鄂尔多斯盆地新安边地区长7页岩油储层孔隙结构特征

肖 玲, 胡 榕, 韩永林, 雷 宁, 陈 曦

(1.西安石油大学 地球科学与工程学院，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，西安 710065；3.中国石油长庆油田分公司 油田开发事业部，西安 710018)

鄂尔多斯盆地是中国重要的含油气盆地之一，非常规油气资源丰富，其中上三叠统延长组长7段烃源岩层系内发育页岩油资源，保守评估其资源量可达百亿吨以上[1-4]。中外学者对页岩油的定义一般有狭义和广义2种，长庆油田公司结合鄂尔多斯盆地长7段地质特征及勘探开发的实际情况，采用广义的页岩油定义[4]。综合岩性组合、砂地比及单砂体厚度等因素，将鄂尔多斯盆地长7段页岩油划分为3大类型[4]，分别为Ⅰ型(多期叠置砂岩发育型)、Ⅱ型(页岩夹薄层砂岩型)及Ⅲ型(纯页岩型)[4-5]。新安边地区西部长7段砂岩储层属于Ⅰ型页岩油储层。对于整个盆地而言，前人的研究成果主要集中在长7油层组页岩油的地质特征、富集机理、沉积相、烃源岩、储层特征及成藏组合等方面[6-11]。2014年新安边大油田的发现，展示了新安边地区长7页岩油巨大的勘探开发潜力；但新安边油田长7段目前的研究成果集中在致密油特征及控制因素[12]、甜点优选[13]、微观孔隙结构定量表征[14]等方面，对页岩油储层的孔隙结构特征的分析相对较少，需进一步开展研究。本文采用铸体薄片、高压压汞、恒速压汞及核磁共振等测试分析技术，对新安边地区西部长7页岩油砂岩储层的物性特征、孔隙结构特征进行定性-定量表征，对落实有利含油富集区，为研究区Ⅰ型页岩油储层的“甜点”优选有着重要的意义[15]。

1 地质概况

鄂尔多斯盆地面积为25×104km2，可以划分为伊盟隆起、天环拗陷、晋西挠褶带、渭北隆起、陕北斜坡、西缘冲断带6个构造单元[16-17](图1-A)。从盆地内部沉积特征看，晚三叠世延长期湖盆经历了一个完整的水进-水退的过程，在盆地充填演化过程中，湖盆沉积中心由东向西逐渐迁移。延长组共发育有10个油层组，自上而下依次简称为长1、长2……长10，其中长7期湖盆发育达到鼎盛时期。长7油层组从上至下可以划分为长71、长72和长73三个小层。其中长73沉积期水体最深，湖盆范围最大，该期沉积了延长组乃至整个中生界最重要的一套优质烃源岩(图1-B)。长72沉积期至长71沉积期，水体开始逐渐变浅，主要以半深湖-深湖沉积相为主，在湖盆中心部位发育了一套厚度较大的重力流砂体，向物源方向则发育了三角洲沉积。新安边地区西部位于盆地中西部陕北斜坡上，北至定边、南至乔川、西至古峰庄、东至胡尖山，面积约为 11 000 km2，构造上表现为平缓的西倾单斜，内部发育鼻状构造；研究区西部由于靠近天环凹陷构造带，地层出现凹陷，坡度变大(图1-A)。

图1 研究区位置及延长组地层柱状图Fig.1 Location of study area and stratigraphic histogram of the Yanchang Formation

2 沉积特征

物源分析表明，研究区长7段主要受东北物源区、西北物源区及西南物源区的多重控制，其中东北物源区、西北物源区对研究区的影响大，该时期沉积相主要发育三角洲前缘-半深湖-深湖沉积。研究区长7油层组中砂体最发育的是长72小层，该小层发育多条以北东-南西向展布为主的厚砂体带。在波罗池-白儿庄-油坊庄-新安边-吴仓堡以北一线主要发育三角洲前缘亚相，主要的储集砂体类型为水下分流河道与河口坝复合砂体[18-19]，半深湖-深湖亚相背景下发育的浊积细粒砂体主要发育在研究区的南部及西南部(图2)。

