吉木薩爾凹陷蘆草溝組混積型頁巖油可動性實驗

郭海平，吳承美，張金風，徐田錄，肖佃師，郭雪燚

(1.中國石油 新疆油田分公司 吉慶油田作業區，新疆 吉木薩爾 831700；2.中國石油大學(華東)深層油氣重點實驗室，山東 青島 266580)

吉木薩爾凹陷蘆草溝組屬于混積型頁巖[1-3]，粉砂巖、碳酸鹽巖、白云質粉砂巖等儲集層賦存的烴類是目前該區頁巖油開發的主體[4-5](圖1)。蘆草溝組巖性復雜，孔隙結構多樣[6]；有機質成熟度低，鏡質體反射率小于1%；原油黏度大，重質和中質組分多[7-8]。頁巖油的可動性受孔喉結構、含油性、原油黏度、賦存狀態、溫壓等因素的綜合影響[9]。而含油性和原油賦存特征受孔喉結構的控制，原油重質組分以充填狀分布在較小孔隙(孔徑小于300 nm)或呈薄膜狀分布在大孔(孔徑大于300 nm)孔壁上，流動性差；中質組分主要分布在大孔中，可動性好[7-8]。因此，揭示不同巖相孔喉結構及其對頁巖油賦存和可動性的影響[10-11]，是明確頁巖油流動規律及優選甜點的關鍵。

圖1 吉木薩爾凹陷蘆草溝組頂面構造Fig.1.Top structure of the Lucaogou formation in the Jimsar sag

前人對吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲集層孔喉結構及頁巖油賦存特征開展過系統研究[6-8，12]，通過離心-核磁共振、高壓壓汞等實驗，厘清了蘆草溝組孔喉大小與頁巖油可動性的關系[8-9]。但實驗未考慮覆壓影響，且用水作為實驗流體[9]，對于評價蘆草溝組這類中性—偏親油潤濕巖石原油可動性時，誤差較大[7]。生產實踐也表明，頁巖油可動性還受地層水賦存狀態的影響[7，13]。驅替與核磁共振聯測實驗是頁巖及其他致密儲集層中原油可動性評價的常用方法[14]，可考慮溫壓條件和地層流體性質，盡量逼近地層條件下原油可動性，通過核磁共振還能揭示可動流體賦存孔徑的變化規律[11-14]。

本文利用驅替與核磁共振聯測實驗裝置，充分考慮覆壓和地層流體的影響，對吉木薩爾凹陷蘆草溝組不同巖相頁巖油開展可動性實驗，建立孔喉分布與原油可動性的關系，厘定可動孔喉界限，探討頁巖油賦存形式對原油可動性的影響，以期為研究區頁巖油藏勘探開發提供依據。

1 區域概況

吉木薩爾凹陷位于準噶爾盆地中央坳陷東部，為西斷東超的箕狀凹陷[5，15]。中二疊統蘆草溝組為陸相咸化湖盆背景下的三角洲前緣—湖相沉積[16]，整體為一套厚層泥巖夾薄層粉砂巖、白云巖及過渡巖性的組合[4，12](圖1)，巖石多為有機質、白云石、泥質、粉砂顆粒等的混積，可細分為20 余種[4]，其中，粉—細砂巖、砂屑白云巖、白云質粉砂巖等為優勢巖性[17]。蘆草溝組儲集空間以納米級孔隙為主，裂縫不發育[12，15，17]，整體具低孔特低滲的特征，原油平均黏度為92.18 mPa·s[18]。

研究區蘆草溝組包括砂屑白云巖、長石砂巖、白云質粉砂巖、泥質粉砂巖、泥晶白云巖、泥巖等。礦物成分以長石、石英及白云石為主，其中，長石含量最高，平均為47.0%；方解石和黏土礦物含量較低，平均分別為6.9%和4.7%。樣品孔隙度為4.00%～16.20%，平均為11.50%，滲透率為0.008～1.320 mD(表1)。根據礦物組成、粒度及巖性組合變化，將巖相劃分為6類：粉—細砂巖相、白云質粉砂巖相、粉砂質白云巖相、石灰質砂巖相、泥質白云巖相和泥巖相。其中，粉—細砂巖相包括粉砂巖、泥質粉砂巖、含內碎屑粉砂巖等；白云質粉砂巖相以白云質粉砂巖為主；粉砂質白云巖相包括砂屑白云巖和粉砂質白云巖；泥質白云巖相主要包括泥晶白云巖；泥巖相包括粉砂質泥巖、白云質泥巖、頁巖等。

