基于微觀孔喉結構及滲流特征建立致密儲層分類評價標準
——以鄂爾多斯盆地隴東地區長7儲層為例

徐永強，何永宏，卜廣平，陳 霖，劉林玉，朱玉雙

(1.西北大學 大陸動力學國家重點實驗室/地質學系，西安 710069；2.中國石油 長慶油田分公司 開發事業部，西安 710018；3.中國石油 長慶油田分公司 第六采油廠，西安 710018；4.中國石油 長慶油田分公司 勘探開發研究院，西安 710018)

近年來，致密油作為一種重要的非常規油氣資源而成為全球油氣勘探領域的研究熱點[1-6]。致密儲層微觀孔喉具有尺寸細小、結構復雜、非均質性強等特點[7]，這不僅影響致密油的儲集與滲流，而且與致密油的開發密切相關[8-11]。建立致密儲層的分類評價標準有助于為下一步攻關目標的決策提供科學依據，這對致密油的勘探開發具有重要意義。部分學者根據高壓壓汞曲線及物性參數特征對致密儲層進行分類[8，12-15]，部分學者也根據致密儲層的某一特點進行分類評價[16-17]。但以上方法對致密儲層的評價過于片面，沒有對致密儲層孔喉特征進行系統表征。此外滲流特征與開發效果緊密相關，也應作為儲層分類評價的依據。

鄂爾多斯盆地的致密油分布范圍廣、含油飽和度高、總資源量大[18-20]，具有較好的開發潛力。本文以鄂爾多斯盆地隴東地區三疊系延長組長7段(簡稱長7)儲層為例，根據巖心物性分析、鑄體薄片鑒定、掃描電鏡觀察、CT掃描、恒速壓汞測試、高壓壓汞測試、核磁共振實驗、可視化多相滲流實驗等方法，對致密儲層的微觀孔喉結構及滲流特征進行研究，分析各類實驗方法表征微觀孔喉特征的適用性，并在此基礎上選取能夠反映微觀孔喉結構及滲流特征的參數作為評價指標，建立致密儲層分類評價標準，以期為致密儲層的有利目標區優選提供依據。

1 地質概況

鄂爾多斯盆地晚三疊世長7沉積期湖盆范圍廣、坳陷深，是湖盆發育鼎盛階段[21]，其中長73期為大面積的半深湖—深湖沉積，主要發育厚層泥巖、油頁巖，是生成油氣的重要烴源巖段[22-23]；長72、長71期的砂體主要以砂質碎屑流沉積和濁流沉積為主[23]，縱向上與泥巖互層(圖1)，平面上砂體連片分布，發育規模較大。隴東地區位于鄂爾多斯盆地西南部，處于長7沉積期湖盆發育的中心位置，現今內部構造簡單，地層平緩，其中長71、長72段砂體受沉積與成巖作用的控制而較為致密。由于其緊鄰烴源巖段，油氣較為富集，是致密油的主要產層[24]。

2 樣品采集與分析測試

本次實驗樣品均取自隴東地區長7致密砂巖儲層，根據巖心觀察及物性測試結果優選代表性樣品洗油烘干后進行各類分析測試。為了對比分析各實驗方法在致密儲層孔喉結構表征中的差異性，著重對研究區B261井、Z362井、L132井長7儲層的樣品進行了不同實驗測試，其中除鑄體薄片、掃描電鏡、高壓壓汞等常規測試外，還包括恒速壓汞、CT掃描等實驗。為了解致密儲層的滲流特征，進行了核磁共振測試及可視化多相滲流實驗。

圖1 鄂爾多斯盆地隴東地區構造單元及Z506井長7段地層綜合柱狀圖

2.1 高壓壓汞測試

鉆取直徑約2.5 cm、長度約2.5 cm的柱樣，采用美國麥克AutoPoreⅣ 9505全自動壓汞儀，參照《巖石毛管壓力曲線的測定：GB/T 29171-2012》標準進行高壓壓汞測試，實驗最大進汞壓力為200 MPa。

2.2 恒速壓汞測試

鉆取直徑約2.5 cm、長度約1 cm的柱樣，采用ASPE-730恒速壓汞儀，以極低的速率(5×10-5mL/min)將汞注入巖樣，根據進汞過程中壓力及進汞量的變化，測試分析出孔隙、喉道結構特征，最大進汞壓力為900 psi(約6.2 MPa)。

