鄂尔多斯盆地长7段页岩油优质储层特征分析

王晓雯1 关平1,† 梁晓伟2,3 丁晓楠1 尤源2,3 张驰1 冯胜斌2,3 张济华1

1.北京大学造山带与地壳演化教育部重点实验室, 北京大学地球与空间科学学院, 北京 100871; 2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院, 西安 710018; 3.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室, 西安 710018; †通信作者, E-mail: pguanl@pku.edu.cn

摘要以 YJ1 井为研究对象, 采用扫描电子显微镜和高压压汞技术, 对鄂尔多斯盆地长 7 段页岩油储集空间进行定性和定量表征; 通过核磁共振技术研究储层可动流体, 详细地探讨影响储层质量差异的主控因素。结果表明, 鄂尔多斯盆地长 7 段页岩油优质储层的岩性主要为细粒‒极细粒岩屑砂岩, 沉积微相主要为砂质碎屑流沉积; 储集空间包括原生粒间孔隙和次生溶蚀孔隙, 粒间孔占比多于溶蚀孔。根据孔隙结构特征, 将储层划分为 3 类, 其中Ⅰ类储层为研究区内最优质储层。研究区储层流体的可动性主要受孔隙结构的影响, 可动流体主要分布在大孔隙内, 有效的孔隙体积是流体可动性的制约因素。研究区内砂质碎屑流成因的砂体是形成优质储层的必要条件, 岩石中骨架颗粒与胶结物的比例是导致储层物性变化的原因, 当骨架颗粒增加而胶结物含量降低时, 易形成优质储层。

从晚三叠世开始, 鄂尔多斯盆地逐渐转化为内陆湖泊沉积环境, 上三叠统延长组沉积一套河流‒三角洲‒湖泊相碎屑岩, 展现一个完整的水进、水退旋回[1]。延长组自下而上划分为10个油层组, 长7 油层组沉积于湖盆发育的鼎盛阶段, 当时湖盆的范围最大, 沉积一套半深湖‒深湖相的暗色泥岩和油页岩, 历来被认为是长庆油田的优质烃源岩之一[2‒7]。随着非常规油气资源勘探工作的深入, 近年来长 7 段又成为寻找页岩油的重点层位。

2011 年以来, 长庆油田开展页岩油水平井体积压裂攻关试验并取得成功, 极大地推动了盆地页岩油勘探和开发进程。目前, X233 页岩油试验区2011—2012 年投产的水平井累计产量丰富, 取得较好的试验效果。但是, 页岩油开发试验生产动态特征表明水平井单井产量递减较大, 采收率较低, 预计最终采收率不乐观。为此, 长庆油田在 X233 页岩油试验区实施一口检查井(YJ1 井), 以期为深入研究页岩油储层特征及其开发效果奠定物质基础, 并为水平井体积压裂效果提供重要和丰富的研究样本。YJ1 井位于盆地中部的伊陕斜坡, 区域构造为西倾平缓单斜(图1)[8]。

尽管对鄂尔多斯盆地长 7 段页岩油已展开多方面的研究, 但对其优势储层的岩性究竟是砂岩还是页岩一直存在争论, 原因是用不同的鉴定方法可能得出不一致的结果。例如, 薄片鉴定法不能定量地进行粒度统计和碎屑种类统计, 给出的岩性会有误差; X 射线衍射(XRD)技术可以对岩石的矿物组成进行半定量分析, 但不能确定岩石的粒度, 也不能对岩屑进行定量分析。精确地进行岩性鉴定需要综合利用多种手段。

岩性是储层的物质基础, 必须在精确鉴定的基础上, 才能深入研究其对储层储集性能的影响, 判断页岩油优势储层的主控因素。本文通过对岩芯的精细描述, 划分岩性组合, 对储层进行系统的评价, 以期为深入认识陇东地区页岩油优势储层的特征及其主控因素提供依据。

1 岩石学特征

通过观察岩芯, 可以获得岩石的岩性、颜色、结构以及沉积构造等方面的信息。结合沉积序列, 还可以进行沉积相研究。本研究涉及的长7油层组沉积物粒度普遍较细, 最粗只到细砂级别, 主要为泥岩、粉砂岩、极细砂岩和细砂岩, 以深灰色和灰黑色为主[4]。

