松辽盆地页岩油藏可动油特征研究

黄千慧, 李海波, 邢济麟, 杨正明, 薛伟 , 姚兰兰, 杜猛, 孟焕

(1.中国科学院大学工程科学学院, 北京 100049; 2.中国科学院渗流流体力学研究所, 廊坊 065007; 3.中国石油勘探开发研究院, 北京 100083; 4.中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司勘探开发研究院, 松原 138000)

页岩油成为全球非常规石油勘探开发的重要领域[1-3]。松辽盆地是中国东北地区一个具断坳双重结构的最大的中新生代陆相含油气盆地,页岩油气资源量极多,潜力巨大,但油藏物性差、非均质性强,以细喉和特细喉储层为主,基质致密,油井见效差[4-10]。可动用性评价是致密页岩油研究的热点,可动流体作为油藏潜力评价的重要指标[11-12],一定程度上表征了储层开发难易及开发潜力的大小,众多学者进行了相关研究,但多数研究以低渗致密油藏为主,且多数只给出油藏可动流体总量及其影响因素。文献[13-15]对鄂尔多斯致密油进行了不同孔径喉道可动流体分析。王香增等[16]利用T2截止值法获取长7致密油不同渗透率级别样品的可动流体百分数。王继超等[17]按不同孔隙特征将长7段页岩分为三类,并分别计算其可动流体含量。中外众多学者开展了页岩油赋存类型、赋存状态及可动油研究,但多以地化评价分析方法为主。Pang等[18]采用热解法标定了渤海湾盆地页岩油藏的可动油总量。李进步等[19]建立合干酪根吸附-溶胀和黏土孔吸附的页岩吸附油量评价模型,评价地层温度条件下松辽盆地页岩油藏的储量。皇甫玉慧等[20]采用分布抽提法揭示了游离油吸附油含量及赋存特征。Shen等[21]利用二维核磁共振技术评价了不同岩样的赋存特征。文献[22-24]采用分子动力学模拟、二氧化碳超临界驱替和超临界萃取等实验方法研究了物性、孔隙结构等对油藏可动用性的影响,认为储集层物性差异、孔隙结构特征是控制油藏可动性的关键因素。从开发的角度,对页岩油藏可动油的微观定量评价研究极少。鉴于此,基于松辽盆地页岩储层岩样,结合气驱油高速离心和核磁共振技术,建立页岩油藏岩心不同喉道控制的可动油定量评价方法,对岩心不同喉道控制的可动油比例进行定量分析,对比两个典型区块岩心实验结果,揭示目标油藏可动油特征;结合高压压汞和扫描电镜实验,从孔隙结构角度对目标油藏可动油分布差异进行分析,明确目标油藏开发甜点可动油特征,为松辽盆地页岩油储层评价和有效开发提供支撑。

1 实验设计

1.1 实验样品资料

选取松辽盆地页岩油藏19块岩样,进行高速离心实验和核磁共振实验,19块岩心气测渗透率为0.000 048～0.007 6 mD,平均0.001 0 mD,气测孔隙度为1.33%～12.22%,平均4.20%,图1为实验样品。可动油评价实验19块岩心的岩心资料如表1所示。可动油评价实验所用油为煤油,室温下,煤油密度为0.80 g/cm3,表面张力为25.98 mN/m。实验所用气体介质为高纯氮气。

表1 主要可动油实验19块岩心的岩心资料

图1 实验样品Fig.1 Experimental sample drawing

1.2 实验方法和步骤

高速离心和核磁共振实验步骤和方法:

岩心高速离心在PC-18高速岩心离心系统上完成,检测方法除参照《岩石毛管压力曲线的测定》(GB/T 29171—2012)要求外,还充分考虑了本项实验岩心的岩石特性。具体检测步骤为:①岩心标号;②抽真空并加压饱和煤油,对每块岩心进行饱和油状态核磁共振T2谱检测;③对每块岩心均分别进行5.52×104、1.03×105、5.38×105、1.06×106、2.61×106Pa离心力下的气驱油离心实验,每个离心力离心后都进行称重并测核磁共振T2谱;④对比岩心饱和油状态核磁共振T2谱和不同离心力离心后T2谱,根据离心力与喉道半径的对应关系,计算出不同大小喉道控制的可动油比例;⑤岩心洗油、烘干;⑥气测孔隙度、气测渗透率。

离心力大小与岩心喉道半径大小的对应关系[25]如表2所示。

表2 离心力大小与喉道半径对应关系

2 松辽盆地页岩油藏可动油特征

利用高速离心技术,对目标储层19块岩心开展核磁共振及气油离心实验。实验设备如图2所示。通过将岩心饱和油与离心力离心后T2谱的变化进行分析,计算获得岩心每个状态油的含量,离心离出的油即为该离心力下对应的可动油。高速离心实验中一定的离心力对应一定的岩心孔喉半径,5.52×104Pa离心力对应的喉道半径为1 μm,该离心力下离心出的油为1 μm以上喉道半径控制的可动油,1.03×105Pa离心力离心出的油为0.5 μm以上喉道半径控制的可动油,依次类推,则可分别计算出喉道半径为1、0.5、0.1、0.05、0.02 μm控制的可动油,从而计算得到岩心不同喉道区间内可动油的比例。

