三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组泥页岩储层孔隙结构及含油性

2021-10-21慕尚超郭小波李天军潘永帅李晓航

西安石油大学学报（自然科学版） 2021年5期

慕尚超，郭小波，李钰，李天军，潘永帅，李晓航

(1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安 710065； 2.西安石油大学陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西西安 710065； 3.中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室，北京昌平102249)

引言

页岩油(源岩油)指赋存于富有机质泥页岩层系中的石油，需采用特殊工艺才能获得工业产量，以页岩油气为代表的非常规油气的勘探开发不仅延伸了中国油气勘探开发领域，而且时刻影响着全球的能源格局[1-3]。我国陆相页岩油的勘探开发进入快速发展时期，但勘探开发中仍面临诸多挑战，地质条件与北美有差异，在页岩油富集机理、赋存状态、可动性及甜点预测等方面亟需深入研究[4-7]。因此，泥页岩储层孔隙结构表征依然是页岩油地质研究的热点内容之一。地质学者通常采用定性与定量相结合的方式对储层孔隙结构进行描述。定性判断时，常采用偏光显微镜、场发射扫描电镜以及纳米CT扫描等，定量测量常用的有气体吸附法、高压压汞法以及核磁共振法等，均可对孔隙形态、孔径分布等参数进行有效测量。

国内外主力页岩油气产层大多伴生火山灰或凝灰质沉积物，如Bakken组、Eagle Ford组、我国东北地区松辽盆地青山口组及华南地区五峰—龙马溪组等[8-10]。马朗凹陷芦草沟组发育一套富含凝灰物质的泥页岩，是页岩油勘探开发的重要目的层。此外，与国内外其他页岩油储层相比，三塘湖盆地芦草沟组泥页岩中黏土矿物含量很低(体积分数在0%～ 6%)。本文针对三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组泥页岩，通过镜下薄片观察和全岩矿物分析、高压压汞、氮气吸附、核磁共振等实验，对微观孔隙结构进行表征，并评价其微观含油性与可动性，为该地区陆相页岩油勘探提供地质依据。

1 地质概况

三塘湖盆地在新疆东北部，研究区马朗凹陷位于三塘湖盆地中南部，介于天山和阿尔泰山之间，盆地形态以条带状沿北西—南东向分布。与准噶尔、吐哈盆地毗邻，属叠合改造型盆地(图1)[11]。盆地地层自下而上主要发育依次为石炭系—上二叠系—中上三叠系—侏罗系—下白垩系—古近系。马朗凹陷普遍发育火山岩，芦草沟组储层岩性复杂，以泥页岩、凝灰质泥岩、凝灰质白云岩和白云质凝灰岩为主，夹杂凝灰岩与白云岩，主要为一套陆相细粒沉积[12-14]。截止2019年，三塘湖盆地内90口井钻遇芦草沟组，均见油气，对部分井进行试油或试采，其中，2/3的井没有实现商业油流，甚至还有多口井未见油流[12]，资源丰富却无法开采。

图1 三塘湖盆地区域构造位置[11]Fig.1 Regional tectonic position of Santanghu Basin

2 储层基本特征

2.1 储层物性特征

本文以马朗凹陷N122井、M702井、L1井芦草沟组泥页岩为研究对象，其岩样孔隙度介于0.7%～ 18.1%，均值为4.8%，渗透率普遍小于1×10-3μm2，属于典型的低孔-低渗储层。部分样品孔渗较高，表明其可能存在一定的裂缝。

2.2 储层岩石学与矿物学特征

全岩矿物实验分析统计结果(表1)显示，芦草沟组泥页岩主要由长英质和碳酸盐矿物组成，黏土矿物含量极低，属于典型碳酸盐、火山灰物质与陆源碎屑的混合沉积。研究区矿物体积分数如下：石英0～66%，均值18%，长石10%～74%，均值为33%，两者体积分数介于17%～95%；白云石体积分数介于2%～83%，均值为34.9%；方解石为0%～53%，均值4.5%；碳酸盐在3%～83%，均值为39.4%；黏土介于0%～48%，均值为7.5%；黄铁矿含量介于0～10%，均值为1.6%。研究区长石、石英多为火山玻璃脱玻化形成，岩石薄片镜下鉴定可见，凝灰质成分普遍发育，分选性差，脱玻化作用形成较多粒状自生石英，生物壳屑及有机碎屑混杂其中，表明火山灰沉积对泥页岩有机质富集具有重要作用(图2)。

