陇东地区长7段夹层型页岩油储层分形特征及其与孔隙结构和含油性的关系

杜寻社

陕西延安石油天然气有限公司勘探开发处，陕西 西安 710018

页岩油的勘探开发最早在美国威利斯顿盆地Bakken组取得突破，2019年美国页岩油产量达到了3.85亿吨，占美国原油总产量的65.2%，极大地改变了世界能源格局[1]。2021年我国石油对外依存度达到了72%，因此，页岩油作为重要的接替资源对我国能源安全具有重要意义。虽然我国页岩油资源丰富，但目前仅在大港油田、新疆油田和长庆油田实现了工业化开采[2-5]。与常规油藏不同，长庆油田实现工业化开采的页岩油主要位于长71-2亚段的砂岩薄夹层，这种夹层型页岩油储层孔隙结构复杂、非均质性强，且孔隙度(<12%)和渗透率(<0.3mD)极低[6]，极大地增加了勘探开发的难度。因此，研究长71-2亚段夹层型页岩油储层孔隙结构对认识页岩油的赋存状态和渗流规律以及指导页岩油的勘探开发具有重要意义。

孔隙结构参数包括孔隙、喉道大小、分布、连通性以及非均质性，控制着储层的含油性和渗流能力[7-10]。近年来，各种先进的测试分析技术被用于表征储层的孔隙结构。铸体薄片、场发射扫描电镜、聚焦离子束扫描电镜等成像技术[8,9,11,12]，可以直观地观察孔隙的几何形状和大小。压汞和气体吸附等流体注入技术可以定量表征孔隙和喉道的大小及分布[8, 12-14]。然而，不同技术在表征孔隙结构方面均有其优缺点。因此，不同技术的组合是克服各种限制的理想方法[15-17]。此外，分形几何理论被广泛应用于研究煤、页岩和砂岩孔隙结构的非均质性和复杂性。三维多孔介质的分形维数(D)分布在2～3之间，D值为2表示绝对光滑规则的结构，而D值越高表示不规则性和复杂性越强，当D值大于3或小于2时，分形维数没有意义[18-21]。目前，国内外学者常用扫描电镜图像、低温氮气吸附数据或者压汞数据来计算三维孔隙介质的分形维数[22]。

为了明确陇东地区长7段夹层型页岩油储层孔隙系统的分形特征及其与孔隙结构和含油性的关系，笔者采用抽提、铸体薄片、场发射扫描电镜、高压压汞和氦测孔隙度、渗透率等实验方法进行了研究。通过高压压汞数据研究了页岩油储层的分形特征。结合抽提实验、铸体薄片和场发射扫描电镜，探讨了分形维数与孔隙结构和含油性的关系。上述数据和研究成果为评价页岩油储层的孔隙结构和含油性提供了依据，对指导长7段夹层型页岩油的勘探开发具有重要意义。

鄂尔多斯盆地是一个稳定沉降、坳陷迁移的多旋回的叠合含油气盆地，陇东地区位于盆地西南部，横跨天环坳陷和伊陕斜坡。盆地构造格架主要形成于中生代，在晚三叠世广泛沉积了湖相泥页岩(见图1)。长7段形成于湖盆扩张最强烈的时期，岩性主要为黑色页岩和暗色泥岩，夹薄层细粒砂岩和粉砂岩(浊积岩、砂质碎屑岩和震积岩)[23]。其中，浊积岩以不完整的鲍马层序为特征，震积岩以同沉积变形构造为特征，砂质碎屑岩为细粒块状砂岩。长7段可以细分为3个亚段：长71亚段、长72亚段和长73亚段，沉积环境为半深湖-深湖沉积。长73亚段主要沉积富有机质黑色页岩和暗色泥岩，为优质烃源岩。长71-2亚段主要沉积暗色泥页岩夹粉细砂岩，砂地比一般小于30%，上述薄层细砂岩是夹层型页岩油富集的“甜点”段[6]。

本次研究共采集长71-2亚段夹层型页岩油样品38块。首先对所有样品进行洗油处理，然后分别开展了孔隙度和渗透率检测、铸体薄片、场发射扫描电镜以及高压压汞(最大进汞压力为200MPa)实验，并利用高压压汞数据进行分形特征分析。

2.1 岩石学特征

图1 研究区位置和延长组岩性剖面图Fig.1 Location of the study area and lithological profile of Yanchang Formation

图2 陇东地区长71-2亚段砂岩的骨架颗粒三端元图Fig.2 Ternary diagram showing the framework-grain composition of sandstone in 1-2 submember of Chang 7 member in Longdong area

