牛小兵，馮勝斌，劉 飛，王成玉，鄭慶華，楊 孝，尤 源

(1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安710018; 2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安710018; 3. 中國石油長慶油田分公司油藏評價處，陜西西安710018)

隨著北美地區(qū)頁巖氣、致密油的成功開發(fā)，可利用的油氣賦存的孔隙由毫米級和微米級孔延伸到納米級孔隙［1-2］。鄂爾多斯盆地中生界延長組砂巖儲層以特低滲透-超低滲透為主，儲層具有微米-納米級孔隙組合特征［1］。這類儲層由于孔隙小、喉道細、礦物顆粒表面粗糙，帶來石油運聚阻力大、滲流能力低及啟動壓力梯度高等制約石油運移充注及聚集成藏的不利因素［3-6］，因而石油在該類儲層中的微觀賦存狀態(tài)具有多樣性，其在很大程度上將影響到低滲透油藏的地質儲量計算，尤其是對致密油分布規(guī)律認識和資源評價具有重要的影響［7］。但是，盡管目前該盆地在這類儲層中已取得了重大勘探開發(fā)成果及一系列地質理論認識［8-11］，但對石油在不同尺度孔隙中的微觀賦存特征及形成機理研究較少。本文試圖采用核磁共振測試技術，來分析鄂爾多斯盆地延長組儲層孔隙分布特征、不同大小孔隙中石油微觀賦存狀態(tài)及其與源儲距離關系，以期對該盆地低滲透致密儲層石油運移充注特征及聚集成藏機理有更深入的認識，并為盆地致密油的研究和勘探開發(fā)提供借鑒。

1 地質背景

鄂爾多斯盆地位于華北地臺西南部。該盆地晚三疊世為一個大型內(nèi)陸差異性沉積盆地，期間沉積了一套厚千余米的黃綠、灰綠色砂巖夾暗色泥巖、黑色油頁巖的湖泊-三角洲相地層，是該盆地中生界重要的生油層和產(chǎn)油層。該套地層歸屬上三疊統(tǒng)延長組，自下而上劃分為長10 至長1 共10 個油層組。其中，長7油層組發(fā)育優(yōu)質烴源巖，是盆地中生界最主要的油源巖。

該套地層10 個油層組均發(fā)育砂巖儲層，但油層組之間及同一油層組在不同地區(qū)砂巖儲層物性存在較大差異?？傮w上，長4+5 以上油層組和北東物源沉積區(qū)儲層物性相對較好［12-13］，滲透率(K)多變化于0.3 ×10-3～5.0 ×10-3μm2之間;而長7 油層組砂巖儲層平均滲透率小于0.3 ×10-3μm2，是典型的致密油儲層。目前，延長組10 個油層組均有油藏發(fā)現(xiàn)，具多層系含油的特點。

2 樣品采集及分析方法

主要圍繞長7 優(yōu)質烴源巖分布區(qū)采集延長組砂巖儲層樣品。在長8 油層組上部和長7 油層組中部各選擇2 塊代表近源儲層的樣品，在長6 油層組上部和長2油層組上部各選擇1 塊代表遠源儲層的樣品。所有樣品均采自新鮮的、含油性好的鉆井巖心，樣品規(guī)格為2.5 cm×5.0 cm 的短巖心柱(表1)。

明確儲層孔隙分布特征是開展儲層中石油微觀賦存狀態(tài)研究的前提。高壓壓汞法是研究儲層孔喉分布特征的常用方法，但其因進汞飽和度常小于100%，不能反映微小孔隙、復雜孔隙的分布［14］。巖心飽和水時的核磁共振T2譜分布能反映巖心內(nèi)所有孔隙孔徑分布［14-16］，并且該測試技術具有通過使用馳豫劑消除水信號干擾，獲取油相T2譜分布特征的優(yōu)勢［17-18］。因而，可以采用核磁共振技術分析石油在不同尺度孔隙中的微觀賦存特征［19-20］。另外，核磁共振測試技術在致密油氣儲層研究中已得到了廣泛應用［21］，且在油氣勘探與開發(fā)中取得良好的應用效果。為此，本文使用Magnet 2000 型核磁共振巖樣分析儀分析該盆地低滲透致密砂巖儲層石油微觀賦存狀態(tài)。

表1 鄂爾多斯盆地低滲透致密砂巖樣品采集位置及特征Table 1 Sample locations and characteristics of tight sandstones with low permeability in Ordos Basin

實驗步驟為:首先，對未經(jīng)處理的新鮮樣品，測試反映巖心原始流體信息的核磁共振T2譜分布特征;其次，對巖心樣品進行鹽水飽和處理，分析獲取孔隙度、滲透率、可動流體飽和度、束縛流體飽和度及孔隙結構特征參數(shù);最后，用氯化錳溶液浸泡巖心樣品，測得巖心石油T2譜分布，并將測得的T2譜馳豫時間按照文獻［14］的方法轉化為孔徑分布值。

