鄂尔多斯盆地靖边油田李家城则地区长6致密油储层微观特征与含油性

崔维兰，韩华峰，张 永，白玉彬

(1.延长油田股份有限公司 靖边采油厂，陕西 榆林 718500；2.西安石油大学 地球科学与工程学院，西安 710065)

致密油是指储层致密，只有经大型压裂改造等特殊措施才能获得经济产量的烃源岩外油，其绝对渗透率约小于(1～2)×10-3μm2，孔隙度约小于12%[1-4]，主要包括致密砂岩油和致密碳酸盐岩油2大类型。与常规油藏相比，致密油具有显著的地质特征：致密油的分布没有明显的油水界面、油水混储，非浮力短距离运移成藏[4]；致密油紧邻有效烃源岩且大面积准连续分布[1-2,5-6]。因此，储层研究是影响致密油高效勘探开发的关键。按致密油定义及分布特征，中国陆相富油盆地广泛发育致密油，特别是致密砂岩油，并以鄂尔多斯盆地最为典型，全盆地发现的80%以上石油资源均为致密砂岩油。

目前在致密砂岩油的研究上已经取得了重要进展，特别是在致密砂岩微观孔隙结构方面。通过多种分析方法和测试手段，特别是高精尖实验仪器如微米及纳米CT、核磁共振、恒速压汞、场发射扫描电镜等，结合常规的铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等，已认识到致密砂岩以纳米级孔喉为主[7]、孔隙结构复杂[5,8-9]、非达西渗流[5,10]等，与常规砂岩具有显著差异，致密砂岩微观结构在致密油研究中至关重要。高辉等[11-12]根据恒速压汞技术，确定了鄂尔多斯盆地吴起、陇东和姬塬地区长6—长8储层孔隙半径分布相似，分布于100～240 μm，喉道半径分布于0.3～4.4 μm，随渗透率变好，平均喉道半径显著增大；然而，白斌等[13]通过微—纳米CT三维成像技术得出，微米尺度下的孔喉直径为5.4～26.0 μm，纳米尺度下的微孔直径主要为0.4～1.5 μm。肖佃师等[14]通过联合核磁共振与恒速压汞方法确定松辽盆地白垩系沙河子组和登娄库组致密砂岩孔隙半径均值为7.2～33.6 μm，这明显低于仅依靠恒速压汞法确定的孔隙半径(主峰120～160 μm)。可见，由于研究方法的不同，相同盆地、相同地区和层位的研究结论是不一致的，甚至是矛盾的。单一的测试方法和技术均存在局限性，多尺度融合是精确表征致密砂岩微观结构的必然趋势和选择[15-16]。

以往研究在致密砂岩含油性与储层结构的关系上缺少深入的分析，如具何种孔隙结构的致密砂岩含油性好，影响因素是什么？而这些是影响致密砂岩油勘探与开发的重要难题。本次研究立足于研究区实际地质条件，从宏观、中观和微观等多尺度、多方法、全方位综合表征致密砂岩微观孔隙结构。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地是中国致密砂岩油气藏的典型代表，是在古生代华北稳定克拉通盆地基础上发育起来的多旋回叠合盆地[17-18]，是我国第二大含油气盆地，盆地面积约25×104km2。盆地包括6个一级构造单元，分别为伊盟隆起、渭北隆起、西缘冲断带、天环坳陷、陕北斜坡及晋西挠褶带(图1)，其中陕北斜坡面积最大，约11×104km2，褶皱及断裂不发育，地层倾角不足1°，盆地内已发现的80%以上油气位于该构造单元。鄂尔多斯盆地发育古生界及中生界2套含油气层系，进而形成2套含油气系统，中生界上三叠统延长组是鄂尔多斯盆地主力含油层系。延长组自上而下分为长1—长10等10个油层组，其中长6油层组是最主要的产油层。

图1 鄂尔多斯盆地构造单元划分及研究区位置

鄂尔多斯盆地延长组沉积时期主要为大型河流—三角洲—湖泊沉积体系[19-20]，湖水最大分布面积可达10×104km2；以北纬38°为界，北部沉积物粗、厚度小(100～600 m)，南部沉积物细、厚度大(1 000～1 400 m)[21]。延长组充填记录了大型淡水湖盆形成、发展、消亡的完整演化历史[22]，其中长7沉积初期，湖水分布面积达到最大，形成了分布广泛的优质烃源岩。长6沉积时期为三角洲的建设期，分流河道砂体纵向叠置、平面连片，成为石油聚集的有效储层。长4+5沉积时期逐渐演化为泥炭、沼泽沉积环境，广泛发育厚层泥岩，形成良好的盖层。受沉积条件及成岩作用的综合影响，延长组长9—长6储层已全面致密化。

