鄧勇，范彩偉，胡德勝，何衛(wèi)軍，張建新

［中海石油（中國）有限公司 湛江分公司，廣東 湛江 524057］

頁巖油是全球重要的戰(zhàn)略接替能源，已在美國、加拿大、阿根廷等國實現(xiàn)商業(yè)開發(fā)。以美國為例，據(jù)2021年EIA（美國能源信息署）的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，該國2020年頁巖油產(chǎn)量達3.60 × 108t，占其原油總產(chǎn)量的65 %，頁巖油商業(yè)開發(fā)的成功直接幫助美國實現(xiàn)了能源獨立，成為石油凈出口國，由此深刻影響著世界能源格局［1］。相較國外，中國頁巖油勘探起步雖然較晚，但已取得明顯的進展，近年來在準噶爾盆地蘆草溝組、鄂爾多斯盆地延長組、渤海灣盆地沙河街組、四川盆地下侏羅統(tǒng)、松遼盆地青山口組、蘇北盆地阜寧組以及北部灣盆地流沙港組相繼取得重大突破和進展［2-9］。與北美海相克拉通盆地頁巖油不同，中國頁巖油主要分布在陸相淡水或咸水盆地中，具有構(gòu)造背景較不穩(wěn)定、分布面積小、沉積相變快、沉積厚度大、成熟度低、有機質(zhì)類型多樣、非均質(zhì)性強等特點［1，10-13］。上述特征導(dǎo)致中國頁巖油勘探開發(fā)難度較大，頁巖油甜點段的評價與預(yù)測有賴于對儲層非均質(zhì)性特征的精細解剖。因此，通過對陸相泥頁巖進行精細巖相劃分，探究巖相微相對儲層各性質(zhì)的控制作用，對中國頁巖油勘探評價具有重要的應(yīng)用實踐意義。

潿西南凹陷是北部灣盆地目前唯一的油氣產(chǎn)區(qū)，整體勘探程度較高，成熟區(qū)常規(guī)油氣勘探潛力下降明顯，頁巖油成為該區(qū)新領(lǐng)域勘探的重點方向，2022年部署的首口頁巖油勘探井WY-1井取得重大突破，日產(chǎn)原油20 m3，表明中國海上頁巖油具有很好的勘探前景［9］。古近系流沙港組二段下亞段（流二下亞段）頁巖是本區(qū)頁巖油勘探的主要目的層之一，目前已對其生產(chǎn)能力、儲集性、可動性和可壓性進行了初步研究［9］。然而，關(guān)于其儲層非均質(zhì)性特征及其巖相控制因素方面的研究還未涉及。本文在精細巖相劃分的基礎(chǔ)上，結(jié)合測井及分析化驗資料，分析目的層各巖相的頁巖油儲層特征，探討巖相對儲層非均質(zhì)性發(fā)育的控制作用，以期為流沙港組二段（流二段）頁巖油儲層甜點評價及預(yù)測提供理論依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

潿西南凹陷位于北部灣盆地北部坳陷帶，是盆地內(nèi)的三級構(gòu)造單元，北部是近北西-南東向的潿西南斷裂，南部為潿西南低凸起，東部為企西隆起，面積約3800 km2，是目前北部灣盆地勘探程度較高、油氣顯示最豐富的凹陷（圖1a）。潿西南凹陷內(nèi)北部一號斷裂為控洼邊界斷裂，在流二段沉積時期強烈活動，控制了流二段烴源層的發(fā)育；二號斷裂為A洼陷和B洼陷的分隔斷層，呈雁列式展布，主要在流一段及潿洲組沉積時期活動，為潿西南凹陷重要的構(gòu)造變換帶和油氣富集區(qū)（圖1b）［14］。潿西南凹陷為中古生界基底上發(fā)育起來的典型伸展斷陷盆地，古近系主要經(jīng)歷了3期裂陷階段，分別對應(yīng)古新統(tǒng)長流組、始新統(tǒng)流沙港組和漸新統(tǒng)潿洲組，流沙港組沉積期為湖盆發(fā)育的鼎盛時期，以半深湖-深湖及三角洲沉積為主，巖性以深灰色、暗色頁巖為主，夾有薄層-厚層砂巖、粉砂巖，也是潿西南凹陷的主力烴源巖［15］。流沙港組依據(jù)巖相特征進一步分為流一段、流二段和流三段，其中流二段是最有利的烴源巖（圖1c）。