表1 研究区矿物体积分数Tab.1 Volume fraction of minerals in the study area %

马朗凹陷二叠系芦草沟组泥页岩富含火山灰物质、碳酸盐，岩石构造类型多样，块状构造(图2(a)、(b))和纹层状构造(图2(c)、(d))发育。成层性较好，纹层形态多发育为平直或微波状，层与层之间界限明显，交错分布。从形成纹层的岩石类型分析，芦草沟组主要由凝灰物质-泥质碎屑成分、凝灰物质-碳酸盐、碳酸盐-泥质碎屑成分等构成纹层组合。研究区以白云岩、凝灰质白云岩、白云质凝灰岩为主要岩性。

图2 三塘湖盆地二叠系芦草沟组泥页岩构造显微特征Fig.2 Microscopic features of the mud shale in Permian Lucaogou Formation in Santonghu Basin

3 孔隙结构特征

3.1 孔隙结构表征方法

泥页岩储层发育微-纳米级孔喉系统，非均质性强，由于孔喉结构表征技术的局限性，目前尚无任何一种方法可以对不同尺度级别的孔隙进行精确表征[15-16]。由于各种方法的技术原理不同，导致其适用范围也不尽相同(图3)。本次研究中，定性观测表征主要采用偏光显微镜观测、场发射扫描电子显微镜观测，定量表征采用高压压汞、核磁共振、氮气吸附法。

图3 非常规储层孔隙结构表征技术适用范围Fig.3 Application scope of pore structure characterization technology for unconventional reservoirs

孔结构的复杂性和不规则性使得难以通过欧几里得几何学和其他传统实验方法对孔隙结构进行定量表征。分形几何学的研究对象主要为不规则几何形态，在刻画几何体形态、表征储层孔隙结构的复杂程度以及非均质性方面有着不可忽视的作用。国内外研究人员通过SEM技术、BET理论、压汞实验和核磁共振理论对全球典型页岩进行了分形特征论述，认为分形维数愈大，孔隙就愈复杂[17-19]。因此，本文采用分形模型对定量数据进行数据挖掘，以期从深层次反映孔隙结构特征。

3.2 孔隙类型

地质学者针对孔隙类型分类提出了不少方案，比如基于储层基质把孔隙分为有机质孔、无机孔[20]，基于孔隙的发育位置描述为粒间、粒内和有机质孔等[20]，但分类依据可归纳为孔隙位置、发育形态及孔隙成因等。本文参考 Loucks[20]分类方案，结合芦草沟组泥页岩孔隙形态，将其分为粒间-粒内孔、晶间孔、溶蚀孔、凝灰质脱玻化孔、有机质孔及裂缝。

(1)粒间、粒内原生孔隙

原生孔隙形成于沉积时期，储层中观察到的原生孔隙往往是经历破坏性成岩过程后的残留原生孔隙。由于岩石粒度细，自然断面或抛光后的样品在扫描电镜下可见孔隙普遍发育于刚性碎屑颗粒之间(图4(a))。其中，原生粒间孔隙直径介于0.20 ～6.0 μm，常分布于石英、长石、白云石等脆性矿物之间，形态以三角形、狭缝型、多边形等不规则形状产出。在长英质含量较高的泥岩、凝灰质泥岩中存在的原生孔隙，对油气富集有一定的意义，粒内孔隙主要发育于石英颗粒表面，氩离子抛光后，可清楚观测到碎屑石英颗粒表面广泛分布的粒内孔隙(图4(b))。

