吉木萨尔凹陷芦草沟组混积型页岩油可动性实验

郭海平，吴承美，张金风，徐田录，肖佃师，郭雪燚

(1.中国石油 新疆油田分公司 吉庆油田作业区，新疆 吉木萨尔 831700；2.中国石油大学(华东)深层油气重点实验室，山东 青岛 266580)

吉木萨尔凹陷芦草沟组属于混积型页岩[1-3]，粉砂岩、碳酸盐岩、白云质粉砂岩等储集层赋存的烃类是目前该区页岩油开发的主体[4-5](图1)。芦草沟组岩性复杂，孔隙结构多样[6]；有机质成熟度低，镜质体反射率小于1%；原油黏度大，重质和中质组分多[7-8]。页岩油的可动性受孔喉结构、含油性、原油黏度、赋存状态、温压等因素的综合影响[9]。而含油性和原油赋存特征受孔喉结构的控制，原油重质组分以充填状分布在较小孔隙(孔径小于300 nm)或呈薄膜状分布在大孔(孔径大于300 nm)孔壁上，流动性差；中质组分主要分布在大孔中，可动性好[7-8]。因此，揭示不同岩相孔喉结构及其对页岩油赋存和可动性的影响[10-11]，是明确页岩油流动规律及优选甜点的关键。

图1 吉木萨尔凹陷芦草沟组顶面构造Fig.1.Top structure of the Lucaogou formation in the Jimsar sag

前人对吉木萨尔凹陷芦草沟组储集层孔喉结构及页岩油赋存特征开展过系统研究[6-8，12]，通过离心-核磁共振、高压压汞等实验，厘清了芦草沟组孔喉大小与页岩油可动性的关系[8-9]。但实验未考虑覆压影响，且用水作为实验流体[9]，对于评价芦草沟组这类中性—偏亲油润湿岩石原油可动性时，误差较大[7]。生产实践也表明，页岩油可动性还受地层水赋存状态的影响[7，13]。驱替与核磁共振联测实验是页岩及其他致密储集层中原油可动性评价的常用方法[14]，可考虑温压条件和地层流体性质，尽量逼近地层条件下原油可动性，通过核磁共振还能揭示可动流体赋存孔径的变化规律[11-14]。

本文利用驱替与核磁共振联测实验装置，充分考虑覆压和地层流体的影响，对吉木萨尔凹陷芦草沟组不同岩相页岩油开展可动性实验，建立孔喉分布与原油可动性的关系，厘定可动孔喉界限，探讨页岩油赋存形式对原油可动性的影响，以期为研究区页岩油藏勘探开发提供依据。

1 区域概况

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地中央坳陷东部，为西断东超的箕状凹陷[5，15]。中二叠统芦草沟组为陆相咸化湖盆背景下的三角洲前缘—湖相沉积[16]，整体为一套厚层泥岩夹薄层粉砂岩、白云岩及过渡岩性的组合[4，12](图1)，岩石多为有机质、白云石、泥质、粉砂颗粒等的混积，可细分为20 余种[4]，其中，粉—细砂岩、砂屑白云岩、白云质粉砂岩等为优势岩性[17]。芦草沟组储集空间以纳米级孔隙为主，裂缝不发育[12，15，17]，整体具低孔特低渗的特征，原油平均黏度为92.18 mPa·s[18]。

研究区芦草沟组包括砂屑白云岩、长石砂岩、白云质粉砂岩、泥质粉砂岩、泥晶白云岩、泥岩等。矿物成分以长石、石英及白云石为主，其中，长石含量最高，平均为47.0%；方解石和黏土矿物含量较低，平均分别为6.9%和4.7%。样品孔隙度为4.00%～16.20%，平均为11.50%，渗透率为0.008～1.320 mD(表1)。根据矿物组成、粒度及岩性组合变化，将岩相划分为6类：粉—细砂岩相、白云质粉砂岩相、粉砂质白云岩相、石灰质砂岩相、泥质白云岩相和泥岩相。其中，粉—细砂岩相包括粉砂岩、泥质粉砂岩、含内碎屑粉砂岩等；白云质粉砂岩相以白云质粉砂岩为主；粉砂质白云岩相包括砂屑白云岩和粉砂质白云岩；泥质白云岩相主要包括泥晶白云岩；泥岩相包括粉砂质泥岩、白云质泥岩、页岩等。

