准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组甜点页岩油微观赋存特征及成因机制

2022-06-07刘金王剑张晓刚尚玲王桂君艾尼阿不都热依木

地质论评 2022年3期

刘金，王剑，张晓刚，尚玲，王桂君，艾尼·阿不都热依木

1) 新疆页岩油勘探开发重点实验室，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

内容提要:准噶尔盆地吉木萨尔页岩油是中国典型的陆相页岩油。通过场发射扫描电镜、激光共聚焦、纳米CT、核磁共振等实验技术联合对微纳米孔隙中页岩油赋存特征进行研究，结果表明甜点储层具有纳米—亚微米—微米全尺度含油特征。在微纳米尺度，油、水赋存特征表现为重质组分油附着于2～5 μm以上孔隙的孔壁及充填于2～5 μm以下的孔隙中，中质组分油赋存于2～5 μm以上孔隙的中央，孔隙水含量较少，呈孤立状赋存于2～5 μm以上孔隙的中央，并被中质组分油包裹。页岩油在微纳米孔隙中的赋存不仅受生烃超压充注控制，还受吸附作用及多期次成藏影响。孔隙表面润湿性由亲水润湿反转为亲油润湿是烃类发生吸附的主要原因，多期次成藏造成微纳米孔隙中油质差异及高的含油饱和度。早期生烃超压充注进储层的重质组分油在孔隙表面亲油润湿下吸附于孔隙表面，随着吸附层变厚，纳米级孔隙逐渐被充满，孔隙水被驱替到较大的孔隙中间；后期成熟的中质组分油以此方式进一步充注和调整。研究认为埋深较大的凹陷西部是有利勘探方向。微纳米孔隙中的重质组分油是未来页岩油提高采收率的方向。吉木萨尔页岩油微观赋存特征及成因机制可能具有普遍性，对于中国陆相页岩油的深入研究具有借鉴意义。

准噶尔盆地吉木萨尔页岩油自2011年发现以来，经过10年持续攻关，在甜点优选和评价、钻井、压裂改造方面取得了众多突破，为页岩油的勘探和开发鉴定了坚实的基础(许冬进等，2014；支东明等，2019；王小军等，2019a；赖锦等，2021)，目前正在建设首个国家级页岩油示范区。现今页岩油处于建设产能的关键阶段，在此阶段面临的一个重要问题是如何提高页岩油的流动性和采出程度。要想解决这一问题，地质上需要先解释清楚页岩油在微纳米孔隙中的赋存状态及成因机制，才能给提高采收率研究指明清楚的攻关方向。

中国陆相页岩油研究和开发实践表明页岩油在层系内(源内)均会发生不同程度短距离的运移，形成含油程度很高的“甜点体”(宁方兴等，2015；蒋启贵等，2016；杨智等，2021)，现今规模开发主体以“甜点”为特点(邹才能等，2015)。页岩油微观油水分布、成藏机理和成藏过程是当前油气地质领域研究的热点，也是储层评价、产能预测及油藏开发方式深入研究的基础(王明磊等，2015；吴松涛等，2020)。前人研究认为生烃超压是页岩油运移、充注的动力(郑民等，2016，2018)。甜点储层中处于充注下限以上的孔隙为油赋存，充注下限以下的孔隙主要为水赋存，具有“大孔含油，小孔含水”赋存特征。但实验中发现充注下限以下的纳米级孔隙中依然含油，具有“大孔、小孔均含油”特征。这种现象不能完全用生烃超压运聚机制解释清楚。由于页岩油储层孔隙和喉道主体为微纳米级，成藏机理复杂，成藏及聚集过程中吸附作用及表面润湿性的影响不可忽视(王斐等，2010；李俊乾等，2019；黎茂稳等，2020)。通过精细表征微纳米尺度油、水在孔隙中赋存特征，揭示和完善页岩油微观成藏机理，以期对页岩油甜点的高效开发和提高采收率研究奠定基础。研究还对其他陆相湖盆页岩油的研究具有普遍参考价值。

