致密砂巖微觀孔喉結構特征及其對儲層含油性的影響
——以鄂爾多斯盆地延長組地層為例

馬旭晴，王浩男，李昌慶，劉慶茹

(1.西安石油大學 地球科學與工程學院， 陜西 西安 710065； 2.西安石油大學 陜西省油氣成藏地質學重點實驗室， 陜西 西安 710065； 3.長慶油田分公司第三采氣廠， 陜西 西安 710016)

0 引言

致密砂巖油氣無明顯圈閉界限，多為源內或近源聚集，呈連續或準連續分布特征，并且儲層物性極差，存在多尺度儲集空間類型，層間及層內非均質性強(鄒才能等，2012；李愛芬等，2015；公言杰等，2016)。這些特征導致致密砂巖油氣不同于常規油氣，儲層的精細研究成為重中之重。微觀孔喉結構是影響原油運移和聚集、決定儲層質量、控制儲層含油性的關鍵，前人在儲層孔喉結構的發育特征(畢明威等，2015)、孔喉結構的分類及定量表征(Jin et al.，2018；趙繼勇等，2014；房濤等，2017)、孔喉結構對儲層滲流特征的影響(Xiao et al.，2018；高旺來，2003；劉曉鵬等，2016)等方面做了大量工作。同時對油氣充注聚集的孔喉半徑上下限探討做了很多研究(曹青等，2013；張洪等，2014；吳康軍等，2016)，孔喉發育特征、孔喉含量及連通性對儲層含油性方面涉及較少，導致目前對致密砂巖油氣富集及“甜點”發育機理認識不足。

本次運用鑄體薄片、高壓壓汞、核磁共振等多方法、多手段定量表征儲層微觀孔喉結構特征，以馬嶺地區長8儲層為研究對象，深入分析孔喉結構特征對儲層含油性影響，明確孔喉結構對原油充注與聚集的機理及致密砂巖油氣富集的有利孔喉條件，為致密砂巖油后期增儲上產提供依據。

1 區域地質特征

1.1 儲層沉積及巖性特征

研究區處于鄂爾多斯盆地西南部，構造上位于天環凹陷和陜北斜坡構造帶過渡部位，整體呈東高西低的西傾單斜(圖1)。本文研究目的層段屬于鄂爾多斯盆地三疊系延長組長8地層，巖性以暗色泥巖、灰色粉細砂巖為主，平均厚度為85 m，區域內連續分布且厚度變化不大。長7及長9這兩套烴源巖層為長8儲層油氣提供充足來源，同時泥巖層內的生烴增壓為油氣的充注提供必要的動力(郭凱，2017)。主要發育三角洲前緣沉積，其中包括水下分流河道、決口扇、水下天然堤等多種沉積微相。受西南方向物源控制，沉積砂體整體呈條帶狀分布，西南—東北方向展布，以細砂、中砂為主。根據400余塊巖礦資料統計，長8地層以巖屑長石砂巖為主，填隙物含量較高(平均大于9.5%)，以方解石、鐵方解石、綠泥石為主，顆粒分選中等，且以次棱角狀磨圓為主，反應儲層巖石成分成熟度低、結構成熟度中等的特征(肖暉等，2019)。

圖1 鄂爾多斯盆地構造單元及研究區位置圖(據王浩男，2020修改)

1.2 物性及含油性特征

長8儲層孔隙度分布在1.23%～20.07%之間，多數樣品孔隙度小于10%，以6%～10%為主，平均孔隙度為8.83%，屬于中—低孔儲層。滲透率分布在0.01×10-3μm2～11.61×10-3μm2之間，為超低滲透儲層。研究區長8儲層為典型的中—低孔超低滲致密砂巖儲層。

長8儲層含油非均質性較強，含油飽和度在4.75%～60.2%范圍內均有分布，分析不同樣品物性與含油性關系表明，致密砂巖儲層物性與含油性相關性不高(圖2)，同一物性下儲層中含油飽和度差異大。以上分析表明，油源供應充足的條件下，除物性外，儲層孔喉結構也是含油性的重要影響因素。在儲層物性相差不大的情況下，孔喉結構則對儲層含油性起決定性作用。

