准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组微—纳米孔隙页岩油原位赋存特征

2022-04-15张宝真张晓刚王桂君

石油实验地质 2022年2期

刘金，王剑，张宝真，曹剑，尚玲，张晓刚，王桂君

1.新疆页岩油勘探开发实验室，新疆克拉玛依 834000；2.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；3.中国石油新疆油田分公司风城油田作业区，新疆克拉玛依 834000；4. 南京大学地球科学与工程学院，南京 210023

页岩油是指烃源岩(特别是页岩)已生成并滞留在地层中的石油聚集，是21世纪重要的油气资源接替类型[1-3]。查明页岩油的赋存方式和赋存状态是页岩油流动性评价及其有效开发的基础。然而，页岩油储层因孔径分布范围广，微—纳米级孔隙发育，因此页岩油的赋存方式和状态非常复杂，是页岩油研究的薄弱环节[4-6]。前人研究认为，页岩油赋存形式主要呈吸附相和游离相2种[7-8]，烃类组分在赋存状态上表现为重质、极性强的组分多被吸附，轻质、分子量小、极性弱的组分更多易游离[9-11]。

页岩油原位赋存特征研究需要以微—纳米孔隙研究为基础。关于孔隙表征目前主要有流体侵入法、图像观察法、纳米CT三维重构及核磁共振法等[12-14]。其中，二维扫描电镜图像孔隙提取方法表征页岩孔隙分布具有不用洗油，在研究孔隙分布的同时还可直接研究孔隙类型与孔隙分布关系等优势，因而应用较广[15-18]。在页岩油赋存状态研究方面，场发射扫描电镜、激光共聚焦显微镜、纳米CT、核磁共振等各具优势和缺陷。如场发射扫描电镜分辨率高，但样品室需要抽成较高的真空，真空和电子束的轰击均会造成易挥发流体的散失，对页岩油的赋存表征造成影响；纳米CT利用碘化钾、氯化锰等溶剂进行浸泡，可将油与孔隙水进行有效区分[4]，但缺点是不能区分不同组分的油；激光共聚焦显微镜根据荧光波长可对亚微米级以上孔隙中的油质进行区分，但缺点是不能表征孔隙水的分布。因此通过发挥各实验方法的优势，进行联合表征是目前较为准确、可靠的页岩油赋存研究方法。

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组是中国当前勘探开发最为成功的陆相页岩油层系之一，目前正在建设首个国家级页岩油示范区，为开展页岩油的赋存状态研究提供了良好的对象。前人针对芦草沟组烃源岩评价、页岩油储层特征及成因、“甜点”评价与优选等研究取得了大量认识[3,19-26]，但对页岩油的赋存状态研究还不够深入，对孔隙水和不同组分油在微—纳米孔隙中原位分布的研究不足[27]，影响了页岩油高效开发。本文在微—纳米孔隙表征的基础上，研究页岩油的原位赋存特征，以期对页岩油的资源评价和提高采收率研究提供参考。

1 地质背景

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷位于盆地东部，面积约1 278 km2，是早二叠世晚期天山海槽闭合后形成的中二叠世前陆型箕状凹陷[6](图1a)。本文所指的页岩油主要聚集在中二叠统芦草沟组，地层厚度25～300 m，平均为200 m，埋深为800～4 500 m，平均为3 570 m[28](图1a)。芦草沟组沉积期后，凹陷东、西、南、北部都经历了压实再抬升的构造运动，目前为半环带状单斜，构造格局呈现东高西低，地层倾角3°～5°，断裂总体不发育[28]。

图1 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组厚度等值线(a)与芦草沟组综合柱状图(b)

2 页岩油储层微—纳米孔隙类型

偏光显微镜和扫描电镜下观测鉴定发现，研究区芦草沟组页岩油储层孔隙类型多样，总体可以分5种，其微—纳米孔隙尺度也不相同。

(1)粒间溶孔。为剩余粒间孔与碎屑颗粒溶蚀孔形成的复合孔隙，主体分布在10～50 μm(图2a-c)，主要发育于砂屑云岩、长石岩屑粉细砂岩等粒度相对较粗的岩性中，从扫描电镜分析来看，芦草沟组典型的剩余粒间孔隙发育不多，多数孔隙边缘发生港湾状溶蚀，反映孔隙成因类型主要还是溶蚀型。