1 地质概况

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷为早二叠世晚期天山海槽闭合形成的中二叠世前陆型箕状凹陷，南、西、北以向凹陷的逆冲断裂为边界(图1a)。二叠系芦草沟组形成于陆内裂谷背景下的咸化湖盆环境(彭雪峰等，2014)，受火山喷发作用及热液活动的综合影响，发育一套咸化湖相细粒混合沉积(任江玲等，2013；张亚奇等，2017；曲长胜等，2017b；马克等，2017；李天军等，2021)(图1b)。

图1 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组顶面构造图(a)和地层综合柱状图(b)Fig.1 Top surface structure map (a) and comprehensive stratigraphic histogram of the Lucaogou Formation (b) in the Jimsar Sag,Junggar Basin

芦草沟组烃源岩在全凹陷均有分布，具有厚度大、面积广的特点。生油母质类型主要为Ⅰ—Ⅱ1型，有机质丰度高，TOC平均为4.59%，生烃潜量(S1+S2)多大于6.0 mg/g，属于好—最好的生油岩类型(曲长胜等，2017a)。芦草沟组地层自下而上分为上(P2l2)、下(P2l1)两段，发育上、下两个“甜点”体，甜点体均获得工业油流(王小军等，2019b)(图1b)。储层矿物成分多样，主要有石英、长石、碳酸盐类矿物及黏土矿物(表1)，岩性多为过渡性岩类，纵向上岩层厚度薄、变化快，发育砂屑云岩、长石岩屑粉细砂岩、云屑砂岩、云质泥岩、云质粉砂岩、泥质粉砂岩及泥岩等(图1b)。甜点岩性为砂屑云岩、长石岩屑粉细砂岩、云屑砂岩和云质粉砂岩。纵向上生油岩和储层呈互层状，构成了复杂、高效的成藏体系，甜点含油性好。

2 甜点储层孔隙特征

页岩油储层储集空间具有多成因、多尺度孔隙耦合共存的特点(许琳等，2019)。根据岩石薄片、铸体薄片与扫描电镜研究结果，储层孔隙以粒间溶孔、粒内溶孔和晶间孔为主(图2a)，发生溶蚀的组分主要为碱性长石和凝灰质岩屑。干酪根脱羧作用生成大量有机酸、碳酸等酸性流体是产生溶蚀的主要原因。芦草沟组甜点与优质烃源岩整体呈源生邻储型配置，溶蚀效率高，与溶蚀作用相关的孔隙占总孔隙的80%以上(查明等，2017；闫林等，2017)。研究区晶间孔为自生矿物结晶而形成的次生孔隙，类型有白云石晶间孔、钠长石晶间孔、石英晶间孔和黏土矿物晶间孔(图2b、d)。

芦草沟组甜点储层孔隙度在8.0%～23.1%，渗透率在0.012×10-3～1.830×10-3μm2，溶蚀孔隙含量越高，孔隙发育越好(表1)。储层整体为中—低孔、低渗—特低渗类型，具有孔—渗相关性差，孔隙结构复杂和非均质强特征。孔隙尺度以微米级和纳米级为主，毫米级较少(靳军等，2018)。从核磁共振分析的孔隙分布上看，储层整体以微纳米孔隙为主，分布尺度较宽。以云质粉砂岩为例，孔隙半径主体集中在1.0～10 μm(图3)。1.0～10 μm级孔隙主要为粒间溶孔、粒内溶孔与晶间孔，粒内溶孔被充填的蜂巢状伊/蒙混层矿物和钠长石晶体进行分割形成晶间孔。纳米级孔隙主要为纳米级晶间孔和晶间缝(王茂桢等，2015)(图2c)。

3 页岩油微观赋存特征

吉木萨尔页岩油甜点储层含油性好，岩心含油级别主体在油浸—富含油级(邱振等，2016b)。含油饱和度70%以上者占比54.6%，其中部分样品可达到90%以上(图3)。含水饱和度在7.9%～43.0%，主体集中在10.0%～20.0%，占比52.4%，含水饱和度整体低。