表1 芦草沟组混积岩储集层样品基本信息Table 1.Basic information of the samples from the mixed shale reservoirs in the Lucaogou formation

2 不同岩相储集层孔喉结构特征

为揭示孔喉结构、可动性与岩相间的联系，选取芦草沟组13 块岩心样品，包括砂屑白云岩、长石砂岩、白云质粉砂岩、泥质粉砂岩、泥晶白云岩、泥岩等，进行气测孔隙度、渗透率、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等实验，以获取物性、岩性、孔喉结构等参数(表1)。高压压汞和核磁共振实验分别参考行业标准SY/T 5346—2005 和SY/T 6490—2014。

2.1 孔隙组合类型发育特征

参考文献［12］的混积岩孔喉系统划分方案，根据扫描电镜及薄片观察(图2)，在芦草沟组识别出5 类孔隙组合，包括粒间孔型、溶蚀孔型、晶间孔型、粒间-溶蚀-晶间孔型和溶蚀-晶间孔型。

图2 芦草沟组不同孔隙组合类型Fig.2.Pore combination types in the Lucaogou formation

在粒间孔型中，残留粒间孔和粒间溶蚀孔对储集空间贡献最大(图2a、图2b)，两者呈共存[17]，形态多为不规则多边形，孔径大于5.0 μm，该类型孔隙组合多发育在粉砂含量多且颗粒粗的岩石中(表1)。在溶蚀孔型中，大量粒内溶蚀孔和粒间溶蚀孔贡献主要储集空间(图2c、图2d)，残留粒间孔零星发育，粒内溶蚀孔孔径小于粒间溶蚀孔，多呈椭圆形，平面呈蜂窝状，孔径为0.5～2.0 μm，其形成与岩石粒度小、白云石和长石等易溶矿物[12]含量高有关；晶间孔型中，大量晶间孔和少量溶蚀孔贡献主要空间(图2e)，晶间孔形态呈不规则多边形或狭长缝，孔径多小于0.5 μm(图2e)，比粒间孔小1～2 个数量级；粒间-溶蚀-晶间孔型和溶蚀-晶间孔型为多种孔隙组合的混合，常发育在纹层发育的混积岩中(图2f、图2g)，石灰质或泥质颗粒增多也可导致该类组合形成[12](图2h、图2i)。

2.2 孔喉结构特征

利用压汞实验表征不同类型混积岩储集层的孔喉大小、连通性等(图3a)。粒间孔型储集层排驱压力较低，其曲线形态为弱平台形，进汞饱和度和退汞效率(平均为37.6%)均较高，即孔喉大，连通性好，发育大孔细喉型连通模式[6]；溶蚀孔型储集层排驱压力中等，其曲线形态为平缓直线形，退汞效率中等(平均为22.4%)，在较窄的进汞压力区间内，进汞量快速增加，说明孔喉分选好，与溶蚀孔蜂窝状分布和短导管状连通模式有关[6]；晶间孔型排驱压力高，其曲线形态为上凸形，退汞效率低(平均为15.7%)，孔喉小，连通性差；粒间-溶蚀-晶间孔型为粒间孔型、溶蚀孔型和晶间孔型的混合，具有较低排驱压力、陡直线形态和较低退汞效率(平均为16.0%)的特征，孔喉分布范围宽，分选较差，孔喉连通模式多样；溶蚀-晶间孔型排驱压力高，其曲线为缓直线形，退汞效率较低(平均为19.4%)，孔喉较小，分选和连通性稍差。

图3 不同储集层类型页岩油样品压汞（a)及孔喉分布（b)Fig.3.(a)Mercury intrusion and(b)pore throat distribution of shale oil samples in different types of reservoirs

