川中自流井組大安寨段致密油儲層微觀孔隙特征

李　博, 劉紅岐, 王擁軍, 周華英, 張艷梅, 田　杰, 孫楊沙

(1.西南石油大學 地球科學與技術(shù)學院，成都 610500； 2.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 10083；3.中國石油西南油氣田分公司 輸氣管理處，成都 610213；4.中國石油新疆油田分公司 彩南油田作業(yè)區(qū)，烏魯木齊 830001)

圖1　川中地區(qū)大安寨段沉積期古地理簡圖及綜合柱狀圖Fig.1　Paleogeography map and comprehensive column of the Jurassic Da’anzhai Section in central Sichuan Basin

近年來，隨著非常規(guī)油氣勘探取得重大突破，致密油已逐漸成為全球非常規(guī)油氣勘探開發(fā)的新熱點[1-5]。作為典型湖相碳酸鹽巖致密油儲層，川中下侏羅統(tǒng)自流井組大安寨段致密油儲層在構(gòu)造位置上處于四川盆地中部的“川中古隆中斜平緩構(gòu)造帶”北部，東、西分別以華鎣山和龍泉山基底大斷裂為界，大地構(gòu)造上稱為“川中陸核”[6]。大安寨段由上至下分為大一亞段、大一三亞段和大三亞段，沉積展布及演化受湖平面升降控制，經(jīng)歷了一個完整的湖進-湖退旋回沉積演化過程，沉積期湖盆面積達1×105km2，屬于典型的大型內(nèi)陸湖泊相沉積[7-8](圖1)。

大安寨段儲層巖石類型主要為介殼灰?guī)r，儲集空間以次生孔隙為主，發(fā)育溶蝕孔洞、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、生物鉆孔、鑄?？准凹{米孔等，裂縫包括溶蝕縫、構(gòu)造縫、層間縫、微裂縫。大安寨段介殼灰?guī)r油層在有利相帶內(nèi)具有較好的連片性，具有大面積含油的宏觀特征，儲層厚度一般為3～20 m，TOC質(zhì)量分數(shù)(wTOC)為0.8%～3%，含油飽和度一般大于60%，基質(zhì)孔隙度(q)平均值<2%、平均滲透率(K)<0.1×10-3μm2，屬低孔-低滲儲層(表1)。作為川中侏羅系主力產(chǎn)油層，大安寨段儲層原油產(chǎn)量長期低位徘徊，并呈現(xiàn)出逐年下降的趨勢，2013年生產(chǎn)井251口，原油年產(chǎn)量僅數(shù)萬噸，導致該現(xiàn)象的原因之一是對儲層認識不清[9-10]。以往的研究多側(cè)重于宏觀沉積體系分析、裂縫發(fā)育特征及儲層分布規(guī)律等，而在微觀孔隙特征方面缺乏較為系統(tǒng)的研究。由于沉積變化快、儲集空間復雜，物性極差；所以，油氣儲集空間的孔喉特征如何？孔隙連通性能如何？影響孔隙連通性的主要因素有哪些？這些問題制約著大安寨段有效儲層的識別與川中油氣的勘探開發(fā)。故本文基于SEM、CT掃描等高精度檢測資料，對大安寨段微觀孔隙特征進行分析，以期為川中致密油的優(yōu)選開發(fā)奠定基礎(chǔ)。

表1　研究區(qū)大安寨段物性統(tǒng)計表Table 1　Statistics of physical properties in study area

1　儲層巖石學特征

巖心顯示，大安寨段巖性穩(wěn)定，主要發(fā)育生物顆?；?guī)r、暗色泥巖及灰泥巖薄互層，儲集巖以介殼灰?guī)r、介屑灰?guī)r及含泥介殼灰?guī)r為主；薄片觀察,大安寨段礦物以方解石、白云石為主；古生物類型豐富，包括介形蟲、瓣鰓類、腹足類、輪藻等[11-12](圖2)。