表1 蘆草溝組混積巖儲集層樣品基本信息Table 1.Basic information of the samples from the mixed shale reservoirs in the Lucaogou formation

2 不同巖相儲集層孔喉結構特征

為揭示孔喉結構、可動性與巖相間的聯系，選取蘆草溝組13 塊巖心樣品，包括砂屑白云巖、長石砂巖、白云質粉砂巖、泥質粉砂巖、泥晶白云巖、泥巖等，進行氣測孔隙度、滲透率、鑄體薄片、掃描電鏡、高壓壓汞等實驗，以獲取物性、巖性、孔喉結構等參數(表1)。高壓壓汞和核磁共振實驗分別參考行業標準SY/T 5346—2005 和SY/T 6490—2014。

2.1 孔隙組合類型發育特征

參考文獻［12］的混積巖孔喉系統劃分方案，根據掃描電鏡及薄片觀察(圖2)，在蘆草溝組識別出5 類孔隙組合，包括粒間孔型、溶蝕孔型、晶間孔型、粒間-溶蝕-晶間孔型和溶蝕-晶間孔型。

圖2 蘆草溝組不同孔隙組合類型Fig.2.Pore combination types in the Lucaogou formation

在粒間孔型中，殘留粒間孔和粒間溶蝕孔對儲集空間貢獻最大(圖2a、圖2b)，兩者呈共存[17]，形態多為不規則多邊形，孔徑大于5.0 μm，該類型孔隙組合多發育在粉砂含量多且顆粒粗的巖石中(表1)。在溶蝕孔型中，大量粒內溶蝕孔和粒間溶蝕孔貢獻主要儲集空間(圖2c、圖2d)，殘留粒間孔零星發育，粒內溶蝕孔孔徑小于粒間溶蝕孔，多呈橢圓形，平面呈蜂窩狀，孔徑為0.5～2.0 μm，其形成與巖石粒度小、白云石和長石等易溶礦物[12]含量高有關；晶間孔型中，大量晶間孔和少量溶蝕孔貢獻主要空間(圖2e)，晶間孔形態呈不規則多邊形或狹長縫，孔徑多小于0.5 μm(圖2e)，比粒間孔小1～2 個數量級；粒間-溶蝕-晶間孔型和溶蝕-晶間孔型為多種孔隙組合的混合，常發育在紋層發育的混積巖中(圖2f、圖2g)，石灰質或泥質顆粒增多也可導致該類組合形成[12](圖2h、圖2i)。

2.2 孔喉結構特征

利用壓汞實驗表征不同類型混積巖儲集層的孔喉大小、連通性等(圖3a)。粒間孔型儲集層排驅壓力較低，其曲線形態為弱平臺形，進汞飽和度和退汞效率(平均為37.6%)均較高，即孔喉大，連通性好，發育大孔細喉型連通模式[6]；溶蝕孔型儲集層排驅壓力中等，其曲線形態為平緩直線形，退汞效率中等(平均為22.4%)，在較窄的進汞壓力區間內，進汞量快速增加，說明孔喉分選好，與溶蝕孔蜂窩狀分布和短導管狀連通模式有關[6]；晶間孔型排驅壓力高，其曲線形態為上凸形，退汞效率低(平均為15.7%)，孔喉小，連通性差；粒間-溶蝕-晶間孔型為粒間孔型、溶蝕孔型和晶間孔型的混合，具有較低排驅壓力、陡直線形態和較低退汞效率(平均為16.0%)的特征，孔喉分布范圍寬，分選較差，孔喉連通模式多樣；溶蝕-晶間孔型排驅壓力高，其曲線為緩直線形，退汞效率較低(平均為19.4%)，孔喉較小，分選和連通性稍差。

