王啟予

（中石化勝利油田分公司物探研究院，山東 東營(yíng) 257022）

0 引言

我國(guó)油砂資源豐富、分布廣泛，其中最為豐富的是準(zhǔn)噶爾盆地油砂資源量。準(zhǔn)噶爾盆地西北緣油砂礦分布較為集中，其風(fēng)城礦區(qū)油砂品質(zhì)較好，具有良好的開(kāi)發(fā)前景。油砂屬于資源豐富的非常規(guī)油氣資源，與常規(guī)油氣的形成、地質(zhì)特征、開(kāi)采方式都有著一定的區(qū)別。油砂油具有黏度高、流動(dòng)性差等特點(diǎn)，構(gòu)造部位、巖性內(nèi)部孔喉結(jié)構(gòu)的不同也使其含油率有較大差異［1-5］。目前我國(guó)對(duì)油砂的開(kāi)采和開(kāi)發(fā)利用程度較低，油砂的開(kāi)采與儲(chǔ)層物性緊密地相關(guān)，油砂的分離與孔隙結(jié)構(gòu)有著密切的聯(lián)系［6-7］。因此，本研究主要針對(duì)風(fēng)城地區(qū)油砂儲(chǔ)層物性及孔隙結(jié)構(gòu)開(kāi)展分析。

1 研究區(qū)域地質(zhì)概況

風(fēng)城地區(qū)位于準(zhǔn)噶爾盆地西北緣，構(gòu)造位置處于準(zhǔn)噶爾古板塊和哈薩克斯坦古板塊的交接位置，由于準(zhǔn)噶爾古板塊向四周板塊底部俯沖和擠壓，導(dǎo)致準(zhǔn)噶爾盆地構(gòu)造格局上交替出現(xiàn)斷陷和隆起［8-9］。研究區(qū)構(gòu)造位于哈拉阿拉特山的山前以及烏夏斷裂褶皺帶的南翼。研究區(qū)東臨烏夏斷裂帶，西部為克百斷裂帶，南部為瑪湖凹陷，北依哈拉阿拉特山。構(gòu)造形態(tài)總體為向南東傾斜的平緩單斜構(gòu)造，地層傾角較小［8-9］。地層發(fā)育簡(jiǎn)單，油砂主要分布于白堊系吐谷魯組及侏羅系齊古組兩套地層中［10］。

2 樣品與試驗(yàn)

2.1 樣品選取及試驗(yàn)?zāi)康?/h3>

通過(guò)對(duì)準(zhǔn)噶爾盆地西北緣風(fēng)城油砂井的基礎(chǔ)資料展開(kāi)收集，整理得出研究區(qū)油砂孔隙度、滲透率及含油性的特征情況。選取具有代表性的FHW21032井進(jìn)行了不同深度油砂巖心樣的采集，如圖1所示。

圖1 風(fēng)城油砂礦區(qū)地質(zhì)簡(jiǎn)圖［8］

基于FHW21032井油砂巖心、巖石薄片觀察，結(jié)合SEM、XRD及黏土礦物成分分析等對(duì)油砂儲(chǔ)層發(fā)育特征開(kāi)展研究。通過(guò)低溫液氮、高壓壓汞等試驗(yàn)，對(duì)油砂孔喉結(jié)構(gòu)、孔容及孔比表面積展開(kāi)分析，進(jìn)一步明確新疆風(fēng)城油砂孔隙結(jié)構(gòu)。為確保后期試驗(yàn)數(shù)據(jù)的準(zhǔn)確性，本研究統(tǒng)一選取FHW21032井埋深138 m的油砂進(jìn)行測(cè)試，先在巖心樣上鉆取規(guī)格直徑為20 mm，平均長(zhǎng)度為43 mm的油砂柱樣，進(jìn)行高壓壓汞等測(cè)試分析。再選取巖心鉆取完柱樣后，選取附近的碎樣用于進(jìn)行XRD、SEM及低溫液氮試驗(yàn)測(cè)試。

2.2 試驗(yàn)方法

XRD主要可以定性的記錄識(shí)別樣品中的晶態(tài)相，其次是可定量記錄下不同晶態(tài)相的含量，同時(shí)也可對(duì)巖石中的黏土礦物進(jìn)行分析，測(cè)得黏土礦物的成分及其含量［11］。本次XRD測(cè)試選用的是荷蘭帕納科公司的X′Pert-Pro MPD X衍射粉末衍射儀。SEM采用的卡爾蔡司的Sigma300場(chǎng)發(fā)射掃描電子顯微鏡，通過(guò)掃描電鏡觀察更直觀反映油砂微觀結(jié)構(gòu)。

