新疆风城油砂储层物性特征及孔隙结构研究

王启予

（中石化胜利油田分公司物探研究院，山东 东营 257022）

0 引言

我国油砂资源丰富、分布广泛，其中最为丰富的是准噶尔盆地油砂资源量。准噶尔盆地西北缘油砂矿分布较为集中，其风城矿区油砂品质较好，具有良好的开发前景。油砂属于资源丰富的非常规油气资源，与常规油气的形成、地质特征、开采方式都有着一定的区别。油砂油具有黏度高、流动性差等特点，构造部位、岩性内部孔喉结构的不同也使其含油率有较大差异［1-5］。目前我国对油砂的开采和开发利用程度较低，油砂的开采与储层物性紧密地相关，油砂的分离与孔隙结构有着密切的联系［6-7］。因此，本研究主要针对风城地区油砂储层物性及孔隙结构开展分析。

1 研究区域地质概况

风城地区位于准噶尔盆地西北缘，构造位置处于准噶尔古板块和哈萨克斯坦古板块的交接位置，由于准噶尔古板块向四周板块底部俯冲和挤压，导致准噶尔盆地构造格局上交替出现断陷和隆起［8-9］。研究区构造位于哈拉阿拉特山的山前以及乌夏断裂褶皱带的南翼。研究区东临乌夏断裂带，西部为克百断裂带，南部为玛湖凹陷，北依哈拉阿拉特山。构造形态总体为向南东倾斜的平缓单斜构造，地层倾角较小［8-9］。地层发育简单，油砂主要分布于白垩系吐谷鲁组及侏罗系齐古组两套地层中［10］。

2 样品与试验

2.1 样品选取及试验目的

通过对准噶尔盆地西北缘风城油砂井的基础资料展开收集，整理得出研究区油砂孔隙度、渗透率及含油性的特征情况。选取具有代表性的FHW21032井进行了不同深度油砂岩心样的采集，如图1所示。

图1 风城油砂矿区地质简图［8］

基于FHW21032井油砂岩心、岩石薄片观察，结合SEM、XRD及黏土矿物成分分析等对油砂储层发育特征开展研究。通过低温液氮、高压压汞等试验，对油砂孔喉结构、孔容及孔比表面积展开分析，进一步明确新疆风城油砂孔隙结构。为确保后期试验数据的准确性，本研究统一选取FHW21032井埋深138 m的油砂进行测试，先在岩心样上钻取规格直径为20 mm，平均长度为43 mm的油砂柱样，进行高压压汞等测试分析。再选取岩心钻取完柱样后，选取附近的碎样用于进行XRD、SEM及低温液氮试验测试。

2.2 试验方法

XRD主要可以定性的记录识别样品中的晶态相，其次是可定量记录下不同晶态相的含量，同时也可对岩石中的黏土矿物进行分析，测得黏土矿物的成分及其含量［11］。本次XRD测试选用的是荷兰帕纳科公司的X′Pert-Pro MPD X衍射粉末衍射仪。SEM采用的卡尔蔡司的Sigma300场发射扫描电子显微镜，通过扫描电镜观察更直观反映油砂微观结构。

按照Χoдoт（1961）的孔隙分类方案：微孔Ф＜10 nm；过渡孔10 nm＜Ф＜100 nm；中孔100 nm＜Ф＜1 000 nm；大孔Ф＞1 000 nm，低温液氮吸附法的测试范围包括了全部的微孔和过渡孔，即测试结果能够真实客观地反映油砂样中微孔和过渡孔的配置状况。