图2 实验设备Fig.2 Experimental equipment drawing

图3给出4块不同渗透率岩心饱和油和不同离心力离心后T2谱,表明随着岩心渗透率降低,T2谱右峰比例减少,可动油变少。

图3 4块不同渗透率岩心饱和油和不同离心力离心后T2谱Fig.3 Example T2 spectra of saturated oil and centrifugal force from four cores with different permeability

图4给出2块不同渗透率岩心含油饱和度随离心力变化曲线,对比不同离心力离心后岩心内含油饱和度的变化,计算出不同大小喉道控制的可动油比例。2块不同喉道区间控制的可动油比较如图5所示。19块岩心核磁离心实验获得的可动油结果如表3所示。

表3 19块岩心的可动油实验结果

图4 2块岩心不同渗透率岩心含油饱和度随离心力变化曲线Fig.4 Variation curve of oil saturation of two cores with different permeability and centrifugal force

图5 2块岩心不同喉道区间控制的可动油比较Fig.5 Comparison of movable oil in different throat sections of two core

图6、图7分别给出19块岩心可动油百分数和渗透率对比、可动油百分数和孔隙度对比。可以看出,岩心可动油百分数界于10.85%～27.46%,平均16.65%;可动油孔隙度分布范围较宽,界于0.14%～1.82%,平均0.70%;可动油高于20%的层位为地质甜点,松辽盆地页岩油藏可动油百分数与岩心渗透率、孔隙度等相关性较差。

图6 19块岩心可动油百分数和渗透率对比Fig.6 Comparison of movable oil percentage and permeability in 19 cores

图7 19块岩心可动油百分数和孔隙度对比Fig.7 Comparison of movable oil percentage and porosity in 19 cores

图8给出区块一12个岩心可动油与气测渗透率比较,岩心可动油百分数界于12.02%～27.46%,平均17.88%。岩心中均有一定量微米喉/缝发育,其控制的可动油界于6.10%～14.25%,均9.34%;微米喉/缝控制可动油百分数接近10%的岩心占比50%;0.10～1.0 μm控制可动油百分数比例较低,平均4.05%;小于0.1 μm控制可动油百分数比例为4.49%。渗透率在0.000 1～0.001 mD岩心的微米控制可动油百分数比例平均8.97%,0.10～1.0 μm控制可动油百分数比例平均4.84%,小于0.1 μm控制可动油百分数比例为4.14%;渗透率在0.001～0.01 mD岩心的微米级控制可动油百分数比例平均9.85%,0.10～1.0 μm的可动油比例平均2.95%,小于0.1 μm可动油比例4.99%。

图8 松辽盆地页岩油藏区块一12个岩心可动油与 气测渗透率比较Fig.8 Comparison of 12 core movable oil and gas permeability measurement in shale reservoir block of Songliao Basin

图9给出松辽盆地页岩油藏区块二7个岩心可动油与气测渗透率比较,岩心可动油百分数界于10.85%～21.14%,平均14.56%;微米喉/缝发育控制的可动油界于4.67%～8.35%,均5.7%;0.10～1.0 μm控制可动油百分数比例较低,平均3.22%;小于0.1 μm控制可动油百分数比例为5.64%。

图9 松辽盆地页岩油藏区块二7个岩心可动油与 气测渗透率比较Fig.9 Comparison of 7 core movable oil and gas permeability measurement in shale reservoir block II in Songliao Basin

总体而言,两区块岩心中半径大于1.0 μm的喉道均控制一定比例的可动油,控制可动油的喉道尺寸越大,油越容易流动,此类可动油所占比例越大,储层越容易开发,大于1.0 μm喉道控制可动油的比例可作为评价开发甜点的重要指标。两区块岩心小于0.1 μm控制的可动油比例较多,此类可动油虽然在一定条件下可以采出,但需要较大的驱替压力,因此较难开发。两区块喉道半径为0.1～1.0 μm控制的可动油比例相对较少。区块一中大于1.0 μm的喉道控制的可动油比区块二更高,区块二则是小于0.1 μm的喉道控制的可动油比例较高,且从整体上区块一的可动油百分数总量也略高于区块二,因此在相同的开发条件下,区块一页岩油开采难度低。

3 目标页岩油藏孔隙结构特征及对可动油分析

3.1 目标油藏高压压汞喉道分布特征及对可动油影响

选取5个代表性岩心,进行高压压汞实验测试工作[26]。高压压汞实验给出每块岩样的进汞退汞曲线,给出喉道半径分布、孔隙半径分布等重要的微观孔隙结构特征参数。

实验在Poremaster 60型全自动压汞仪上完成,最大进汞压力达到350 MPa,对应喉道半径为2 nm。实验结果如表4所示。

表4 5块岩心高压压汞实验结果

图10给出5块岩心压汞曲线汇总,可以看出,低压段有一定比例,部分储层发育大裂缝隙、间裂缝等微裂缝和大喉道,非均质性强。因此在可动油实验中,较小的离心力能驱出一定比例的原油,即较大孔喉半径控制一定比例可动油。