2 巖相劃分及巖石學特征

巖相是指一定沉積環(huán)境中形成的巖石或巖石組合［17］，是巖石類型及沉積構(gòu)造的綜合，是沉積環(huán)境在巖性上的綜合表現(xiàn)［18］。研究頁巖油儲層非均質(zhì)性，尋找有利甜點段，確定有利巖相是基礎(chǔ)。對國內(nèi)外頁巖油區(qū)塊的調(diào)研發(fā)現(xiàn)，國外以海相型頁巖油為主，巖相主要以硅質(zhì)泥巖、鈣質(zhì)泥巖、混積碳酸鹽巖和碳酸鹽巖類為主，儲集空間以粒間孔、晶間孔、有機孔和微裂隙為主，孔滲發(fā)育非均質(zhì)性受巖相控制，甜點段具有高總有機碳含量（TOC）、高孔滲、厚層型，源-儲一體等特征；國內(nèi)頁巖油可分為淡水湖盆和咸化湖盆兩大類。淡水湖盆以鄂爾多斯盆地三疊系延長組7段（長7段）為例，主要發(fā)育細砂巖、粉砂巖、暗色泥巖、黑色頁巖4大巖類，孔隙類型主要為粒間孔、溶蝕孔、晶間孔及微裂隙，泥頁巖孔隙度一般小于2 %，滲透率小于0.01 × 10-3μm2，有機質(zhì)含量高，可動烴含量平均為0.47 %；咸化湖盆以濟陽坳陷為例，主要發(fā)育紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r/灰質(zhì)泥巖，層狀泥質(zhì)灰?guī)r/灰質(zhì)泥巖，塊狀灰質(zhì)泥巖/泥巖，碳酸鹽巖含量高，孔隙類型包括粒間孔、晶間孔、微裂縫和有機孔，孔隙度變化較大（3 %～16 %），TOC為0.6 %～16.7 %，整體非均質(zhì)性強，孔滲性較差。

目前，對于潿西南凹陷流二下亞段巖相的研究相對較少，缺少明確的劃分方案。頁巖巖相研究的重點集中在結(jié)構(gòu)（粒度）、（構(gòu)造）層理及成分特征。結(jié)構(gòu)特征能夠反映沉積物源、沉積位置、水體能量及巖石性質(zhì)（比如孔隙度和滲透率），層理特征則可指示沉積物輸入與沉積過程、底層水能量以及生物擾動現(xiàn)象，而成分特征與細粒沉積物沉積時及沉積后的物理、化學和生物耦合反應(yīng)密切相關(guān)［19］。前人對于巖相的劃分也多基于礦物組成、沉積構(gòu)造、有機質(zhì)豐度等［20-25］。其中，礦物組成是決定頁巖巖相類型的根本因素［1，17］，礦物組成一定程度上能夠反映物質(zhì)來源和水介質(zhì)條件，決定著頁巖的儲集空間。不同的礦物組成決定了頁巖的孔隙類型及結(jié)構(gòu)［26］。

本文在全巖X射線衍射礦物組分分析的基礎(chǔ)上，以長英質(zhì)礦物、黏土礦物和碳酸鹽礦物含量為三端元，采用斯倫貝謝［27］的礦物組分劃分方法（圖2），結(jié)合巖石的結(jié)構(gòu)（粒度）特征，將潿西南凹陷流二下亞段劃分為4類巖相：富硅黏土質(zhì)泥巖相、混合質(zhì)泥巖相、富黏土硅質(zhì)粉砂巖相及（混合）硅質(zhì)砂巖相（表1）。巖相類型與沉積構(gòu)造、有機質(zhì)豐度等關(guān)系密切，對應(yīng)良好。

表1 北部灣盆地潿西南凹陷流二下亞段巖相劃分和WY-1井各巖相厚度占比Table 1 Lithofacies division in the E2l2（1） and statistics of the thickness proportion of each lithofacies in well WY-1，Weixinan Sag， Beibu Gulf Basin

圖2 北部灣盆地潿西南凹陷WY-1井流二下亞段巖相劃分依據(jù)及主要礦物組成Fig.2 Lithofacies division basis and main mineral compositions in the E2l2（1） in well WY-1， Weixinan Sag， Beibu Gulf Basina.礦物組成分布； b.不同巖相巖石礦物組分含量

2.1 富硅黏土質(zhì)泥巖相

富硅黏土質(zhì)泥巖相巖心觀察為深灰色，層狀構(gòu)造，巖心及薄片上為較亮層與較暗層交互（圖3a）。可見少量0.5 ～ 1.0 cm寬的含黃鐵礦層與厚約0.5 cm的含粉砂紋層（圖3a），發(fā)育黃鐵礦結(jié)核與瀝青質(zhì)團塊。鏡下可見棕色的藻碎片，顆粒為粉砂級石英，基質(zhì)為泥級黏土，粒徑多在32 μm以下（圖4a）。該類巖相是富有機質(zhì)頁巖的一種，TOC整體較高，巖心測試TOC多大于4 %，平均值為5.72 %（表1），有機質(zhì)類型以Ⅰ-Ⅱ1型為主，具有良好的生烴潛力。X射線衍射分析顯示黏土礦物含量多在50 % ～ 60 %，碳酸鹽礦物含量小于10 %，具有黏土礦物和長英質(zhì)礦物含量較高，碳酸鹽礦物含量低的特征（圖2）。富硅黏土質(zhì)泥巖相主要發(fā)育于半深湖-深湖沉積環(huán)境中，遠離物源，具有相對低能、穩(wěn)定的水動力條件。在WY-1井流二下亞段分布比例最大，厚度占比達60.23 %，主要分布在流二下亞段上部。