按照Χoдoт（1961）的孔隙分類方案：微孔Ф＜10 nm；過(guò)渡孔10 nm＜Ф＜100 nm；中孔100 nm＜Ф＜1 000 nm；大孔Ф＞1 000 nm，低溫液氮吸附法的測(cè)試范圍包括了全部的微孔和過(guò)渡孔，即測(cè)試結(jié)果能夠真實(shí)客觀地反映油砂樣中微孔和過(guò)渡孔的配置狀況。

本次低溫液氮試驗(yàn)采用ASAP2420比表面測(cè)定儀進(jìn)行風(fēng)城地區(qū)油砂比表面積和孔徑分布測(cè)試。首先將油砂樣品粉碎至60～80目，樣品10 g，按照《巖石比表面和孔徑分布測(cè)定靜態(tài)氮吸附容量法（SY/T 6154—1995）》檢測(cè)依據(jù)進(jìn)行試驗(yàn)。脫氣系統(tǒng)極限真空度為5 μmHg（1 Pa=7.5 μmHg），分析系統(tǒng)極限真空度為1×10-5mmHg，吸附測(cè)定是在液氮溫度77.3 K下，根據(jù)靜態(tài)容量法從最低壓力開(kāi)始逐步導(dǎo)入一定量的氮?dú)?，通過(guò)傳感器測(cè)量出在不同平衡壓力下的吸附量，進(jìn)而得到吸附、脫附等溫曲線，通過(guò)計(jì)算曲線得到BET比表面積結(jié)果。BJH模型描述了圓柱形孔隙吸附過(guò)程的毛細(xì)凝聚的現(xiàn)象，在圓柱形孔隙多層吸附完成后，繼續(xù)增大相對(duì)壓力對(duì)毛細(xì)凝聚后的吸附量進(jìn)行計(jì)算，得出測(cè)試范圍內(nèi)孔隙孔徑分布［12-13］。

本次壓汞試驗(yàn)采用AUTO POREⅥ9500壓汞儀，測(cè)試過(guò)程依照標(biāo)準(zhǔn)GB/T 21650.1—2008執(zhí)行。室溫在24℃，濕度31%，大氣壓力為998 hPa的環(huán)境下測(cè)試。樣品規(guī)格為直徑為25.4 mm（1英寸），長(zhǎng)度為25～50 mm的柱樣。壓汞儀是通過(guò)汞入侵法來(lái)測(cè)定粉末或固體物理性質(zhì)的儀器。高壓壓汞測(cè)試進(jìn)汞飽和度高，能夠較全面地反映油砂儲(chǔ)層的微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征。

高壓壓汞法測(cè)量范圍為3 nm以上的各類孔，低溫液氮可用于表征孔徑在2～50 nm的孔隙［13］，即微孔及過(guò)渡孔的孔徑分布。利用油砂低溫液氮試驗(yàn)表征吸附孔的孔徑分布，從而克服高壓壓汞對(duì)吸附孔破壞導(dǎo)致相應(yīng)孔隙體積分?jǐn)?shù)偏大的問(wèn)題。故本研究采用液氮法和壓汞法相結(jié)合，對(duì)50 nm以下的孔隙數(shù)據(jù)主要采用低溫液氮吸附法，大于50 nm的孔隙數(shù)據(jù)采用高壓壓汞法。通過(guò)聯(lián)合液氮-壓汞法對(duì)孔隙特征進(jìn)行表征，相比單一使用高壓壓汞表征孔徑分布能更為準(zhǔn)確的孔徑結(jié)構(gòu)分布。

3 儲(chǔ)層物性特征

3.1 巖石學(xué)特征

研究區(qū)白堊系吐谷魯組儲(chǔ)層中上部巖性為灰色泥巖、泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖、細(xì)砂巖，底部為灰綠色砂礫巖，礫石含量平均約70%，礫石成分復(fù)雜，礫徑為0.1～1.5 cm，分選性及磨圓度差，呈次棱角狀，礫石見(jiàn)充填砂、粉砂、黏土等細(xì)粒沉積物，膠結(jié)程度中等，主要為點(diǎn)接觸，其次為線—點(diǎn)接觸。