首先通过肉眼观察和偏光显微镜对岩石样品进行初步定名, 然后通过图像粒度分析得到不同粒度级别的占比, 对岩石定名进行校正。校正结果包括两种类型: 重新定义岩性(类型 I)和进一步细化岩性(类型 II)。表 1 给出岩石图像粒度分析结果, 表 2列举根据表 1 数据进行校正岩石定名的两类典型实例。

随着页岩油储层研究的深入, 越来越多的研究者聚焦于利用精细的矿物学分析来确定页岩的岩石类型和性质[9‒10]。本文利用 X 射线衍射分析结果获得岩石的物相, 在此基础上, 利用 XRD 谱线的峰值, 对页岩中矿物含量进行半定量的测算, 结果见表 3。可以看出, 颗粒越粗的样品, 骨架颗粒(石英和长石)含量越高; 颗粒越细的样品, 泥质杂基(黏土矿物)含量越高。

QEMSCAN 是一种扫描电子显微镜与 X 射线能谱分析相结合的技术, 可以快速地自动识别矿物和定量地鉴定矿物[11]。为了更好更精确地定量描述岩石类型, 我们运用 QEMSCAN 技术对矿物进行定量分析, 结果见表 3。可以看出, 不同粒度的岩石, 矿物含量也不同, 粒度越粗的岩石, 骨架颗粒(石英和长石)含量越高, 反之, 泥质杂基(黏土矿物)含量越高, 与 XRD 的测试结果十分相似。图 2 显示, QEMSCAN 与 XRD 实验结果的相关拟合程度很高, 验证了矿物含量测试数据的准确性。

根据岩石薄片鉴定、图像粒度分析、XRD 和QEMSCAN 等测试鉴定结果, 参照石油天然气行业标准(SY∕T 5368—2016), 我们将研究区长 7 段的主要岩石类型划分为 4 种(表 4, 图 3): 细砂岩, 粒径介于 0.125～0.25mm 之间; 极细砂岩, 粒径介于 0.0625～ 0.125mm 之间; 粉砂岩, 粒径介于 0.0156～0.0625 mm之间; 泥页岩, 粒径小于 0.0156 mm。

2 沉积相分析

页岩的粒度细, 岩性单调, 变化小, 其岩性和沉积长期以来相未受到学术界的重视。自 1996 年Shanmugam[12]发现深水区发育砂质碎屑流以来, 深水重力流沉积成为沉积学界和石油地质学界的研究热点[13‒21]。

本文在前人研究的基础上, 通过对 YJ1 井长 7油层组钻井的岩芯观察及野外剖面观测, 并结合毫米 CT 扫描结果, 识别出深湖沉积、砂质碎屑流沉积、泥质碎屑流沉积、滑塌沉积和火山碎屑沉积 5种沉积微相(图 4)。

1)深湖沉积: 研究区深湖沉积的岩性以黑色和深灰色泥岩以及页岩为主, 发育水平层理, 含大量生物化石碎片, 反映其沉积环境较为平静, 可见泄水构造和瘤状构造等构造现象[12‒21]。

2)砂质碎屑流沉积: 在研究区广泛发育, 是非常重要的储层, 主要位于延长组长 72 段, 岩性以细砂岩和粉砂岩为主, 发育块状层理, 无分选性和定向性, 局部可见泥砾和泥岩撕裂屑, 常见薄砂、泥层互层现象[16‒17,21]。

3)泥质碎屑流沉积: 主要位于研究区延长组长71 段和长 73 段, 岩性以泥岩和粉砂岩为主, 发育水平层理、块状层理和斜层理, 可见泥砾、碳屑和不规则的粉砂岩团块, 局部发育黄铁矿结核[16‒17,21]。

4)滑塌沉积: 岩性复杂, 主要为粉砂岩和粉砂质泥岩, 滑塌构造是其主要的识别标志, 常见扭曲层理、包卷层理及撕裂状泥砾, 富含碳屑[16‒17,21]。

5)火山碎屑沉积: 岩性以黑色和灰褐色凝灰岩以及凝灰质粉砂岩为主, 明显的凝灰结构是其主要识别标志, 局部发育水平层理, 常见玻屑、晶屑或岩屑凝灰岩[16‒17,21]。