圖3 北部灣盆地潿西南凹陷WY-1井流二下亞段不同巖相巖心照片F(xiàn)ig.3 Core photos of different lithofacies in the E2l2（1） in well WY-1， Weixinan Sag， Beibu Gulf Basina.富硅黏土質(zhì)泥頁相，層狀構(gòu)造，見含粉砂紋層和黃鐵礦結(jié)核，埋深3005.66 ～ 3005.79 m；b.混合質(zhì)泥巖相，層狀構(gòu)造，見瀝青團塊、含黃鐵礦紋層，埋深3007.50 ～ 3007.62 m；c.富黏土硅質(zhì)粉砂巖相，發(fā)育變形構(gòu)造，埋深3028.78 ～ 3028.89 m；d.富黏土硅質(zhì)粉砂巖相，發(fā)育變形構(gòu)造、火焰構(gòu)造、流水波紋構(gòu)造，埋深3027.62 ～ 3027.77 m；e.（混合）硅質(zhì)砂巖相，塊狀構(gòu)造，埋深3027.28 ～ 3027.41 m；f.（混合）硅質(zhì)砂巖相，塊狀構(gòu)造，底部發(fā)育沖刷面，見正粒序，埋深3026.87 ～ 3027.00 m

2.2 混合質(zhì)泥巖相

混合質(zhì)泥巖相巖心上表現(xiàn)為深灰色，與富硅黏土質(zhì)泥巖相相比略淺，滴酸起泡，層狀構(gòu)造，巖心及薄片上同樣為較亮層與較暗層交互，可見少量0.5 ～ 1.0 cm寬的含黃鐵礦層與厚約0.5 cm的含粉砂紋層，發(fā)育黃鐵礦結(jié)核與瀝青團塊（圖3b）。鏡下可見棕色的藻碎片及富含方解石的團塊，顆粒為粉砂級石英或方解石，基質(zhì)為泥級黏土，粒徑多在32 μm以下（圖4b，c）。該類巖相同樣是富有機質(zhì)頁巖的一種，TOC整體偏高，巖心分析TOC多大于4 %，平均值為5.19 %（表1），有機質(zhì)類型也為Ⅰ-Ⅱ1型，具有良好的生烴潛力?；旌腺|(zhì)泥巖相黏土礦物含量、碳酸鹽礦物含量和長英質(zhì)礦物含量均在20 % ～ 50 %，X射線衍射分析顯示碳酸鹽礦物成分主要為方解石（圖2）。這類巖相發(fā)育于半深湖-深湖沉積環(huán)境中，水體略淺，最顯著的特征就是具有較高含量的方解石，常常與富硅黏土質(zhì)泥巖相頻繁互層，是沉積水體低幅震蕩條件下的產(chǎn)物。WY-1井流二段較發(fā)育，厚度占比在32.76 %，主要分布在流二下亞段中部和下部。

2.3 富黏土硅質(zhì)粉砂巖相

富黏土硅質(zhì)粉砂巖相巖心觀察為淺灰色-灰色，巖心上多見變形構(gòu)造，發(fā)育沖刷面、火焰構(gòu)造等（圖3c，d）。薄片上見富黏土層，多見針狀白云母，顆粒主要為粉砂級石英，占50 %以上，粒徑多在32.0 ～62.5 μm，基質(zhì)為泥級黏土（圖4d，e）。該類巖相TOC偏低，巖心測試TOC在0.49 % ～ 3.79 %，平均值為1.58 %（表1），有機質(zhì)類型為Ⅱ2型，可能是受陸源有機質(zhì)輸入的影響。X射線衍射礦物組成分析顯示，長英質(zhì)礦物含量在50 % ～ 80 %，碳酸鹽礦物含量小于10 %，表現(xiàn)為長英質(zhì)礦物含量較高，碳酸鹽礦物含量低的特征（圖2）。富黏土硅質(zhì)粉砂巖相發(fā)育于重力流沉積物中，高能、瞬時沉積，故而含有大量的陸源石英。在WY-1井流二下亞段以夾層形式發(fā)育于富硅黏土質(zhì)泥巖相或混合質(zhì)泥巖相之間，發(fā)育相對較少，厚度占比為6.26 %。