图3 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组甜点储层孔隙分布与含油饱和度特征Fig.3 Pore distribution and oil saturation characteristics of sweet spot reservoir of the Lucaogou Formation in Jimsar Sag,Junggar Basin

场发射扫描电镜、激光共聚焦显微镜、纳米CT、核磁共振等实验手段对于页岩油的赋存表征各有优势，但也存在缺陷，如场发射扫描电镜分析需要抽较高的真空，真空和电子束的轰击会造成流体的挥发和散失，激光共聚焦不能识别孔隙水，纳米CT和核磁共振不能对油质轻重进行有效区分，以上问题均会对页岩油的赋存表征造成影响。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。

通过氩离子抛光处理，在场发射扫描电镜下观察，岩石中可观察到残留的重质组分油，在电子枪轰击加热情况下油膜膨胀变厚(靳军等，2018；许琳等，2019)，重质组分油具有纳米孔—亚微米孔—微米孔全尺度分布特征。在同一种岩性，同一含油级别中，2～5 μm以下孔隙中油为充填状，2～5 μm以上孔隙中油以薄膜状赋存于孔隙表面或矿物表面(图2b)。

对于较大孔隙中散失的流体，采用密闭取芯样品进一步研究。应用激光共聚焦显微镜，在样品制备环节全程冷冻，采用488 nm固定波长激发样品，2～5 μm以上孔隙的孔壁及2～5 μm以下孔隙中为重质组分油，孔隙中间为中质组分油(图4a)。密闭取芯样品饱和氯化锰溶液前后核磁共振T2谱变化显示2～5 μm以上孔隙中存在有水(图5)。核磁共振分析完后的样品进行纳米CT分析，显示2～5 μm以下孔隙中主要为油，2～5 μm以上孔隙的孔壁为油，孔隙中央为水(图4b)。

图4 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层中孔隙流体赋存特征Fig.4 Occurrence characteristics of pore fluids in shale oil reservoirs of the Lucaogou Formation in the Junggar Basin(a) 激光共聚焦分析，紫红色为中质组分油，蓝色为重质组分油；(b) 纳米CT分析，红色为油，蓝色为孔隙水(a) confocal laser scanning microscope analysis,purplish red is medium component oil and blue is heavy component oil;(b) nano CT analysis,red is oil and blue is pore water

图5 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组流体赋存核磁共振T2谱特征Fig.5 T2 spectrum characteristics of fluid occurrence in the Lucaogou Formation in the Junggar Basin

吉木萨尔芦草沟组页岩油赋存具有以下特征：①重质组分油主要附着于2～5 μm以上孔隙的孔壁及充填于2～5 μm以下孔隙中，随着含油饱和度的升高，重质组分油膜厚度变大，充填状比例提高；②中质组分油主要赋存于2～5 μm以上孔隙的中央；③孔隙水含量较少，赋存于2～5 μm以上孔隙中央，并被中质组分油包裹，呈孤立状。

4 甜点储层页岩油微观成藏机制

4.1 源储之间短距离运移充注

生烃动力学模拟实验表明，芦草沟组烃源岩累计生油量和排油量较高，排油率高达69.21%，是吉木萨尔页岩油形成且大规模成藏的主要原因(吉鸿杰等，2016；王屿涛等，2017a)。烃源岩到甜点短距离运移是甜点成藏的主要方式(王屿涛等，2017b；李二庭等，2020)，运移和充注动力为生烃增压导致的源储压差(马洪等，2014；陶士振等，2015；廉欢等，2016)。溶蚀缝(孔)、层理缝、构造裂缝与超压微裂缝形成页岩油的有效运移通道(黄志龙等，2012；罗群等，2017)。