图2 新安边地区西部长72沉积相平面图Fig.2 The sedimentary facies map of Chang 72 in the western Xin’anbian area

3 岩石学特征

图3 新安边地区西部长7页岩油储层砂岩分类Fig.3 Classification of Chang 7 sandstone in the western Xin’anbian areaⅠ.石英砂岩; Ⅱ.长石石英砂岩; Ⅲ.岩屑石英砂岩; Ⅳ.长石砂岩; Ⅴ.岩屑长石砂岩; Ⅵ.长石岩屑砂岩;Ⅶ.岩屑砂岩

岩心观察及铸体薄片鉴定结果表明，新安边地区西部长7页岩油砂岩储层主要为一套灰色、灰黑色细-粉砂岩，粒度偏细，泥质含量较高，岩石类型主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩(图3)。碎屑成分中石英的体积分数(φ)为25.08%～29.10%，平均为27.2%，多为单晶石英；长石的体积分数为31.00%～38.30%，平均可达33.7%；岩屑的体积分数相对较低，占13.5%～16.3%，平均为15.4%。岩屑类型以变质岩为主，岩浆岩次之，沉积岩含量最少。填隙物的类型多种多样，主要的类型包括铁方解石、水云母、绿泥石等。由于受不同物源方向母岩性质的影响，碎屑组分含量有所差别，其中，西北物源区石英含量较高，东北物源区长石含量较高，西北物源区的岩屑和填隙物含量均高于东北物源区。

4 物性特征

新安边地区西部长7页岩油砂岩储层孔隙度(q)平均为7.0%，渗透率(K)平均为0.12×10-3μm2，物性差，储层致密。其中长71小层孔隙度最高，主要为6%～8%(图4-A)，且峰值最高；长72小层孔隙度其次，长73小层孔隙度最差。长72小层渗透率最高，其次为长71小层，长73小层渗透率最低，各小层渗透率分布主峰均在<0.05×10-3μm2的区间内(图4-B)。

图4 新安边地区西部长7页岩油储层物性特征Fig.4 Property characteristics of Chang 7 shale oil reservoir in the western Xin’anbian area

5 孔隙结构特征

5.1 孔隙类型

新安边地区西部长7页岩油砂岩储层面孔率普遍较低，平均为2.65%。其中长72小层最高，也仅为4.11%；长71小层次之；长73小层面孔率最低。粒间孔、长石溶孔在研究区最为发育，岩屑溶孔、晶间孔和微裂隙在研究区少见(表1、图5)。

表1 新安边地区西部长7页岩油储层孔隙类型统计Table 1 Statistics of pore types of Chang 7 shale oil reservoir in the western Xin’anbian area

粒间孔为研究区长7段最主要的孔隙类型，其相对比率达到38.8%，包括经成岩作用改造的原生粒间孔及粒间溶孔，前者在镜下常见的形态为三角形、多边形(图5-A、C)，后者是长石颗粒边缘部分发生溶蚀所形成，在镜下多呈港湾状(图5-I)。研究区另一个重要的孔隙类型为长石溶孔，其相对比率达到36.2%，在酸性水体的作用下，发生溶蚀形成长条状孔隙、蜂窝状孔隙(图5-E)或整体被溶蚀形成铸模孔(图5-F)，前者孔径相对较小，但在工区内相对较发育，其与剩余粒间孔连通成为有效溶孔；后者孔径相对较大，但分布具有局限性，绝大部分为无效孔隙。研究区可见零星岩屑溶孔，其相对比率为10.2%，其孔径较小(图5-G)。晶间孔主要存在于细小的黏土矿物中，研究区可见伊利石晶间孔，晶间孔直径一般<0.01 mm，其相对比率为4.9%(图5-H)。微裂缝在研究区相对较为发育，相对比率为10.94%(图5-I)，岩心观察、铸体薄片及成像测井资料均有所反映，高角度缝占76%，且裂缝主要发育于粉-细砂岩中。