3 相对优质储层的特征

按照常规油气资源的标准, 页岩油储层属于差储层, 甚至属于非储层。从页岩油储层中找出物性相对好的储层, 并研究其特征, 可以为开发页岩油资源奠定基础。物性相对好的页岩油储层又称“相对优质储层”或“甜点”, 指普遍具低孔隙度和低渗透率特征储层中的相对优者[22‒23]。我们通过对 YJ1井岩芯的详细观察, 发现含油储层的岩性都是细粒‒极细粒砂岩, 而粉砂岩和泥页岩的含油性都很差, 没有成为储层, 这一结果与石油地质理论和勘探实践经验相吻合。因此, 本文重点分析细粒‒极细粒砂岩的孔隙结构。

3.1 孔隙结构的定性表征

储集空间特征是油气储层评价的重要指标, 页岩油储层的储集空间具有孔径小、渗透率低和类型多样等特点, 因此有关页岩油储层微观孔隙结构的研究对了解其储集性能非常重要[24‒28]。

储层孔隙结构的定性表征技术主要包括光学显微镜和扫描电子显微镜。光学显微镜技术通过对铸体薄片的观察, 分析储层的孔隙结构特征, 分辨率较低, 适用于中孔和大孔。扫描电子显微镜技术可以直接观察物体的表面结构, 结合元素能谱分析技术, 还可以分析矿物成分, 是研究非常规致密储层孔隙结构的主要手段之一。我们通过光学显微镜观察到, 研究区长 7 段页岩油储层中孔隙类型包含原生孔隙和次生孔隙, 以残余粒间孔(图 5(a)和(b))和次生溶蚀孔(图 5(c)和(d))为主, 孔隙间联通性较差。扫描电子显微镜分析结果与光学显微镜观察一致, 原生孔隙主要为原生粒间孔(图 6(a)～(h)), 孔隙直径介于 0.8～35μm 之间; 次生孔隙主要为次生溶蚀孔(图 6(i)～(l)), 孔隙直径介于 50～80μm 之间。粒间孔和溶蚀孔是目标储层的主要储集空间。

3.2 孔隙结构的定量表征及分类

为了直观地理解孔隙的形成和成因, 我们利用扫描电子显微镜观察研究区页岩油储层样品各类孔隙的形貌。同时, 为了进一步了解孔隙的分布与油气运动规律, 通过高压压汞实验定量地描述孔隙的结构。

目前, 压汞实验是定量地获取非常规油气储层孔隙结构特征的重要手段, 可以揭示样品孔隙类型和特征的相关参数[29‒30]。通过高压压汞实验获得的孔隙分布曲线的形态可以表征孔隙的大小以及孔隙与喉道的分选性。在用高压压汞测得的孔喉半径‒孔喉体积比直方图中, 峰位表征孔隙的大小, 峰位越大, 表明主体孔隙越大; 峰值则表征孔隙与喉道大小的分散程度, 峰值越高, 表明孔隙与喉道大小的分布越集中。峰态是孔喉半径‒孔喉体积比直方图中包络线形态偏粗还是偏细的量度, 用来表示孔隙与喉道大小的分布情况[31]。

高压压汞技术不仅可以用于定量地表征储层的孔隙结构, 还可以据其实验结果对储层的孔隙结构进行分类。我们根据孔喉半径‒孔喉体积比直方图中的峰位、峰值和峰态等数据, 将研究区 9 个样品代表的储层孔隙分为 3 个类型。

Ⅰ类孔隙(图 7(a)): 孔喉平均半径最大, 介于0.027～0.357μm 之间, 其分布形态为单峰式, 主峰半径集中在 0.17μm 左右, 最大峰值约占全部被测孔隙的 25%, 峰态为粗偏。这些样品的物性较好, 渗透率平均值为 0.75×10−3μm2, 孔隙度平均值为10.55%。

Ⅱ类孔隙(图 7(b)): 孔喉平均半径居中, 介于0.004～0.357μm 之间, 其分布形态为双峰式, 其中大孔为主峰, 孔喉半径集中在 0.089μm 左右, 峰值约占全部被测孔隙的 15%, 峰态也属粗偏; 小孔的孔喉半径集中在 0.012μm 左右。这些样品的物性属于中等, 渗透率平均值为 0.04×10−3μm2, 孔隙度平均值为 6.77%。