将收集到的薄片数据进行整理，绘制了研究区长71-2亚段砂岩的骨架颗粒三端元图(见图2)，结果显示长71-2亚段砂岩岩性主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩。骨架颗粒成分中石英最高，含量为12.0%～59.0%，平均含量为40.1%。而长石和岩屑含量大体相当，分别为5.0%～37.5%(平均19.3%)和0%～ 32.5%(平均18.6%)。岩屑以千枚岩和白云岩为主。杂基含量约为11.8%，主要成分为水云母。胶结物含量约为4.7%，主要成分为铁白云石和铁方解石以及少量硅质。颗粒直径主要分布在0.01～0.6mm，以细粒为主，其次是粉砂粒，含有少量中粒。分选性以中等为主，其次是差-中等和好。颗粒接触以线接触为主，有一些颗粒凹凸接触(见图3)。

2.2 物性特征

收集到的研究区长71-2亚段夹层型页岩油储层物性数据(见表1)显示，孔隙度主要分布在4.0%～12.0%(平均7.6%)，长71亚段略好于长72亚段；
渗透率主要分布在0.01～0.2mD，长72亚段和长71亚段大体相当(见图4)。

38个样品的孔隙度分布在1.10%～11.12%(平均6.69%)，渗透率分布在0.00126～0.104mD(平均0.0332mD)。渗透率与孔隙度呈弱的正相关关系，相关系数(R2)为0.4831(见图5)。采集样品能够代表研究区整体的物性特征，具有较好的代表性。

注：(a)Z233井，1724.45m，残余粒间孔，孔直径在15～33.2μm；
(b)L88井，2246.7m，长石粒内溶孔，孔直径分布在100nm～20μm；
(c)Z251井，1630.01m，黏土矿物晶间孔，纳米级孔隙；
(d)Z233井，1724.45m，粒内溶孔和残余粒间孔，微米级孔隙；
(e)W336井，1977.58m，孔径从几微米到几百微米均有发育；
(f)W336井，1992.05m，构造缝，缝在18.4μm左右。图3 陇东地区长7段夹层型页岩油储层主要储集空间类型Fig.3 The main reservoir space types of interbedded shale oil reservoirs in Chang 7 member of Longdong area

2.3 储集空间特征

铸体薄片和场发射扫描电镜图像观察显示，陇东地区长7段夹层型页岩油储层主要发育4类储集空间：残余粒间孔、溶蚀孔、黏土晶间孔和微裂缝。这4类储集空间在孔隙尺寸、形状和连通性上存在明显差异。在压实、胶结以及溶蚀的共同作用下，导致研究区残余粒间孔不太发育，孤立分布，形状多呈三角形或者多边形，直径大多在几微米到几十微米(见图3(a)、(d))。研究区溶蚀孔隙比较发育，包括粒间溶孔、粒内溶孔和铸模孔，粒间溶孔是由长石颗粒边缘或胶结物溶蚀形成，孔隙形状复杂，边缘不规则，孔直径多在10μm以上(见图3(e))；
粒内溶孔多分布在长石颗粒内，沿解理发生溶蚀形成的，孔径分布范围较广，从100nm到几十微米均有分布(见图3(b)、(d)、(e))；
在溶蚀作用比较强的情况下，长石颗粒被完全溶蚀而形成铸模孔，孔径多在几十到几百微米(见图3(e))。伊利石等黏土矿物充填上述各类孔隙则形成黏土矿物晶间孔，多为纳米级孔隙(见图3(c))。

2.4 孔喉结构特征

4个典型样品的进汞退汞曲线如图6所示，进汞曲线的形状表现出巨大的非均质性，这主要是受研究区长7段夹层型页岩油储层的微观孔喉结构非均质性的影响。在200MPa的进汞压力下，所有样品的最大进汞饱和度分布在33.22%～83.73%(平均63.84%)；
排替压力分布在0.67～27.54MPa(平均5.45MPa)，对应的最大孔喉半径分布在0.027～1.094μm(平均0.276μm)。整体而言，随着物性变差(沿图6中箭头方向)，最大进汞饱和度逐渐降低，排替压力逐渐升高。所有样品的退汞效率分布在13.85%～58.23%(平均27.28%)，说明整体上研究区长7段夹层型页岩油储层的退汞效率较低，即孔喉连通性较差。

表1 陇东地区长7段夹层型页岩油储层物性参数及孔隙结构参数

图4 陇东地区长7段夹层型页岩油储层物性特征Fig.4 Physical characteristics of interbedded shale oil reservoirs in Chang7 member of Longdong area

图5 陇东地区长7段夹层型页岩油储层渗透率与孔隙度关系Fig.5 The relationship between permeability and porosity of Chang 7 interbedded shale oil reservoirs in Longdong area

图6 陇东地区长7段夹层型页岩油储层典型样品 进汞退汞曲线特征Fig.6 Mercury-injection and mercury-ejection curve characteristics of typical samples of Chang 7 interbedded shale oil reservoirs in Longdong area