芦草沟组储层在低熟油形成之前已经致密，以微纳米孔隙为主(郑民等，2018)(图6)。根据芦草沟组封闭体系生烃模拟实验结果，当Ro在0.6%～0.7%，TOC为6%～7%，烃源岩生成低熟油时，生烃增压可达36 MPa，在源储界面可突破的孔喉半径最大为30 nm(邱振等，2016a)。实际上储层内部受非均质性及距离源储界面远近影响，油从源储界面进入储层内部，充注动力骤降，注入小孔喉的能力减弱，因此发生充注的储层孔喉直径应大于30 nm。例如，鄂尔多斯盆地延长组源储界面附近的充注孔喉下限为15.74 nm，储层内部孔喉充注下限为39.45 nm(张洪等，2014)。

图6 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组储层埋藏史图Fig.6 Reservoir burial history figure of the Lucaogou Formation in the Junggar Basin

根据场发射扫描电镜观察结果，小于8 nm以下孔隙均可观察到孔隙中充填的油(图2c)。甜点储层长石岩屑粉细砂岩、云质粉砂岩，有机质含量低，充注下限以下孔隙，不能以生烃增压方式充注进去或由有机质原位生烃转化而来。在含油饱和度较低的储层中，油在微米级孔中主要紧贴孔壁分布，这与油克服毛细管压力呈“活塞式”运移到储层，分布于孔隙中间，孔壁为水的特征不符合。因此页岩油从烃源岩短距离运移到储层之后，在漫长的地质时期，在储层内部经历了微观油、水分布调整。

4.2 微纳米孔隙表面吸附

4.2.1 储层润湿性反转

岩石表面润湿性影响油、水在岩石孔隙中分布，研究表明润湿性反转在油气成藏中较为普遍(公言杰等，2015；包友书等，2017)。影响储层润湿性反转的主要因素包括矿物组成、有机酸和原油中极性分子吸附。

页岩矿物组成：芦草沟组储层的矿物组成主体为石英、长石和碳酸盐类矿物，黏土矿物含量较少(表1)。黏土矿物、石英、方解石、白云石和长石均为亲水性矿物，亲水性强弱表现为黏土矿物>石英>方解石>铁白云石>长石，黏土矿物的亲水性最强，碳酸盐类矿物及长石已具有中性润湿特征(陆现彩等，2003；吕鹏等，2015)。此外金属硫化物，如黄铁矿为亲油矿物。芦草沟组形成于咸化还原环境，后期成岩环境仍为还原环境，甜点储层中铁白云石发育，平均含量16.6%，自生钠长石及黄铁矿也相对发育，黏土矿物含量均值仅为3.0%(表1)。因此在矿物组成上页岩储层较常规储层，亲水性相对弱。此外，随着埋藏古地温升高，水分子布朗运动增大，润湿水膜厚度降低，润湿性易改变(Derjaguin et al.,1974；Hirasaki,1991；Rao,1999)。

有机酸溶蚀及极性分子吸附：烃源岩生成液态烃之前，干酪根脱去含氧官能团，烃源岩中有机质产生大量的水溶性有机酸，是溶蚀作用最强烈的时期。芦草沟组储层溶蚀作用强，规模大，与之相关的自生矿物如钠长石、石英在孔隙网络中大量分布(图2b)。大规模溶蚀作用发生后，形成的羧酸盐会取代吸附在碳酸盐岩表面的阴离子而发生阴离子交换吸附，羧酸盐将直接吸附在碳酸盐岩表面带正电的基团(≡CO3Ca+)上(林梅钦等，2018)。酸性条件下，酸性极性组分可通过氢键吸附在石英表面(陈晨等，2017)。水溶性较强的极性化合物能通过水膜扩散到孔隙表面，使孔隙表面亲水性减弱。在有机酸的强烈改造之下，芦草沟组孔隙网络可认为主体是铁白云石和溶解作用产生的钠长石、石英搭建的，孔隙表面平整，整体呈弱水湿或中性润湿特征。