圖2 馬嶺地區長8致密砂巖儲層物性與含油性關系

2 微觀孔喉結構特征

2.1 儲集空間類型及形態

長8儲層發育粒間孔(面孔率分布在0.6%～8%，平均為2.1%)、粒內孔(溶孔面孔率為0.7%～1.8%，平均為1.1%)及黏土孔(圖3c、f)三種儲集空間類型，部分可見成巖成因的裂縫。其中，粒間孔多為殘余粒間孔(圖3a、d)，個別溶蝕強烈地區可形成溶蝕粒間孔(圖3e)。該類孔隙形態不規則且多被黏土薄膜所包圍，孔徑相對較大，多為微米級孔隙。粒內孔以長石溶孔為主，巖屑溶孔次之(圖3b、e)，溶蝕孔孔徑相對較小，多為納米級孔隙。薄片觀察該類孔隙形態多呈圓形、串珠狀，以孤立狀孔隙和閉孔為主。

圖3 馬嶺地區長8致密砂巖儲層儲集空間類型及鏡下特征

2.2 孔喉大小、分布及連通性特征

選取不同物性典型樣品壓汞曲線可以看出(圖4)，隨著物性減小，孔喉分布整體由分選不好、略偏粗歪度過渡到分選相對較好、略偏細歪度，壓汞曲線平臺段距離縮短，且曲線平臺變緩，進汞初始壓力變大等特征。儲層非常致密時，孔喉小且集中分布。長8儲層排驅壓力分布在0.18～10.34 MPa之間(圖5a)，多數分布在0.3～3.5 MPa之間，占80%以上。樣品中值半徑普遍小于1 μm，主體分布在0.01～0.1 μm之間，有約13%的樣品中值半徑在0.01μm以下(圖5b)。以上分析表明，儲層整體致密、孔喉發育復雜、排驅壓力高、中值壓力大等特征。

圖4 馬嶺地區長8致密砂巖儲層不同物性壓汞曲線特征

圖5 馬嶺地區長8致密砂巖儲層孔喉大小特征

通過對15塊致密砂巖樣品進行核磁共振分析發現，研究區儲層束縛水飽和度最小為37.29%，最大可達93.55%，平均為64.91%，束縛水含量整體偏高。可動水飽和度為2.02%～49.52%，平均為24.53%。

3 微觀孔喉結構對含油性的影響

3.1 儲集空間類型及形態與含油性

成巖地質時期壓實作用越弱，儲層原生粒間孔隙和喉道連通性保存較好，利于孔隙中酸性流體的流動，與可溶顆粒間接觸可增加巖石表面溶蝕率。溶蝕孔含量與粒間孔含量變化趨勢基本相同也很好的說明了這一觀點(圖6)。含油飽和度與溶蝕孔、粒間孔的變化趨勢一致，當儲層中孔隙含量增加時，含油飽和度也呈增加趨勢。

圖6 馬嶺地區長8儲層含油飽和度和不同類型儲集空間含量變化關系

此外，綠泥石薄膜的存在不僅可減少壓實作用，同時使孔喉表面轉為親油性特征，有利于油氣聚集(操應長等，2018)。隨著深度增加，綠泥石含量與含油飽和度均呈增加趨勢(圖7)，更加證實了上述論斷。

圖7 馬嶺地區長8儲層綠泥石相對含量和含油飽和度縱向變化關系

3.2 孔喉相對發育程度與含油性

儲層中孔隙主要起儲集作用，喉道則為滲流的主要通道，控制油氣的充注、運移和聚集。因此，儲層中除孔隙外，喉道的發育程度也是影響含油性的重要因素，根據壓汞的孔喉體積比參數來反映儲層中孔隙和喉道的相對發育程度。樣品孔喉體積比計算公式(葸克來，2016)為：

Vr=Sr/(Smax-Sr)

(1)

式(1)中，Vr為樣品平均孔喉體積比；Sr為殘余汞飽和度/%；Smax為最大進汞飽和度/%。

研究區儲層孔喉體積比主體分布在0.76～5，含油飽和度與孔喉體積比呈現先增加后降低的趨勢(圖8)。

圖8 馬嶺地區長8致密砂巖儲層孔喉體積比與含油飽和度關系

孔喉體積比在1.7～3時，儲層含油飽和度均較高，多數大于40%；孔喉體積比小于1.7時，隨著體積比的增加含油飽和度增加，而孔喉比大于3時則相反。儲層含油性受孔隙和喉道共同控制，喉道為主的儲層儲集空間相對較小，而孔隙為主的儲層孔隙無法有效連通，也不利于原油的聚集。因此，適中的孔喉體積比同樣是控制儲層含油性的關鍵。