2.4 （混合）硅質(zhì)砂巖相

（混合）硅質(zhì)砂巖相包括混合硅質(zhì)砂巖相和硅質(zhì)砂巖相兩種巖相。混合硅質(zhì)砂巖相巖心上表現(xiàn)為淺灰色，塊狀構(gòu)造（圖3e）。薄片上見鐵白云石等碳酸鹽礦物，顆粒主要為中砂級石英或燧石，粒徑多在250 ～ 500 μm（圖4f，g）。該類巖相TOC低，巖心測試TOC小于1 %（表1）。長英質(zhì)礦物含量主要在50 % ～ 80 %，黏土礦物含量在10 % ～ 40 %，碳酸鹽礦物含量在10 % ～40 %，具有長英質(zhì)礦物含量高、含有相對較多鐵白云石、黏土礦物含量低的特征（圖2）。該類巖相為重力流搬運沉積物，屬事件性沉積。在WY-1井流二下亞段少量發(fā)育，厚度僅占0.62 %，多夾于富黏土硅質(zhì)粉砂巖之間，分布在流二下亞段下部。

硅質(zhì)砂巖相巖心觀察為淺灰色，塊狀構(gòu)造，發(fā)育粒序?qū)永?，底部見沖刷面（圖3f）。巖心上可見兩層，厚約15 cm。鏡下觀察顆粒主要為中-粗砂級石英顆?；蜢菔蕉嘣?50 ～ 1000 μm，黏土基質(zhì)十分少（圖4h，i）。該類巖相TOC低，巖心測試TOC小于1 %（表1），孔隙不發(fā)育。X射線衍射礦物組成分析顯示，長英質(zhì)礦物含量大于80 %，具有石英含量高，碳酸鹽礦物及黏土礦物含量低的特征（圖2）。與混合硅質(zhì)砂巖相的區(qū)別主要是兩方面：①碳酸鹽礦物（鐵白云石）含量低；②粒度更粗。硅質(zhì)砂巖相也是重力流搬運事件性沉積。在WY-1井流二下亞段發(fā)育極少，厚度占比僅為0.13 %，分布在流二下亞段下部。

由于兩種巖相在流二段發(fā)育較少（厚度占比 ＜ 1 %），且性質(zhì)相似，故將兩種巖相合在一起進行分析。

3 儲層非均質(zhì)性

3.1 儲層物性特征

頁巖油儲層作為非常規(guī)儲層的一種類型，其特點在于頁巖本身不僅作為油氣系統(tǒng)的烴源巖和蓋層，也可作為儲存油氣的儲集層，具有典型的源-儲一體的特征。儲集層物性的好壞能直接影響頁巖內(nèi)部的儲集能力、油氣富集模式與賦存狀態(tài)，決定著開發(fā)產(chǎn)出的經(jīng)濟效益大小。但頁巖儲層巖相變化快、微裂縫與納米孔隙發(fā)育，不同巖相物性之間差異較大，且本身非均質(zhì)性強，因此研究其物性對于開發(fā)頁巖油儲層至關(guān)重要。

孔隙度與滲透率作為能直接表征儲層物性的重要參數(shù)，是頁巖油賦存狀態(tài)與富集模式的主控因素。通過常規(guī)物性測試實驗數(shù)據(jù)分析潿西南凹陷流沙港組頁巖油儲層物性特征，流二下亞段儲層的孔隙度范圍為2.6 % ～ 16.7 %，平均為8.4 %；滲透率范圍為（0.01 ～2.75 ） × 10-3μm2，平均為0.52 × 10-3μm2。

流二下亞段整體孔、滲變化大，不同巖相之間有明顯差異?；旌腺|(zhì)泥巖相孔隙度范圍為2.9 % ～ 4.9 %，平均為3.9 %；滲透率范圍為（0.11 ～ 0.80） ×10-3μm2，平均為0.40 × 10-3μm2；富硅黏土質(zhì)泥巖相孔隙度范圍為2.6 % ～ 16.2 %，平均為6.5 %；滲透率范圍為（0.12 ～ 1.58） × 10-3μm2，平均為0.40 × 10-3μm2；（混合）硅質(zhì)砂巖相孔隙度范圍為8.0 % ～ 16.7 %，平均為11.7 %；滲透率范圍為（0.04 ～ 2.75） × 10-3μm2，平均為0.89 × 10-3μm2；富黏土硅質(zhì)粉砂巖相孔隙度范圍為4.7 % ～ 11.9 %，平均為8.5 %；滲透率范圍為（0.01 ～ 1.73） × 10-3μm2，平均為0.26 × 10-3μm2。（混合）硅質(zhì)砂巖相物性最好，孔隙度一般在10.0 %以上，滲透率在1.00 × 10-3μm2以上（表2）。富黏土硅質(zhì)粉砂巖相、富硅黏土質(zhì)泥巖相等巖相次之；混合質(zhì)泥巖相物性最差?？紫抖扰c滲透率有一定的相關(guān)性，指示粒間孔可能為主要滲流空間。