(2)粒内溶孔。主要为长石和凝灰质岩屑溶蚀孔隙，尺度主要在5～20 μm(图2a)。粒内溶孔中多充填有板状钠长石晶体、粒状石英晶体、(铁)白云石晶体和似蜂巢状伊/蒙混层矿物。其成因主要与干酪根脱羧作用生成有机酸、CO2等酸性流体进入储层，溶蚀长石、岩屑等易溶组分相关[33-35]。

(3)钠长石晶间孔。长石粒内溶孔中钠长石晶体的结晶及格架状排列形成钠长石晶间孔。扫描电镜下，自生板柱状钠长石将长石溶蚀孔分割成若干个三角形小孔，孔隙边缘平直，孔径分布在350 nm～8 μm(图2d)。

(4)白云石晶间孔。孔径主要分布在200 nm～10 μm。由菱形白云石晶体搭建而成三角状(图2e)。白云石晶间孔存在于抗压能力较强的刚性白云石矿物颗粒间[36]。由于酸性热流体的溶蚀改造，孔隙边缘常呈溶蚀不规则状，形成白云石晶间溶孔。

(5)黏土矿物晶间孔(缝)：依据孔隙形态将黏土矿物晶间孔分为狭缝状晶间缝和蜂巢状晶间孔[37]。黏土矿物晶间缝尺度为1～350 nm，孔隙长宽比多介于10～30，广泛发育于泥岩、泥质粉砂岩及粉砂质泥岩。黏土矿物晶间孔大小400 nm～2 μm，黏土矿物晶间孔长宽比接近于1，呈似圆孔形(图2f)，由似蜂巢状伊/蒙混层矿物晶体形成，常见于溶蚀孔隙中。

3 页岩油储层孔隙分布

3.1 粉细砂岩

碎屑颗粒粒度相对较粗，主体为细砂级，其次为粉砂级(图2a)。碎屑颗粒以凝灰质、陆源石英和长石为主，含量在90%以上，凝灰质含量较高。这类岩性孔隙发育最好，以粒间溶孔、粒内溶孔和钠长石晶间孔为主，面孔率在17.0%～23.5%之间(图3a-b)。孔隙以大于200nm为主，占比高达94.8%。其中大于2 μm孔隙占比49.0%，以粒间溶孔、粒内溶孔为主，粒内溶孔被蜂巢状伊/蒙混层矿物和钠长石晶体进行分割形成晶间孔；200 nm～2 μm占比45.8%，以钠长石晶间孔和黏土矿物晶间孔为主。20～200 nm和小于20 nm孔隙占比仅为3.8%和1.4%，孔隙类型为晶间孔和晶间缝(表1)。

图2 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩储层微—纳米孔隙特征

图3 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层孔隙图像分析

3.2 砂屑云岩

砂屑云岩中白云石为主要矿物成分，一般在60%～80%之间，最高可达95%，其次是陆源长石、石英和凝灰质碎屑(图2b)。孔隙类型以砂屑粒间溶孔、粒内溶孔和白云石晶间孔为主(图2b)。溶蚀组分主体为碱性长石和白云石，碱性长石内部有自生钠长石和石英充填。砂屑云岩面孔率在10.5%～16.5%(图3c-d)。孔隙大小分布集中，以200 nm～2 μm为主，占比70.1%，孔隙类型为白云石晶间孔；大于2 μm孔隙占比20.6%，以砂屑粒间溶孔为主；20～200 nm和小于20 nm占比少，分别为7.6%和1.7%(表1)。

3.3 云质粉砂岩

碎屑颗粒以陆源长英质碎屑为主，其次为火山碎屑。白云石含量在20%～35%之间，黏土矿物含量相对较高，平均6.8%左右(图2c)。孔隙类型与粉细砂岩类似，不同之处在于白云石晶间孔发育，面孔率在11.0%～17.5%。大于2 μm孔隙占比49.6%，以粒间溶孔、粒内溶孔为主；200 nm～2 μm占比31.0%，以白云石、钠长石和蜂巢状黏土矿物晶间孔为主；20～200 nm和小于20 nm孔隙分别占比13.9%和5.5%，主要为黏土矿物晶间缝(表1)。