圖3 不同儲集層類型頁巖油樣品壓汞（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

不同類型儲集層孔喉大小分布不同，粒間孔型儲集層孔喉分布峰值多大于0.2 μm；溶蝕孔型儲集層孔喉分布呈對稱單峰，峰值多為60～100 nm；晶間孔型儲集層的孔喉分布多為半個單峰，峰值約為10 nm；其他2 類組合的孔喉分布范圍廣，呈多峰分布，揭示多種類型孔喉并存(圖3b)。壓汞孔喉半徑分布反映喉道及其溝通的孔隙數量，小于掃描電鏡觀察的孔徑，兩者差距可用孔喉比反映，蘆草溝組樣品孔喉比為5～50，其中晶間孔型儲集層的最大，粒間孔型次之，溶蝕孔型最小。根據不同類型儲集層的孔喉分布特征，以35 nm 和150 nm 為界限，將孔喉區間劃分為3 部分(圖3b)，分別對應晶間孔型、溶蝕孔型和粒間孔型儲集層發育區。

儲集層類型與巖相關系密切，粉—細砂巖相中粉砂顆粒多，長石含量高，粒間孔或粒間溶蝕孔發育，對應粒間孔型儲集層；隨粉砂粒度變小，可發育溶蝕孔型儲集層；石灰質砂巖相的方解石膠結物充填在粉砂顆粒間或交代長石，破壞粒間孔喉，形成粒間-溶蝕-晶間孔型和溶蝕-晶間孔型儲集層；白云質粉砂巖相中溶蝕孔隙發育，粒間孔占比減小，多發育溶蝕孔型儲集層；泥巖相和泥質白云巖相中粒間孔基本不發育，以溶蝕-晶間孔型和晶間孔型儲集層為主；砂質白云巖相儲集層類型與白云石晶體大小及分布有關，當砂屑含量高時，對應粒間孔型儲集層，當白云石和粉砂顆粒紋層狀混積時，對應粒間-溶蝕-晶間孔型儲集層。由此可見，粉砂顆粒、砂屑等粒度偏粗組分決定了儲集層類型，粉—細砂巖相、白云質粉砂巖相和砂質白云巖相孔喉最大，儲集層類型最佳。

3 頁巖油可動性特征

根據10 塊頁巖樣品的驅替實驗結果(圖4)，隨驅替壓差增大，頁巖油可動比例快速增加，驅替壓力為1.0 MPa 時，可動比例為0～30.0%，平均為8.9%；驅替壓力為2.5 MPa 時，可動比例為16.3%；驅替壓力為5.0 MPa 和10.0 MPa 時，可動比例分別增至24.0%和30.0%?？蓜颖壤黠@受滲透率控制，滲透率越高，可動比例越大(表1、圖4)。根據驅替過程中可動比例變化特征，將頁巖油可動性劃分為低壓劇增型、先快后慢型和緩慢增加型3 類，對應不同的儲集層類型和可動流體賦存特征。

圖4 頁巖油可動比例隨驅替壓力變化規律Fig.4.Variations of movable shale oil proportion with displacement pressure

3.1 低壓劇增型

在較小驅替壓力下，頁巖油可動比例急劇增大，至2.5 MPa 時，可動比例超50.0%，當驅替壓力繼續增大時，可動比例增長幅度變平緩，至10.0 MPa時，可動比例基本趨于穩定。該類樣品巖性多為砂屑白云巖和粉—細砂巖，滲透率大于0.080 mD，對應粒間孔型儲集層。從可動流體賦存空間來看，1.0 MPa 時可動流體增量最大，孔喉分布范圍較廣，為20～1 000 nm，隨著驅替壓力增大，增量逐漸降低，孔喉分布范圍變化不大，曲線形態逐漸呈多峰?？蓜佑唾x存孔喉的主峰多位于200～400 nm，粒間孔喉(大于150 nm)貢獻了60.0%以上的可動量(圖5a)。

3.2 先快后慢型

當驅替壓力增大且小于5.0 MPa時，可動增量逐漸增大，繼續增大壓力，可動增量逐漸減小。與低壓劇增型相比，該類型可動增量在5.0 MPa時達到最大，滲透率為0.018～0.080 mD，主要對應溶蝕孔型或粒間-溶蝕-晶間孔型儲集層?？蓜佑唾x存孔喉多為30～200 nm，主峰位于60～90 nm附近，隨壓力增加可動油孔徑變化不明顯，溶蝕孔喉(35～150 nm)貢獻了超70.0%的可動流體，大于150 nm孔喉貢獻量低于10.0%(圖5b)。