3 分析結果及討論

3.1 近源油藏儲層石油微觀賦存狀態(tài)

圖1 為盆地近源油藏儲層巖心核磁共振測試結果。4 個樣品的飽和水流體和油流體分布曲線為雙峰模式，原始流體分布曲線既有單峰模式又有雙峰模式。從飽和水流體分布曲線看，研究區(qū)儲層的孔隙孔徑分布范圍較寬，按照低滲透儲層孔隙類型的分類標準［1，7，22］劃分，包含大孔(r ＞20 μm)、中孔(r =20～10 μm)、小孔(r=10～2 μm)、微孔(r =2.0～0.5 μm)及納米孔(r ＜0.5 μm)各種不同尺度孔隙類型;油流體分布曲線揭示研究區(qū)儲層中不同尺度的孔隙中均賦存石油，即大孔至納米孔均儲集石油。比較特殊的是，原始流體與飽和水流體分布曲線在大孔徑一側相差較大，這可能是由于該盆地原油油質輕［23］，巖心脫離了地下的溫度和壓力條件，在鉆井取心、制樣及分析過程中大孔隙中油流體發(fā)生了逸散［24］。油流體和飽和水流體分布曲線在小孔徑一側趨于一致，揭示儲層微孔隙-納米孔隙含油飽滿，且受喉道微細控制流體保存好［25］。上述特征表明，該盆地近源油藏儲層中大孔至納米孔均儲集石油。

圖1 鄂爾多斯盆地近源油藏儲層巖心核磁共振T2譜圖Fig.1 T2 spectra on NMR of the cores from reservoirs near source rocks in the Ordos Basin

3.2 遠源油藏儲層石油微觀賦存狀態(tài)

圖2 所示為盆地遠源油藏儲層巖心核磁共振測試結果。對照圖1 顯示，盆地遠源油藏儲層與近源油藏儲層孔隙孔徑分布特征相似，大孔至納米孔均發(fā)育，也具有石油逸散的現(xiàn)象;不同的是，遠源油藏儲層油流體分布曲線為單峰模式，且油流體分布峰明顯偏向大孔徑一側，表明遠源油藏儲層具有納米孔隙不含油、小孔隙含油性差、中孔隙至大孔隙含油性好的微觀賦存狀態(tài)。

3.3 石油微觀賦存狀態(tài)控制因素

鄂爾多斯盆地近源與遠源油藏儲層中石油微觀賦存狀態(tài)差異明顯，近源油藏儲層不僅大、中孔隙儲集油，且半徑小于0.5 μm 的納米孔隙含油飽滿(圖1)，而遠源油藏儲層石油主要賦存在大、中孔隙，小孔隙至微孔隙含油差，納米孔隙不含油。已有資料表明，石油常賦存在孔隙半徑大于0.1 μm 的儲集空間［20］，研究區(qū)內(nèi)近源的長7 致密砂巖儲層中存在小于0.1 μm 的儲集空間賦存石油的現(xiàn)象(圖1c，d)，遠源儲層則無，這顯示盆地近源儲層與遠源儲層具有不同的石油運移充注、成藏條件。

由盆地延長組砂巖儲層石油充注成藏過程與成藏機理模擬實驗分析［26］(圖3)，當驅動壓力達到3 MPa時，超低滲透儲層(K=0.3 ×10-3～1.0 ×10-3μm2)含油飽和度達到70%以上，并隨壓力增大有增高趨勢(圖3a);此時致密儲層(K ＜0.3 ×10-3μm2)含油飽和度也可達到60%以上(圖3b)。這揭示盆地低滲透儲層石油充注強度與物性關系不大，而主要取決于驅動壓力，這與朱志強等［5］對松遼盆地的模擬結果一致?？碧綄嵺`亦證實，盆地長7 優(yōu)質烴源巖生烴增壓形成的異常壓力是油氣運移成藏的主動力［8-11，27］，異常壓力恢復顯示該烴源巖與近源儲層之間普遍存在5 MPa 以上的異常壓力。這些證據(jù)充分證明，對于近源儲層，由于受異常壓力控制，石油運移驅動壓力大，石油充注強，含油飽和度高，儲層中大孔至納米孔均賦存石油;而遠源儲層由于運移距離遠，異常壓力在運移路徑中被消耗，石油充注成藏主導作用力為浮力［11、28］，浮力遠低于異常壓力，故遠源儲層中石油主要賦存在毛細管阻力較小的中至大孔喉儲集空間。