Ⅲ类孔隙(图 7(c)): 孔喉平均半径最小, 介于0.004～0.089μm 之间, 其分布形态为双峰式, 其中小孔为主峰, 孔喉半径集中在 0.009μm 左右, 峰值约占全部被测孔隙的 10%, 峰态为细偏, 分选性较差; 大孔的孔喉半径集中在 0.04μm 左右。这些样品的物性较差, 渗透率平均值为 0.16×10−3μm2, 孔隙度平均值为 2.40%。

由此可见, 从 I 类孔隙至 III 类孔隙, 孔喉半径逐步减小。将上述主力孔喉半径数据与扫描电子显微镜图像显示不同类型孔隙的半径数据进行对比, 可知研究区储层的主要孔隙类型为原生粒间孔隙。另外, 在孔喉半径‒孔喉体积比直方图(图 7(a)～(c))的右侧, 可以见到半径非常大(约为 53μm)的孔喉, 通过与扫描电子显微镜图像显示的孔喉尺寸对比, 发现这些大孔为次生溶蚀孔隙, 但占比少于原生粒间孔隙。

高压压汞实验测得的孔隙结构参数及物性特征参数(表 5)显示, Ⅰ类储层的孔渗特性最好, Ⅱ类储层中等, Ⅲ类储层最差。

3.3 储层孔隙结构对流体可动性的影响

流体在多孔介质中的流动主要受孔隙结构特征的影响。利用核磁共振技术表征储层孔隙大小和可动流体的饱和度, 可以反映储层流体动用的难易程度, 从而反映油田开发的难易程度[32‒33]。

我们选取长 7 段页岩油储层 3 个具代表性的样品开展核磁共振可动流体分析, 结果如图 8 所示。对样品进行高速离心分离后, 长弛豫的部分被分离出来, 短弛豫的部分几乎没有改变, 说明滞留在岩样内部的流体是因毛管力作用被束缚在孔隙中。求取两次长弛豫部分的差值, 得到可动流体饱和度值。从图 8 可以看出, 长 7 段页岩油储层样品 4-51 (埋藏深度为 2022.97m)的可动流体饱和度相对较高, 可达 40%左右; 另外两个样品只有 20%左右, 流体可动性较低。3 个样品的可动流体饱和度与孔隙度之间具有正相关的趋势。

虽然样品 4-51 和 10-92 的岩性相同(均为岩屑细砂岩), 但气测孔隙度(分别为 10.2%和 1.9%)和可动流体饱和度(分别为 40.8%和 19.5%)相差较大。从可动流体分布谱(图 9)可以看出, 在不同的喉道半径区间, 样品的可动流体饱和度不同。样品 4-51 的最大可动流体饱和度在半径大于 0.5μm 的喉道中出现, 并且饱和度值较高, 达到 13.8%; 样品 10-92 的最大可动流体饱和度则在半径为 0.05～0.1μm 的喉道中出现, 但饱和度值较低, 只有 6.1%。由此可见, 可动流体主要分布在大孔隙内, 表明孔隙结构是影响流体可动性的重要因素。

从孔隙结构的角度比较可动流体饱和度相差较大的 4-51 和 10-92 两个样品, 发现不同孔隙喉道半径区间的可动流体饱和度不同(图 10)。样品 4-51随着孔喉半径增加, 可动流体饱和度也增加。10-92样品的总体可动流体饱和度较低, 动用能力差, 与较小孔喉部分相比, 其较大孔喉部分的可动流体饱和度没有明显增加, 甚至更小, 说明从整体上看, 其可动性流体比较少。

基于核磁测井解释数据, 绘制可动流体体积与有效孔隙体积关系的散点图(图 11)。可以看出, 二者具有较好的正相关关系, 说明有效孔隙体积是制约流体可动性的一个重要因素。

3.4 相对优质储层的主控因素

从前面的讨论可知, 根据孔隙结构来划分储层, 可以较好地刻画储层的性质和流体的可动性, 是评价相对优质储层的有效方案。

从表 6 可以看出, 3 类储层的岩性和沉积相差别不大。在岩性方面, 大多数是细粒‒极细粒岩屑砂岩; 在沉积相方面, I 类和 II 类储层均为砂质碎屑流沉积, III 类储层为滑塌沉积和深湖沉积。可见, 研究区内砂质碎屑流成因的砂体储层物性最好。I 类储层的物性优于 II 类储层, 并且砂质占比高于 II 类储层, 说明砂质碎屑流沉积不都是相对优质储层, 岩性和沉积相不是影响储层质量的主要因素。