2.3 CT掃描測試

首先鉆取直徑約2.5 cm柱樣進行低精度掃描，為獲取較高的分辨率，在樣品上代表性部位鉆取直徑約 2mm小柱樣，采用Zeiss Xradia 510 Versa型微米級CT掃描儀進行實驗。CT掃描結果能夠真實地反映出巖樣在微米尺度分辨率下微觀孔喉特征，獲得一系列二維切片、三維孔喉結構模型照片及孔喉結構參數。

2.4 核磁共振測試

鉆取直徑約2.5 cm、長度約2.5 cm的柱樣并飽和模擬地層水，使用MARAN型核磁共振分析儀，按照《巖樣核磁共振參數實驗室測量規范：SY/T6490-2014》要求測取核磁共振參數，之后使用300 psi(約2.068 MPa)的脫水壓力進行離心實驗，測取離心后樣品的核磁共振參數。

2.5 可視化多相滲流實驗

將巖樣磨制為長寬約為2.5 cm×2.5 cm、厚約0.6 mm的片狀模型，利用西北大學自行組裝的可視化多相滲流實驗系統對模型進行油水滲流實驗。實驗可分為抽真空飽和水、飽和油、水驅油3個流程，同時在各個流程中進行圖像采集、處理。

3 儲層基本特征

研究區長7致密儲層以細砂巖、粉—細砂巖為主，巖性以巖屑長石砂巖及長石巖屑砂巖為主(圖2)，粒徑主要分布于0.08～0.25 mm。碎屑組分中，石英、長石、巖屑的平均含量分別為37%，24%，23.4%，填隙物平均含量為15.6%。填隙物組分以黏土礦物、碳酸鹽膠結物、硅質為主，其中黏土礦物主要為水云母、綠泥石、高嶺石，含量分別為8.58%，0.85%，0.3%；碳酸鹽膠結物主要為含鐵質膠結物，其中鐵白云石占1.97%，鐵方解石占1.86%；硅質組分平均含量為1.13%，長石質組分平均含量為0.07%。此外，填隙物中含有少量的其他組分，如濁沸石、菱鐵礦等，其總含量為0.54%。

圖2 鄂爾多斯盆地隴東地區長7致密儲層砂巖三角圖

根據研究區1 231塊樣品的物性分析統計結果(圖3)，長7致密儲層孔隙度主要分布在8%～12%，平均值為9.33%；滲透率主要分布在(0.01～0.5)×10-3μm2，平均值為0.18×10-3μm2，整體表現為相對“高孔低滲”的致密儲層特征。

4 孔喉結構表征

4.1 孔喉類型

通過鑄體薄片鑒定、掃描電鏡分析表明，研究區長7致密儲層的平均面孔率為1.89%，孔隙類型主要為長石溶孔(圖4a，b，d)、粒間孔(圖4a，c)，平均面孔率分別為0.85%和0.81%，其所占總孔隙比例分別為45%和42.9%；其次為巖屑溶孔(圖4b，e)，平均面孔率為0.12%，所占總孔隙比例為6.3%；此外還發育有少量的粒間溶孔(圖4f)、晶間孔(圖4g)、微裂隙(圖4f，i)等，面孔率分別為0.05%，0.03%，0.03%，其所占總孔隙比例分別為2.6%，1.6%，1.6%。統計結果表明，長7致密儲層溶蝕孔隙發育程度好于粒間孔隙，這主要是由于原始沉積顆粒較為細小，且在沉積過程中的強壓實作用使得粒間孔不斷減小，而在成巖過程中溶蝕作用則較為普遍，如有機質分解產生的大量酸性溶液，使長石、巖屑產生溶蝕[25-26]。

圖3 鄂爾多斯盆地隴東地區長7致密儲層孔隙度及滲透率分布

圖4 鄂爾多斯盆地隴東地區長7致密儲層各類微觀孔隙、喉道發育特征

a.B261號樣，1 952 m，鐵方解石充填孔隙，長石絹云母化，發育粒間孔、長石溶孔，孔隙孤立分布，可見點狀、縮頸狀喉道；b.X237號樣，1 993 m，顆粒大小不均，粒間充填黏土雜基，見少量長石、巖屑溶蝕；c.Z362號樣，2 306.5 m，CT掃描二維切片，見粒間孔、溶孔、點狀喉道石英加大及殘余粒間孔；d.Z183號樣，1 838.8 m，長石溶孔；e.Z204號樣，1 781.6 m，巖屑溶蝕產生溶孔；f.X259號樣，1 897.1 m，發育有粒間溶孔及微裂隙，見片狀、彎片狀喉道；g.H54號樣，2 661.15 m，針葉片狀綠泥石，發育綠泥石晶間孔；h.Z120號樣，1 733.03 m，巖屑溶蝕產生絲縷狀伊利石，發育管束狀喉道；i.Z318號樣，2 253.1 m，石英緊密膠結，見微裂縫