3.4 泥质粉砂岩

岩石组成以黏土矿物、长英质碎屑和有机质碎屑为主，黄铁矿含量较其他岩性高。黏土矿物含量一般在16.0%～36.0%，平均21.0%。孔隙发育最差，面孔率多小于5.0%，孔隙类型主要为狭缝状黏土矿物晶间缝。孔隙分布相对集中，以20～200 nm为主，占比57.4%。大于2 μm孔隙仅为1.4%，200～2 000 nm孔隙占比21.2%，小于20 nm占比20.0%(表1)。

表1 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层孔隙分布

4 页岩油储层中流体微观赋存特征

采用LEICA SP5Ⅱ型激光共聚焦分析仪(分辨率0.1 μm)进行油质分析，样品为甜点段的油浸—富含油级别样品。样品制备在冷冻条件下进行，仪器激发波长488 nm。根据荧光光谱解析，油质越重，波长越长；油质越轻，小分子成分含量增加，波长越短。据此吉木萨尔微—纳米孔隙中的油可以分为重质组分油和中质组分油2类。中质组分产生490～600 nm波长荧光信号，重质组分产生600～800 nm波长信号。场发射扫描电镜分析前，样品经过Gatan 693型冷冻氩离子抛光仪抛光，主要分析重质组分油(可能含有少量中质组分)在孔隙中的分布，测量孔隙截面上孔隙璧附着的油膜厚度；采用MacroMR12-150H-I型核磁共振分析仪获取密闭取心样品初始状态下流体的T2谱，然后用MnCl2溶液饱和样品60 h，将水信号屏蔽，获取油相的T2谱，分析油、孔隙水的分布；核磁共振测试完成后的样品进行纳米级CT扫描，仪器型号为ZEISS Xradia 800 Ultra型(空间分辨率50 nm)，依据骨架矿物、油和孔隙水的灰度差异，得到孔隙、油和水分布的三维立体图像，进而对油、水赋存形式进行分析。结果表明，芦草沟组页岩孔隙中流体组分主体为油和孔隙水，油分为重质组分油和中质组分油，它们在微—纳米尺度上的分布具有较强的分异性。

(1)重质组分油。长碳链烃类、非烃及沥青质占比较高。在微—纳米尺度，重质组分油以薄膜状和充填状赋存，“小孔”(2～5 μm以下)中重质组分油主要为充填状，在“大孔”(2～5 μm以上)中以薄膜状赋存于孔隙表面或矿物表面(图4a)。值得注意的是，本文所提到的“大孔”与“小孔”是基于研究需要提出的，与国际纯粹与应用化学联合会(IUPAC)及LOUCKS等提出的孔隙分类方法不同[13]。重质组分油具有“小孔充填状，大孔薄膜状”，纳米孔—微米孔全尺度含油特征(图4a-b)。在场发射扫描电镜下观察统计，荧光级样品中重质油膜厚度70～200 nm，油浸级样品厚度300～350 nm，富含油级样品厚度700 nm～2 μm，随着含油程度越高，重质油膜的厚度越大，小孔到大孔逐渐充满，充填状比例越高。

(2)中质组分油。根据激光共聚焦分析结果统计，中质组分油主要赋存在5 μm以上的孔隙中，在亚微米—微米尺度孔隙边缘主要为重质组分油，孔隙中间为中质组分油，中质组分与重质组分在平面上比值在0.75～2.05(图4c)。

(3)孔隙水。纳米CT流体赋存特征分析表明，“甜点”密闭取心样品的“小孔”中主要为油充填，2～5 μm以上“大孔”孔壁为油，孔隙中央为水充填，油、水比94∶6(图4d)。根据核磁共振T2谱分析结果，密闭取心样品饱和MnCl2溶液后，孔隙水信号被屏蔽，1 ms以上的T2谱信号明显下降(图5)。基于纳米CT、激光共聚焦和场发射扫描电镜分析，取含油样品经验值C(转换模型系数)为1 μm/ms，孔隙水分布于直径2～5 μm以上的“大孔”中[公式(1)]。粉细砂岩、云质粉砂岩、砂屑云岩等“甜点”储层孔隙水含量相对较多，因而饱和MnCl2溶液后T2谱下降明显(图5)。本次观测到的“大孔”中的孔隙水及赋存尺度和赋存状态与前人提到的孔隙表面束缚水膜及黏土矿物束缚水有较大的区别，这部分水可动性较强，应为游离水[38]。对于泥质粉砂岩等岩性，泥质含量高，束缚水含量高，泡锰前后信号几乎没有变化，基本不含游离水。