2 长6储层微观特征

2.1 岩石类型与孔隙类型

根据研究区15口井岩心观察描述及60块铸体薄片鉴定结果，长6储层岩石类型主要为细粒长石砂岩。碎屑组分主要以长石(42%～64%，平均53%)和石英(19%～28%，平均24%)为主，其次为岩屑(7%～16%，平均10%)，成分主要为火山岩和变质岩岩屑。长6砂岩储层分选性好，磨圆度为次棱角状，主要粒径0.15～0.35 mm。长6砂岩胶结物类型多且分布极其不均，胶结物总量平均为12.0%(范围5.2%～34.5%)，主要为方解石(1.1%～28.4%，平均3.9%)、绿泥石(0.2%～6.3%，平均3.2%)和浊沸石(0.4%～10.3%，平均2.4%)，其次为硅质(0.1%～5.5%，平均1.2%)和伊利石(0.1%～6.2%，平均0.6%)，少量的自生长石、重晶石和高岭石。

根据铸体薄片和扫描电镜显微孔隙观察统计，研究区长6砂岩孔隙可分为4种类型：残余粒间孔隙、溶蚀孔隙、黏土矿物晶间孔隙及微裂缝，总视面孔率平均为5.26%。残余粒间孔是最主要的孔隙类型(平均面孔率3.16%)，该类孔隙多孤立分布，形态不规则，数量相对较少，长边孔隙直径分布于20～200 μm，主体分布于40～100 μm(图2a，b，d)；矿物溶蚀孔隙比较发育，主要以长石溶孔(平均面孔率1.12%)和浊沸石溶孔(平均面孔率0.35%)为主(图2a-c，f)，孔隙直径主体分布在5～20 μm，最大可达100 μm(颗粒几乎溶蚀殆尽)(图2b)。黏土矿物晶间孔隙主要以高岭石和绿泥石晶间孔为主(图2d，e)，约占总面孔率的0.32%，孔隙数量多，孔径一般0.1～5 μm，主体分布于0.2～1 μm。微裂缝包括构造缝和溶蚀缝2种成因，在构造缝形成后有利于后期的溶蚀，构造缝宽度一般不超过20 μm(图2g，h)，溶蚀缝最大可达100 μm(图2i)，总面孔率平均约为0.31%。受铸体薄片分辨率的限制，显微镜下仅能看到微米以上的较大孔隙，数量更多、占更大体积的纳米级孔隙需借助其他测试方法表征。

2.2 物性特征

根据24口探井1 124块样品常规物性分析结果统计，长6储层孔隙度主要在8%～14%，平均为10.5%(图3a)；渗透率主要在(0.1～10.0)×10-3μm2，平均为1.15×10-3μm2，中值为0.59×10-3μm2。渗透率小于1×10-3μm2占统计样品数的70%(图3b)，渗透率小于2×10-3μm2占统计样品数的85%。根据致密储层分类评价标准[3-4,23]，长6储层整体为致密储层。需要注意的是，长6储层中实测孔隙度最大值可达16.2%，渗透率最大值为19.65×10-3μm2，这些样品可能发育微裂缝而使物性变好[5,24]。从图3c可以看出，总体上孔隙度与渗透率具有较好的正相关关系，随着孔隙度增大，渗透率以指数增大，但相关系数仅为0.15。同为孔隙度10%的储层，渗透率变化范围极大，最小值为0.03×10-3μm2，最大值为8×10-3μm2。可以得出，致密储层中影响储层物性的因素非常复杂，这主要与埋藏成岩过程中胶结物类型及含量的变化、成岩矿物间的相互转换等因素有关[25]。

图2 鄂尔多斯盆地靖边油田李家城则地区长6砂岩典型孔隙显微图

a.粒间孔、长石溶孔及绿泥石膜，J217井，1 695.63 m，红色铸体；b.粒间孔、长石溶孔及绿泥石膜，J831井，1 750.81 m，红色铸体；c.长石溶孔局部发育，J963井，1 871.28 m，红色铸体；d.绿泥石黏土膜发育，粒间孔发育，J831井，1 750.20 m，扫描电镜；e.高岭石充填孔隙，晶间孔发育，J805-10，1 924.31 m，扫描电镜；f.浊沸石充填孔隙并发生溶蚀，J831，1 816.93 m，扫描电镜；g.分支裂缝带含油好发黄绿色荧光，基质孔隙含油差不发荧光，J831井，1 738.23 m；h.裂缝带含油，基质孔含油，孔隙不发育，J831井，1 750.14 m；i.溶蚀孔隙发育，溶缝宽度可达100 μm，黄绿色荧光，J831井，1 752.43 m