2.5 孔喉分形特征

本次研究借助高压压汞数据分析长7段夹层型页岩油储层的孔喉分形特征，田伟超等[13]已经详细推导了分形维数的计算过程，本次研究根据式(1)来研究孔喉分形特征。

(1)

3.1 分形特征与孔隙结构的关系

结合铸体薄片和扫描电镜观察(见图3)可知，小孔喉主要由黏土矿物晶间孔组成，中孔喉主要由粒内溶孔组成，大孔喉主要对应残余粒间孔、粒间溶孔、铸模孔以及微裂缝。小孔喉体积V1分布在(1.094～15.193)×10-3mL/g(平均7.342×10-3mL/g)；
中孔喉体积V2分布在(0.118～23.381)×10-3mL/g(平均10.644×10-3mL/g)；
大孔喉体积V3分布在(0.104～1.848)×10-3mL/g(平均0.873×10-3mL/g)，说明研究区残余粒间孔、粒间溶孔等储集空间不发育，以长石溶孔和黏土矿物晶间孔为主，该认识与前人的研究结果一致[14,23]。此外，各类孔喉体积与其对应分形维数均呈明显的负相关关系(见图8)，说明分形维数越大，各类孔喉越不发育。

图7 陇东地区长7段夹层型页岩油储层典型样品分形特征(4个典型样品)Fig.7 Fractal characteristics of typical samples of interbedded shale oil reservoirs in Chang 7 member of Longdong area(four typical samples)

图8 各类孔喉体积与其对应分形维数的关系Fig.8 The relationship between various pore throat volumes and the corresponding fractal dimension

分析分形维数与最大进汞饱和度、排替压力以及退汞效率的关系发现，最大进汞饱和度、排替压力和退汞效率均与D2的相关关系最好，而与D1和D3相关性不明显(见图9)。最大进汞饱和度与D2呈明显负相关，排替压力和退汞效率与D2呈明显正相关，说明非均质性越强，样品的进汞饱和度越低，而排替压力和退汞效率越高。

渗透率与分形维数的相关关系如图10(a)～(c)所示，渗透率与D2呈明显的负相关性，而与D1和D3无明显相关关系。此外，渗透率与V2呈较强正相关关系，与V3呈弱的正相关关系，而与V3相关性不明显(见图10(d)～(f))。综上可知，渗透率主要由中孔喉(即长石溶孔)贡献，大孔喉对渗透率也有一定贡献，而小孔喉对渗透率贡献最低。因此，研究区长7段夹层型页岩油储层中长石溶孔越发育，且非均质性越弱，储层的渗透率越高。

图9 微观孔喉结构参数与分形维数的关系Fig.9 The relationship between microscopic pore throat structure parameters and fractal dimension

3.2 分形特征与含油性的关系

本次研究在采集岩心样品后，首先开展了抽提及旋蒸浓缩实验以获取岩心样品的残余油含量，以此来反映样品原始含油性的相对高低。结果显示，陇东地区长7段夹层型页岩油储层中的残余油含量分布在0.28～14.42mg/g(平均6.12mg/g)。

残余油量与D1和D3相关性不明显，而与D2呈明显的负相关(见图11(a)～(c))，说明中孔喉的非均质性越弱，陇东地区长7段夹层型页岩油储层的含油性越好。此外，残余油量与V2的正相关关系最好，其次是V3，与V1的相关性不明显(见图11(d)～(f))，说明原油主要赋存于大孔喉和中孔喉中，小孔喉中以赋存束缚水为主。

1)陇东地区长7段夹层型页岩油储层岩性以细粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，成熟度较低，储集空间以溶蚀孔和黏土矿物晶间孔最为发育，部分样品还发育残余粒间孔和微裂缝。

2)所有页岩油样品均呈“三段式”分形特征，据此将孔喉划分为三类：小孔喉(对应黏土矿物晶间孔)、中孔喉(对应粒内溶孔)和大孔喉(对应残余粒间孔、粒间溶孔和微裂缝)。其中，大孔喉的非均质性最强，大部分样品(物性较差样品除外)的中孔喉非均质性要弱于小孔喉。

图10 渗透率与分形维数及各类孔喉体积的关系Fig.10 The relationship between permeability and fractal dimension and various pore throat volumes

图11 残余油量与分形维数及各类孔喉体积的关系Fig.11 The relationship between residual oil content and fractal dimension and various pore throat volumes

3)中孔喉的发育程度和非均质性控制着长7段夹层型页岩油储层的微观孔喉结构，即中孔喉含量越高，非均质性越弱，储层品质越好。

4)原油主要赋存在中孔喉中，其次是大孔喉，且中孔喉的非均质性越弱，样品的含油性越好。

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