對川中11個區(qū)塊45口井巖心取樣進行巖石化學分析，主要測試CaO、MgO、SO3、CaCO3、MgCO3、CaSO4等6種化學成分含量，并將不同含量化學成分換算為方解石、白云石等礦物成分及酸不溶物、氧化物等公用成分。巖石化學分析表明(表2)，大安寨段主要成巖礦物為方解石，其平均質(zhì)量分數(shù)(w)為79.3%，白云石平均質(zhì)量分數(shù)為6.3%，酸不溶物平均質(zhì)量分數(shù)為11.2%，其他成分平均質(zhì)量分數(shù)為3.2%。通過礦物含量統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，川中地區(qū)東、南環(huán)帶白云石含量略高于西、北環(huán)帶，而酸不溶物含量則低于西、北環(huán)帶區(qū)域。分析認為湖盆沉積期經(jīng)歷北陡南緩的構(gòu)造格局[13]，靠近物源的西、北環(huán)帶處沉積在一定程度上受到?jīng)_積扇及三角洲沉積環(huán)境影響，導致不同地區(qū)成巖礦物含量不均。

2　孔隙結(jié)構(gòu)特征

2.1　孔隙特征

通過對川中大安寨段1 200余張普通薄片、熒光薄片、鑄體薄片及掃描電鏡觀察，結(jié)果表明；大安寨段致密灰?guī)r樣品可見孔含量較低，面孔率0.72%，孔隙多為粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、晶間微孔、有機質(zhì)孔等次生孔隙(圖3-A、C、D)，原生孔隙幾近消失，部分孔隙被硅質(zhì)充填(圖3-B)，破壞了儲層儲集空間的有效性。

圖2　川中地區(qū)大安寨段主要巖性特征Fig.2　Main lithological characteristics of Da’anzhai Section in central Sichuan Basin(A)大一段介殼灰?guī)r，含完整介殼類生物化石,X44井，深度2 083.8 m; (B)大一三段黑色泥巖，呈書頁狀,G6井，深度2 555.48 m; (C)大一段灰泥巖薄互層,X5井，深度1 733.30 m; (D)大一段泥晶灰質(zhì)云巖，方解石被染色，泥晶白云石呈斑塊狀富集，MX9井，深度1 448 m,單偏光; (E)大一段生屑泥粒巖，生屑以雙殼類、腹足類為主，多數(shù)破碎未遭受壓實，可見鈣化輪藻藏卵器，基質(zhì)為灰泥重結(jié)晶,X28井，深度1 957.45 m; (F)大一段泥質(zhì)介屑灰?guī)r，含介形蟲， 介殼雜亂排列, J61井，深度2 676 m

表2　川中大安寨段致密油儲層主要礦物成分Table 2　Content of main mineral components of Da’anzhai Section in central Sichuan Basin

圖3　川中地區(qū)大安寨段致密油儲集層孔隙特征Fig.3　The pore characteristics of Da’anzhai tight oil reservoir in central Sichuan Basin(A)微米級粒間溶孔,X20井,深度1 808 m; (B)燧石充填介殼溶孔,J26井,深度2 768.19 m; (C)晶間微孔, X8井，深度1 789.7 m; (D)有機質(zhì)溶孔,G4井,深度2 400.47 m

大安寨段普遍發(fā)育粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔及晶間微孔等微米級孔隙，其主要形成于介殼灰?guī)r、介屑灰?guī)r中。由于溶蝕作用，造成孔隙形態(tài)呈不規(guī)則狀，孔徑一般由幾微米到幾百微米不等，多表現(xiàn)為獨立孔隙。由于大安寨段成巖期受壓實及重結(jié)晶等成巖作用的影響，在一定程度上抑制了有效孔隙的發(fā)育[14-15]，使得大安寨段孔隙發(fā)育程度較低，基質(zhì)孔隙度平均值<2%，物性極差。另外，大安寨段致密油儲層泥質(zhì)介殼灰?guī)r中存在大量星點狀有機質(zhì)孔(圖3-D)，孔徑為0.1～1 μm，一定程度上改善了儲層孔隙。在有機質(zhì)埋藏和成熟階段，有機質(zhì)生烴產(chǎn)生有機質(zhì)孔，或在瀝青質(zhì)裂解階段產(chǎn)生的有機質(zhì)孔隙，這2種有機質(zhì)孔成因機制均與泥巖有機質(zhì)豐度及熱演化程度有關(guān)[16]。