(2)晶间孔

芦草沟组泥页岩中观察到的晶间孔隙主要为自生石英晶间孔隙、白云石晶间孔、黄铁矿晶间孔隙等(图4(c)—(e))。泥页岩中发育一些晶形规则的自生石英颗粒，有时可以连片分布，形成较多的晶间孔隙连片，孔隙连通性提高。马朗凹陷芦草沟组泥页岩受火山灰物质影响明显，火山灰中的玻屑经脱玻化过程形成石英，是芦草沟组泥页岩中微晶石英的主要来源[14]。白云石晶间孔主要在白云岩和凝灰质白云岩中发育较多，扫描电镜下可见白云石晶间孔主要以微纳米级别为主，虽然白云石晶间孔与长英质粒间孔孔隙半径整体大小区别不大，但是由于白云石晶间孔发育较多，所以对总体孔隙空间贡献较大。芦草沟组泥页岩中草莓状黄铁矿发育，其内部存在大量微孔隙，在黄铁矿聚集带，晶间孔隙可具有良好的连通性。镜下也可观测到孔隙之间和晶体表面液态烃的存在，表明黄铁矿伴生孔隙对页岩油赋存的有效性。

(3)溶蚀孔隙

溶蚀孔隙多是由于生烃过程中产生的酸性流体导致储层中不稳定组分发生溶蚀而成。芦草沟组次生溶蚀孔隙的形成主要受岩石总有机碳含量及不稳定矿物含量的影响。粒间-粒内溶孔由碎屑颗粒间或碎屑颗粒内部的组分被溶蚀而产生，两者极易混淆。扫描电镜下可见长石、碳酸盐矿物溶蚀形成的次生孔隙(图4(f))。

(4)凝灰质脱玻化孔隙

脱玻化孔是指细粒火山物质构成的凝灰岩中玻璃质组分发生脱玻化作用所产生的微孔隙，脱玻化过程包括玻璃质的一系列地球化学作用，形成另一种物质时体积变小，以致于形成大量的微孔隙。火山灰是指粒径小于2 mm的火山碎屑物。地质历史时期，火山灰也常与富有机质沉积物相伴生。三塘湖盆地芦草沟组泥页岩中火山灰物质丰富，与有机质、碳酸盐形成多种纹层结构。火山灰沉积后多已蚀变，原始结构不易识别，主要通过如自生石英晶体、尖棱或长条状长石晶屑等残留结构、蚀变矿物特征判断。由于火山灰物质的成层分布，脱玻化孔隙可大面积分布，其数量可观，其连通性较好，是芦草沟组泥页岩中重要的微观孔隙类型(图4(g))。

(5)有机质孔隙

有机质生烃残留孔是指有机质在生烃过程中产生的孔隙。此类孔隙在有机质发育的凝灰岩储层中发育较多。有机质达到成熟阶段后因生烃而被消耗，体积会缩小，因而能够产生一定量的有机质孔。芦草沟泥页岩中多为残留孔隙，形态多呈椭圆形和凹坑状(图4(h))。研究区有机孔可发育在有机质颗粒体及矿物附近的有机质中。芦草沟组泥页岩成熟度偏低，正处于生油窗范围，干酪根上的有机质孔隙较大，局部有一定的连片分布性，但多孤立分布，非均质性强，连通性较差。同一样品中的干酪根所经历的地质作用相同，其有机孔发育情况也不同，应该与干酪根微观组分或结构差异有密切关系。

(6)裂缝

据观察岩心统计，储层裂缝线密度接近100条/m(图4(i)、图5)。部分裂缝被充填，未被充填部位基本含油。扫描电镜观察到大量微裂缝存在，其发育程度与脆性矿物含量、岩石粒度及有机碳TOC含量有密切关系。在扫描电镜下可见裂缝宽度及延伸长度较大，形态大小不一，呈弯曲条带状、不规则分布(图4(i))。微裂缝常常没有被充填，而那些被充填的裂缝容易受溶蚀作用而形成溶蚀缝，也是游离态页岩油赋存与渗流的重要通道(图5)。

