王曉雯 關(guān)平,? 梁曉偉 丁曉楠 尤源 張馳 馮勝斌 張濟華

鄂爾多斯盆地長7段頁巖油優(yōu)質(zhì)儲層特征分析

王曉雯1關(guān)平1,?梁曉偉2,3丁曉楠1尤源2,3張馳1馮勝斌2,3張濟華1

1.北京大學(xué)造山帶與地殼演化教育部重點實驗室, 北京大學(xué)地球與空間科學(xué)學(xué)院, 北京 100871; 2.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院, 西安 710018; 3.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室, 西安 710018; ?通信作者, E-mail: pguanl@pku.edu.cn

以 YJ1 井為研究對象, 采用掃描電子顯微鏡和高壓壓汞技術(shù), 對鄂爾多斯盆地長 7 段頁巖油儲集空間進行定性和定量表征; 通過核磁共振技術(shù)研究儲層可動流體, 詳細地探討影響儲層質(zhì)量差異的主控因素。結(jié)果表明, 鄂爾多斯盆地長 7 段頁巖油優(yōu)質(zhì)儲層的巖性主要為細粒?極細粒巖屑砂巖, 沉積微相主要為砂質(zhì)碎屑流沉積; 儲集空間包括原生粒間孔隙和次生溶蝕孔隙, 粒間孔占比多于溶蝕孔。根據(jù)孔隙結(jié)構(gòu)特征, 將儲層劃分為 3 類, 其中Ⅰ類儲層為研究區(qū)內(nèi)最優(yōu)質(zhì)儲層。研究區(qū)儲層流體的可動性主要受孔隙結(jié)構(gòu)的影響, 可動流體主要分布在大孔隙內(nèi), 有效的孔隙體積是流體可動性的制約因素。研究區(qū)內(nèi)砂質(zhì)碎屑流成因的砂體是形成優(yōu)質(zhì)儲層的必要條件, 巖石中骨架顆粒與膠結(jié)物的比例是導(dǎo)致儲層物性變化的原因, 當骨架顆粒增加而膠結(jié)物含量降低時, 易形成優(yōu)質(zhì)儲層。

優(yōu)質(zhì)儲層; 砂質(zhì)碎屑流; 長7段頁巖油; 巖性分析

從晚三疊世開始, 鄂爾多斯盆地逐漸轉(zhuǎn)化為內(nèi)陸湖泊沉積環(huán)境, 上三疊統(tǒng)延長組沉積一套河流?三角洲?湖泊相碎屑巖, 展現(xiàn)一個完整的水進、水退旋回[1]。延長組自下而上劃分為10個油層組, 長7 油層組沉積于湖盆發(fā)育的鼎盛階段, 當時湖盆的范圍最大, 沉積一套半深湖?深湖相的暗色泥巖和油頁巖, 歷來被認為是長慶油田的優(yōu)質(zhì)烴源巖之一[2?7]。隨著非常規(guī)油氣資源勘探工作的深入, 近年來長 7 段又成為尋找頁巖油的重點層位。

2011 年以來, 長慶油田開展頁巖油水平井體積壓裂攻關(guān)試驗并取得成功, 極大地推動了盆地頁巖油勘探和開發(fā)進程。目前, X233 頁巖油試驗區(qū)2011—2012 年投產(chǎn)的水平井累計產(chǎn)量豐富, 取得較好的試驗效果。但是, 頁巖油開發(fā)試驗生產(chǎn)動態(tài)特征表明水平井單井產(chǎn)量遞減較大, 采收率較低, 預(yù)計最終采收率不樂觀。為此, 長慶油田在 X233 頁巖油試驗區(qū)實施一口檢查井(YJ1 井), 以期為深入研究頁巖油儲層特征及其開發(fā)效果奠定物質(zhì)基礎(chǔ), 并為水平井體積壓裂效果提供重要和豐富的研究樣本。YJ1 井位于盆地中部的伊陜斜坡, 區(qū)域構(gòu)造為西傾平緩單斜(圖1)[8]。