不同类型储集层孔喉大小分布不同，粒间孔型储集层孔喉分布峰值多大于0.2 μm；溶蚀孔型储集层孔喉分布呈对称单峰，峰值多为60～100 nm；晶间孔型储集层的孔喉分布多为半个单峰，峰值约为10 nm；其他2 类组合的孔喉分布范围广，呈多峰分布，揭示多种类型孔喉并存(图3b)。压汞孔喉半径分布反映喉道及其沟通的孔隙数量，小于扫描电镜观察的孔径，两者差距可用孔喉比反映，芦草沟组样品孔喉比为5～50，其中晶间孔型储集层的最大，粒间孔型次之，溶蚀孔型最小。根据不同类型储集层的孔喉分布特征，以35 nm 和150 nm 为界限，将孔喉区间划分为3 部分(图3b)，分别对应晶间孔型、溶蚀孔型和粒间孔型储集层发育区。

储集层类型与岩相关系密切，粉—细砂岩相中粉砂颗粒多，长石含量高，粒间孔或粒间溶蚀孔发育，对应粒间孔型储集层；随粉砂粒度变小，可发育溶蚀孔型储集层；石灰质砂岩相的方解石胶结物充填在粉砂颗粒间或交代长石，破坏粒间孔喉，形成粒间-溶蚀-晶间孔型和溶蚀-晶间孔型储集层；白云质粉砂岩相中溶蚀孔隙发育，粒间孔占比减小，多发育溶蚀孔型储集层；泥岩相和泥质白云岩相中粒间孔基本不发育，以溶蚀-晶间孔型和晶间孔型储集层为主；砂质白云岩相储集层类型与白云石晶体大小及分布有关，当砂屑含量高时，对应粒间孔型储集层，当白云石和粉砂颗粒纹层状混积时，对应粒间-溶蚀-晶间孔型储集层。由此可见，粉砂颗粒、砂屑等粒度偏粗组分决定了储集层类型，粉—细砂岩相、白云质粉砂岩相和砂质白云岩相孔喉最大，储集层类型最佳。

3 页岩油可动性特征

根据10 块页岩样品的驱替实验结果(图4)，随驱替压差增大，页岩油可动比例快速增加，驱替压力为1.0 MPa 时，可动比例为0～30.0%，平均为8.9%；驱替压力为2.5 MPa 时，可动比例为16.3%；驱替压力为5.0 MPa 和10.0 MPa 时，可动比例分别增至24.0%和30.0%。可动比例明显受渗透率控制，渗透率越高，可动比例越大(表1、图4)。根据驱替过程中可动比例变化特征，将页岩油可动性划分为低压剧增型、先快后慢型和缓慢增加型3 类，对应不同的储集层类型和可动流体赋存特征。

图4 页岩油可动比例随驱替压力变化规律Fig.4.Variations of movable shale oil proportion with displacement pressure

3.1 低压剧增型

在较小驱替压力下，页岩油可动比例急剧增大，至2.5 MPa 时，可动比例超50.0%，当驱替压力继续增大时，可动比例增长幅度变平缓，至10.0 MPa时，可动比例基本趋于稳定。该类样品岩性多为砂屑白云岩和粉—细砂岩，渗透率大于0.080 mD，对应粒间孔型储集层。从可动流体赋存空间来看，1.0 MPa 时可动流体增量最大，孔喉分布范围较广，为20～1 000 nm，随着驱替压力增大，增量逐渐降低，孔喉分布范围变化不大，曲线形态逐渐呈多峰。可动油赋存孔喉的主峰多位于200～400 nm，粒间孔喉(大于150 nm)贡献了60.0%以上的可动量(图5a)。

3.2 先快后慢型

当驱替压力增大且小于5.0 MPa时，可动增量逐渐增大，继续增大压力，可动增量逐渐减小。与低压剧增型相比，该类型可动增量在5.0 MPa时达到最大，渗透率为0.018～0.080 mD，主要对应溶蚀孔型或粒间-溶蚀-晶间孔型储集层。可动油赋存孔喉多为30～200 nm，主峰位于60～90 nm附近，随压力增加可动油孔径变化不明显，溶蚀孔喉(35～150 nm)贡献了超70.0%的可动流体，大于150 nm孔喉贡献量低于10.0%(图5b)。

