喉充注直径下限[23-24]。致密油藏根据储层致密时间与油藏形成时间的顺序可具体分类为“先致密后成藏”与“先成藏后致密”类型，两者的储层物性下限与成藏期物性下限差别较大。研究区长8致密砂岩油藏属于“先致密后成藏”类型[19-20,25-28]，成藏后期，储层物性变化不大，早白垩世末地层已经非常致密，后期地层抬升阶段压实与溶蚀作用对储层物性影响较小，现今的储层物性下限近似等于成藏时期储层物性下限[25]。

3.1 录井方法

与常规油气成藏下限研究不同，录井信息中油气显示代表致密储层具备成藏条件[29]。延长石油股份公司将富县地区长8储层的含油产状下限定位为油迹。根据大量录井资料的油迹与无油气显示范畴推断致密砂岩储层物性下限。

图6 鄂尔多斯盆地富县地区长8储层含油产状—物性散点图

选取研究区44口井、254块岩样建立含油级别与储层物性关系图(图6)，取含油储层物性密集分布区与无油气显示岩样的分界线作为致密砂岩油的成藏物性下限，得出长8致密砂岩储层孔隙度与空气渗透率下限值分别是4.6%和0.03×10-3μm2。

3.2 有效孔喉方法

利用压汞法，选取23块含油的长8储层中间层段样品，渗透率贡献值达到99%以上时对应的孔喉半径下限，此时孔喉半径是含油孔喉半径下限[30]，求平均值，得出长8储层内部含油孔喉充注半径下限为0.012 μm，即储层内部含油孔喉充注直径下限为24 nm。在压汞法求得孔喉半径下限的基础上，建立孔喉半径与孔隙度关系散点图，依据孔喉半径下限求得孔隙度下限。由孔隙度与渗透率相关性，推算出渗透率下限。

根据研究区23个压汞样品的孔隙度与中值孔喉半径关系(图7)，读取中值孔喉半径为0.012 μm时的孔隙度值，得到孔隙度下限为4.4%。由上文统计559个长8储层物性数据得出孔隙度、渗透率的相关性公式(1)：

K=0.025 5e0.201 5φ

(1)

式中：K为渗透率值，10-3μm2；φ为孔隙度值，%。根据孔隙度下限值，进而计算得出渗透率下限为0.06×10-3μm2。

3.3 力学方法

图7 鄂尔多斯盆地富县地区长8储层孔喉半径与孔隙度关系

只有当孔隙的流体压力大于地层破裂压力，且向上与静水压力之差仍大于毛管阻力时，才能发生油气充注。研究区致密油充注动力是生烃增压[31]，当其大于地层破裂压力时，油气方能充注。前人认为当孔隙的流体压力大于85%的静岩压力时，地层将破裂产生裂缝[32]。根据搜集的包裹体测温数据，研究区长8储层包裹体均一温度平均121 ℃，此时对应早白垩世地层深度为2 260 m，鄂尔多斯盆地上覆地层密度取值2.3 g/cm3[33]，采用压力计算公式，求出平均静岩压力为50.94 MPa。进而根据流体压力等于静岩压力的85%时，地层达到破裂，求出孔隙流体的压力是43.30 MPa。

假设地层破裂压力为Pmax，MPa；静水压力为P静，MPa；最小石油充注孔喉直径为dmin，m；此时充注动力为：Pmax-P静，MPa。

毛管阻力表达式如下：

(2)

式中：Pc为毛管阻力，MPa；σ为界面张力，N/m；θ为润湿角，(°)。

界面张力和地层的温度有一定关系，可根据关系式(3)求取：

σ=-0.000 2T+0.028 4

(3)[34]

式中：σ为界面张力，N/m；T为温度，℃。

长8地层中部平均埋深1 140 m，储层成岩过程中现今地温梯度为2.8 ℃/hm[35]，取地表温度为12.5 ℃，计算现今地层温度为44.4 ℃。三叠纪以来，富县地区剥蚀的总地层厚度平均1 120 m，古地温梯度为4.8 ℃/hm[20,36]，推算早白垩世末平均地层温度为121 ℃。将温度数据带入公式(3)，计算出现今和早白垩末期界面张力分别为0.019 5 N/m和0.004 2 N/m。

油气充注发生在早白垩世末[19]，长8储层的界面张力σ取值0.004 2 N/m；岩石强亲水，润湿角取值0°。为满足充注条件，充注动力必须大于毛管阻力，此时临界条件表达式：

(4)

P静=0.332 8T-6.618 1

(5)[34]

长8储层油气充注时静水压力为33.65 MPa。将孔隙流体的压力、静水压力、界面张力和润湿角带入临界条件公式(4)，得到源储界面处最小孔喉充注直径下限为15.77 nm。

综合上述方法，孔隙度下限为4.4%～4.6%，综合取值4.5%；渗透率下限为(0.03～0.06)×10-3μm2，综合取值0.04×10-3μm2；源储界面与储层内部孔喉充注直径下限分别是15.77 nm和24 nm。

4 致密储层中石油赋存状态

致密油储层微观孔隙结构对石油赋存状态有重要的影响。根据上文孔喉充注下限值可知，油气可赋存于纳米级孔隙。研究区压实强度相对较弱，胶结相对不强的长8致密储层主要发育粒间孔隙和粒内溶孔，石油以油珠形式赋存(图8a)；随着孔隙进一步胶结，孔隙发生变形，石油呈喉道状分布于储层孔隙中，少部分石油呈不规则状分布[37](图8b，c)；孔隙周边附着黏土矿物，储层进一步胶结，石油则以薄膜形式赋存(图8d)。研究区致密储层中沥青质主要充填在粒间孔、裂隙以及长石加大边中(图8e, f)。部分粒间孔中充填有绿泥石、伊利石、单晶石英、铁白云石等矿物，石油常与这些矿物伴生。

致密油储层中石油赋存状态受孔隙结构的控制，伴随致密程度的增加，孔隙变形加剧，石油在孔隙中由油珠状逐渐演变成喉道状和薄膜状。

5 结论

(1)研究区长8段致密油储孔隙类型多样，以粒间孔、粒内溶孔为主，含少量晶间孔、微裂缝及有机质微孔。孔隙与喉道半径平均值分别为1.2 μm和0.1 μm，属细孔微细喉型结构。孔隙分布非均质性较强，主体围绕颗粒分布。从岩石骨架至储层内部，孔隙形状由管束状转换为球状微孔，连通性变差。

图8 鄂尔多斯盆地富县地区长8段致密油赋存形式

(2)长8致密油储层孔隙度充注下限为4.4%～4.6%，综合取值4.5%；渗透率充注下限为(0.03～0.06)×10-3μm2，综合取值0.04×10-3μm2；源储界面与储层内部孔喉充注直径下限分别是15.77 nm和24 nm。油气可充注纳米级孔。

(3)致密油储层的微观孔隙结构对石油的赋存状态有重要的影响，压实较弱，胶结程度不强的储层，主要发育粒间孔与粒内溶孔，石油以油珠状形式赋存。压实强度大，孔隙变形强烈，储层中石油以喉道状赋存。致密程度高，黏土矿物充填孔隙，石油以薄膜形式分布。

致谢：本文在撰写过程中得到了延长石油研究院、富县采油厂的数据支撑，在此予以衷心感谢！

第四，进一步深化水利改革。加快落实基层水利服务体系建设，建立健全水利投融资平台建设，支持哈密地区加快建设“全疆水利改革发展示范区”。

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