盡管對鄂爾多斯盆地長 7 段頁巖油已展開多方面的研究, 但對其優(yōu)勢儲層的巖性究竟是砂巖還是頁巖一直存在爭論, 原因是用不同的鑒定方法可能得出不一致的結(jié)果。例如, 薄片鑒定法不能定量地進行粒度統(tǒng)計和碎屑種類統(tǒng)計, 給出的巖性會有誤差; X 射線衍射(XRD)技術(shù)可以對巖石的礦物組成進行半定量分析, 但不能確定巖石的粒度, 也不能對巖屑進行定量分析。精確地進行巖性鑒定需要綜合利用多種手段。

巖性是儲層的物質(zhì)基礎(chǔ), 必須在精確鑒定的基礎(chǔ)上, 才能深入研究其對儲層儲集性能的影響, 判斷頁巖油優(yōu)勢儲層的主控因素。本文通過對巖芯的精細描述, 劃分巖性組合, 對儲層進行系統(tǒng)的評價, 以期為深入認識隴東地區(qū)頁巖油優(yōu)勢儲層的特征及其主控因素提供依據(jù)。

圖1 X233頁巖油試驗區(qū)目標井井位分布[8]

1 巖石學(xué)特征

通過觀察巖芯, 可以獲得巖石的巖性、顏色、結(jié)構(gòu)以及沉積構(gòu)造等方面的信息。結(jié)合沉積序列, 還可以進行沉積相研究。本研究涉及的長7油層組沉積物粒度普遍較細, 最粗只到細砂級別, 主要為泥巖、粉砂巖、極細砂巖和細砂巖, 以深灰色和灰黑色為主[4]。

首先通過肉眼觀察和偏光顯微鏡對巖石樣品進行初步定名, 然后通過圖像粒度分析得到不同粒度級別的占比, 對巖石定名進行校正。校正結(jié)果包括兩種類型: 重新定義巖性(類型 I)和進一步細化巖性(類型 II)。表 1 給出巖石圖像粒度分析結(jié)果, 表 2列舉根據(jù)表 1 數(shù)據(jù)進行校正巖石定名的兩類典型實例。

隨著頁巖油儲層研究的深入, 越來越多的研究者聚焦于利用精細的礦物學(xué)分析來確定頁巖的巖石類型和性質(zhì)[9?10]。本文利用 X 射線衍射分析結(jié)果獲得巖石的物相, 在此基礎(chǔ)上, 利用 XRD 譜線的峰值, 對頁巖中礦物含量進行半定量的測算, 結(jié)果見表 3?？梢钥闯? 顆粒越粗的樣品, 骨架顆粒(石英和長石)含量越高; 顆粒越細的樣品, 泥質(zhì)雜基(黏土礦物)含量越高。

表1 巖石圖像粒度分析結(jié)果

表2 長7段巖石樣品命名修正結(jié)果

表3 不同巖性的巖石中礦物平均含量

QEMSCAN 是一種掃描電子顯微鏡與 X 射線能譜分析相結(jié)合的技術(shù), 可以快速地自動識別礦物和定量地鑒定礦物[11]。為了更好更精確地定量描述巖石類型, 我們運用 QEMSCAN 技術(shù)對礦物進行定量分析, 結(jié)果見表 3?？梢钥闯? 不同粒度的巖石, 礦物含量也不同, 粒度越粗的巖石, 骨架顆粒(石英和長石)含量越高, 反之, 泥質(zhì)雜基(黏土礦物)含量越高, 與 XRD 的測試結(jié)果十分相似。圖 2 顯示, QEMSCAN 與 XRD 實驗結(jié)果的相關(guān)擬合程度很高, 驗證了礦物含量測試數(shù)據(jù)的準確性。