3.3 孔喉分布及大小與油氣充注

分選系數可以很好的反應儲層中孔喉的分布情況。圖9顯示，分選系數與含油飽和度呈正相關關系，相關系數R2為0.52，當分選系數Sp大于3.0時，儲層含油飽和度達到30%以上，分選系數較低時含油飽和度也較低。表明孔喉大小分布過于集中時，不利于致密砂巖儲層油氣的充注。但注意到，這里只是考慮孔喉的分布，孔喉的大小同樣是另一個主要因素，以下將對孔喉大小的影響進行分析。

圖9 馬嶺地區長8儲層孔喉分選系數Sp與含油飽和度關系

致密砂巖油氣藏多由于生烴增壓、黏土礦物膨脹等動力形成，因此致密砂巖油藏的形成應該存在一個孔喉上下限值，上限值則為浮力成藏的最小孔喉半徑。孔喉大于該值時，油氣則會在浮力作用下發生運移聚集，形成常規油氣藏(趙靖舟等，2012)。研究認為，研究區地層傾角低，平均不足1°，單位油柱高度產生的最大浮力為0.1 MPa，對應半徑大約為7.34 μm(白玉彬等，2014)，當傾角為90°時，下限值為2.94 μm(侯啟軍等，2011)。下限值由于充注壓力和孔喉結構的影響，不同地區差異較大。在求取孔喉下限值時考慮束縛水膜的影響，求得該地區油氣充注孔喉半徑下限為0.077 μm(王浩男等，2020)。

隨著含油飽和度的增加，孔喉分布峰值不斷變大，向偏粗歪度過渡，并且大于0.077 μm的孔喉含量占比明顯增大(圖10)。因此，當孔喉分布較均勻且大于充注下限值的孔喉含量越多，儲層含油性越好。

圖10 馬嶺地區長8儲層孔喉分布與含油飽和度特征

3.4 孔喉連通性與油氣充注

孔喉的連通性好壞同樣也控制著油氣充注的強弱，連通孔喉的含量影響著儲層含油飽和度的大小。核磁共振自由水飽和度表示儲層孔隙空間中可以自由流動的流體多少，其值越大反映儲層中孔喉連通性越好，反之亦然。本次以半徑在0.077～7.34 μm的孔喉為研究對象進行分析。圖11顯示，自由水和束縛水含量變化較大，其中束縛水占孔喉總體積的3.2%～52.7%，平均為22.8%；自由水含量為7.83%～54.2%，平均為24.5%。從含油飽和度和自由水含量的變化趨勢來看，隨著儲層自由水含量增加，含油飽和度也相應增加。同時也注意到，當儲層中自由水與束縛水飽和度比值越大，含油飽和度明顯越大。自由水含量越高，連通孔喉含量越多，該部分孔喉連通性越好，越有利于原油的充注和聚集。

圖11 馬嶺地區長8儲層不同半徑孔喉自由水和束縛水含量分布特征及其與含油飽和度的關系

綜上，儲層中孔喉連通性對油氣充注有明顯的控制作用，尤其是0.077～7.34 μm的孔喉連通性對儲層油氣充注起決定性作用。其中自由水飽和度占總孔喉比越高，自由水與束縛水飽和度比值越大，越有利于原油的聚集，儲層含油飽和度越高。

4 結論

(1)馬嶺長8儲層孔喉結構復雜，發育粒間孔和粒內孔等多種納米級的孔喉，粒內孔多以溶蝕成因為主。除物性外，孔喉結構也是影響致密砂巖儲層含油性的另一重要因素，物性相差不大的儲層孔喉結構則對儲層含油性起決定性作用。

(2)儲層孔喉中值半徑多小于1 μm，主體分布在0.01～1 μm之間，孔喉結構具有排驅壓力高、中值壓力大、束縛水飽和度高(平均為64.91%)、儲層含油性受變化差異大等特點。

(3)儲層含油性受孔隙類型、孔喉分布及大小、孔喉連通性等因素共同控制。粒間孔發育良好、孔喉體積比中等(Vr為1.7～3)、大于充注下限值(0.077 μm)的孔喉含量高且連通性好均為儲層含油性有利條件。

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