表2 北部灣盆地潿西南凹陷WY-1井流二下亞段各巖相物性統(tǒng)計Table 2 Statistics of physical properties of each lithofacies in the E2l2（1） in well WY-1， Weixinan Sag， Beibu Gulf Basin

本次研究利用掃描電鏡、高壓壓汞實驗等技術(shù)綜合分析，定量表征潿西南凹陷流二下亞段頁巖油儲層的孔隙流體分布、孔喉分布、孔隙結(jié)構(gòu)以及主要流體滲濾通道分布。

3.2 儲集空間類型及孔喉分布非均質(zhì)性特征

頁巖微觀儲滲空間的類型、結(jié)構(gòu)、大小及分布會影響頁巖儲層的儲集能力、頁巖油的賦存狀態(tài)及其滲流和開采產(chǎn)出條件。地質(zhì)條件控制儲滲空間的發(fā)育，而有機質(zhì)含量、類型及成熟度對有機孔隙至關(guān)重要［28-30］。

巖樣薄片觀察、掃描電鏡觀察綜合分析發(fā)現(xiàn)，潿西南凹陷流二下亞段儲集空間類型不僅包括孔隙，還有微裂縫（圖5）［31-33］。其中孔隙類型有3類，分別是粒間孔隙、晶間孔隙以及少量的溶蝕孔隙。樣品頁巖中多發(fā)育晶間孔隙與微裂縫，其中黃鐵礦集合體晶間孔隙較發(fā)育，且部分被有機質(zhì)和黏土礦物充填；細砂巖中多發(fā)育粒間孔隙與微裂縫，被黏土礦物和自生石英等充填，粒間孔隙內(nèi)多充填書頁狀高嶺石，見少量晶間孔隙；微孔隙和微縫隙多在有機質(zhì)或黃鐵礦邊緣發(fā)育。

圖5 北部灣盆地潿西南凹陷WY-1井流二下亞段孔隙類型掃描電鏡照片F(xiàn)ig.5 SEM images showing different types of pores in the E2l2（1） in well WY-1， Weixinan Sag， Beibu Gulf Basina.粒間孔，埋深3053.0 m；b.粒間孔，埋深3060.2 m；c.溶蝕孔隙（方解石），埋深3060.2 m；d.晶間孔隙，埋深2959.0 m；e.晶間孔隙，埋深2971.0 m；f.晶間孔隙，埋深3053.0 m；g.微裂縫，埋深2971.0 m；h.微裂縫，埋深2988.3 m；i.微裂縫，埋深3035.2 m

高壓壓汞通過測量毛管力曲線、進汞體積，可以獲得研究區(qū)頁巖儲層滲濾性，孔喉半徑以及孔隙體積分布。壓汞測試10個樣品包含流二下亞段的4種巖相，根據(jù)壓汞曲線分析，混合質(zhì)泥巖、富硅黏土質(zhì)泥巖物性相似，排驅(qū)壓力高（17.215 MPa）、最大進汞飽和度低，總體滲濾性較差，孔喉半徑差距相對較小。富黏土硅質(zhì)粉砂巖、（混合）硅質(zhì)砂巖總體滲濾性較好，最大進汞飽和度較高，排驅(qū)壓力較低（1.355 MPa），孔喉半徑差距較大，（混合）硅質(zhì)砂巖相較富黏土硅質(zhì)粉砂巖相物性更好（圖6）。

圖6 北部灣盆地潿西南凹陷WY-1井流二下亞段壓汞曲線形態(tài)及孔喉半徑分布特征Fig.6 Mercury intrusion porosimetry curves and pore throat radius distribution in the E2l2（1） in well WY-1， Weixinan Sag， Beibu Gulf Basina.各巖相壓汞曲線，毛管壓力變化快慢、汞飽和度高低可反映儲層滲透性好壞；b.各巖相三段平均分形維數(shù)（S為汞飽和度，%；p為實驗過程的動態(tài)毛管壓力，MPa。）

混合質(zhì)泥巖與富硅黏土質(zhì)泥巖孔喉半徑都為0.004 ～ 0.040 μm，且主要發(fā)育半徑為0.004 ～0.010 μm的微孔；而富黏土硅質(zhì)粉砂巖與（混合）硅質(zhì)砂巖孔喉半徑都分布在0.004 ～ 0.400 μm，富黏土硅質(zhì)粉砂巖主要發(fā)育半徑為0.040 ～ 0.100 μm的孔隙，（混合）硅質(zhì)砂巖以半徑為0.063 ～ 0.160 μm的孔隙為主。