根據(jù)巖石薄片鑒定、圖像粒度分析、XRD 和QEMSCAN 等測試鑒定結(jié)果, 參照石油天然氣行業(yè)標準(SY∕T 5368—2016), 我們將研究區(qū)長 7 段的主要巖石類型劃分為 4 種(表 4, 圖 3): 細砂巖, 粒徑介于 0.125～0.25mm 之間; 極細砂巖, 粒徑介于 0.0625～ 0.125mm 之間; 粉砂巖, 粒徑介于 0.0156～0.0625 mm之間; 泥頁巖, 粒徑小于 0.0156 mm。

2 沉積相分析

頁巖的粒度細, 巖性單調(diào), 變化小, 其巖性和沉積長期以來相未受到學(xué)術(shù)界的重視。自 1996 年Shanmugam[12]發(fā)現(xiàn)深水區(qū)發(fā)育砂質(zhì)碎屑流以來, 深水重力流沉積成為沉積學(xué)界和石油地質(zhì)學(xué)界的研究熱點[13?21]。

圖2 XRD與QEMSCAN分析結(jié)果的擬合度

表4 4種巖石類型的礦物占比

本文在前人研究的基礎(chǔ)上, 通過對 YJ1 井長 7油層組鉆井的巖芯觀察及野外剖面觀測, 并結(jié)合毫米 CT 掃描結(jié)果, 識別出深湖沉積、砂質(zhì)碎屑流沉積、泥質(zhì)碎屑流沉積、滑塌沉積和火山碎屑沉積 5種沉積微相(圖 4)。

(a1～a3)細砂巖; (b1～b3)極細砂巖; (c1～c2)粉砂巖; (d1～d3)泥頁巖; (a1～d1)巖芯觀察; (a2～d2)薄片鑒定; (a3～b3)和(d3) QEMSCAN。Ab:鈉長石; B:黑云母; D:白云石; It:伊利石; K:高嶺石; Kfs:鉀長石; Q:石英; Py:黃鐵礦

1)深湖沉積: 研究區(qū)深湖沉積的巖性以黑色和深灰色泥巖以及頁巖為主, 發(fā)育水平層理, 含大量生物化石碎片, 反映其沉積環(huán)境較為平靜, 可見泄水構(gòu)造和瘤狀構(gòu)造等構(gòu)造現(xiàn)象[12?21]。

2)砂質(zhì)碎屑流沉積: 在研究區(qū)廣泛發(fā)育, 是非常重要的儲層, 主要位于延長組長 72段, 巖性以細砂巖和粉砂巖為主, 發(fā)育塊狀層理, 無分選性和定向性, 局部可見泥礫和泥巖撕裂屑, 常見薄砂、泥層互層現(xiàn)象[16?17,21]。

3)泥質(zhì)碎屑流沉積: 主要位于研究區(qū)延長組長71段和長 73段, 巖性以泥巖和粉砂巖為主, 發(fā)育水平層理、塊狀層理和斜層理, 可見泥礫、碳屑和不規(guī)則的粉砂巖團塊, 局部發(fā)育黃鐵礦結(jié)核[16?17,21]。

4)滑塌沉積: 巖性復(fù)雜, 主要為粉砂巖和粉砂質(zhì)泥巖, 滑塌構(gòu)造是其主要的識別標志, 常見扭曲層理、包卷層理及撕裂狀泥礫, 富含碳屑[16?17,21]。

5)火山碎屑沉積: 巖性以黑色和灰褐色凝灰?guī)r以及凝灰質(zhì)粉砂巖為主, 明顯的凝灰結(jié)構(gòu)是其主要識別標志, 局部發(fā)育水平層理, 常見玻屑、晶屑或巖屑凝灰?guī)r[16?17,21]。