研究區(qū)侏羅系齊古組儲(chǔ)層以中-細(xì)砂巖為主，中砂巖、細(xì)砂巖、泥巖次之。砂巖儲(chǔ)層是油砂賦存的主要巖性段，砂巖成分主要為石英、長(zhǎng)石和少量的巖屑構(gòu)成，中-細(xì)粒為主，分選性較好，磨圓度為次棱角狀—次圓狀，含油率高。

通過(guò)薄片觀察，研究區(qū)白堊系吐谷魯組底礫巖中礫石成分復(fù)雜，以火成巖為主；雜基主要為泥質(zhì)，膠結(jié)物為黃鐵礦，含較高的石英含量，常見(jiàn)石英次生加大，具有較好的自形程度；其次長(zhǎng)石主要為斜長(zhǎng)石；巖屑主要為凝灰?guī)r，以方解石膠結(jié)為主，呈孔隙式膠結(jié)，結(jié)構(gòu)上屬于顆粒支撐。主要為泥質(zhì)雜基，中酸性的巖漿巖為其主要的沉積物母巖。綜合表明研究區(qū)礦物含量中石英含量高，其次為長(zhǎng)石，巖屑含量高，不穩(wěn)定礦物呈現(xiàn)穩(wěn)定型礦物發(fā)育，說(shuō)明沉積物與物源的距離相比較近，成熟度較低［4］。

3.2 孔隙度及滲透率

孔隙度和滲透率的高低反映了儲(chǔ)層微觀疏導(dǎo)能力，良好的孔隙度、滲透率為油砂的運(yùn)移及富集提供了必要的基礎(chǔ)條件［8］。

通過(guò)對(duì)風(fēng)城油砂巖心樣品的孔隙度、滲透率實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)收集，得出研究區(qū)白堊系油砂孔隙度主要集中分布于8.3%～42.28%，平均孔隙度為34.5%；滲透率分布范圍較廣，最小值為12 mD，最大值為8 480 mD，平均值為1 228.29 mD；侏羅系油砂孔隙度主要集中分布于17.83%～39.64%，平均孔隙度為28.9%；滲透率分布范圍較廣，最小值為6.5 mD，最大值為6 784 mD，平均值為1 663.5 mD。

風(fēng)城油砂孔隙度、滲透滲按巖性進(jìn)行劃分總結(jié)，得出細(xì)砂巖孔滲較好，其次是中砂巖，粉砂巖，孔滲最差的為砂礫巖（見(jiàn)圖2）。細(xì)砂巖平均孔隙度為35.8%，平均滲透率為1 840 mD；中砂巖平均孔隙度為35.1%，平均滲透率為2 050 mD；粉砂巖平均孔隙度為22.3%，平均滲透率為238 mD；砂礫巖均孔隙度為8.3%，平均滲透率為3.9 mD。綜上所述分析，風(fēng)城地區(qū)油砂儲(chǔ)層具有中高孔孔隙度，高滲透性的特征，儲(chǔ)層物性較好。

圖2 新疆風(fēng)城油砂孔滲分布圖

3.3 黏土礦物特征

根據(jù)對(duì)研究區(qū)FHW21032井埋深為138 m的油砂樣品進(jìn)行全巖礦物分析，得出樣品礦物成分含量：石英為50.8%，含量最多，其次是斜長(zhǎng)石為26.4%，黏土礦物為16.4%，鉀長(zhǎng)石為4.8%，方解石為1.6%。并對(duì)研究區(qū)油砂中的黏土礦物X—射線衍射定量分析（見(jiàn)圖3），結(jié)果得出油砂中黏土礦物相對(duì)含量：蒙皂石占84%，伊利石占6%，綠泥石占10%。

圖3 油砂黏土礦物XRD定量分析譜圖

通過(guò)掃描電鏡分析，可以到觀察到油砂整體呈絮凝塊狀膠結(jié)結(jié)構(gòu)，顆粒間有互鎖鏈接帶結(jié)構(gòu)，石英顆粒表面粗糙不平整，這種類型的膠結(jié)結(jié)構(gòu)具有低含水率和孔隙度。鏡下可以清晰地觀察到油砂顆粒上的瀝青質(zhì)強(qiáng)有力地黏附于顆粒表面，部分砂粒被瀝青完全包裹起來(lái)（見(jiàn)圖4）。油砂中瀝青的形態(tài)體現(xiàn)了瀝青黏稠狀的力學(xué)行為，將油砂顆粒連接在一起［14］。也可在電鏡下觀察到呈針葉狀的綠泥石，常與自生石英共生（見(jiàn)圖5）。