5.2 喉道特征

通过观察铸体薄片，发现研究区长7段的压实程度相对较高，颗粒定向排列，喉道作为连通两个孔隙的狭窄通道，表现出细而短的特点，配位数较低。根据罗蛰潭[20]的分类方案，喉道类型主要包含孔隙缩小型、缩颈型、片状或弯片状及管束状喉道4种类型。其中孔隙缩小型指的是以孔隙缩小部分作为喉道的主体部分，该种喉道类型在研究区一般出现在粒间孔相对较为发育的位置，喉道直径一般大于2 μm，是最重要的喉道类型(图5-A、B)；缩颈型指的是颗粒之间可变断面的收缩部分作为喉道的主体部分，经过强烈的压实作用，颗粒之间紧密排列[21]，喉道逐渐由宽变窄，孔喉比呈变大趋势，以此种喉道连接的孔隙为无效孔隙的可能性较大(图5-F)；颗粒之间弯曲的长条状通道通常为片状或弯片状喉道，研究区该种喉道半径变化范围较大，一般介于1～3 μm，既可以是小孔极细喉型，也可以是受溶蚀作用改造后的大孔粗喉型[22](图5-D、I)；管束状喉道在研究区一般出现在晶间孔较为发育的地区以及蜂窝状长石溶蚀区，其既可以作为孔隙又可以作为喉道，这些孔隙形态如一支支微毛细管交叉分布形成的管束状喉道，直径细小，一般小于1 μm，孔喉比一般为1(图5-C、E、I)。片状或弯片状喉道、管束状喉道在研究区较为常见，它们具有喉道半径小、数量多的特点。

图5 长7段页岩油储层主要孔隙与喉道类型Fig.5 Main pore and throat types of Chang 7 shale oil reservoir in the western Xin’anbian area(A)多边形粒间孔与孔隙缩小型喉道，A92井，深度2 297.67 m，长72; (B)多边形粒间孔与孔隙缩小型喉道，Y171井，深度2 192 m，长72; (C)多边形粒间孔与管束状喉道，B19井，深度2 630.5 m，长72; (D)不规则长石溶孔及弯片状喉道，Y149井，深度2 173.5 m，长72; (E)片状长石溶孔及管束状喉道，Y320井，深度2 625.6 m，长71; (F)长石铸模孔与缩颈型喉道，G273井，深度2 404.65 m，长71; (G)岩屑溶孔，A83井，深度2 195 m，长72; (H)三角形粒间孔、晶间孔及管束状喉道，G58井，深度2 453 m，长73;(I)微裂缝、粒间孔及孔隙缩小型喉道、弯片状喉道，A41井，深度2 227.97 m，长72

5.3 孔喉结构参数

5.3.1 高压压汞

高压压汞测试分析数据如表2所示。研究区长7储层的排驱压力在1.390～8.508 MPa，平均为3.389 MPa；中值压力的范围在7.615～25.555 MPa，平均为13.284 MPa；孔喉中值半径平均为95 nm，孔喉半径普遍较小，为纳米级孔喉；分选系数平均为2.062，说明孔隙、喉道的分布相对不均匀；偏态为正，平均为0.774，但数值相对较小，说明孔喉相对偏细，以小孔-微喉、微孔-微喉为主；最大进汞饱和度变化范围较小，平均为75.840%，反映孔喉连通性较好；退汞效率相对较高，平均为26.534%，反映有效孔喉分布较为均匀。

从不同砂体成因类型来看，虽然不同小层不同成因砂体的物性有所差别，但浊流砂体较三角洲前缘砂体的中值压力低(图6-A)、中值半径大(图6-B)、最大进汞饱和度相对较高(图6-C)，说明长7储层微观非均质性严重，浊流砂体的孔隙结构较三角洲前缘砂体稍好。

5.3.2 恒速压汞

本次研究共对研究区内3块样品进行了恒速压汞实验测试，通过恒速压汞实验测试获得微观孔喉结构信息，实验结果如表3所示。

表2 长7页岩油储层高压压汞实验数据Table 2 Experiment results of high pressure mercury injection of Chang 7 shale oil reservoir in the western Xin’anbian area