X 射线衍射分析结果表明, 从 III 类储层到 I 类储层, 随着石英和长石含量增加, 黏土矿物和碳酸盐岩胶结物含量减少(图 12)。也就是说, 骨架颗粒(石英和长石)越多, 储层类型越好; 杂基(黏土矿物)越多, 储层性能越差。由此可见, 对破坏储层性能的主要因素是成岩过程中碳酸盐类矿物的胶结作用, 其次是沉积作用导致的分选性降低(即杂基含量的增加)。因此, 骨架颗粒与胶结物的比例是相对优质储层的主控因素。

4 结论

1)鄂尔多斯盆地长 7 段页岩中存在相对优质储层, 其岩性主要为细粒‒极细粒岩屑砂岩, 沉积微相为砂质碎屑流沉积。储集空间主要包括原生粒间孔隙和次生溶蚀孔隙, 粒间孔占比大于溶蚀孔。

2)可以运用高压压汞技术, 通过对孔隙结构的分析进行储层分类, 识别页岩油的相对优质储层。研究区I类和II类储层主要发育在砂质碎屑流沉积微相中, 孔隙结构参数指示的孔渗性为较好至中等。III 类储层最为致密, 孔隙结构参数指示的孔渗性差, 开发价值较低。

3)研究区储层流体的可动性主要受孔隙结构影响, 孔喉半径越大, 可动流体饱和度越高, 表明有效孔隙体积是制约流体可动性的一个重要因素。

4)研究区内砂质碎屑流成因的砂体是形成优质储层的必要条件, 骨架颗粒与胶结物的占比是导致储层物性差异并影响储层质量的主控因素。骨架颗粒越多, 储层类型越好; 杂基增加会导致储层性质变差; 对储层性质破坏最严重的是成岩过程中形成的胶结物, 即碳酸盐类矿物。

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Analysis of Pore Properties of Favorable Shale Oil Reservoir of Chang-7 in Ordos Basin

WANG Xiaowen1, GUAN Ping1,†, LIANG Xiaowei2,3, DING Xiaonan1, YOU Yuan2,3, ZHANG Chi1, FENG Shengbin2,3, ZHANG Jihua1

1. Key Laboratory of Orogenic Belts and Crustal Evolution (MOE), School of Earth and Space Sciences, Peking University, Beijing 100871; 2. Institute of Petroleum Exploration and Development, Changqing Oil field Branch Company, Xi’an 710018; 3. National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low-Permeability Oil & Gas Fields, Xi’an 710018; †Corresponding author, E-mail: pguanl@pku.edu.cn

Abstract Taking well YJ1 as the research object, the pore variety of shale oil reservoir of Chang-7 member in Ordos Basin is characterized qualitatively and quantitatively by using scanning electron microscope and high pressure mercury injection technology.The movable fluid in reservoir is researched by using nuclear magnetic resonance technology, and the main controlling factors affecting the difference of reservoir quality are discussed in detail. The results show that the lithology of high-quality shale oil reservoir in Chang-7 member of Ordos Basin is mainly fine-grained‒very fine-grained lithic sandstone, and the sedimentary facies are mainly sandy clastic flow deposition.The reservoir pore types include primary intergranular pores and secondary dissolution pores, and the proportion of intergranular pores is more than that of dissolution pores. According to the type of pore variety, the reservoir can be divided into three types, among which the type I reservoir is the most high-quality reservoir in the study area, with good porosity and permeability. The mobility of reservoir fluid in the study area is mainly affected by the properties of pore variety, the mobile fluid is mainly stored in the macropores, and the effective pore volume is the factor restricting the mobility of fluid. The sand body caused by sandy clastic flow in the study area is a necessary condition for the formation of high-quality reservoir. The proportion of skeleton particles and cement in the rock is the key for the change of reservoir properties. When the skeleton particles increase and the cement content decreases, it is easy to form high-quality reservoir.

Key words high-quality reservoir; sandy debris flow; shale oil of Chang-7; lithology analysis