Fig.2 Typical pore types of Chang 6 sandstones in Lijiachengze area, Jingbian Oil Field, Ordos Basin

图3 鄂尔多斯盆地靖边油田李家城则地区长6砂岩储层物性分布

2.3 孔隙结构特征

2.3.1 铸体薄片与扫描电镜

铸体薄片与扫描电镜统计孔隙大小具有直观的优势，通过统计软件可以定量统计视域内孔隙直径。根据60块铸体薄片和30块扫描电镜典型样品统计，每个薄片统计10个典型视域，共统计孔隙数量2 352个。孔隙分类标准参考谢庆邦等[26]并结合长6储层实际地质特征，根据孔隙直径大小将长6致密砂岩孔隙分为5级：大孔隙(孔径大于100 μm)、中孔隙(孔径100～50 μm)、小孔隙(孔径50～20 μm)、细孔隙(孔径20～5 μm)和微孔隙(孔径5～1 μm)。根据统计结果，单个孔隙大小主要分布于5～100 μm的范围内，整体呈近正态分布，以小孔隙为主，占到总量的52.3%；中孔和细孔含量基本相当，分别占到孔隙总量的22.7%和18.2%。

2.3.2 高压压汞法

根据岩心、物性及含油性分布特征，优选了11口井25块样品进行高压压汞测试，测试样品孔隙度分布区间为6.5%～13.3%，平均为9.6%；渗透率分布区间为(0.03～1.36)×10-3μm2，平均为0.52×10-3μm2。测试结果表明：长6砂岩最大孔喉半径为0.13～3.22 μm，平均为1.06 μm；中值孔喉半径为0.03～0.35 μm，平均为0.14 μm；平均孔喉半径为0.05～0.70 μm，平均为0.26 μm；排驱压力分布于0.23～5.74 MPa，平均为1.21 MPa；饱和度中值压力分布于2.12～28.23 MPa，平均为7.57 MPa；最大进汞饱和度分布于50.93%～90.04%，平均为76.66%。

2.3.3 恒速压汞法

高压压汞进汞压力大，可反映的孔喉分布范围宽，但可能会遗漏更大尺寸的孔喉[27-28]，同时其不能有效地将储层中的孔隙和喉道分开[29-30]，其表征的是总的孔喉系统特征。恒速压汞以极低的准静态速率进汞，依据进汞压力的涨落可有效地将孔隙和喉道分开，进而实现对储层中孔隙和喉道的独立表征。根据长6储层岩性、含油性及物性特征，在高压压汞测试样品中平行优选了4块具不同孔隙度和渗透率的岩心开展恒速压汞实验(表1，图4)。

4块典型样品孔隙半径均具有正态分布特征且主体分布范围一致，大体在100～200 μm之间，但孔隙半径峰值有一定的差异(图5a)。相比于孔隙半径分布主区间一致，喉道半径分布范围明显变宽。整体来看，随着储层物性变好，喉道半径分布范围变得更宽，大喉道含量增多，曲线主峰向大喉道方向偏移，且主峰含量降低(图5b)。J217-8样品渗透率最大，喉道半径平均为1.28 μm；J805-10样品渗透率最小，喉道半径平均为0.29 μm。因此，喉道半径是影响储层渗透率、控制流体流动的最重要因素，异常小的喉道半径预示着极低的渗透率。

2.3.4 孔隙、喉道大小综合表征

高压压汞和恒速压汞反映汞注入岩样的物理过程是相同的，因此其进汞曲线应该是相同或相似的[31]。4块样品高压压汞最大进汞饱和度平均为67.69%，而恒速压汞总的进汞饱和度平均为53.32%(表1)，二者饱和度差值为14.37%，说明了孔喉半径介于0.025～0.12μm的孔喉体积对总进汞饱和度的贡献显著。

表1 鄂尔多斯盆地靖边油田李家城则地区长6砂岩恒速压汞参数

图4 鄂尔多斯盆地靖边油田李家城则地区长6砂岩恒速压汞曲线特征

图5 鄂尔多斯盆地靖边油田李家城则地区长6砂岩恒速压汞孔喉参数分布

高压压汞技术可以表征0.025～60 μm范围内的孔喉半径分布，分析结果揭示孔喉半径大于1 μm的孔隙极少，绝大部分是小于1 μm的孔隙，且主要分布在0.1～1 μm之间，其次为小于0.1 μm的孔隙。恒速压汞主要反映孔喉半径大于0.12 μm的孔隙，小于该值的孔隙无法表征。测试结果表明，孔隙半径主体为100～200 μm，喉道半径主体为0.15～2 μm。根据铸体薄片与扫描电镜法观察统计的孔隙直径主要分布在20～50 μm。由此可见，单一的测试技术不能全面有效地表征致密砂岩整体孔隙、喉道大小及分布。将直观表征的铸体薄片法、间接表征的高压和恒速压汞法结合起来，可以有效表征致密砂岩总体孔隙结构。