原油中极性分子吸附：具有界面活性的极性物质在原油组分，特别是非烃化合物和沥青质组分中广泛存在。非烃化合物中极性较强的组分有吡啶类、亚砜和硫醚类、酸和酚类化合物(李红等，2020)。这些极性物质一般都含有O、N、S等杂原子。由杂原子组成的极性化合物含有极性基和烃基，极性基通过库仑力或氢键吸附于岩石表面，非极性端(烃基)具有亲油的特性，因此随着极性分子在岩石表面吸附积累，岩石逐渐由原来的亲水性转化为中性或亲油性。芦草沟组干酪根热降解生烃高峰前的低熟阶段大规模生成的含有较多极性组分的重质原油(王屿涛等，2017a)，这些极性分子易于吸附于矿物表面，造成初始润湿性反转。

4.2.2 重质组分油吸附

初始润湿性反转应发生在有机酸溶蚀—低熟重质油充注时期。在润湿性反转情况下，原油中的烃类化合物主要依靠范德华力吸附在岩石表面。分子模拟实验表明，原油随着碳数增加及极性化合物含量升高，原油吸附强度增强，重质油更易吸附于颗粒表面。孔隙表面单分子油膜的持续吸附，造成岩石亲油润湿性进一步增强(李素梅等，1998；洪祥宇等，2021)。随着吸附作用的进行，油膜厚度不断增厚，纳米孔中逐渐被油充满，水被驱替进较大的孔隙中。根据场发射扫描电镜下不同含油级别岩石孔隙中重质油膜厚度测量及含油面积图像分析，随着含油级别的不断升高，重质组分油膜厚度变大，纳米级孔隙到微米级孔隙逐渐充满，含油程度越高，孔隙充填越满(表2)。实际上润湿性反转及重质组分油的吸附在常规油藏储层中也常见到，如高岭石表面吸附的油膜，但页岩油储层以微纳米孔隙为主，吸附作用及造成的微观调整较常规储层非常明显。

表2 重质油膜厚度与含油级别及赋存状态关系Table 2 Relationship between heavy oil film thickness and oil grade and occurrence state

4.3 多期次成藏

芦草沟组烃源岩热解最高峰温Tmax值分布在428～459℃，平均440℃，Ro在0.66%～1.63%，平均0.78%，烃源岩处于低成熟—成熟演化阶段。受火山物质及热液作用影响(向宝力等，2013；王剑等，2020a，b)，芦草沟组烃源岩在镜质体反射率Ro达到0.6%左右开始生油，自此之后优质烃源岩中油的生成是多期次或连续的。漫长连续的生烃过程中有两期主要成藏期，第一期是中侏罗世—早白垩世，以低熟油生成为主，包裹体均一温度50～70℃，油质偏重、偏稠；第二期是早白垩世晚期—至今，Ro达到0.7%以上，包裹体均一温度在120℃左右，生成的油质偏中等(郑民等，2018)(图6)。由于甜点储层与优质烃源岩呈薄互层式配置，在生烃超压的作用下，烃类很容易经过短距离运移进储层中。烃源岩的生烃具有多期次性、且不同期次形成的油质具有明显差异，因此甜点储层中不同阶段运移进孔隙的油对烃源岩的多期次生、排烃也具有明显的响应。现今甜点储层内原油主要由早期充注的低熟油和后期持续充注的成熟油组成(郑民等，2018)。

4.4 微纳米孔隙中页岩油充注及调整过程

芦草沟组甜点储层页岩油充注及吸附调整可分为4个阶段：①有机酸溶蚀改造阶段，此阶段有机酸对储层进行强烈溶蚀改造，改善储层物性。随着有机酸分子不断吸附，有效降低了孔隙表面的亲水性；②低熟油充注阶段及润湿性反转，在前期有机酸作用下，低熟油初次运移所需要克服的毛细管阻力逐渐降低。低熟油通过生烃超压运移到甜点储层，分布于较大的微米级孔隙中(图7a)。随着非烃化合物和沥青质组分中极性分子的吸附，孔隙表面发生润湿性反转，表现为油润湿；③低熟油的油、水分布调整阶段。随着重质油分子逐渐吸附，油膜厚度不断加大，直径较小的纳米级孔隙逐渐被油充填满，孔隙水进一步被排出到较大的孔隙中(图7b)；④成熟油充注阶段及调整阶段。在前期低熟油“小孔充填状，大孔薄膜状”的赋存特征下，孔隙网络整体表现为强的亲油性，成熟的中质油充注进孔隙，此时毛细管力变成烃类运移的动力(包友书等，2017)，强亲油岩石的自渗吸油速率和渗吸流体体积远大于自渗吸水情况。随着表面吸附作用的持续进行，孔隙水进一步被驱替到较大的孔隙中间，呈孤立的游离相，油藏含油饱和度进一步提高(图7c、d)。现今岩心样品接触角测试实验表明，芦草沟组页岩储层多为亲油润湿特性(支东明等，2019)。