3 相對優(yōu)質(zhì)儲層的特征

按照常規(guī)油氣資源的標準, 頁巖油儲層屬于差儲層, 甚至屬于非儲層。從頁巖油儲層中找出物性相對好的儲層, 并研究其特征, 可以為開發(fā)頁巖油資源奠定基礎(chǔ)。物性相對好的頁巖油儲層又稱“相對優(yōu)質(zhì)儲層”或“甜點”, 指普遍具低孔隙度和低滲透率特征儲層中的相對優(yōu)者[22?23]。我們通過對 YJ1井巖芯的詳細觀察, 發(fā)現(xiàn)含油儲層的巖性都是細粒?極細粒砂巖, 而粉砂巖和泥頁巖的含油性都很差, 沒有成為儲層, 這一結(jié)果與石油地質(zhì)理論和勘探實踐經(jīng)驗相吻合。因此, 本文重點分析細粒?極細粒砂巖的孔隙結(jié)構(gòu)。

3.1 孔隙結(jié)構(gòu)的定性表征

儲集空間特征是油氣儲層評價的重要指標, 頁巖油儲層的儲集空間具有孔徑小、滲透率低和類型多樣等特點, 因此有關(guān)頁巖油儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)的研究對了解其儲集性能非常重要[24?28]。

(a1)化石碎片; (b1)泥巖撕裂屑; (c1)泥質(zhì)碎屑流侵蝕下伏砂層; (d1)包卷層理; (e1)凝灰結(jié)構(gòu); (a2)水平層理; (b2)沖刷面, 變形砂質(zhì)塊體; (c2)水平層理夾撕裂狀砂質(zhì)條帶; (d2)滑塌構(gòu)造; (a1)和(a2)深湖沉積; (b1)和(b2)砂質(zhì)碎屑流沉積; (c1)和(c2)泥質(zhì)碎屑流沉積; (d1)和(d2)滑塌沉積; (e1)火山碎屑沉積; (a1)～(e1)沉積構(gòu)造巖芯照片; (a2)～(d2)沉積構(gòu)造CT掃描照片

(a)粒間孔, 樣品3-65, 2007.05 m; (b)粒間孔, 樣品35-7, 2025.22 m; (c)溶蝕孔, 樣品9-1, 2051.48 m; (d)粒內(nèi)溶蝕孔, 樣品9-39, 2055.87 m

儲層孔隙結(jié)構(gòu)的定性表征技術(shù)主要包括光學(xué)顯微鏡和掃描電子顯微鏡。光學(xué)顯微鏡技術(shù)通過對鑄體薄片的觀察, 分析儲層的孔隙結(jié)構(gòu)特征, 分辨率較低, 適用于中孔和大孔。掃描電子顯微鏡技術(shù)可以直接觀察物體的表面結(jié)構(gòu), 結(jié)合元素能譜分析技術(shù), 還可以分析礦物成分, 是研究非常規(guī)致密儲層孔隙結(jié)構(gòu)的主要手段之一。我們通過光學(xué)顯微鏡觀察到, 研究區(qū)長 7 段頁巖油儲層中孔隙類型包含原生孔隙和次生孔隙, 以殘余粒間孔(圖 5(a)和(b))和次生溶蝕孔(圖 5(c)和(d))為主, 孔隙間聯(lián)通性較差。掃描電子顯微鏡分析結(jié)果與光學(xué)顯微鏡觀察一致, 原生孔隙主要為原生粒間孔(圖 6(a)～(h)), 孔隙直徑介于 0.8～35μm 之間; 次生孔隙主要為次生溶蝕孔(圖 6(i)～(l)), 孔隙直徑介于 50～80μm 之間。粒間孔和溶蝕孔是目標儲層的主要儲集空間。

3.2 孔隙結(jié)構(gòu)的定量表征及分類

為了直觀地理解孔隙的形成和成因, 我們利用掃描電子顯微鏡觀察研究區(qū)頁巖油儲層樣品各類孔隙的形貌。同時, 為了進一步了解孔隙的分布與油氣運動規(guī)律, 通過高壓壓汞實驗定量地描述孔隙的結(jié)構(gòu)。