3.3 缓慢增加型

随驱替压力增大，可动比例逐渐增大，增至较高压力时，可动比例增量降低趋势不明显，即增加压力，可动油量继续增加。该类型可动性最差，对应样品渗透率低于0.030 mD，主要为溶蚀-晶间孔型和晶间孔型储集层，局部发育粒间-溶蚀-晶间孔型储集层。与前2 类相比，该类型储集层的岩性和孔喉组合关系更复杂，赋存孔径也有所不同。对于粒间-溶蚀-晶间孔型储集层，可动油赋存孔喉分布呈双峰，主峰位于10 nm 和150 nm 附近，且右峰明显高于左峰，说明粒间孔喉起主要贡献作用(图5c)；对于溶蚀-晶间孔型和晶间孔型储集层，可动油赋存孔喉呈单峰，主峰位于30～60 nm，说明溶蚀孔喉和晶间孔喉共同起贡献作用，溶蚀孔喉贡献量稍高(图5d)。

岩相对页岩油可动性具有明显控制作用。泥岩相、泥质白云岩相和石灰质砂岩相可动性最差，页岩油可动性为缓慢增加型，驱替压力为2.5 MPa时，平均可动比例为6.5%、3.9%和4.5%；其次为白云质粉砂岩相，多为先快后慢型，驱替压力为2.5 MPa 时，平均可动比例为17.3%；砂质白云岩相可动性整体较好，但受白云石大小及分布形式的影响，非均质性强，可动比例为10.7%～45.0%，平均为22.4%；粉—细砂岩相的可动性最好，多为低压剧增型，2.5 MPa时平均可动比例为29.5%。因此，粉—细砂岩相可动性最好，其次为白云质粉砂岩相和砂质白云岩相，泥岩相、灰质砂岩相和泥质白云岩相可动性最差。

4 页岩油可动性控制因素

4.1 孔喉大小与页岩油可动性关系

为研究粒间孔型和溶蚀孔型样品在2.5 MPa驱替压力时及不同孔喉半径下可动率分布，首先统计大孔到小孔计算累计可动油量和累计总含油量，再统计单个孔喉区间内可动油量和总含油量，两者比值为该孔喉区间内页岩油可动率。页岩油可动率随孔喉半径增大呈规律变化(图6)，孔喉半径小于20 nm 时，可动率为0；孔喉半径为20～60 nm 时，可动效率快速增加至稳定；孔喉半径为60～150 nm 时，可动率基本保持稳定或缓慢增大；孔喉半径大于150 nm 时，可动率快速增加。可动率随孔喉变化规律受孔喉类型的影响，孔喉半径为20～60 nm 时，随孔喉变大，孔喉连通性快速改善，孔喉类型以晶间孔喉为主过渡为以溶蚀孔喉为主，因孔喉增大对连通性改善有限，所以可动效率呈先快速增大，后缓慢至稳定；孔喉半径为60～150 nm时仍以溶蚀孔喉为主，孔喉增大时，原油可动率缓慢增大；孔喉半径为150 nm 时，逐渐过渡为粒间孔喉，随孔喉增大，连通性明显变好，可动率快速增加。综上所述，孔喉类型控制页岩油可动率，粒间孔型页岩中原油的可动率最大，溶蚀孔型次之，晶间孔型最小，页岩油可动孔喉下限为20 nm。

图6 不同孔喉半径2.5 MPa驱替压力下可动效率分布Fig.6.Distribution curves of movable efficiency at the displacement pressure of 2.5 MPa under different pore-throat radii

4.2 页岩油赋存特征与可动性关系

芦草沟组原油重质组分多，实际产出原油以中质组分为主[2]，重质组分在加热条件下由吸附态变为游离态才有可能被采出[7]。因此，页岩油赋存特征也是可动性的影响因素之一。前人利用激光共聚焦、CT 扫描等手段，根据密闭取心样品观察不同原油组分赋存特征[19-20]，重质组分通常分布在大孔孔壁或小孔中，而中质组分的赋存孔径通常大于300 nm[7]。以孔喉比7.5计算，则等效孔喉半径为20 nm，表明孔喉小于20 nm的储集空间中以重质组分为主，可动性极差，这与之前得出的可动孔喉下限认识基本一致。

