陕北斜坡东南部致密砂岩孔喉分布及其对含油性的影响

钟红利，吴雨风，张凤奇，屈伸，陈玲玲

（1.西安科技大学地质与环境学院，陕西 西安 710054；2.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西 西安 710065；3.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西 西安 710075）

0 引言

致密油是一种世界范围内备受关注的非常规油气资源。我国致密油主要分布在鄂尔多斯、渤海湾、松辽等中、新生代陆相湖盆中，其中资源量最大的是鄂尔多斯盆地，致密油可采资源量达 5.44×108t[1-3]。 盆地致密油主要赋存在延长组主力生油层长7油层组及与其上下相邻的长6、长8油层组[4-5]。致密砂岩储层微观孔喉分布及其对含油性的影响一直是研究的关键问题之一。研究结果表明，大孔、中孔、微孔、纳米孔在长6—长8致密砂岩孔隙中均有分布，范围较广，主体为微米、纳米级孔隙[6-9]。原油在孔喉中以乳状、簇状、颗粒状、薄膜状等形式赋存[10]，且储层含油率、含油饱和度与孔径存在相关性[11-12]。不同尺寸孔喉对含油性的贡献如何，孔喉大小的集中分布程度对含油性影响如何，这些问题仍然需要进一步探究。

致密砂岩储层往往压实程度高，钙质、泥质胶结强烈，成岩过程复杂，非均质性较强，单一的测试手段揭示孔喉特征效果不佳[13-14]。本次研究采用多测试方法联合观测，定量表征鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部长6—长8致密砂岩储层微观结构，并探讨了含油率与孔喉参数之间的相关性。

1 地质概况

研究区构造位置处于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡东南部，地理上位于延安市以东，永宁县以西，高桥县以北，府村沟以南。研究区延长组顶面现今构造为北西倾的单斜，局部发育鼻状构造。延长组沉积时，盆地经历了湖泊发育—发展—萎缩的演化过程，形成了一套内陆湖泊-三角洲沉积，长7油层组为湖泊极盛时的沉积产物，发育富含有机质泥岩及油页岩，为延长组主力烃源岩[15]。研究区中生界主力油层为长6、长7、长8油层组，长7中上部大面积发育浊积砂体，长6下部和长8下部发育三角洲前缘水下分流河道砂体，为主要的储集砂体（见图 1）[16]。

图1 研究区地层综合柱状图

2 实验

2.1 材料

本次测试的7块致密砂岩样品取自3口取心井，岩性均为细砂岩，其他样品参数如表1所示。

表1 研究区长6—长8高压压汞、核磁共振实验样品参数

2.2 仪器

核磁共振实验使用的仪器为RecCore-04型岩心核磁共振分析仪。高压压汞实验采用AUTOPORE IV9500型压汞仪，最大进汞压力160.47 MPa，设表面张力强度为0.48 N/m，接触角为140°，可测最小孔喉半径为4.6 nm。场发射扫描电镜实验采用捷克Tesca（上海）公司生产的Tescan MAIA3型仪器。

2.3 方法

核磁共振技术近年来广泛用于致密油、页岩油等非常规储层孔隙结构研究，可完整获取储层中流体（油、水）在孔隙中的分布数据[17]。核磁共振实验步骤为：1）对岩心在初始状态下进行核磁共振T2谱检测；2）利用抽真空法使初始岩样饱和水，岩样孔隙空间内充满水，再对饱和后的岩样进行T2谱检测；3）用MnCl2水溶液浸泡岩样，对浸泡后的岩样进行T2谱检测。锰离子扩散进入岩样内的水相后，消除了水相核磁共振信号，此时进行T2谱测量，只能测得油相核磁共振信号。最终分别获取了7块样品中初始流体、饱和水后的油+水，以及单一油相在孔喉中的分布特征。

高压压汞技术常用于测试致密砂岩、页岩、泥岩的孔隙结构。根据Washburn方程[18-19]，在已知汞注入压力、注入汞体积的前提下，可计算出相应的孔喉半径。

压汞实验及核磁共振测试本质都是定量刻画孔喉大小分布。高压压汞-核磁共振联合表征技术，是基于二者分布曲线的相似性，通过高压压汞曲线去标定核磁共振T2谱曲线，将其坐标体系由弛豫时间-幅度转化为孔径-体积占比。高压压汞-核磁共振联合法与单一的高压压汞法相比，所获得的曲线峰值与前者整体一致，同时，揭示的孔喉分布不会受到极细孔喉及死孔隙，或是孔喉半径计算过程中细、粗孔喉的润湿角存在变化等的影响[20]。高压压汞-核磁共振联合测试要求每个高压压汞实验样品均有与核磁共振实验平行的样品，以实现对核磁共振T2谱数据的转化。