目前, 壓汞實驗是定量地獲取非常規(guī)油氣儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征的重要手段, 可以揭示樣品孔隙類型和特征的相關(guān)參數(shù)[29?30]。通過高壓壓汞實驗獲得的孔隙分布曲線的形態(tài)可以表征孔隙的大小以及孔隙與喉道的分選性。在用高壓壓汞測得的孔喉半徑?孔喉體積比直方圖中, 峰位表征孔隙的大小, 峰位越大, 表明主體孔隙越大; 峰值則表征孔隙與喉道大小的分散程度, 峰值越高, 表明孔隙與喉道大小的分布越集中。峰態(tài)是孔喉半徑?孔喉體積比直方圖中包絡(luò)線形態(tài)偏粗還是偏細的量度, 用來表示孔隙與喉道大小的分布情況[31]。

(a)粒間孔, 0.8～1.2 μm, 長73, 2070 m; (b)粒間孔, 4～8 μm, 長73, 2071.45 m; (c)粒間孔, 5～8 μm, 長72, 2055.58 m; (d)長石充填粒間孔, 5～10 μm, 長72, 2055.58 m; (e)黏土雜基粒間孔, 2～15 μm, 長71, 2022.97 m; (f)粒間孔, 10～50 μm, 長72, 2037.30 m; (g)粒間孔, 35 μm, 長71, 2022.97 m; (h)粒間孔, 35 μm, 長71, 2022.97 m; (i)長石溶孔, 10～30 μm, 長72, 2042.61 m; (j)長石溶孔, 50～70 μm, 長72, 2042.61 m; (k)長石溶蝕, 70 μm, 長72, 2055.58 m; (l)被長石次生加大充填溶孔, 80 μm, 長72, 2055.58 m

高壓壓汞技術(shù)不僅可以用于定量地表征儲層的孔隙結(jié)構(gòu), 還可以據(jù)其實驗結(jié)果對儲層的孔隙結(jié)構(gòu)進行分類。我們根據(jù)孔喉半徑?孔喉體積比直方圖中的峰位、峰值和峰態(tài)等數(shù)據(jù), 將研究區(qū) 9 個樣品代表的儲層孔隙分為 3 個類型。

Ⅰ類孔隙(圖 7(a)): 孔喉平均半徑最大, 介于0.027～0.357μm 之間, 其分布形態(tài)為單峰式, 主峰半徑集中在 0.17μm 左右, 最大峰值約占全部被測孔隙的 25%, 峰態(tài)為粗偏。這些樣品的物性較好, 滲透率平均值為 0.75×10?3μm2, 孔隙度平均值為10.55%。

Ⅱ類孔隙(圖 7(b)): 孔喉平均半徑居中, 介于0.004～0.357μm 之間, 其分布形態(tài)為雙峰式, 其中大孔為主峰, 孔喉半徑集中在 0.089μm 左右, 峰值約占全部被測孔隙的 15%, 峰態(tài)也屬粗偏; 小孔的孔喉半徑集中在 0.012μm 左右。這些樣品的物性屬于中等, 滲透率平均值為 0.04×10?3μm2, 孔隙度平均值為 6.77%。

Ⅲ類孔隙(圖 7(c)): 孔喉平均半徑最小, 介于0.004～0.089μm 之間, 其分布形態(tài)為雙峰式, 其中小孔為主峰, 孔喉半徑集中在 0.009μm 左右, 峰值約占全部被測孔隙的 10%, 峰態(tài)為細偏, 分選性較差; 大孔的孔喉半徑集中在 0.04μm 左右。這些樣品的物性較差, 滲透率平均值為 0.16×10?3μm2, 孔隙度平均值為 2.40%。