图7 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油甜点油、水微观赋存与烃类充注及油、水关系调整过程Fig.7 Microscopic occurrence of sweet oil and water in shale oil and its adjustment process of oil and water relationship in hydrocarbon charging of the Lucaogou Formation in the Junggar Basin

5 页岩油高效开发对策

如何高效开发页岩油藏，提高页岩油产量是现阶段吉木萨尔页岩油攻关的主要方向。下甜点体中优质烃源岩与甜点储层频繁交互，优质烃源岩生油量高、排油量高，微米级以上的孔隙中水被排出的较为彻底，储层含油性好。云质粉砂岩中亲水性相对较弱的铁白云石改造较为强烈，有机酸溶蚀强烈，在铁白云石、黄铁矿及有机酸影响下，储层润湿性反转强，页岩油在微纳米孔隙中吸附调整强，也是下甜点储层含油性好的重要原因。页岩油的分布受生油窗和富有机质页岩分布控制(邹才能等，2015)。吉木萨尔页岩油藏地层压力、成熟度从凹陷区向斜坡区逐渐降低，原油密度逐渐增大(支东明等，2019)。下甜点地面原油密度由西部凹陷部位的0.9009 g/cm3增大到东部斜坡部位的 0.9231 g/cm3，50℃原油黏度黏度由凹陷中部的94.2 mPa·s 向东部增大至407.08 mPa·s(图8a)，含蜡量由3.7%到8.6%，凝固点由1.9℃到15.8℃，初馏点90.0℃到153.0℃(霍进等，2020)。凹陷西部埋深较大，烃源岩厚度大，热演化程度高，达到Ro大于1.2%(图8a)，有机质达到成熟演化阶段，中质组分油生成比例高，在储层中充注强，可流动性好。因此加大凹陷西部下甜点体的评价是必要的(图8b)。

图8 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组下甜点页岩油黏度分布图(a)与有利区预测图(b)Fig.8 Viscosity distribution diagram (a) and favorable area prediction diagram (b) of the Lower Sweet spot shale oil in the Lucaogou Formation,the Junggar Basin

微观上，甜点储层具有纳米—亚微米—微米全尺度含油特征，且纳米孔中为饱含油，油质偏重。因此在甜点层段采取水平井体积压裂、焖井等方式自喷和抽汲开采后，地层中剩余的页岩油主要附着于2～5 μm以上孔隙的孔壁和2～5 μm以下孔隙中，残余油饱和度高，初步估算在60.0%～75.0%，是未来提高采收率研究很好的方向(图2b)。有学者在扫描电镜下利用电子束给这部分残余油加热，在真空负压条件下，随着时间的累积和温度的升高，以充填状赋存的油由于受热撕裂金膜层，横截面产生“龟裂”现象，以薄膜状赋存的油由于受热膨胀及孔隙内部油受热外溢(靳军等，2018；许琳等，2019)。这一现象说明这部分油虽然组分偏重，但在改造下依然可以流动。下一步还需攻关影响纳米孔中油流动的温度、压力等量化因素，同时加大纳米表活剂、纳米流体驱油研究(丁彬等，2020)，经济条件成熟时可采取地层升温(赵文智等，2018；胡素云等，2020)、加纳米表活剂方式进行试验开发。