高压压汞与恒速压汞方法结合可以表征0.025～500μm的孔喉半径分布(图6)，其中小于0.12μm的孔喉半径由高压压汞方法测得，0.12～60 μm的孔喉半径由高压压汞和恒速压汞共同测得，大于60 μm的孔喉半径由恒速压汞测得。整个孔喉半径分布曲线呈现多峰分布的特征，其中最右峰孔隙半径由恒速压汞测得，孔喉半径分布于131.5～177.3 μm，平均为151.7 μm，主要反映的是残余粒间孔隙和溶蚀大孔隙的分布；中间峰进汞饱和度最高，孔隙半径主要分布在0.12～2 μm之间(除J805-10样品外)，主要反映蜂窝状溶蚀孔隙、黏土矿物晶间孔隙及喉道的分布；最左峰小于0.12 μm的孔隙半径主要为喉道和颗粒内部死孔隙的贡献，对储集空间的意义不大。综上分析，长6致密砂岩主要以孔隙半径小于2 μm的孔隙为主。

图6 鄂尔多斯盆地靖边油田李家城则地区长6砂岩高压、恒速压汞曲线确定孔隙大小分布

3 长6原油分布特征

3.1 原油微观分布特征

含油岩心荧光薄片观察发现，不同类型的孔隙均具有明显的荧光显示，但荧光特征主要在残余粒间孔和溶蚀孔隙中特征最为明显(图7)。显微镜下观察发现的微裂缝，其成因与区域构造应力场的演化密切相关，同时成岩作用亦可促进微裂缝的形成和发展[32]。镜下观察发现，研究区长6储层微观裂缝较为发育，20块荧光样品镜下观察统计，8块样品中均发现了微裂缝，裂缝处发蓝绿色荧光，裂缝带发育的位置其含油性往往好于基质孔隙(图2g-i)，微裂缝是石油运移的重要通道类型之一。沿着裂缝带地层水流通性好，由于溶蚀作用的影响，裂缝带的宽度部分增大(图2i)。

3.2 含油储层物性及孔喉下限

研究表明，储层物性与含油性具有密切的关系，总体上储层物性越好含油级别越高(图8)。油浸级储层孔隙度下限为8.5%，渗透率下限为0.5×10-3μm2；油斑级储层孔隙度下限为7.5%，渗透率下限为0.15×10-3μm2；油迹级储层孔隙度下限为6.0%，渗透率下限为0.07×10-3μm2。致密砂岩油层投产开发均需要对储层进行压裂改造，勘探实践证实，获得工业油流的储层含油级别下限最低为油斑级，其对应的孔隙度下限为7.5%，渗透率下限为0.15×10-3μm2。根据回归公式计算得出，当渗透率取值0.15×10-3μm2时，其对应的平均孔喉半径为0.1 μm(图9)。

图7 鄂尔多斯盆地靖边油田李家城则地区长6砂岩孔隙含油性荧光特征

a.粒间孔发育，发黄绿色荧光，J831井，1 750.14 m； b.粒间孔隙发育，发黄绿色荧光，孔隙连通性差，J831井，1 816.95 m；c.溶蚀孔隙发育，黄绿色荧光，孔喉连通性好，J831井，1 816.95 m

Fig.7 Fluorescence characteristics of oil in pores of Chang 6 sandstones in Lijiachengze area, Jingbian Oil Field, Ordos Basin

图8 鄂尔多斯盆地靖边油田李家城则地区长6砂岩录井含油显示与物性关系

4 结论

(1)靖边油田长6砂岩储层孔隙类型有原生残余粒间孔、次生长石溶孔、浊沸石溶孔、黏土矿物晶间孔和微裂缝，主要以残余粒间孔和溶蚀孔隙为主，其孔隙直径主要分布在20～50 μm。

(2)综合高压压汞和恒速压汞可全面反映储层孔隙分布特征，长6砂岩最小孔隙为25nm，最大可达500μm，但主要以小于2μm的孔隙为主。

图9 鄂尔多斯盆地靖边油田李家城则地区长6砂岩平均孔喉半径与渗透率关系

(3)长6砂岩储层中的石油主要分布在残余粒间孔和溶蚀孔隙中。达到工业油流的长6储层孔隙度下限为7.5%，渗透率下限为0.15×10-3μm2，平均孔喉半径下限为0.1 μm。