由此可見, 從 I 類孔隙至 III 類孔隙, 孔喉半徑逐步減小。將上述主力孔喉半徑數(shù)據(jù)與掃描電子顯微鏡圖像顯示不同類型孔隙的半徑數(shù)據(jù)進行對比, 可知研究區(qū)儲層的主要孔隙類型為原生粒間孔隙。另外, 在孔喉半徑?孔喉體積比直方圖(圖 7(a)～(c))的右側(cè), 可以見到半徑非常大(約為 53μm)的孔喉, 通過與掃描電子顯微鏡圖像顯示的孔喉尺寸對比, 發(fā)現(xiàn)這些大孔為次生溶蝕孔隙, 但占比少于原生粒間孔隙。

圖7 3種類型儲層孔喉半徑?孔喉體積比直方圖

表5 3類儲層樣品孔滲數(shù)據(jù)及高壓壓汞圖形參數(shù)

高壓壓汞實驗測得的孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)及物性特征參數(shù)(表 5)顯示, Ⅰ類儲層的孔滲特性最好, Ⅱ類儲層中等, Ⅲ類儲層最差。

3.3 儲層孔隙結(jié)構(gòu)對流體可動性的影響

流體在多孔介質(zhì)中的流動主要受孔隙結(jié)構(gòu)特征的影響。利用核磁共振技術(shù)表征儲層孔隙大小和可動流體的飽和度, 可以反映儲層流體動用的難易程度, 從而反映油田開發(fā)的難易程度[32?33]。

我們選取長 7 段頁巖油儲層 3 個具代表性的樣品開展核磁共振可動流體分析, 結(jié)果如圖 8 所示。對樣品進行高速離心分離后, 長弛豫的部分被分離出來, 短弛豫的部分幾乎沒有改變, 說明滯留在巖樣內(nèi)部的流體是因毛管力作用被束縛在孔隙中。求取兩次長弛豫部分的差值, 得到可動流體飽和度值。從圖 8 可以看出, 長 7 段頁巖油儲層樣品 4-51 (埋藏深度為 2022.97m)的可動流體飽和度相對較高, 可達 40%左右; 另外兩個樣品只有 20%左右, 流體可動性較低。3 個樣品的可動流體飽和度與孔隙度之間具有正相關(guān)的趨勢。

圖8 可動流體飽和度與孔隙度的關(guān)系

雖然樣品 4-51 和 10-92 的巖性相同(均為巖屑細砂巖), 但氣測孔隙度(分別為 10.2%和 1.9%)和可動流體飽和度(分別為 40.8%和 19.5%)相差較大。從可動流體分布譜(圖 9)可以看出, 在不同的喉道半徑區(qū)間, 樣品的可動流體飽和度不同。樣品 4-51 的最大可動流體飽和度在半徑大于 0.5μm 的喉道中出現(xiàn), 并且飽和度值較高, 達到 13.8%; 樣品 10-92 的最大可動流體飽和度則在半徑為 0.05～0.1μm 的喉道中出現(xiàn), 但飽和度值較低, 只有 6.1%。由此可見, 可動流體主要分布在大孔隙內(nèi), 表明孔隙結(jié)構(gòu)是影響流體可動性的重要因素。

從孔隙結(jié)構(gòu)的角度比較可動流體飽和度相差較大的 4-51 和 10-92 兩個樣品, 發(fā)現(xiàn)不同孔隙喉道半徑區(qū)間的可動流體飽和度不同(圖 10)。樣品 4-51隨著孔喉半徑增加, 可動流體飽和度也增加。10-92樣品的總體可動流體飽和度較低, 動用能力差, 與較小孔喉部分相比, 其較大孔喉部分的可動流體飽和度沒有明顯增加, 甚至更小, 說明從整體上看, 其可動性流體比較少。

圖9 長7段典型樣品可動流體分布譜

基于核磁測井解釋數(shù)據(jù), 繪制可動流體體積與有效孔隙體積關(guān)系的散點圖(圖 11)。可以看出, 二者具有較好的正相關(guān)關(guān)系, 說明有效孔隙體積是制約流體可動性的一個重要因素。