2.2　孔隙結(jié)構(gòu)類型

大安寨段儲層孔隙結(jié)構(gòu)復雜，儲滲性能受孔隙體積、孔喉半徑及微裂縫發(fā)育程度影響較大[17]。對川中地區(qū)大安寨段38口井122個高壓壓汞樣品實驗數(shù)據(jù)進行分析，根據(jù)毛細管壓力曲線形態(tài)特征及孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)(表3)，將大安寨段致密油儲層孔隙結(jié)構(gòu)分為Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅲ型(圖4)，其孔隙結(jié)構(gòu)依次變差。測試結(jié)果表明，大安寨段致密油儲層基質(zhì)孔隙度平均為1.27%、滲透率為(0.002～0.71)×10-3μm2,孔喉半徑<0.04 μm占80%以上(圖5)，最大孔喉半徑平均值為0.41 μm，平均喉道半徑0.049 μm，屬納米級喉道。

圖4　大安寨段致密油儲層孔隙結(jié)構(gòu)分類Fig.4　The classification of pore structures of Da’anzhai tight oil reservoir

Ⅰ型孔隙結(jié)構(gòu)的曲線表現(xiàn)為偏粗歪度型(圖6-A)，平均孔隙度為5.6%，滲透率為(0.18～0.23)×10-3μm2，中值半徑為0.45～0.77 μm，平均孔喉半徑為0.65 μm，排驅(qū)壓力較低，反映Ⅰ型孔隙結(jié)構(gòu)具有較好的滲透能力，喉道分選較好且相對集中，其最大孔喉半徑平均值(4.62 μm)高于Ⅱ、Ⅲ類孔隙結(jié)構(gòu)。此類孔隙結(jié)構(gòu)在大安寨段致密油儲層中發(fā)育程度較低。

Ⅱ型孔隙結(jié)構(gòu)對應(yīng)于毛管壓力曲線形態(tài)為偏細歪度型(圖6-B)，相比Ⅰ型孔隙結(jié)構(gòu)其平均孔喉半徑較小，排驅(qū)壓力偏高，滲透能力相對較弱。Ⅱ類孔隙結(jié)構(gòu)壓汞曲線平緩段不明顯，孔隙分布區(qū)間較大，中值半徑為0.004～0.035 μm，孔隙連通性較差，孔隙度范圍在0.61%～2.65%，孔隙度平均值為1.21%，滲透率為(0.002～0.24)×10-3μm2。對比薄片分析顯示，微裂縫發(fā)育程度與儲層孔隙結(jié)構(gòu)好壞密切相關(guān)。Ⅱ類孔隙結(jié)構(gòu)為大安寨段主要孔隙結(jié)構(gòu)類型。

Ⅲ型孔隙結(jié)構(gòu)表現(xiàn)為無中值壓力，曲線形態(tài)為細歪度型(圖6-C)，物性最差，平均孔隙度為1.12%，平均滲透率為0.076×10-3μm2，最大進汞飽和度平均值為35.28%，最大孔喉半徑均值為0.13 μm，排驅(qū)壓力高。總體上，Ⅲ型孔隙結(jié)構(gòu)最差，孔喉半徑小且分布集中，滲流能力極低。SEM觀察多為納米級裂縫連通晶間微孔，此類孔隙結(jié)構(gòu)在巖性較純的致密灰?guī)r中廣泛存在。

表3　高壓壓汞試驗數(shù)據(jù)Table 3　Testing data of high pressure mercury injection

圖5　大安寨段致密油儲層孔喉數(shù)量比例Fig.5　The pore size distribution of Da’anzhai tight oil reservoir in central Sichuan Basin

圖6　大安寨段致密油儲層毛細管壓力曲線形態(tài)特征Fig.6　Characteristics of mercury injection curve of the Da’anzhai tight oil reservoir in central Sichuan Basin