图4 芦草沟组泥页岩孔隙结构特征Fig.4 Pore structure characteristics of the mud shale in Lucaogou Formation

3.3 孔隙结构定量分析

3.3.1 高压压汞曲线特征

压汞曲线在反映样品孔喉的发育情况及其连通性方面颇有效果。研究区芦草沟组泥页岩的孔喉分布(图6)显示，孔喉半径主要介于0.004～0.040 μm，呈双峰态分布，峰值位于0.001～0.010 μm和0.040 μm，属微小孔喉，孔隙连通性较差。实验样品毛细管压力进汞曲线(图7)平缓，分选系数较小，整体介于0.636～1.282，均值为1.120，表明分选程度较好；歪度介于-0.566～-0.314，均值为-0.405，属于细歪度。最大进汞饱和度介于86.25%～95.87%，退汞效率介于20.22%～93.55%，均值为73.64%，各样品之间差异较大，如19号样品，进、退汞曲线趋于重合，退汞效率93.55%，表明样品孔隙发育一定数量的纳米孔，致使侵入性流体汞并没有完全进入孔隙结构中，21号样品进、退汞曲线差异较大，退汞效率仅20.22%，表明孔喉细小，导致大量的汞残余在孔隙中，渗流能力不足。

图6 芦草沟组岩样孔喉分布Fig.6 Pore throat distributions of rock sample from Lucaogou Formation

图7 芦草沟组样品压汞曲线特征Fig.7 Mercury injection curve characteristics of samples from Lucaogou Formation

3.3.2 N2吸附法分析

依照IUPAC的标准，N2吸附曲线可分为6种吸附形态，N2回滞环划分为H1—H4(图8)这4种[21]。根据各样品吸附-脱附曲线可以看出，吸附曲线整体下凹，在形态上存在一定差异，但总体类似反“S”形，这主要是孔隙内部分子之间的影响力大于岩样孔隙与N2分子之间的相互影响力造成的。不难发现本次实验氮气吸附回线可分为3类：

图8 IUPAC标准分类及孔隙形态Fig.8 Classification of isotherm,adsorption return line and pore type

第一类与H2形态类似(图9(a))。当相对压力(p/p0)<0.4时，吸附曲线与脱附曲线近乎重叠，表明具有微小孔径的孔隙多为半封闭孔隙，当p/p0≈0.45，显露出吸附回线，而后随p/p0变大，吸附曲线平缓上升，对应较大孔径孔隙多为开放孔，当p/p0≈0.9，吸附量骤然上升，曲线形态变陡，显露出下凹状，较其他岩样，下凹尺度不大。而后随p/p0降低，N2开始脱附，当p/p0>5，吸附量稳定下降；当p/p0处于0.4～0.5时，脱附曲线显露明显的转折点，脱附量迅速下降，而后渐渐稳定，表明该类岩样孔隙形态多为墨水瓶状孔隙。

第二类与H4形态类似(图9(b))，这种形态的岩样吸附量不大，表明N2吸附作用较弱，从总体的来看，吸-脱附曲线趋于重叠，当p/p0≈0.9，吸附、脱附曲线均出现转折点，迅速变化。此种形态曲线特征说明该样品孔隙类型多为狭小的孔缝状。

第三类与H3形态类似(图9(c))，p/p0稍高时(p/p0>0.9)吸附曲线迅速升高，明显显露下凹形态，在p/p0≈1时，曲线几乎垂直于横轴，但吸附饱和现象依旧未曾显现，说明岩样毛细孔在吸附作用中出现凝聚现象。而后，p/p0减少，脱附量迅速减少，脱附曲线没有明显的转折点。此类曲线特征说明该样品孔隙形态多为片状颗粒组成的类似平板孔[22]。

图9 芦草沟组泥页岩样品氮气吸附-脱附曲线Fig.9 Nitrogen adsorption-desorption curves of mud shale samples from Lucaogou Formation