Fig.4 Characteristics of microscopic pores and throat development of Chang 7 tight reservoir in Longdong area, Ordos Basin

根據前人對喉道類型劃分及本次鏡下觀察，認為研究區長7儲層喉道類型分為縮頸型(圖4a)、點狀(圖4c)、片狀或彎片狀(圖4f)、管束狀(圖4h)四類。縮頸型喉道主要發育在溶蝕孔處，其孔喉比較小；點狀、片狀或彎片狀喉道主要由于砂巖顆粒被壓實、壓溶而排列比較緊密，孔隙空間大大減小，顆粒間點接觸形成點狀喉道，線接觸、凹凸接觸則形成片狀、彎片狀喉道，這幾類喉道細小，往往使得孔喉比較大；管束狀喉道在本區主要發育于黏土礦物膠結物中，其孔喉比不大，但孔隙、喉道均較為細小。

4.2 孔喉結構表征

CT掃描能夠重構出樣品三維的立體模型，進而獲取孔隙、喉道的大小、數量、體積及孔喉比、配位數等信息(表1)。通過繪制三塊樣品的孔隙、喉道大小分布圖(圖5)，可看出研究區長7致密儲層微米級孔隙具有各尺度連續分布的特征，孔隙半徑主要分布在小于10 μm范圍內。不同物性的樣品其孔隙大小、個數差異不大，規律性不明顯，喉道半徑分布范圍、峰值半徑不同，物性差的樣品其喉道半徑分布范圍窄，峰值半徑偏于細喉道；物性較好的樣品喉道半徑分布范圍寬，其大喉道數量較多，峰值半徑也偏于大喉道。整體上物性隨平均孔喉比的減小而增大，但平均配位數與物性相關性不明顯。

前人研究認為恒速壓汞實驗能夠有效識別孔隙與喉道[27-29]。本次對隴東地區長7段致密儲層7塊典型樣品進行恒速壓汞實驗，結果表明，各樣品孔隙半徑分布范圍基本一致，均在100～250 μm之間，平均為157.1 μm(圖6)。不同樣品的喉道半徑、孔喉半徑比分布不同，整體上滲透率較高的樣品喉道半徑分布范圍較寬，且偏向于大喉道，而孔喉半徑比則偏向于小值，平均喉道半徑為0.52 μm，平均孔喉半徑比為572.7。

表1 鄂爾多斯盆地隴東地區長7致密儲層CT掃描實驗樣品孔喉結構參數統計

圖5 鄂爾多斯盆地隴東地區長7致密儲層CT掃描實驗樣品孔隙半徑、喉道半徑分布特征

圖6 鄂爾多斯盆地隴東地區長7致密儲層恒速壓汞測試樣品分布特征

本次對研究區長7儲層的285塊樣品進行了高壓壓汞實驗，獲得高壓壓汞曲線、孔喉半徑分布及一系列反映微觀孔喉特征的相關參數。由孔喉半徑分布圖(圖7)可看出，孔喉半徑主要分布在小于1 μm的范圍內，峰值半徑主要分布在0.1～1 μm之間。高壓壓汞所能表征的參數主要包括孔喉大小、分選性、連通性等三類(表2)，每項參數代表了樣品孔喉空間的某一特征。研究區長7致密儲層整體孔喉半徑較小，孔喉分選較好，其儲集能力較強，但連通性差，流體滲流不易。