圖4 掃描電鏡下油砂

圖5 針葉狀綠泥石

3.4 含油性

通過(guò)對(duì)油砂樣品含油率數(shù)據(jù)整理，總結(jié)得出粉、細(xì)砂巖含油率主要分布在8%～15%，平均含油率為9.3%。中、粗砂巖含油率主要分布于9%～14%，平均含油率為9.4%。礫巖含油率普遍較低，主要分布在2%～5%，平均含油率為3.9%。研究區(qū)油砂含油率分布范圍較廣，主要分布于3%～16%之間，含油率最大達(dá)30%，平均含油率為10.5%，屬于中—高品位油砂礦區(qū)。

4 油砂孔隙結(jié)構(gòu)

4.1 孔隙類型

研究區(qū)砂巖埋藏較淺，壓實(shí)作用程度低，具有早成巖早破壞的特點(diǎn)，巖石膠結(jié)疏松，原生孔隙被較好的保存。對(duì)研究區(qū)油砂樣品進(jìn)行鑄體薄片和掃描電鏡下的觀察，分析得出研究區(qū)儲(chǔ)層孔隙類型主要為原生粒間孔，其次為剩余粒間孔，可見(jiàn)溶蝕孔隙。發(fā)育規(guī)則的原生粒間孔，多呈現(xiàn)三角狀形態(tài)，連通性中等—好。

研究區(qū)油砂多發(fā)育原生孔隙，包括原生粒間孔和原生殘余粒間孔。原生殘余粒間孔多呈三角形或不規(guī)則多邊形，孔隙邊緣平直。粒內(nèi)溶孔主要在長(zhǎng)石和巖屑的內(nèi)部選擇性溶蝕作用而形成，呈不規(guī)則形狀，蜂窩狀產(chǎn)出。油砂樣品中可見(jiàn)裂縫、溶蝕縫。微裂縫能夠極大地改善砂巖儲(chǔ)層的滲透能力。

4.2 孔喉結(jié)構(gòu)

通過(guò)對(duì)研究區(qū)白堊系油砂薄片微觀特征觀察，得出孔隙類型主要為毛細(xì)管孔隙，面孔率大于9%，孔隙直徑分布范圍主要介于20～68 μm，占76.5%，其中對(duì)儲(chǔ)層貢獻(xiàn)最大是介于20～50 μm的孔隙，約占60%。

通過(guò)結(jié)合Pittman（1979）和Archie（1952）按基質(zhì)結(jié)構(gòu)及孔隙劃分對(duì)研究區(qū)FHW21032井埋深為138 m的油砂巖石薄片及掃描電鏡照片中可以看出，研究區(qū)存在多種類型的孔喉組合，孔喉非均質(zhì)性較強(qiáng)，大孔粗吼、大孔細(xì)喉、小孔細(xì)喉型孔喉組合均存在；往往吼道為可變斷面的收縮部分，主要為孔隙縮小型喉道，其次為片狀或彎片狀喉道；可見(jiàn)到長(zhǎng)石的溶蝕，溶蝕作用對(duì)于擴(kuò)大喉道及孔隙寬度具有正效應(yīng)；也可見(jiàn)石英的次生加大對(duì)孔喉大小在一定程度上產(chǎn)生了負(fù)效應(yīng)。

對(duì)其進(jìn)行壓汞測(cè)試，通過(guò)氮?dú)馕胶兔摳角€得到（見(jiàn)圖6）：當(dāng)相對(duì)壓力（P/P0）超過(guò)0.15時(shí)，油砂的吸附等溫線與脫附等溫線逐漸發(fā)生不重合，吸附等溫線位于脫附等溫線位于的下方，形成滯后回線。油砂樣品等溫線和滯回線說(shuō)明中孔、大孔占據(jù)了油砂孔隙上絕大部分，微孔、過(guò)渡孔較少。油砂儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)屬于開(kāi)放型孔、微—宏孔均發(fā)育、四面開(kāi)放尖劈形毛細(xì)孔，孔隙的連通性相對(duì)較好。同時(shí)對(duì)該樣品壓汞測(cè)試得到的累計(jì)進(jìn)汞、退汞曲線進(jìn)行分析（見(jiàn)圖7）：油砂進(jìn)退汞曲線幾乎平行或重合，滯后環(huán)窄，孔隙類型以半封閉孔為主，孔隙連通性較差。