3.3 緩慢增加型

隨驅替壓力增大，可動比例逐漸增大，增至較高壓力時，可動比例增量降低趨勢不明顯，即增加壓力，可動油量繼續增加。該類型可動性最差，對應樣品滲透率低于0.030 mD，主要為溶蝕-晶間孔型和晶間孔型儲集層，局部發育粒間-溶蝕-晶間孔型儲集層。與前2 類相比，該類型儲集層的巖性和孔喉組合關系更復雜，賦存孔徑也有所不同。對于粒間-溶蝕-晶間孔型儲集層，可動油賦存孔喉分布呈雙峰，主峰位于10 nm 和150 nm 附近，且右峰明顯高于左峰，說明粒間孔喉起主要貢獻作用(圖5c)；對于溶蝕-晶間孔型和晶間孔型儲集層，可動油賦存孔喉呈單峰，主峰位于30～60 nm，說明溶蝕孔喉和晶間孔喉共同起貢獻作用，溶蝕孔喉貢獻量稍高(圖5d)。

巖相對頁巖油可動性具有明顯控制作用。泥巖相、泥質白云巖相和石灰質砂巖相可動性最差，頁巖油可動性為緩慢增加型，驅替壓力為2.5 MPa時，平均可動比例為6.5%、3.9%和4.5%；其次為白云質粉砂巖相，多為先快后慢型，驅替壓力為2.5 MPa 時，平均可動比例為17.3%；砂質白云巖相可動性整體較好，但受白云石大小及分布形式的影響，非均質性強，可動比例為10.7%～45.0%，平均為22.4%；粉—細砂巖相的可動性最好，多為低壓劇增型，2.5 MPa時平均可動比例為29.5%。因此，粉—細砂巖相可動性最好，其次為白云質粉砂巖相和砂質白云巖相，泥巖相、灰質砂巖相和泥質白云巖相可動性最差。

4 頁巖油可動性控制因素

4.1 孔喉大小與頁巖油可動性關系

為研究粒間孔型和溶蝕孔型樣品在2.5 MPa驅替壓力時及不同孔喉半徑下可動率分布，首先統計大孔到小孔計算累計可動油量和累計總含油量，再統計單個孔喉區間內可動油量和總含油量，兩者比值為該孔喉區間內頁巖油可動率。頁巖油可動率隨孔喉半徑增大呈規律變化(圖6)，孔喉半徑小于20 nm 時，可動率為0；孔喉半徑為20～60 nm 時，可動效率快速增加至穩定；孔喉半徑為60～150 nm 時，可動率基本保持穩定或緩慢增大；孔喉半徑大于150 nm 時，可動率快速增加?？蓜勇孰S孔喉變化規律受孔喉類型的影響，孔喉半徑為20～60 nm 時，隨孔喉變大，孔喉連通性快速改善，孔喉類型以晶間孔喉為主過渡為以溶蝕孔喉為主，因孔喉增大對連通性改善有限，所以可動效率呈先快速增大，后緩慢至穩定；孔喉半徑為60～150 nm時仍以溶蝕孔喉為主，孔喉增大時，原油可動率緩慢增大；孔喉半徑為150 nm 時，逐漸過渡為粒間孔喉，隨孔喉增大，連通性明顯變好，可動率快速增加。綜上所述，孔喉類型控制頁巖油可動率，粒間孔型頁巖中原油的可動率最大，溶蝕孔型次之，晶間孔型最小，頁巖油可動孔喉下限為20 nm。

圖6 不同孔喉半徑2.5 MPa驅替壓力下可動效率分布Fig.6.Distribution curves of movable efficiency at the displacement pressure of 2.5 MPa under different pore-throat radii

4.2 頁巖油賦存特征與可動性關系

蘆草溝組原油重質組分多，實際產出原油以中質組分為主[2]，重質組分在加熱條件下由吸附態變為游離態才有可能被采出[7]。因此，頁巖油賦存特征也是可動性的影響因素之一。前人利用激光共聚焦、CT 掃描等手段，根據密閉取心樣品觀察不同原油組分賦存特征[19-20]，重質組分通常分布在大孔孔壁或小孔中，而中質組分的賦存孔徑通常大于300 nm[7]。以孔喉比7.5計算，則等效孔喉半徑為20 nm，表明孔喉小于20 nm的儲集空間中以重質組分為主，可動性極差，這與之前得出的可動孔喉下限認識基本一致。