3　孔隙連通性及影響因素

3.1　孔隙連通性特征

CT掃描選取P123井致密介殼灰?guī)r，樣品孔隙度為0.8%，空氣滲透率為0.012×10-3μm2，微米CT圖像分辨率為1.08 μm，納米CT圖像分辨率為65 nm。測試結(jié)果表明，大量的微米級和納米級孔隙存在于基質(zhì)內(nèi)部，并表現(xiàn)出多尺度孔隙連續(xù)分布的特征；納米孔隙數(shù)量高于微米級孔隙，孔隙間連通性極差；孔隙度<0.5%的占40%左右，為主要分布范圍；從不同孔隙度分布的連通性來看，孔隙度<3%的區(qū)域為主要的滲流通道。

對比微米、納米兩種尺度掃描結(jié)果(圖7-A、B)，微米尺度上，粒間膠結(jié)發(fā)育且孔隙較少，微裂縫發(fā)育程度相對較低，連通性較差，孔隙空間分布分散；納米尺度上，納米級孔隙發(fā)育，最大孔徑800 nm，孔隙呈層狀分布，粒間膠結(jié)發(fā)育。通過CT掃描數(shù)據(jù)研究認為，川中大安寨段致密油儲層基質(zhì)內(nèi)部存在大量孔隙，在油氣儲集空間方面應(yīng)加強對微米、納米孔隙貢獻的重視[18-20]。

圖7　P123井大安寨段致密油儲層CT掃描圖Fig.7　CT scanning of Da’anzhai tight oil reservoir of Well P123(A)微米級CT掃描孔喉三維模型; (B)納米級CT掃描孔喉三維模型

3.2　孔隙連通性主控因素

3.2.1沉積作用

大安寨段沉積變化較快，不同沉積環(huán)境下巖石結(jié)構(gòu)組分及巖石組合具有較大差異，導致儲層物性在縱、橫向上有明顯的不同，是儲層非均質(zhì)性的主要原因。大安寨段高能介殼灘淘洗作用強烈，波浪將粒間物質(zhì)沖洗帶走，介殼灰?guī)r不僅單層厚度大，而且質(zhì)純、性脆。受后期溶蝕及構(gòu)造作用影響，高能介殼灘溶蝕孔隙及裂縫發(fā)育程度高，孔隙連通性好，是儲層發(fā)育的有利相帶；水體較深的低能環(huán)境泥質(zhì)含量增高，發(fā)育泥巖及灰泥巖薄互層，主要發(fā)育微-納米孔，多呈孤立狀分布，裂縫發(fā)育程度較低，連通性差。

3.2.2壓實及重結(jié)晶作用

大安寨段巖性致密，壓實作用強烈，強水動力的高能介屑灘介屑灰?guī)r較純，泥質(zhì)含量相對較低，較強的水動力使介殼破碎形成細小的介屑顆粒，強烈的壓實作用導致介殼顆粒定向緊密排列，顆粒間呈線狀接觸或曲面接觸，原本存在于介殼顆粒間的縫隙被壓實，封閉了孔隙之間的通道(圖8-A)；隨著連續(xù)持久的埋藏，溫度逐漸升高，壓實效應(yīng)不斷增加，破碎的介屑灰?guī)r顆粒形狀及大小發(fā)生變化，介屑顆粒發(fā)生重結(jié)晶，使晶粒間接觸關(guān)系更為復雜。在重結(jié)晶過程中晶體不同程度發(fā)育長大，阻礙孔隙間連通，堵塞孔隙(圖8-B)。

圖8　大安寨段致密油儲層孔隙連通特征Fig.8　Pore connection characteristics of Da’anzhai tight oil reservoir of Well P123(A)介殼緊密排列,N4井，深度2 857.01 m; (B)重結(jié)晶充填孔隙,L16井，深度2 241.20 m; (C)早期溶蝕縫瀝青充填，后期構(gòu)造微裂縫,X46井，深度2 068.56 m; (D)構(gòu)造網(wǎng)狀微裂縫,X8井，深度1 812.7 m