3.4 分形维数分析

3.4.1 管束状分形模型

毛管压力计算式为[23]：

(1)

式中：pc为毛细管压力，MPa；σ为汞与空气的界面张力，σ=480 mN/m；θ为汞与岩石的润湿角，θ=140°；r为孔隙半径，μm。

汞饱和度

(2)

式中：SHg为汞饱和度；VHg为Hg体积；Vp为整个岩心样品的孔隙体积。

SHg=αpc-(2-D)。

(3)

式(3)两边取对数可得

lg(SHg)=(D-2)lgpc+α。

(4)

式中：D为分形维数，lgα为常数。通过绘制汞压力pc与汞饱和度SHg双对数图可以计算管束状分形维数。

3.4.2 分形维数计算和分析

绘制lg(SHg)和 lgpc交会图，分形曲线具有明显的多重性特征(图10)，说明孔喉结构具有多重性，以50 nm作为分界点，分别对应直径大于50 nm孔喉部分和4～50 nm小孔喉部分。大于50 nm的孔喉分形维数在2.178 5～2.250 7，均值为2.227 6，相关系数最大值为0.929 6；4～50 nm 微小孔喉分形维数在2.728 8～3.237 6，均值为2.896 8，相关系数最大值为0.999 8(表2)。大于50 nm孔喉的分形维数较为集中，表明该岩样孔喉结构差异不大，具有一定的相似性。部分样品的分形维数大于3.0，这可能是压汞实验中压力过大导致或者存在微裂缝的原因。从结果看，显然直径在4～50 nm的微小孔喉的分形维数大于直径大于50 nm孔喉的分形维数。直径大于50 nm孔喉分形维数更接近2.0，而直径小于50 nm 微小孔喉分形维数趋于3.0，即直径小于50 nm的孔喉比大于50 nm的孔喉结构复杂，不利于提供有效渗流通道。

表2 高压压汞分形拟合方程及分形维数Tab.1 Fractal fitting equations and fractal dimension for high-pressure mercury injection

图10 高压压汞分形曲线特征Fig.10 Characteristics of high pressure mercury injection fractal curves of samples

4 含油性

4.1 地化特征

实验数据分析显示有机碳TOC质量分数分布在0.18%～21.3%，TOC质量分数>4%的样品约占总样品的50%(图11)，芦草沟组泥页岩Ro介于0.5%～1.1%，正处于生油窗范围，成熟度差异不大，有机质类型以I型和Ⅱ1型为主(图12)，芦草沟组泥页岩有机碳TOC质量分数与S1呈弱正相关性(图13)，当S1不再随 TOC质量分数的增大而发生较大变化时，表明部分样品中发生了油气初次运移，

图11 TOC分布直方图Fig.11 TOC frequency distribution histogram

图12 Tmax-IH关系Fig.12 Relationship between IH and Tmax

图13 TOC与S1的关系Fig.13 Relationship between S1 and TOC

且含油达到饱和，此时页岩的含油性最好，对于页岩油开发最为有利[24-25]，在TOC质量分数<3时，S1增长速度较快，TOC质量分数>3后S1稳定。生烃潜量S1+S2介于0.02 ～186.33 mg/g。这是页岩油达到工业产能的重要条件。

4.2 含油饱和度分析

三塘湖盆地二叠系芦草沟组密闭取芯泥页岩样品实测含油饱和度分布范围宽，在0.1%～84.6%间均有分布，均值为17%，含油饱和度整体较高(图14)。统计分析显示，芦草沟组纹层状泥页岩含油饱和度较低，含油饱和度较高者主要为块状构造的泥页岩(图15)。这说明泥页岩纹层并不是芦草沟组页岩油富集有利沉积构造，虽然具有较强的生油能力，但因为纹层状泥页岩孔隙连通性复杂，限制了纹层孔隙的含油有效性。

图14 芦草沟组致密储层含油饱和度分布Fig.14 Distribution of oil saturation of samples fromtight reservoir of Lucaogou Formation