图10 5块岩心压汞曲线汇总Fig.10 Summary of mercury injection curves of 5 cores

图11给出5块岩心孔喉分布图。可以看出:目标页岩油储层有一定比例较大喉道,但基质喉道总体非常小,主要喉道分布在5～30 nm,从可动油微观分布而言,储层均有一定比例可动油被较大喉道控制,小于0.1 μm控制的可动油比例较多,储层喉道分布和可动油分布有很好的一致性,喉道分布特征决定了可动油的分布特征。

图11 5块岩心孔喉分布图Fig.11 Pore phenological distribution of 5 cores

图12给出5块岩心孔喉半径均值汇总。5块岩心孔喉半径均值最高为53 nm,最低为19 nm,平均32 nm。目标页岩油储层基质孔喉半径均值较小,岩心基质致密,喉道小,因此在可动油实验中,岩心整体可动油比例低。

图12 5块岩心孔喉半径均值汇总Fig.12 Summary of average throat radius of 5 cores

图13给出5块岩心渗透率与排驱压力关系,整体上排驱压力与渗透率相关性差,且排驱压力较低,说明部分储层发育裂缝隙、间裂缝等微裂缝,因此离心力较小时能驱出一定比例石油。

图13 5块岩心渗透率与排驱压力关系Fig.13 Relationship between permeability and displacement pressure of five cores

3.2 扫描电镜分析

扫描电镜(scanning electron microscope, SEM)能综合分析岩石微观形态与微观成分,利用具有一定能量的电子束轰击固体样品,使电子和样品相互作用,产生一系列有用信息,再借助特制的探测器分别进行收集、处理并成像,可以直观地认识样品的超微形貌、结构以至元素成分。

图14给出2块岩样孔隙发育扫描电镜,可以看出,岩样1大量发育纳米级微孔隙,包括钠长石粒内孔隙、伊利石晶间孔隙、钠长石和石英粒间粒内微孔隙等类型,但孔隙之间多为孤立状,油赋存于这类孔隙内,为不可动油或很小喉道控制的可动油,需要克服很大的压力或通过人工改造的方式连通后才能流动。岩样2储层少量发育微米级孔隙,但多呈孤立状,主要为钾长石、钠长石、石英、黄铁矿、石英、云母和伊利石等矿物内溶蚀孔,油赋存的此类孔隙尺寸虽然较大,但是呈孤立状,不连通,因此也很难流动。

Ab为钠长石;Or为钾长石;Q为石英;Pr为黄铁矿

图15给出2块岩样微裂缝发育扫描电镜,可以看出,微裂缝情况,储层发育裂缝隙、间裂缝等微裂缝,多为钠长石裂缝隙、方解石晶间裂缝、长石裂缝隙等,部分被黄铁矿和伊利石充填。对于此类储层,微裂缝即为油的赋存空间,也是有效的渗流通道,油在这里微裂缝中相对容易流动。

I为伊利石;Pr为黄铁矿;Fs为长石

4 结论

(1)通过将岩心饱和油与离心力离心后油的变化进行定量分析,定量得到岩心不同喉道区间内可动油的比例,建立了储层可动油定量评价方法,揭示了目标页岩油藏可动油特征。

(2)区块一岩心可动油百分数平均17.88%,微米喉/缝控制的可动油为9.34%;微米喉/缝控制可动油百分数接近10%的岩心占比50%;0.10～1.0 μm控制的可动油比例较低,平均4.05%;小于0.1 μm控制的可动油比例为4.49%。区块二岩心可动油百分数平均14.56%;微米喉/缝发育控制的可动油比例为5.7%;0.10～1.0 μm控制的可动油比例较低,平均3.22%;小于0.1 μm控制的可动油比例为5.64%。两区块岩心中半径大于1.0 μm的喉道均控制一定比例的可动油,控制可动油的喉道尺寸越大,油越容易流动,此类可动油所占比例越大,储层越容易开发,大于1.0 μm喉道控制可动油的比例可作为评价开发甜点的重要指标。

(3)高压压汞表明目标页岩油储层有一定比例较大喉道发育,但基质喉道总体非常小,主要喉道分布在5～30 nm,6块岩心平均喉道半径为30 nm,储层喉道分布和可动油分布有很好的一致性,喉道分布特征决定了可动油的分布特征。扫描电镜结果表明,目标页岩油藏基质致密、喉道小,多数孔隙呈孤立状,部分储层发育裂缝隙、间裂缝等微裂缝,非均质性强;储层发育一定比例微裂缝,因此离心力较小时能驱出一定量的原油,但储层基质整体致密,喉道小,导致其总可动油比例较低。