圖2 鄂爾多斯盆地遠源油藏儲層巖心核磁共振T2 譜圖Fig.2 T2 spectra on NMR of the cores from reservoirs far from source rocks in the Ordos Basin

圖3 鄂爾多斯盆地低滲透巖心含油飽和度與壓力關系［26］Fig.3 Oil saturation vs. pressure for core samples from low permeability sandstones in the Ordos Basin［26］

3.4 對盆地致密油研究和勘探開發(fā)的啟示及意義

致密油已成為北美等地區(qū)非常規(guī)油氣資源發(fā)展的新熱點。但目前國內(nèi)致密油的勘探開發(fā)和相關研究仍處于準備階段［29-30］。鄒才能等對我國致密砂巖油氣儲層研究中，應用場發(fā)射掃描電鏡與Nano-CT 技術發(fā)現(xiàn)了孔隙半徑小于0.5μm 的納米級孔隙類型［1］。本文采用核磁共振技術亦發(fā)現(xiàn)鄂爾多斯盆地延長組低滲透儲層、致密油儲層普遍發(fā)育半徑小于0.5μm 的納米級孔隙類型。更為重要的是，這些近源儲層中納米級孔隙普遍含油，該發(fā)現(xiàn)進一步豐富和完善了納米孔隙的生產(chǎn)意義［1，7］。

另外，由于致密油是近幾年提出和引起石油勘探者與學者廣泛關注的新生事物，綜合文獻調(diào)研來看，目前對致密油術語的定義存在分歧，需不斷完善致密油術語的定義［1，7，30-32］。本文近源與遠源油藏儲層不同尺度孔隙石油微觀賦存狀態(tài)差異的發(fā)現(xiàn)表明，致密油定義中致密油層不僅包括烴源巖和砂巖、碳酸鹽巖夾層系統(tǒng)，還應包括緊鄰源巖的上、下層致密砂巖或碳酸鹽巖儲層。需說明的是:由于受烴源巖厚度、生排烴強度、排烴動力、儲層特征等多因素的影響，緊鄰烴源巖的致密油層分布的頂?shù)徒缇€難以制定統(tǒng)一的標準，不同的盆地需具體分析。

上述初步認識對盆地致密油的研究和勘探開發(fā)具有一定的啟示意義:①盆地長7 油層組厚度達90～110 m，縱向上巖性組合為泥巖(油頁巖)與砂巖互層分布，具有源儲共生或自生自儲的有利成藏條件。砂巖儲層中大孔至納米級孔隙均賦存石油，實測含油飽和度高達70%以上，致密砂巖油業(yè)已成為現(xiàn)實的非常規(guī)資源;頁巖隨著納米孔隙作為油氣儲集空間新認識的提出和勘探開發(fā)技術的發(fā)展［1，7，33-34］，盆地長7 分布面積達2.5 ×104km2、厚10～40 m 的油頁巖儲集的豐富石油資源，是今后重要的勘探開發(fā)攻關目標。②緊鄰源巖的上下層致密砂巖發(fā)育致密油的新認識的提出，拓寬了盆地致密油勘探開發(fā)的領域，即盆地長8 油層組上部和長6 油層組下部發(fā)育的砂層薄、巖性致密、滲透率低的以往不具開發(fā)效益的致密砂巖儲層，將成為致密油勘探的范疇。③盆地長9、長6、長4 +5 油層組在盆地局部凹陷發(fā)育有不同規(guī)模、不同性質的烴源巖，具有一定的生烴潛力，結合近源儲層石油微觀賦存特征及形成機理分析，推測這幾套源巖發(fā)育層位也可形成類似長7 油層組的致密油層。

4 結論

1)鄂爾多斯盆地延長組低滲透儲層孔隙孔徑分布范圍寬、孔隙類型復雜，儲層中大孔、中孔、小孔、微孔及納米孔隙類型均發(fā)育。

2)盆地近源與遠源油藏儲層中石油微觀賦存狀態(tài)差異明顯。近源儲層受高異常壓力控制石油充注強，大孔隙至納米孔隙均含油，且微孔至納米孔隙含油飽滿;遠源儲層石油運移充注動力小，石油有選擇性地賦存在中至大孔隙，納米孔隙不含油。

3)鄂爾多斯盆地致密油層分布廣、資源潛力大。其中，長7 烴源巖分布區(qū)的延長組長8 油層組上部、長7 油層組和長6 油層組下部致密砂巖是今后致密油研究和勘探開發(fā)的主要目標;對長9、長6 和長4 +5 油層組烴源巖需再認識生烴能力，評價形成致密油的前景。

致謝：樣品測試在中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院與長慶油田勘探開發(fā)研究院分析試驗中心完成，在此一并致謝。

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