岩相影响页岩油储集层品质及源储组合[4]，控制着页岩油赋存特征。粉—细砂岩相通常属于邻源厚储型，主要依靠相邻烃源岩供烃[21]，运移距离较长，储集层内中—轻质组分多，且有机质及白云石含量低，亲油性弱[7]，吸附烃比例少，原油可动性好，比如上甜点2号层(层)，产出原油密度最小(0.884 6 g/cm3)，50 ℃下平均黏度为54.00 mPa·s；相比于粉—细砂岩相，石灰质砂岩相的物性较差[12]，原油充注难度大，含油丰度低，可动性较差；白云质粉砂岩相属于源储互层型，以邻源供烃为主，自身生烃为辅[21]，运移距离短，由于总有机碳含量和白云石含量较高，亲油性强[7]，在白云石晶间孔或大孔孔壁上吸附的重质组分偏多，含油丰度高，可动性好，产能高，原油黏度稍大于粉—细砂岩相，如下甜点2和3号层层和层)，产出原油平均密度为0.902 6 g/cm3，50 ℃下原油平均黏度为153.06 mPa·s；泥质白云岩相和泥岩相属于源储一体型[21]，自身生烃为主，大量轻质组分被排出充注到相邻储集层中，重质组分滞留成藏，该类岩相重质组分最多，吸附烃占比高，基本很难有产能。因此，依据页岩油赋存特征、含油性及产能分析，粉—细砂岩相和白云质粉砂岩相页岩油的可动性最好，是最有利开发的岩相类型。

4.3 可动性定量评价及效果分析

通过上述分析，页岩油可动性受孔隙结构和页岩油赋存形式的共同控制。根据本文实验结果，建立页岩油可动性定量评价模型，可动比例与样品孔喉半径间关系可用下式来表达：

式中Pmo——可动油占比，%；

可动量用可动油孔隙度表示，为可动率、孔隙度和含油饱和度的乘积，其中，有效孔隙度、含油饱和度等可利用核磁共振测井获得[22]，孔喉大小可利用压汞标定核磁共振测井获得[23-25]。

根据试油结果统计(图7)，无产能层段平均孔喉半径多小于20 nm；米产能为0～0.50 t/d的层段孔喉半径多为20～60 nm；米产能大于0.50 t/d 的层段平均孔喉半径多大于60 nm。从单层试油产能来看，孔喉大小控制页岩油的可动性。如J10035井上甜点层试油层段4.5 m，岩性为粉—细砂岩，孔喉半径为8～65 nm，平均为45 nm，试油米产能为1.38 t/d，效果较差；层试油层段6.0 m，岩性为白云质粉砂岩，平均孔喉半径为159 nm，试油米产能为4.33 t/d。J10025 井下甜点层试油层段6.0 m，岩性为粉—细砂岩和白云质粉砂岩，平均孔喉半径为68 nm，试油米产能为3.44 t/d。

图7 不同产能试油层段内孔喉分布直方图Fig.7.Histogram of pore-throat distribution in the tested intervals with different productivities

5 结论与认识

(1)根据孔隙组合类型，将吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储集层划分为5 类。其中，粒间孔型、溶蚀孔型、粒间-溶蚀-晶间孔型储集层物性最好，分别主要发育在粉—细砂岩相、白云质粉砂岩相和砂质白云岩相中；泥质白云岩相、石灰质砂岩相和泥岩相发育溶蚀-晶间孔型和晶间孔型储集层，物性较差。

(2)页岩油可动比例变化有低压剧增型、先快后慢型和缓慢增加型3 种类型，分别对应粒间孔型、溶蚀孔型和其他类型储集层，页岩油可动性依次变差，可动流体赋存孔径变小。孔喉大小对页岩油可动性控制明显，可动孔喉下限为20 nm，可动性明显改善孔喉界限为60 nm 和150 nm，试油产能与之具有良好对应关系。

(3)孔喉结构和页岩油赋存特征共同影响页岩油产出，粉—细砂岩相孔喉最大、重质组分少，可动性最好；白云质粉砂岩相孔喉大，重质组分稍多，含油丰度高，可动性也较好；泥岩相或泥质白云岩相孔喉小、重质组分多，可动性最差。粉—细砂岩相和白云质粉砂岩相是吉木萨尔凹陷芦草沟组最有利的岩相类型。