本次低温液氮试验采用ASAP2420比表面测定仪进行风城地区油砂比表面积和孔径分布测试。首先将油砂样品粉碎至60～80目，样品10 g，按照《岩石比表面和孔径分布测定静态氮吸附容量法（SY/T 6154—1995）》检测依据进行试验。脱气系统极限真空度为5 μmHg（1 Pa=7.5 μmHg），分析系统极限真空度为1×10-5mmHg，吸附测定是在液氮温度77.3 K下，根据静态容量法从最低压力开始逐步导入一定量的氮气，通过传感器测量出在不同平衡压力下的吸附量，进而得到吸附、脱附等温曲线，通过计算曲线得到BET比表面积结果。BJH模型描述了圆柱形孔隙吸附过程的毛细凝聚的现象，在圆柱形孔隙多层吸附完成后，继续增大相对压力对毛细凝聚后的吸附量进行计算，得出测试范围内孔隙孔径分布［12-13］。

本次压汞试验采用AUTO POREⅥ9500压汞仪，测试过程依照标准GB/T 21650.1—2008执行。室温在24℃，湿度31%，大气压力为998 hPa的环境下测试。样品规格为直径为25.4 mm（1英寸），长度为25～50 mm的柱样。压汞仪是通过汞入侵法来测定粉末或固体物理性质的仪器。高压压汞测试进汞饱和度高，能够较全面地反映油砂储层的微观孔隙结构特征。

高压压汞法测量范围为3 nm以上的各类孔，低温液氮可用于表征孔径在2～50 nm的孔隙［13］，即微孔及过渡孔的孔径分布。利用油砂低温液氮试验表征吸附孔的孔径分布，从而克服高压压汞对吸附孔破坏导致相应孔隙体积分数偏大的问题。故本研究采用液氮法和压汞法相结合，对50 nm以下的孔隙数据主要采用低温液氮吸附法，大于50 nm的孔隙数据采用高压压汞法。通过联合液氮-压汞法对孔隙特征进行表征，相比单一使用高压压汞表征孔径分布能更为准确的孔径结构分布。

3 储层物性特征

3.1 岩石学特征

研究区白垩系吐谷鲁组储层中上部岩性为灰色泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩、细砂岩，底部为灰绿色砂砾岩，砾石含量平均约70%，砾石成分复杂，砾径为0.1～1.5 cm，分选性及磨圆度差，呈次棱角状，砾石见充填砂、粉砂、黏土等细粒沉积物，胶结程度中等，主要为点接触，其次为线—点接触。

研究区侏罗系齐古组储层以中-细砂岩为主，中砂岩、细砂岩、泥岩次之。砂岩储层是油砂赋存的主要岩性段，砂岩成分主要为石英、长石和少量的岩屑构成，中-细粒为主，分选性较好，磨圆度为次棱角状—次圆状，含油率高。

通过薄片观察，研究区白垩系吐谷鲁组底砾岩中砾石成分复杂，以火成岩为主；杂基主要为泥质，胶结物为黄铁矿，含较高的石英含量，常见石英次生加大，具有较好的自形程度；其次长石主要为斜长石；岩屑主要为凝灰岩，以方解石胶结为主，呈孔隙式胶结，结构上属于颗粒支撑。主要为泥质杂基，中酸性的岩浆岩为其主要的沉积物母岩。综合表明研究区矿物含量中石英含量高，其次为长石，岩屑含量高，不稳定矿物呈现稳定型矿物发育，说明沉积物与物源的距离相比较近，成熟度较低［4］。

3.2 孔隙度及渗透率

孔隙度和渗透率的高低反映了储层微观疏导能力，良好的孔隙度、渗透率为油砂的运移及富集提供了必要的基础条件［8］。

通过对风城油砂岩心样品的孔隙度、渗透率实测数据收集，得出研究区白垩系油砂孔隙度主要集中分布于8.3%～42.28%，平均孔隙度为34.5%；渗透率分布范围较广，最小值为12 mD，最大值为8 480 mD，平均值为1 228.29 mD；侏罗系油砂孔隙度主要集中分布于17.83%～39.64%，平均孔隙度为28.9%；渗透率分布范围较广，最小值为6.5 mD，最大值为6 784 mD，平均值为1 663.5 mD。