3 结果及分析

3.1 岩石学及孔隙发育特征

通过对6口井40个铸体薄片的观察统计，长6—长8致密砂岩碎屑及填隙物体积分数数据见表2。

表2 研究区长6—长8致密砂岩储层碎屑及填隙物体积分数

长6—长8致密砂岩储层碎屑颗粒类型包括石英、长石、岩屑、云母及钙化碎屑，且长石和岩屑体积分数较高，岩石类型以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主；填隙物主要为方解石、（铁）方解石、绿泥石，面孔率一般都小于4%。研究区长6—长8致密砂岩（以M66-2井为例）在扫描电镜下多见残余粒间孔、溶蚀孔，以及黏土矿物晶间孔。常见孔喉直径在300～60 000 μm，孔喉变小与岩石遭受强烈压实、云母类塑形岩屑充填孔隙，以及绿泥石、伊利石、伊/蒙混层等黏土矿物粒间充填生长，且以桥接式、密网式产出有关（见图2）。

图2 研究区长6—长8致密砂岩场发射扫描电镜照片

3.2 高压压汞表征

图3为高压压汞实验表征的7块致密砂岩样品的孔喉分布特征。由图3可知：1）毛细管压力曲线“椅状平台”特征不明显，压汞曲线歪度值为-0.209 657 420～0.127 568 463，属于细歪度—略细歪度[20]；2）进汞饱和度为49.3%～96.9%，退汞效率19.7%～40.0%，进汞曲线与退汞曲线重合性差，反映孔隙及与其连通的喉道大小差别大[21]。排驱压力反映最大连通孔喉半径，本次测值为1.21～7.50 MPa，对应的最大孔喉半径为0.098 0～0.607 3 μm；孔喉中值半径反映孔喉的平均值，本次7块样品的孔喉中值半径分布在0.007 0～0.028 6 μm，反映孔喉整体较细；孔喉半径主要分布在0.01～0.30 μm，峰值分布在0.05～0.20 μm。按照孔隙直径分级标准[22]， 所测样品多为纳米孔、亚微米孔。

图3 研究区7块致密砂岩样品孔喉分布特征

3.3 核磁共振、高压压汞联合表征

本次7块样品的核磁共振T2弛豫时间值经过高压压汞数据标定后[23-29]转换为孔隙半径值。结果显示：最小孔隙半径多在0.5～6.5 nm，平均值为2.9 nm；最大孔隙半径多在895～40 648 nm，平均值为9 363 nm；峰值半径多在24～169 nm，平均值为90 nm。长6—长8致密砂岩样品的储集空间主要为纳米级孔隙，纳米孔所占比例为57.3%～99.1%，平均值为83.4%，其余为亚微米、微米孔，基本不发育毫米级孔隙（见图4）。

图4 研究区7块致密砂岩样品孔隙半径分布特征

为了定量表征孔喉非均质性，建立了孔喉分选系数。分选系数S的计算公式为

式中：d25为累积频率25%对应的孔喉直径，nm；d75为累积频率75%对应的孔喉直径，nm。

分选系数越大，反映孔隙大小的非均质性越高。基于核磁共振测试数据，计算得到的孔喉分选系数为6.45～20.70（见表 3）。

3.4 孔隙流体分布特征

图5为致密砂岩样品孔隙中的流体分布特征。由图可以看出，初始状态、水饱和状态和油相状态下的流体分布曲线表现出“单峰”和“双峰”2种形态（见图5）。曲线形态受样品孔隙度、渗透率的影响。相对高孔样品为尖锐的“单峰”形曲线，且多为负偏态，流体分布峰值半径71.1～169.1 nm；相对低孔高渗的5#样品呈“双峰”形，右峰可能反映出微裂缝孔隙空间，水饱和状态下的流体峰值半径分别是9.3，249.7 nm；相对低孔的72#样品，流体曲线整体偏靠左，反映整体孔隙偏小。

表3 研究区7块样品的孔喉分布、含油性参数

图5 研究区7块样品在不同状态下的孔隙流体分布

原始状态下流体的主要成分为油相，且油相集中分布在半径为3～400 nm的孔隙中，占总流体体积的14.9%～28.6%。饱和水状态下，孔隙流体分布峰值均为50～100 nm，反映油、水相都集中在纳米孔中。

初始状态下的油+水相曲线与油相曲线呈现“高低交错”现象。这表明在水饱和样品过程中，油、水之间存在相互驱替现象，水不仅占据了大部分微米级大孔隙，同时将部分小孔隙（孔隙半径200～2 000 nm）中的油驱替至邻近的较大孔隙中。

为了定量表征原油在砂岩中的含油性，建立了砂岩含油率。含油率φ0的计算公式为

式中：φ为孔隙度；So为初始含油饱和度。

由于样品已在室外放置了一段时间，油气挥发或外溢，地面岩样实测含油饱和度要小于地层真实值，需要校正初始含油饱和度。校正量为饱和状态下的可动流体饱和度与原始态可动流体的差值。校正原始含油饱和度存在2种情况：1）如果地层无可动水，则可动水饱和度增加量为油气挥发外溢量，如果地层有可动水，则会使得恢复后的含油饱和度偏大；2）如果地层存在束缚水不饱和现象，则恢复后的含油饱和度将会偏小。7块样品的饱和度校正值为23.01%～46.65%。校正后的储层初始含油饱和度为47.92%～62.75%。计算的含油率为2.48%～6.32%（见表3）。