通過進汞體積與孔喉半徑的關(guān)系圖可看出，混合質(zhì)泥巖與富硅黏土質(zhì)泥巖主要進汞量集中在半徑為0.004 ～ 0.010 μm的孔隙中，而富黏土硅質(zhì)粉砂巖與（混合）硅質(zhì)砂巖主要進汞量集中在半徑為0.004 ～0.100 μm的孔隙中。這表明混合質(zhì)泥巖與富硅黏土質(zhì)泥巖的主要儲集空間是半徑為0.004 ～ 0.010 μm的孔隙，而富黏土硅質(zhì)粉砂巖與（混合）硅質(zhì)砂巖的主要儲集空間是半徑為0.004 ～ 0.100 μm的孔隙（圖7）。根據(jù)滲透率貢獻值曲線圖，混合質(zhì)泥巖主要流體滲濾通道為半徑0.016 ～ 0.040 μm的孔隙，富硅黏土質(zhì)泥巖主要流體滲濾通道為半徑0.010 ～ 0.025 μm的孔隙，富黏土硅質(zhì)粉砂巖主要流體滲濾通道為半徑0.063 ～ 0.160 μm的孔隙。（混合）硅質(zhì)砂巖滲透率貢獻值曲線具有明顯雙峰性，半徑0.100 ～ 0.400 μm的孔隙是其主要滲流通道。富黏土硅質(zhì)粉砂巖與（混合）硅質(zhì)砂巖孔滲性更好（圖7）。

圖7 北部灣盆地潿西南凹陷WY-1井流二下亞段孔隙分布區(qū)間特征Fig.7 Diagram showing pore throat radius distribution in the E2l2（1） in well WY-1， Weixinan Sag， Beibu Gulf Basina.流體賦存空間的孔喉半徑分布；b. 流體滲流的孔喉半徑分布

3.3 可動性非均質(zhì)性特征

常規(guī)巖石熱解實驗獲得的S1值通常對應(yīng)于巖石中熱汽化釋放的游離烴質(zhì)量分數(shù)，其一定程度上能反映可動油的含量，常被用來評價儲層中可動用的資源量。目前常用游離烴指數(shù)（OSI）來評價頁巖油的可動性［34］。根據(jù)全巖熱解和總有機碳分析實驗結(jié)果，得出富硅黏土質(zhì)泥巖相S1較大，平均值為8.7 mg/g，OSI值均大于100 mg/g，發(fā)生超越效應(yīng)，成為潛在可動油［34-35］；混合質(zhì)泥巖相S1也較大，平均值為8.1 mg/g，OSI值范圍為30.2 ～ 1372.9 mg/g，平均值為305.9 mg/g；富黏土硅質(zhì)粉砂巖相S1平均值為4.4 mg/g，OSI值范圍為71.4 ～ 426.9 mg/g，平均值為168.2 mg/g（圖8a）；（混合）硅質(zhì)砂巖相S1平均值為5.2 mg/g，OSI值范圍為203.9 ～ 690.9 mg/g，平均值為436.5 mg/g。整體來看，（混合）硅質(zhì)砂巖相可動性最好，混合質(zhì)泥巖相因游離烴含量高，整體可動性次之，富黏土硅質(zhì)粉砂巖相和富硅黏土質(zhì)泥巖相可動性較差。

圖8 北部灣盆地潿西南凹陷WY-1井流二下亞段可動性和可壓性分析Fig.8 Mobility and compressibility analysis in the E2l2（1） in well WY-1， Weixinan Sag， Beibu Gulf Basina. 游離烴指數(shù)（OSI）與各巖相關(guān)系；b. 脆性指數(shù)與各巖相關(guān)系

3.4 可壓性非均質(zhì)性特征

當頁巖中膨脹性黏土礦物含量較少，硅質(zhì)、碳酸鹽和長石等脆性礦物含量較多時，巖石脆性較大，因此可以用脆性礦物［主要包括石英、長石、碳酸鹽礦物（方解石、白云石）］占總礦物的比值計算頁巖脆性指數(shù)。但要注意X射線衍射全巖礦物分析獲得為無機礦物質(zhì)量分數(shù)，需要轉(zhuǎn)換成其體積分數(shù)［36］。富硅黏土質(zhì)泥巖脆性指數(shù)較小，范圍在0.47 ～ 0.69，平均值為0.55；混合質(zhì)泥巖相脆性指數(shù)也較小，范圍為0.44 ～ 0.73，平均值為0.57；富黏土硅質(zhì)粉砂巖相脆性指數(shù)范圍為0.72 ～0.76，平均值為0.74；（混合）硅質(zhì)砂巖相脆性指數(shù)范圍為0.73 ～ 0.75，平均值也為0.74（圖8b）。流二下亞段識別的4種巖相中，（混合）硅質(zhì)砂巖相與富黏土硅質(zhì)粉砂巖相的脆性礦物（石英）含量高，其可壓性明顯好于混合質(zhì)泥巖相和富硅黏土質(zhì)泥巖相。