图4 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油微观赋存特征

图5 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组储层核磁共振T2谱特征

r=CT2

(1)

式中：r为孔喉半径，μm；C为转换模型系数，μm/ms；T2为横向弛豫时间，ms。

总体而言，研究区芦草沟组页岩油“甜点”储层含水饱和度在4%～35%，含油饱和度在65%～96%，重质组分油含量在25.4%～65.4%。储层微—纳米孔隙中的重质组分油附着于“大孔”表面或充填于“小孔”中，相比而言，中质组分油和水主要赋存于2～5 μm以上的“大孔”中，孔隙中心为游离水(图6)。“甜点”储层中重质组分油含量、中质组分油含量及含水饱和度受源储搭配、生排烃强度综合影响。下“甜点”烃源岩与甜点储层呈互层状，源储搭配好，主要岩性云质粉砂岩含油饱和度整体较高，在85%～96%之间。上“甜点”粉细砂岩、砂屑云岩含油饱和度在65%～86%之间，低于下“甜点”，且含水饱和度相对较高。

5 页岩油微观赋存成因探讨

前人研究认为生烃超压是页岩油运移、充注的动力，油克服毛细管压力呈“活塞式”运移到储层，处于充注下限以上的孔隙主要为油赋存，充注下限以下的孔隙主要为水赋存，并且在充注下限以上的孔隙中，孔壁为束缚水，孔隙中间为油[27,38-40]。本次研究表明页岩油储层具有纳米—亚微米—微米孔“全尺度含油”特征，且“小孔”充填有重质组分油，“大孔”的孔壁为重质组分油，孔隙中间为中质组分油和孔隙水(图6)，原因可能在于研究选取的甜点储层样品含油性好，为油浸—富含油级，泥质含量一般低于3%，以自生蜂巢状伊/蒙混层矿物为主，束缚水含量低，扫描电镜下观察到黏土矿物及自生钠长石表面吸附有油(图2d，f)。此外页岩油的微观分布可能不是生烃超压运聚单一成藏机制，而是多种机制共同作用的结果。页岩油生成之后从烃源岩短距离运移到“甜点”储层之后，在漫长的地质时期，在微—纳米孔隙内部经历了微观油、水分布调整。这种调整应与润湿性反转、孔隙表面吸附和多期次连续成藏等作用相关[34,40-42]。早期低熟油生成前，有机酸分子的吸附及对储层的溶蚀改造，孔隙表面向着油润湿方向改变。低熟油生成期，重质组分油中极性分子吸附到孔隙表面，导致孔隙表面润湿性出现反转，水被挤压到孔隙中间，后期成熟的中质组分油以此方式进一步调整和分布。实际情况中，还要充分考虑泥质含量高、含油性较差的储层中的油、水分布，如在泥质粉砂岩中存在束缚水。因此页岩油的微观分布应是多种机制共同作用的结果，还需进行深入的探索。

图6 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层甜点赋存模式示意

页岩油的微观赋存特征可能预示着孔隙水、不同组分油存在着差异流动性，动用方面存在着梯次动用。中质组分油由于油质较重质组分油轻，且主要赋存在微米级孔隙中，应较好动用。芦草沟组页岩油井经过压裂措施后，在压裂液反排率大于100%后，平均含水在60%左右，佐证了“大孔”中游离水的存在，“甜点”采出原油密度为0.872～0.889 g/cm3，油质总体表现为中质油，表明重质油基本没有动用。“大孔”孔壁和纳米孔中的重质组分油是未来提高采收率研究比较现实可行的攻关方向，这部分重质组分油含量平均在53.2%，油质偏重，流动性相对较差。但有学者从场发射扫描电镜电子束加热证实，在真空负压条件下，随着时间的累积和温度的升高，孔隙内部这部分油受热外溢[27,32,42]。因此加热应是实现重质组分油可动的重要措施，也是页岩油未来提高采收率的潜在重要手段。