3.2.3溶蝕作用

大安寨段儲層中發(fā)生的溶蝕作用主要分為成巖期和構(gòu)造期2期溶蝕作用。在成巖期主要形成一些粒間溶孔及鑄?？祝捎趬簩嵶饔没蛱钕段锍涮钤斐刹糠挚紫断?。構(gòu)造期溶蝕作用形成大量粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、溶蝕縫等，對大安寨段儲層儲集空間發(fā)育及連通性起到建設(shè)性作用，是提高儲層孔滲性能的關(guān)鍵。

3.2.4微裂縫發(fā)育程度

裂縫是油氣運移和滲濾的關(guān)鍵[21-23]，勘探實踐表明，儲層裂縫的存在與否和發(fā)育程度，決定了油氣的產(chǎn)能。大安寨段儲層中常見瀝青質(zhì)堵塞孔隙及裂縫情況(圖8-C)，嚴重制約孔隙間滲流能力，是造成大安寨段致密油儲層滲透率低的重要原因。而川中大安寨段致密油儲層廣泛發(fā)育次生微裂縫則是連通大量孤立孔隙的良好通道，成為油氣滲濾運移的有效路徑。大安寨段成巖礦物脆性指數(shù)高，極易在構(gòu)造作用下產(chǎn)生裂縫。在巖性較純的介屑灰?guī)r中容易形成微裂縫網(wǎng)絡(luò)(圖8-D)，發(fā)達的網(wǎng)狀微裂縫可有效溝通孔隙，對致密儲層的滲流能力起到極大的改善作用。另外，通過薄片觀察發(fā)現(xiàn)，受后期地質(zhì)作用影響大安寨段儲層中存在大量彎曲狀微-納米級次生微裂縫(圖8-C)，在早期溶蝕縫被瀝青充填情況下，由構(gòu)造作用形成微裂縫，這種后期形成的微裂縫為孔隙的連通做出了極大的貢獻。

經(jīng)上述分析并結(jié)合前人研究[24-30]，認為川中地區(qū)大安寨段致密油儲層受沉積微相、成巖作用、溶蝕作用、裂縫發(fā)育程度、烴源巖有機質(zhì)豐度等多種因素影響。研究區(qū)大安寨段巖性極為致密，儲集層物性及致密油富集與裂縫發(fā)育程度密切相關(guān)[28]。儲層基質(zhì)微裂縫是油氣運移和滲濾的有效路徑，微裂縫發(fā)育既改善油氣運移流態(tài)又增加了油氣擴散范圍[10]。從實際生產(chǎn)來看，大安寨段致密油高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)井均具有裂縫發(fā)育特征，裂縫決定了油氣的產(chǎn)出能力，是油井初期高產(chǎn)的關(guān)鍵[30]。裂縫發(fā)育程度對儲集層發(fā)育起到至關(guān)重要的作用，為進一步推動川中地區(qū)致密油開發(fā)，儲層微裂縫貢獻應(yīng)引起重視。

4　結(jié) 論

a.自流井組大安寨段致密油儲層巖性成分受物源影響，南北兩側(cè)礦物含量不均；儲層孔隙空間復雜多樣，以次生孔隙為主，黏土礦物、瀝青質(zhì)及多期地質(zhì)作用均在不同程度上破壞了有效孔隙的發(fā)育。

b.大安寨段致密油儲層非均質(zhì)性強，孔隙結(jié)構(gòu)復雜，根據(jù)壓汞曲線形態(tài)及孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)確立該段孔隙結(jié)構(gòu)分類標準，將其分為Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅲ型，孔隙結(jié)構(gòu)依次變差。

c.利用CT掃描技術(shù)構(gòu)建微觀孔隙結(jié)構(gòu)三維模型，發(fā)現(xiàn)川中大安寨段儲層基質(zhì)內(nèi)部層狀納米孔隙發(fā)育。另外，大安寨段致密油儲層受壓實作用、重結(jié)晶作用、瀝青質(zhì)充填等因素影響，導致孔喉連通性差。儲集層中大量發(fā)育微裂縫可溝通孔隙，提高儲層的滲流能力，應(yīng)對微米、納米孔隙及微裂縫的貢獻予以重視。

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