圖6 新疆風(fēng)城油砂樣品吸附脫附曲線

圖7 新疆風(fēng)城油砂樣品進(jìn)-退汞曲線

4.3 孔容

通過(guò)聯(lián)合液氮-壓汞法對(duì)孔隙特征進(jìn)行表征，對(duì)研究區(qū)油砂樣品的階段孔容進(jìn)行研究，相比單一使用高壓壓汞表征孔徑分布能更為準(zhǔn)確地表征孔徑結(jié)構(gòu)分布。對(duì)50 nm以下的孔隙數(shù)據(jù)主要采用低溫液氮吸附法，大于50 nm的孔隙數(shù)據(jù)采用高壓壓汞法進(jìn)行分析。

通過(guò)測(cè)試結(jié)果得出（見(jiàn)圖8），研究區(qū)原始油砂樣中微孔的孔容為0.000 04 cm3/g，占總孔容的比例為0.050 5%，過(guò)渡孔的孔容為0.000 73 cm3/g，占總孔容的比例為0.868 1%，中孔的孔容為0.000 1 cm3/g，占總孔容的比例為0.118 8%，大孔的孔容為0.084 0 cm3/g，占總孔容的比例為98.962 4%。

圖8 壓汞—液氮聯(lián)合研究區(qū)油砂孔徑分布圖

通過(guò)分析得出研究區(qū)油砂樣微孔、過(guò)渡孔及中孔發(fā)育較少，多發(fā)育大孔及超大孔，孔徑多介于10～100 μm。

4.4 孔比表面積

同樣采用液氮法和壓汞法聯(lián)合表征，對(duì)油砂樣進(jìn)行孔比表面積分析。對(duì)孔徑小于50 nm，選用低溫液氮的測(cè)試數(shù)據(jù)，孔徑大于50 nm，選用壓汞的測(cè)試數(shù)據(jù)（見(jiàn)圖9）。

圖9 壓汞—液氮聯(lián)合研究區(qū)油砂階段孔比表面積

通過(guò)測(cè)試結(jié)果得出，油砂樣在0.001～0.01 μm的孔比表面積為0.025 5 m2/g，占總孔孔比表面積的22.85%；在0.01～0.1 μm的孔比表面積為0.0714 m2/g，占總孔孔比表面積的63.94%；在0.1～1 μm的孔比表面積為0.002 8 m2/g，占總孔孔比表面積的2.52%；在1～10 μm的孔比表面積為0.000 4 m2/g，占總孔孔比表面積的0.34%；在10～100 μm的孔比表面積為0.011 4 m2/g，占總孔孔比表面積的10.19%；在100～1 000 μm的孔比表面積為0.000 2 m2/g，占總孔孔比表面積的0.16%。

油砂樣中微孔、過(guò)渡孔的孔比表面積的貢獻(xiàn)比較大，階段孔比表面積主要集中分布在微孔、過(guò)渡孔以及10～100 μm的超大孔中。

5 結(jié)論

①新疆風(fēng)城油砂主要分布于白堊系吐谷魯組及侏羅系齊古組兩套地層中，砂巖儲(chǔ)層是油砂賦存的主要巖性段。

②新疆風(fēng)城油砂儲(chǔ)層具有中—高孔隙度，中—高滲透性的特點(diǎn)，含油率主要分布于3%～16%之間，平均含油率為10.5%，儲(chǔ)層物性較好。

③新疆風(fēng)城油砂孔隙類型以原生粒間孔為主，其次為剩余粒間孔，溶蝕孔。研究區(qū)存在多種類型的孔喉組合，孔喉非均質(zhì)性較強(qiáng)，大孔粗吼、大孔細(xì)喉、小孔細(xì)喉型孔喉組合均存在。油砂的孔容主要分布于孔徑10～100 μm，階段孔比表面積主要集中分布于微孔、過(guò)渡孔以及10～100 μm超大孔中。