為分析各種實驗方法的差異及其在致密儲層孔喉結構表征中的適用性，對同一樣品進行不同實驗測試，將測得的主要孔喉結構參數(包括孔隙半徑、喉道半徑、孔喉半徑比)進行對比，可看出不同實驗的結果不同，差異較大(表3)。結合各類實驗方法的原理分析認為，鑄體薄片、掃描電鏡是儲層特征分析的常用方法，但這些方法的分辨率較低，僅能夠從宏觀上認識孔喉類型、面孔率、填隙物類型及含量，可在鏡下直觀觀察微米級孔喉結構；高壓壓汞分析是致密儲層研究中最為重要的一種方法，其表征范圍較廣，目前可識別最小孔喉半徑約為4 nm，實驗結果參數能夠反映孔喉的各類特征；CT掃描實驗結果最為精確，能夠形成三維立體模型，可得出表征孔喉結構的一系列參數，但其實驗較為昂貴，不能大范圍使用，且其研究視域小，對于非均質性較強的儲層，僅能對局部孔隙結構進行表征，結果不能反映儲層的整體特征；恒速壓汞最大進汞壓力低，無法表征大量納米級孔喉，使孔喉評價偏粗，如表3中，恒速壓汞測得孔隙半徑、孔喉半徑比結果與CT掃描結果差異很大。通過對比分析各類方法的表征范圍、分辨率、表征參數，提出針對致密儲層微觀孔喉特征的表征方法：(1)根據試油試采資料、巖心觀察，選擇研究區代表性樣品進行薄片鑒定、掃描電鏡、物性分析等常規實驗測試，從宏觀上認識儲層物性、孔隙類型、填隙物成分及含量等；(2)進行高壓壓汞測試對孔喉大小、分選性及連通性進行分析，從宏觀到微觀對致密儲層進行全面表征；(3)根據需要優選代表性樣品進行CT掃描，精細表征三維孔喉結構特征。

圖7 鄂爾多斯盆地隴東地區長7致密儲層高壓壓汞測試樣品孔喉半徑分布特征

層位孔隙度/%滲透率/10-3μm2孔喉大小參數最大孔喉半徑/μm平均孔喉半徑/μm主流孔喉半徑/μm中值半徑/μm分選性參數均值系數分選系數變異系數連通性參數排驅壓力/MPa最大進汞飽和度/%退汞效率/%樣品數長71長72長7最大值17.101.752.800.941.130.5914.152.190.1921.6194.044.1最小值4.300.010.030.030.030.0110.260.030.020.2625.65.6平均值9.930.180.370.180.220.1012.720.990.103.2872.925.1最大值16.801.942.350.580.730.3713.933.160.269.7192.339.9最小值3.200.020.080.050.050.0210.400.040.040.3136.57.9平均值10.400.250.420.200.240.1012.571.140.112.7973.225.2最大值17.101.942.800.941.130.5914.153.160.2621.6194.051.0最小值3.200.010.030.030.030.0110.260.030.020.2625.65.6平均值10.140.210.390.190.230.1012.651.060.103.0673.125.1160125285

表3 鄂爾多斯盆地隴東地區長7致密儲層同一樣品不同測試結果對比

5 滲流特征

5.1 可動流體飽和度分析

對研究區長7儲層11塊樣品進行核磁共振實驗并獲取各樣品的可動流體飽和度，統計表明可動流體飽和度整體較低，介于22.35%～56.05%，平均值為35.08%。

將核磁共振實驗后的樣品進行烘干處理，之后再進行高壓壓汞測試，得到同一樣品的孔喉結構參數與可動流體飽和度，通過分析各項孔喉結構參數與可動流體飽和度的相關性(表4)可看出，平均孔喉半徑、主流孔喉半徑與可動流體飽和度呈較好的正相關性，說明孔喉的大小，尤其是對流體滲流起主要作用的這部分孔喉的大小對可動流體賦存特征的影響最大。

5.2 油水滲流特征分析

可視化多相滲流實驗可直接觀察油水在孔隙空間內的滲流變化，能夠反映油水宏觀滲流特征[30]。模型飽和油后可估算含油飽和度，再進行水驅油，之后估算殘余油飽和度，計算驅油效率。統計結果表明，模型的驅油效率分布在8%～48.7%，平均驅油效率僅為24%，整體驅油效率較低。

表4 鄂爾多斯盆地隴東地區長7致密儲層孔喉結構參數與可動流體飽和度的相關性

L132號樣孔滲分別為9.37%和0.257×10-3μm2，孔隙組合類型為粒間孔—溶孔，面孔率為6.5%，喉道以縮頸、片狀類型為主，孔喉連通性較好，高壓壓汞測得平均孔喉半徑為0.288 μm，分選一般。該樣品的水驅油效果較好，驅油效率為48.7%(圖8a)。Z362號樣孔滲分別為7.5%和0.158×10-3μm2，孔隙類型以粒間孔為主，見少量長石溶孔、雜基溶孔，面孔率為4.5%，鏡下可見水云母、綠泥石及碳酸鹽膠結物，喉道類型以片狀、彎片狀、管束狀為主，孔喉連通性一般，高壓壓汞測得平均孔喉半徑為0.162 μm，分選一般。該樣品在水驅油過程中水往往沿高滲通道突進，各條通道交織成網狀，通道兩側出現大量的繞流區，整體驅油效果較差，驅油效率為20%(圖8b)。M28號樣作為致密儲層的典型樣品，孔滲分別為7.5%和0.088×10-3μm2，顆粒呈板狀、板條狀，定向排列，黏土礦物含量高，主要為水云母，還可見少量碳酸鹽膠結；其結構整體致密，多發育微孔，喉道類型以管束狀為主，孔喉連通性很差；高壓壓汞測得平均孔喉半徑為0.116 μm，分選性好。該樣品水驅油效果很差，動用程度很低，水驅油的滲流阻力較大，驅油效率僅為8%(圖8c)。