圖10 不同半徑區(qū)間喉道控制的可動流體

圖11 可動流體體積與有效孔隙體積的關(guān)系

3.4 相對優(yōu)質(zhì)儲層的主控因素

從前面的討論可知, 根據(jù)孔隙結(jié)構(gòu)來劃分儲層, 可以較好地刻畫儲層的性質(zhì)和流體的可動性, 是評價相對優(yōu)質(zhì)儲層的有效方案。

表6 不同孔隙類型的巖性與礦物成分

從表 6 可以看出, 3 類儲層的巖性和沉積相差別不大。在巖性方面, 大多數(shù)是細粒?極細粒巖屑砂巖; 在沉積相方面, I 類和 II 類儲層均為砂質(zhì)碎屑流沉積, III 類儲層為滑塌沉積和深湖沉積?？梢? 研究區(qū)內(nèi)砂質(zhì)碎屑流成因的砂體儲層物性最好。I 類儲層的物性優(yōu)于 II 類儲層, 并且砂質(zhì)占比高于 II 類儲層, 說明砂質(zhì)碎屑流沉積不都是相對優(yōu)質(zhì)儲層, 巖性和沉積相不是影響儲層質(zhì)量的主要因素。

X 射線衍射分析結(jié)果表明, 從 III 類儲層到 I 類儲層, 隨著石英和長石含量增加, 黏土礦物和碳酸鹽巖膠結(jié)物含量減少(圖 12)。也就是說, 骨架顆粒(石英和長石)越多, 儲層類型越好; 雜基(黏土礦物)越多, 儲層性能越差。由此可見, 對破壞儲層性能的主要因素是成巖過程中碳酸鹽類礦物的膠結(jié)作用, 其次是沉積作用導(dǎo)致的分選性降低(即雜基含量的增加)。因此, 骨架顆粒與膠結(jié)物的比例是相對優(yōu)質(zhì)儲層的主控因素。

4 結(jié)論

1)鄂爾多斯盆地長 7 段頁巖中存在相對優(yōu)質(zhì)儲層, 其巖性主要為細粒?極細粒巖屑砂巖, 沉積微相為砂質(zhì)碎屑流沉積。儲集空間主要包括原生粒間孔隙和次生溶蝕孔隙, 粒間孔占比大于溶蝕孔。

2)可以運用高壓壓汞技術(shù), 通過對孔隙結(jié)構(gòu)的分析進行儲層分類, 識別頁巖油的相對優(yōu)質(zhì)儲層。研究區(qū)I類和II類儲層主要發(fā)育在砂質(zhì)碎屑流沉積微相中, 孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)指示的孔滲性為較好至中等。III 類儲層最為致密, 孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)指示的孔滲性差, 開發(fā)價值較低。

圖12 礦物含量與孔隙類型的關(guān)系

3)研究區(qū)儲層流體的可動性主要受孔隙結(jié)構(gòu)影響, 孔喉半徑越大, 可動流體飽和度越高, 表明有效孔隙體積是制約流體可動性的一個重要因素。

4)研究區(qū)內(nèi)砂質(zhì)碎屑流成因的砂體是形成優(yōu)質(zhì)儲層的必要條件, 骨架顆粒與膠結(jié)物的占比是導(dǎo)致儲層物性差異并影響儲層質(zhì)量的主控因素。骨架顆粒越多, 儲層類型越好; 雜基增加會導(dǎo)致儲層性質(zhì)變差; 對儲層性質(zhì)破壞最嚴重的是成巖過程中形成的膠結(jié)物, 即碳酸鹽類礦物。

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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

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.

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

10.13209/j.0479-8023.2021.018

國家重點基礎(chǔ)研究發(fā)展計劃(2012CB214801)資助

2020–04–03;

2020–07–25