富硅黏土質(zhì)泥巖相是4種巖相中黏土含量最高的，脆性指數(shù)較小，受礦物含量影響，孔滲變化區(qū)間大，主要發(fā)育微孔，總體孔喉半徑差距相對較小，滲透性較差，孔喉半徑分布區(qū)間均小于0.1 μm，該巖相TOC較高，OSI值較小，是主要的烴源巖巖相；混合質(zhì)泥巖相中的黏土含量僅次于富硅黏土質(zhì)泥巖相，其脆性指數(shù)同樣略小，孔滲性是4種巖相中最差的，孔隙度最大僅為4.9 %，主要流體滲濾通道由半徑為0.016 ～ 0.040 μm的孔隙構(gòu)成，其S1值較大，具有一定可動性；富黏土硅質(zhì)粉砂巖相長英質(zhì)礦物含量高，有較好的可壓性，是流二下亞段主要的砂巖巖相，總體滲濾性較好，但孔隙非均質(zhì)性最強，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜程度最大，S1與OSI值較小，有一定的改造潛力；（混合）硅質(zhì)砂巖相脆性礦物含量（石英、長石和碳酸鹽礦物等）最高，脆性指數(shù)大，物性較好，孔隙度均大于8.0 %，孔喉半徑分布均勻程度低于富黏土硅質(zhì)粉砂巖相，整體物性最好，TOC值較小，OSI值較大，可動性最好。

4 儲層非均質(zhì)性的控制因素及其綜合評價

4.1 儲層非均質(zhì)性的控制因素

儲層非均質(zhì)性受不同巖相中礦物組分的差異控制。其中，儲層物性特征與各種因素密切相關(guān)，而礦物組成對無機孔隙的影響大。對流二下亞段孔隙度、滲透率與礦物組分進行分析，得出孔、滲值與石英和黏土礦物有較強的相關(guān)性（圖9）?？紫抖?、滲透率與石英含量呈正相關(guān)關(guān)系。其中（混合）硅質(zhì)砂巖相、富黏土硅質(zhì)粉砂巖相石英含量最多，對應(yīng)孔、滲值也較大；孔隙度、滲透率與黏土含量呈負相關(guān)關(guān)系。其中混合質(zhì)泥巖相、富硅黏土質(zhì)泥巖相黏土含量最多，對應(yīng)孔、滲值也較小；頁巖儲層可壓性越好，越有利于后期的壓裂開發(fā)增產(chǎn)。頁巖裂縫的發(fā)育程度一般與頁巖中脆性礦物的含量呈正相關(guān)關(guān)系，因此儲層的脆性礦物含量越多，計算得到的脆性指數(shù)就越大，同各巖相有較好的對應(yīng)關(guān)系，如在富黏土硅質(zhì)粉砂巖相中石英含量越高，黏土含量越少，其脆性指數(shù)就越大，說明其可壓性變好。通過對巖相中礦物組分含量與儲層各性質(zhì)的參數(shù)分析，巖相對儲層非均質(zhì)性有較強的控制作用。

圖9 北部灣盆地潿西南凹陷WY-1井流二下亞段各巖相儲層非均質(zhì)性與礦物含量相關(guān)性Fig.9 Correlation between heterogeneity and mineral content for reservoirs of diverse lithofacies in the E2l2（1） in well WY-1，Weixinan Sag， Beibu Gulf Basina，c，e.分別為各巖相石英含量與孔隙度、滲透率及脆性指數(shù)相關(guān)性；b，d，f. 分別為各巖相黏土礦物含量與孔隙度、滲透率及脆性指數(shù)相關(guān)性

除此之外，成巖作用對儲集層的非均質(zhì)性也具有較強的控制作用。由于有機質(zhì)演化處于早期階段，有機質(zhì)成熟度低，鏡質(zhì)體反射率（Ro）在0.8 %左右，處于中-低成熟階段，未發(fā)育大量有機質(zhì)孔（圖5），故而富硅黏土質(zhì)泥巖相與混合質(zhì)泥巖相儲集空間發(fā)育較少，孔滲較低，未形成良好儲層。富黏土硅質(zhì)粉砂巖由于含有較多黏土礦物（圖4d，e），在壓實作用下，孔隙度迅速降低，但由于成巖作用尚處于早期階段，仍保留一定的儲集空間，從而具有較高的物性特征。（混合）硅質(zhì)砂巖相中含有較多鐵白云石膠結(jié)物（圖4f，g），膠結(jié)物使儲集空間大幅度減少，但由于膠結(jié)作用并非十分強烈，且（混合）硅質(zhì)砂巖相之間的硅質(zhì)砂巖相并未發(fā)育大量鐵白云石膠結(jié)物（圖4h，i），仍保存大量儲集空間，表明膠結(jié)作用影響程度有限。研究區(qū)目的層儲集空間主要為粒間孔，成巖作用多為破壞性成巖作用，故而處于早期的、成巖作用不強的條件對（混合）硅質(zhì)砂巖相、富黏土硅質(zhì)粉砂巖相的原生粒間孔的保存有利，而對富硅黏土質(zhì)泥巖、混合質(zhì)泥巖相的有機質(zhì)孔發(fā)育不利。