圖8 鄂爾多斯盆地隴東地區長7致密儲層典型樣品水驅油照片

綜合以上分析，樣品驅油效率與孔隙類型、喉道類型、面孔率均有一定關系。孔喉較粗、孔喉分布較為均勻，驅油效率較高；若孔喉分布不均勻，水驅油中則易出現指狀驅替，出現大量繞流區。因此在水驅油過程中，影響驅油效率的因素主要包括孔喉大小及非均質性，只有在孔喉較大且非均質性較弱的情況下其驅油效果較好。

6 分類評價標準的建立

6.1 評價參數的選取

本次評價參數主要從鑄體薄片鑒定、高壓壓汞測試、核磁共振實驗、可視化多相滲流實驗中選取。鑄體薄片實驗能夠對樣品微米級孔喉發育特征進行半定量的分析，本次選取面孔率作為評價參數之一；高壓壓汞技術是目前分析微觀孔喉特征最常用的測試手段，其所表征的參數較多，通過分析表明平均孔喉半徑、均值系數、排驅壓力與滲透率具有相對較好的相關性(圖9)，可作為儲層評價參數；核磁共振實驗中的可動流體飽和度反映儲層的滲流性能優劣，可視化多相滲流實驗中的驅油效率能夠反映宏觀水驅油效果的優劣，這兩項參數與開發實際密切相關，可作為反映致密儲層滲流特征的參數。

6.2 分類評價標準的建立

基于致密儲層孔喉結構及滲流特征的復雜性，要想建立完善的分類評價標準就需充分考慮各種因素，將各類評價參數進行綜合分析。本次利用多元分類系數計算方法，選定八項定量評價參數，包括孔隙度、滲透率、面孔率、平均孔喉半徑、可動流體飽和度、驅油效率、排驅壓力、均值系數，構建致密儲層多元分類系數(Feci)，即：

表5 鄂爾多斯盆地隴東地區長7致密儲層分類評價標準

通過計算，研究區致密儲層多元分類系數Feci介于-11.8～2.5，結合儲層其他特征參數，依據多元分類系數將研究區致密儲層分為四類，根據每一類中各參數值的大小分布建立了適合研究區的致密儲層分類評價標準(表5)，將致密儲層品質由好到差依次分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類。由Ⅰ類到Ⅳ類儲層，其儲集、滲流能力變差，面孔率、平均孔喉半徑減小，微觀非均質性有變好的趨勢，排驅壓力增大，驅油效率及可動流體飽和度降低。

圖9 鄂爾多斯盆地隴東地區長7致密儲層平均孔喉半徑、均值系數、排驅壓力與滲透率相關性

7 結論

(1)對致密儲層孔喉表征的實用方法是首先選擇代表性樣品進行物性分析、薄片鑒定、掃描電鏡等常規實驗測試，從宏觀上認識儲層物性、孔喉類型、填隙物成分及含量等，之后進行高壓壓汞測試對孔喉大小、分選性及連通性進行分析，從宏觀到微觀對致密儲層進行全面表征。研究區長7致密儲層平均孔隙度、滲透率分別為9.33%和0.18×10-3μm2，孔隙類型以長石溶孔、粒間孔為主，平均面孔率為1.89%；孔喉半徑較小，主要分布在小于1 μm的范圍內，其儲集能力較強，但連通性差。

(2)長7致密儲層主要受細小孔喉控制，可動流體飽和度及驅油效率均較低，此外非均質性對驅油效率也有一定影響，只有在孔喉較大且非均質性較弱的情況下其驅油效果較好。

(3)選擇孔隙度、滲透率、面孔率、平均孔喉半徑、均值系數、排驅壓力、可動流體飽和度、驅油效率作為評價參數，利用多元分類系數法進行分類并建立致密儲層分類評價標準，將長7儲層由好到差依次分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類。