图15 块状泥页岩与纹层状泥页岩含油饱和度对比Fig.15 Comparison of oil saturation distributions of massive mud shale and laminated mud shale samples

在我国其他地区页岩油勘探开发实际中，储层中纹层构造发育的层段，往往具有良好的页岩油产能，是有利目标层段。如鄂尔多斯盆地长7段，富有机质页岩中多为富凝灰质纹层、粉砂级长英质纹层、黏土纹层、富有机质纹层，“富有机质+粉砂级长英质”和“富有机质+富凝灰质”纹层组合是主要的页岩油发育层系，形成纹层之间的有效“生-运-聚”配置结构[26-27]。渤海湾盆地孔店组二段多为纹层状长英质页岩、薄层状含灰白云质页岩、厚层状含灰白云质页岩、纹层状混积质页岩等组构相，含油饱和度高，已经获得多口高产探井[27]。因此，三塘湖盆地芦草沟组页岩油勘探开发不能完全参照其他盆地的勘探经验，应该依具体情况分析。

4.3 一维核磁共振分析

页岩油以游离态、吸附态和溶解态存在于储层中。对于工业开采，赋存于连通性较好孔隙或微裂缝中的游离态页岩油才有意义。干酪根对烃类具有很强的吸附滞留能力，其能力远大于其他无机矿物，黏土矿物中伊利石与页岩中烃类物质之间的结合能力仅次于干酪根[28]。三塘湖盆地芦草沟组泥页岩具有贫黏土的地质特性。虽然石英的含量较高，但石英的比表面积却极低，石英、黏土矿物的吸附量基本可以忽略。因此，芦草沟组泥页岩中吸附态和溶解态烃类与干酪根密切相关。

选取泥页岩样品进行洗油前、洗油后、洗油后饱和水状态下的一维核磁共振分析。尽管有许多方法可以表征页岩储层的复杂孔隙系统和强非均质性，但核磁共振已被认为是一种快速，无损的方法。洗油前样品核磁共振反映页岩油的原始赋存状态、空间位置；洗油后样品反映残留油或者可动油(对比分析)赋存状态、空间位置；洗油后饱和水核磁共振反映样品所有孔隙流体和含氢固体(有机质和结合水)核磁共振响应的总和，即总体储集空间分布特征。

一维核磁共振T2谱对比分析可知，实验样品洗油前后差值整体比例介于20.0%～41.9%，代表样品孔隙内以游离态存在的烃类化合物及可动流体占总信号空间的比例(表3)。以10号和14号样品为例，10号样品洗油前后T2信号在0.1～1.0 ms差异最大，占可动流体总量的57.59%，而在1～100 ms，可动流体占比为16.44%；14号样品的弛豫时间分布差异较小，在0.01～0.10 ms,洗油前后T2信号几乎重叠，在0.1～1.0 ms差异不明显，占比为24.25%，洗油后样品的弛豫时间在1～100 ms信号差异明显，占比63.3%，表明14号中可动流体大都集中在大孔中(对应长弛豫时间)，渗流条件好。

表3 样品洗油前后的信号值Tab.3 Signal values of samples before and after oil washing

结合前文所述，从洗油前后来分析，可动流体的比例最高达41.879%。芦草沟组泥页岩含油性较好，表明芦草沟组储层中存在可开采的油。洗油后样品饱和水曲线信号幅度明显高于洗油前(图16)，说明泥页岩储层中仍有较多孔隙未被油占据，与其含油饱和度偏低是对应的。同时可见，饱和水后T2谱在长弛豫时间段具有明显的信号幅度，但洗油前后信号强度普遍不高(图16)。长弛豫时间反映储层中大孔隙的存在，由于芦草沟组储层中黏土含量少，其代表着无机矿物孔，无机矿物对烃的吸附能力极弱，在洗油之后仍有一定的信号值，表明其仍存在一定的游离烃，同时这也从侧面说明孔隙结构的复杂，以至于烃类无法流出。