4 讨论

4.1 不同类型孔隙分布特征

致密砂岩孔隙大小和分布受成岩作用影响[30-31]。研究区长6—长8致密砂岩储层均处于中成岩A期，碎屑颗粒呈线状-凹凸接触。黏土胶结物以绿泥石、伊利石为主。长石、岩屑溶蚀现象较碳酸盐矿物常见。

孔径峰值反映了主体孔隙的大小，7块致密砂岩样品的孔径峰值明显控制孔隙度的大小（见图6）。显微电镜下，可观察到的孔隙类型有晶间孔、残余粒间孔、溶蚀孔以及微裂缝。其中：黏土矿物晶间孔在显微电镜下最为常见（见图2e），孔径一般小于1 000 nm；长石、方解石，以及岩屑中常见溶蚀孔，孔径变化大，一般为几百纳米到几十微米；残余粒间孔孔径一般大于1 000 nm。晶间孔和小的溶蚀孔贡献了50%以上的总孔隙体积；较大的溶蚀孔及残余粒间孔贡献了1/5～1/2的总孔隙体积；微裂缝相对少见，可以在铸体薄片下观察到，缝宽可达几十到几百微米，主要贡献了微米级的孔隙空间。

图6 岩石孔隙度与孔隙半径峰值的关系

4.2 孔喉大小与含油性的关系

研究区致密砂岩可动流体T2截止值变化较大[17]，取经验值13.895 ms，分别计算了各个样品大于13.895 ms的孔喉占比。理论上，大于T2截止值的孔喉占比可以反映孔隙可动空间的发育程度。结果表明，本次7块致密砂岩样品的孔喉占比普遍偏低，都在50%以下，说明使用一个固定的T2截止值划分可动流体，可能会导致可动流体孔隙计算值出现较大的偏差。参考前人对束缚水膜厚度及沥青分子大小的计算结果[6-7]，本次最终选用50 nm作为可动流体孔隙半径下限值。50 nm不仅作为可动流体孔隙半径截止值，同时也是划分纳米孔和亚微米孔的界限值。研究区主成藏期以来，长7致密砂岩储层的孔隙度降低为原始孔隙度的0.2～0.5倍[30-31]。假定孔隙为球形空间，则孔径相应地减小为原来的0.6～0.8倍。现今50 nm的孔隙半径恢复到主成藏期时，对应的成藏期孔隙半径为63～83 nm。

相关分析表明，砂岩含油率与可动流体孔喉占比呈正相关关系，反映了半径大于50 nm的孔喉在岩石孔隙中所占比重越大，即可动流体空间越多，对含油性越有利（见图7）。纳米孔（孔隙半径1～50 nm）占比与岩石含油率呈负相关，表明纳米级孔隙体积占岩石总孔隙体积比例越高，对含油性越不利；亚微米孔（孔隙半径50～500 nm）占比与岩石含油率呈正相关，反映了亚微米级孔隙越多，含油性越好（见图7）。

图7 不同孔喉占比与岩石含油率的关系

4.3 含油率与孔喉分选系数的关系

由图8可知，7块样品的含油率与孔喉分选系数成反比，即孔喉大小分布越集中，含油性越好。

图8 岩石含油率与孔喉分选系数的关系

孔喉分选系数最大的5#样品，孔喉半径峰值为207.98 nm，且流体分布曲线宽缓；孔喉分选系数较小的61#，63#样品，孔喉半径峰值分别为97.8，71.1 nm，流体分布曲线较尖锐，即细孔隙集中分布。这说明即使是纳米级的致密砂岩储层，孔隙大小分布越集中，含油率越高（见图8）。由于本次所测样品数量有限，其中5#样品有可能存在微裂缝，导致孔喉分选系数较高，因此回归关系的统计准确度受到影响。

5 结论

1）鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部长6—长8致密砂岩孔隙类型以粒间残余孔、黏土矿物晶间孔、长石溶蚀孔为主。最小孔隙半径平均值为2.9 nm，最大孔隙半径平均值为9 363.0 nm，纳米级孔隙体积占总孔隙体积的57.3%～99.1%。

2）原始状态、饱和水状态及油相状态下的核磁共振曲线多呈正态分布；油相的分布范围较广，在半径为2～1 000 nm的孔喉中均有分布。流体在孔隙中的分布曲线偏度、峰态及主峰值的大小与岩样孔隙度、渗透率有关：相对低孔低渗样品的流体分布曲线为宽缓“单峰”形态；相对高孔高渗样品的流体分布曲线为尖锐的“单峰”形态；相对低孔高渗样品的流体分布曲线为“双峰”形态。

3）致密砂岩纳米级孔隙与黏土矿物晶间孔的发育有关。样品含油性受到孔喉大小分布、孔喉分选等因素的影响。亚微米孔体积占总孔隙体积的比值越大，含油性越好；可动流体空间越发育，含油性越好；孔隙分布越集中，对含油性越有利。