风城油砂孔隙度、渗透渗按岩性进行划分总结，得出细砂岩孔渗较好，其次是中砂岩，粉砂岩，孔渗最差的为砂砾岩（见图2）。细砂岩平均孔隙度为35.8%，平均渗透率为1 840 mD；中砂岩平均孔隙度为35.1%，平均渗透率为2 050 mD；粉砂岩平均孔隙度为22.3%，平均渗透率为238 mD；砂砾岩均孔隙度为8.3%，平均渗透率为3.9 mD。综上所述分析，风城地区油砂储层具有中高孔孔隙度，高渗透性的特征，储层物性较好。

图2 新疆风城油砂孔渗分布图

3.3 黏土矿物特征

根据对研究区FHW21032井埋深为138 m的油砂样品进行全岩矿物分析，得出样品矿物成分含量：石英为50.8%，含量最多，其次是斜长石为26.4%，黏土矿物为16.4%，钾长石为4.8%，方解石为1.6%。并对研究区油砂中的黏土矿物X—射线衍射定量分析（见图3），结果得出油砂中黏土矿物相对含量：蒙皂石占84%，伊利石占6%，绿泥石占10%。

图3 油砂黏土矿物XRD定量分析谱图

通过扫描电镜分析，可以到观察到油砂整体呈絮凝块状胶结结构，颗粒间有互锁链接带结构，石英颗粒表面粗糙不平整，这种类型的胶结结构具有低含水率和孔隙度。镜下可以清晰地观察到油砂颗粒上的沥青质强有力地黏附于颗粒表面，部分砂粒被沥青完全包裹起来（见图4）。油砂中沥青的形态体现了沥青黏稠状的力学行为，将油砂颗粒连接在一起［14］。也可在电镜下观察到呈针叶状的绿泥石，常与自生石英共生（见图5）。

图4 扫描电镜下油砂

图5 针叶状绿泥石

3.4 含油性

通过对油砂样品含油率数据整理，总结得出粉、细砂岩含油率主要分布在8%～15%，平均含油率为9.3%。中、粗砂岩含油率主要分布于9%～14%，平均含油率为9.4%。砾岩含油率普遍较低，主要分布在2%～5%，平均含油率为3.9%。研究区油砂含油率分布范围较广，主要分布于3%～16%之间，含油率最大达30%，平均含油率为10.5%，属于中—高品位油砂矿区。

4 油砂孔隙结构

4.1 孔隙类型

研究区砂岩埋藏较浅，压实作用程度低，具有早成岩早破坏的特点，岩石胶结疏松，原生孔隙被较好的保存。对研究区油砂样品进行铸体薄片和扫描电镜下的观察，分析得出研究区储层孔隙类型主要为原生粒间孔，其次为剩余粒间孔，可见溶蚀孔隙。发育规则的原生粒间孔，多呈现三角状形态，连通性中等—好。

研究区油砂多发育原生孔隙，包括原生粒间孔和原生残余粒间孔。原生残余粒间孔多呈三角形或不规则多边形，孔隙边缘平直。粒内溶孔主要在长石和岩屑的内部选择性溶蚀作用而形成，呈不规则形状，蜂窝状产出。油砂样品中可见裂缝、溶蚀缝。微裂缝能够极大地改善砂岩储层的渗透能力。

4.2 孔喉结构

通过对研究区白垩系油砂薄片微观特征观察，得出孔隙类型主要为毛细管孔隙，面孔率大于9%，孔隙直径分布范围主要介于20～68 μm，占76.5%，其中对储层贡献最大是介于20～50 μm的孔隙，约占60%。

通过结合Pittman（1979）和Archie（1952）按基质结构及孔隙划分对研究区FHW21032井埋深为138 m的油砂岩石薄片及扫描电镜照片中可以看出，研究区存在多种类型的孔喉组合，孔喉非均质性较强，大孔粗吼、大孔细喉、小孔细喉型孔喉组合均存在；往往吼道为可变断面的收缩部分，主要为孔隙缩小型喉道，其次为片状或弯片状喉道；可见到长石的溶蚀，溶蚀作用对于扩大喉道及孔隙宽度具有正效应；也可见石英的次生加大对孔喉大小在一定程度上产生了负效应。