图6 长7页岩油储层不同微相孔喉半径参数与储层物性相关关系Fig.6 Correlation between different microfacies pore throat radius parameters and reservoir physical properties in Chang 7 shale oil reservoirs in the west of Xin’anbian area

恒速压汞分析表明，研究区长7储层孔隙半径集中在120～180 μm，不同渗透性储层的孔隙大小及分布差异不明显(图7-A)，喉道半径集中在0.1～0.5 μm(图7-B)。渗透率分布情况与喉道半径分布具有一定的相关性，渗透率值越低，喉道半径就越集中分布于低值区，且分布范围较窄，曲线峰值升高；随着渗透率值逐渐增大，喉道半径逐渐向高值区扩展，但分布范围变宽，曲线峰值下降(图7-B)。由此可见，在一定程度上岩样的渗流能力受喉道半径的控制。渗透率值越低的情况下，偏小的喉道半径对渗透率的贡献作用就越大，渗透率贡献率曲线的峰值就越高，且分布范围窄，渗透率贡献累计曲线斜率就越大(图8-A)；而渗透率值越高的情况下，较大的喉道半径对渗透率的贡献作用就越大，渗透率贡献率曲线的峰值就越低，且分布范围越宽，渗透率贡献累计曲线斜率就越小(图8-B)。

5.3.3 核磁共振

可动流体核磁共振-离心分析可以测得岩心在不同喉道半径区间控制的可动流体饱和度，从而判断储层基质储集能力及特定喉道区间内可流动孔隙空间大小，是表征储层基质储集能力及潜力的重要指标。对研究区内9块样品进行了可动流体核磁共振(NMR)实验测试，测试结果(表4)表明：研究区可动流体饱和度变化范围大，最大值为53.3%，最小值为18.02%，平均值相对较高，为40.81%。可动流体比率与孔隙度之间的相关性不明显，但与渗透率具有较好的正相关性，可动流体比率随着渗透率的增大具有明显增加的趋势(图9)。根据邹才能[23]的非常规储层孔径分类标准，研究区可动流体主要由纳米级喉道和亚微米级喉道所控制(图10)，随着渗透率的增大，纳米级喉道和亚微米级喉道所控制的可动流体增加，开发潜力增大。

表3 长7页岩油储层恒速压汞实验孔喉特征参数Table 3 Pore throat characteristic parameters of constant rate mercury injection in Chang 7 shale oil reservoir in western Xin’anbian area

图7 长7页岩油储层恒速压汞孔喉半径分布Fig.7 Pore-throat radius distribution of Chang 7 shale oil reservoir in western Xin’anbian area

图8 长7页岩油储层喉道半径与渗透率的贡献关系Fig.8 Contribution ratio of throat to permeability of Chang 7 shale oil reservoir in western Xin’anbian area

表4 新安边地区西部长7页岩油储层可动流体核磁共振测试结果Table 4 NMR test results of movable fluid in Chang 7 shale oil reservoir in the west of Xin’anbian area

图9 长7页岩油储层可动流体与孔、渗对应关系Fig.9 Corresponding relationship between movable fluid content and porosity and permeability of Chang 7 shale oil reservoir in western Xin’anbian area

图10 长7页岩油储层可动流体赋存状态Fig.10 Movable fluid occurrence state of Chang 7 shale oil reservoir in western Xin’anbian area

6 结 论

a. 新安边地区西部长7段页岩油砂岩储层非均质性严重，面孔率低，粒间孔、长石溶孔是最主要的储集空间类型，孔隙缩小型喉道是最重要的喉道类型，片状、弯片状喉道及管束状喉道广泛发育。

b. 新安边地区西部长7段页岩油砂岩储层具有中值半径小的特点，浊流砂体的孔隙结构好于三角洲前缘砂体，喉道半径控制着储层的渗流能力。

c. 新安边地区西部长7段页岩油砂岩储层可动流体饱和度较高，与渗透率有较好的线性关系，与孔隙度关系不明显，控制可动流体饱和度大小的主要因素为纳米级喉道和亚微米级喉道。