4.2 流二段頁巖油甜點段典型井綜合評價

通過巖心觀察、薄片鑒定、基質(zhì)孔滲實驗、掃描電鏡及高壓壓汞實驗等結(jié)果的綜合研究，并結(jié)合元素測井的礦物組分測量結(jié)果對WY-1井流二下亞段進行巖相識別，流二下亞段的儲層性質(zhì)與巖相有著較好的對應(yīng)關(guān)系。同時，該目的層段從儲集性的縱向展布特征可以看出，流二下亞段底部儲集性最好，其巖相主要為（混合）硅質(zhì)砂巖相和富黏土硅質(zhì)粉砂巖相互層，孔隙度最大17.3 %，平均值為11.7 %，滲透率平均值為0.16 × 10-3μm2；從可動性的縱向展布特征可以看出，流二下亞段底部可動性最好，S1較大，最大為7.9 mg/g，OSI值均大于100 mg/g，最小為172 mg/g，可發(fā)生超越效應(yīng)，成為潛在可動油；從可壓性的縱向展布特征可以看出，流二下亞段除（混合）硅質(zhì)砂巖相和富黏土硅質(zhì)粉砂巖相互層段外，脆性指數(shù)普遍偏低，可壓性差，底部脆性指數(shù)整體較高，為0.15 ～0.47，平均為0.36，可壓性較好（圖10）。綜合儲集性、可動性以及可壓性等儲層特征，流二下亞段底部（混合）硅質(zhì)砂巖相和富黏土硅質(zhì)粉砂巖相互層段是研究區(qū)主要甜點段。

圖10 北部灣盆地潿西南凹陷WY-1井流二下亞段測井綜合圖Fig.10 Composite logging analysis of the E2l2（1） in well WY-1， Weixinan Sag， Beibu Gulf Basin

5 結(jié)論

1） 通過對礦物組成、粒度、沉積構(gòu)造和有機地化參數(shù)進行分析，可在WY-1井流二下亞段識別出富硅黏土質(zhì)泥巖相、混合質(zhì)泥巖相、富黏土硅質(zhì)粉砂巖相及（混合）硅質(zhì)砂巖相4類巖相。其中，富硅黏土質(zhì)泥巖相黏土礦物含量高，TOC值大，厚度占比大，主要分布在流二下亞段上部；混合質(zhì)泥巖相具有較高含量的方解石，TOC值大，厚度占比較大，主要分布在流二下亞段中部；富黏土硅質(zhì)粉砂巖相石英含量較高，TOC值小，厚度占比較小，主要分布在流二下亞段下部。（混合）硅質(zhì)砂巖相石英含量高，TOC值小，厚度占比小，主要分布在流二下亞段下部。

2） 基于基質(zhì)孔滲、高壓壓汞、電鏡掃描等實驗，判定了各巖相的儲集性具有較強的非均質(zhì)性，4種巖相分形維數(shù)偏大，整體孔隙結(jié)構(gòu)較差，其中（混合）硅質(zhì)砂巖相孔參值最大，而混合質(zhì)泥巖、富硅黏土質(zhì)泥巖物性相似，滲濾性較差，孔喉半徑變化相對較小，以發(fā)育微孔為主；流二下亞段下部除了作為主要儲集空間類型的粒間孔之外，還發(fā)育晶間孔隙、溶蝕孔隙以及微裂縫。

3） 游離烴含量及礦物組分含量分析表明，流二下亞段的可動性與可壓性存在明顯的非均質(zhì)性，不同巖相之間差異較大，受巖相控制顯著。（混合）硅質(zhì)砂巖相與富黏土硅質(zhì)粉砂巖相可壓性較好，（混合）硅質(zhì)砂巖相與混合質(zhì)泥巖相的可動性較好，有較好的生油潛力；綜合評價流二下亞段儲集性、可動性以及可壓性等儲層特征的非均質(zhì)性，底部（混合）硅質(zhì)砂巖相和富黏土硅質(zhì)粉砂巖相互層段整體最好，中部富黏土硅質(zhì)粉砂巖相與混合質(zhì)泥巖相互層段次之，上部富硅黏土質(zhì)泥巖相最差。