对其进行压汞测试，通过氮气吸附和脱附曲线得到（见图6）：当相对压力（P/P0）超过0.15时，油砂的吸附等温线与脱附等温线逐渐发生不重合，吸附等温线位于脱附等温线位于的下方，形成滞后回线。油砂样品等温线和滞回线说明中孔、大孔占据了油砂孔隙上绝大部分，微孔、过渡孔较少。油砂储层孔隙结构属于开放型孔、微—宏孔均发育、四面开放尖劈形毛细孔，孔隙的连通性相对较好。同时对该样品压汞测试得到的累计进汞、退汞曲线进行分析（见图7）：油砂进退汞曲线几乎平行或重合，滞后环窄，孔隙类型以半封闭孔为主，孔隙连通性较差。

图6 新疆风城油砂样品吸附脱附曲线

图7 新疆风城油砂样品进-退汞曲线

4.3 孔容

通过联合液氮-压汞法对孔隙特征进行表征，对研究区油砂样品的阶段孔容进行研究，相比单一使用高压压汞表征孔径分布能更为准确地表征孔径结构分布。对50 nm以下的孔隙数据主要采用低温液氮吸附法，大于50 nm的孔隙数据采用高压压汞法进行分析。

通过测试结果得出（见图8），研究区原始油砂样中微孔的孔容为0.000 04 cm3/g，占总孔容的比例为0.050 5%，过渡孔的孔容为0.000 73 cm3/g，占总孔容的比例为0.868 1%，中孔的孔容为0.000 1 cm3/g，占总孔容的比例为0.118 8%，大孔的孔容为0.084 0 cm3/g，占总孔容的比例为98.962 4%。

图8 压汞—液氮联合研究区油砂孔径分布图

通过分析得出研究区油砂样微孔、过渡孔及中孔发育较少，多发育大孔及超大孔，孔径多介于10～100 μm。

4.4 孔比表面积

同样采用液氮法和压汞法联合表征，对油砂样进行孔比表面积分析。对孔径小于50 nm，选用低温液氮的测试数据，孔径大于50 nm，选用压汞的测试数据（见图9）。

图9 压汞—液氮联合研究区油砂阶段孔比表面积

通过测试结果得出，油砂样在0.001～0.01 μm的孔比表面积为0.025 5 m2/g，占总孔孔比表面积的22.85%；在0.01～0.1 μm的孔比表面积为0.0714 m2/g，占总孔孔比表面积的63.94%；在0.1～1 μm的孔比表面积为0.002 8 m2/g，占总孔孔比表面积的2.52%；在1～10 μm的孔比表面积为0.000 4 m2/g，占总孔孔比表面积的0.34%；在10～100 μm的孔比表面积为0.011 4 m2/g，占总孔孔比表面积的10.19%；在100～1 000 μm的孔比表面积为0.000 2 m2/g，占总孔孔比表面积的0.16%。

油砂样中微孔、过渡孔的孔比表面积的贡献比较大，阶段孔比表面积主要集中分布在微孔、过渡孔以及10～100 μm的超大孔中。

5 结论

①新疆风城油砂主要分布于白垩系吐谷鲁组及侏罗系齐古组两套地层中，砂岩储层是油砂赋存的主要岩性段。

②新疆风城油砂储层具有中—高孔隙度，中—高渗透性的特点，含油率主要分布于3%～16%之间，平均含油率为10.5%，储层物性较好。

③新疆风城油砂孔隙类型以原生粒间孔为主，其次为剩余粒间孔，溶蚀孔。研究区存在多种类型的孔喉组合，孔喉非均质性较强，大孔粗吼、大孔细喉、小孔细喉型孔喉组合均存在。油砂的孔容主要分布于孔径10～100 μm，阶段孔比表面积主要集中分布于微孔、过渡孔以及10～100 μm超大孔中。