巖相影響頁巖油儲集層品質及源儲組合[4]，控制著頁巖油賦存特征。粉—細砂巖相通常屬于鄰源厚儲型，主要依靠相鄰烴源巖供烴[21]，運移距離較長，儲集層內中—輕質組分多，且有機質及白云石含量低，親油性弱[7]，吸附烴比例少，原油可動性好，比如上甜點2號層(層)，產出原油密度最小(0.884 6 g/cm3)，50 ℃下平均黏度為54.00 mPa·s；相比于粉—細砂巖相，石灰質砂巖相的物性較差[12]，原油充注難度大，含油豐度低，可動性較差；白云質粉砂巖相屬于源儲互層型，以鄰源供烴為主，自身生烴為輔[21]，運移距離短，由于總有機碳含量和白云石含量較高，親油性強[7]，在白云石晶間孔或大孔孔壁上吸附的重質組分偏多，含油豐度高，可動性好，產能高，原油黏度稍大于粉—細砂巖相，如下甜點2和3號層層和層)，產出原油平均密度為0.902 6 g/cm3，50 ℃下原油平均黏度為153.06 mPa·s；泥質白云巖相和泥巖相屬于源儲一體型[21]，自身生烴為主，大量輕質組分被排出充注到相鄰儲集層中，重質組分滯留成藏，該類巖相重質組分最多，吸附烴占比高，基本很難有產能。因此，依據頁巖油賦存特征、含油性及產能分析，粉—細砂巖相和白云質粉砂巖相頁巖油的可動性最好，是最有利開發的巖相類型。

4.3 可動性定量評價及效果分析

通過上述分析，頁巖油可動性受孔隙結構和頁巖油賦存形式的共同控制。根據本文實驗結果，建立頁巖油可動性定量評價模型，可動比例與樣品孔喉半徑間關系可用下式來表達：

式中Pmo——可動油占比，%；

可動量用可動油孔隙度表示，為可動率、孔隙度和含油飽和度的乘積，其中，有效孔隙度、含油飽和度等可利用核磁共振測井獲得[22]，孔喉大小可利用壓汞標定核磁共振測井獲得[23-25]。

根據試油結果統計(圖7)，無產能層段平均孔喉半徑多小于20 nm；米產能為0～0.50 t/d的層段孔喉半徑多為20～60 nm；米產能大于0.50 t/d 的層段平均孔喉半徑多大于60 nm。從單層試油產能來看，孔喉大小控制頁巖油的可動性。如J10035井上甜點層試油層段4.5 m，巖性為粉—細砂巖，孔喉半徑為8～65 nm，平均為45 nm，試油米產能為1.38 t/d，效果較差；層試油層段6.0 m，巖性為白云質粉砂巖，平均孔喉半徑為159 nm，試油米產能為4.33 t/d。J10025 井下甜點層試油層段6.0 m，巖性為粉—細砂巖和白云質粉砂巖，平均孔喉半徑為68 nm，試油米產能為3.44 t/d。

圖7 不同產能試油層段內孔喉分布直方圖Fig.7.Histogram of pore-throat distribution in the tested intervals with different productivities

5 結論與認識

(1)根據孔隙組合類型，將吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油儲集層劃分為5 類。其中，粒間孔型、溶蝕孔型、粒間-溶蝕-晶間孔型儲集層物性最好，分別主要發育在粉—細砂巖相、白云質粉砂巖相和砂質白云巖相中；泥質白云巖相、石灰質砂巖相和泥巖相發育溶蝕-晶間孔型和晶間孔型儲集層，物性較差。

(2)頁巖油可動比例變化有低壓劇增型、先快后慢型和緩慢增加型3 種類型，分別對應粒間孔型、溶蝕孔型和其他類型儲集層，頁巖油可動性依次變差，可動流體賦存孔徑變小?？缀泶笮搸r油可動性控制明顯，可動孔喉下限為20 nm，可動性明顯改善孔喉界限為60 nm 和150 nm，試油產能與之具有良好對應關系。

(3)孔喉結構和頁巖油賦存特征共同影響頁巖油產出，粉—細砂巖相孔喉最大、重質組分少，可動性最好；白云質粉砂巖相孔喉大，重質組分稍多，含油豐度高，可動性也較好；泥巖相或泥質白云巖相孔喉小、重質組分多，可動性最差。粉—細砂巖相和白云質粉砂巖相是吉木薩爾凹陷蘆草溝組最有利的巖相類型。