李秀清 邹 娟 李雪松 白 蓉 丰 妍 张 芮 张少敏 李育聪

中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

0 引 言

随着全球经济的高速发展，世界各国对能源需求量急剧增加，致密油作为非常规油气的一种，已逐渐成为全球非常规油气勘探开发新热点，对世界能源供应的重要性日益增加[1-2]。致密油不同于常规油气资源，其具有储层低孔低渗、生油层分布广、致密储层与生油岩紧密接触且连续等特点，页岩油的可动用性评价对准确预测储量和生产至关重要[3-4]。

四川盆地作为中国重要的含油气盆地之一，川中地区处于四川盆地中部的“川中古隆中斜平缓构造带”北部，东、西分别以华蓥山和龙泉山基底大断裂为界，大地构造上称为“川中陆核”[5]。川中致密油储层经历了复杂的“沉积→致密化→溶蚀或构造”作用过程，储层普遍含油且非均质性极强，储层空间类型多样，是典型的致密储层[6-8]。陶士振等运用流体包裹体、场发射和环境扫描电镜、纳米CT和成藏物理模拟等方法，开展了四川盆地侏罗系石油运移、聚集机理和富集规律研究，结果显示该致密储层非达西渗流特征明显，具有启动压力梯度[9]。冯军等通过核磁共振和驱替萃取实验表明，致密储集层流体启动压力梯度、可动流体饱和度与储集层物性及孔隙结构密切相关[10]。由此可见，弄清川中不同类型储层之间流体的可动用性差异显得尤为重要。

核磁共振（NMR）技术基于流体弛豫特征，可以准确表征岩石微观结构，是评价致密油储层流体可动用性的重要方法之一[11]。与压汞、气体吸附等方法相比，核磁共振技术可以快速、无损、准确地测定岩样中的可动流体饱和度以及定量给出岩样孔隙结构分布特征图[11-13]。李扬等对川中致密灰岩储层进行饱和水核磁共振T2谱测量，将该储层核磁共振T2谱特征划分为单峰、双峰（左峰占优和右峰占优）和近似三峰4种类型[14]。刘允隆利用核磁共振技术对川中致密灰岩的孔隙结构进行分析，发现在致密储层中T2几何平均值可作为特征参数评价储层的孔隙结构，在微孔、介孔中存在较大量的流体[15]。

客观评价大安寨段不同储层类型可动用性评价的定量研究，为川中原油后续勘探开发指明方向。本文以川中介壳灰岩储层、含泥质介壳灰岩储层和页岩夹石灰岩储层为研究对象，采用启动压力梯度实验和核磁共振分析技术相结合，开展页岩油可动用性评价，明确不同储层之间页岩油可动用性差异。

1 地质概况

川中地区区域构造位置隶属于四川盆地“川中古隆中斜平缓构造带”及“川北古中坳陷低缓带的东部”。川中地区历次构造运动以升降运动为主，形成沉积盖层构造变异幅度小，褶皱平缓，继承性较强的区域构造背景。川中地区下侏罗统是四川盆地的主要含油层系，沉积环境以滨湖—浅湖为主，自下而上可以进一步划分为四段，即珍珠冲段、东岳庙段、马鞍山段及大安寨段，其中大安寨段、东岳庙段和凉高山组发育黑色生烃层，大安寨段生烃潜力最大。大安寨沉积期湖盆沉积分布最为广泛，湖盆中心在仪陇—平昌一带，自上而下可分为大一、大二和大三等3个亚段，大一、大三亚段主要发育滨—浅湖高能介壳滩体；大二亚段主要发育浅湖—半年深湖泥页岩。受湖平面频繁变化的影响，大安寨段岩性具有“灰—泥—灰”式的组合特征，大一亚段为灰色泥灰岩和介壳灰岩，厚度25～35 m；大二亚段页岩沉积于最大湖侵期，黑色、灰黑色页岩与薄层介壳灰岩不等互层或夹层，厚度15～35 m；大三亚段为灰色泥灰岩夹薄层黑色页岩，厚度10～15 m（图1）[16]。

图1 研究区下侏罗统综合柱状图

2 大安寨段油气地质特征

2.1 储层地球化学特征

川中地区大安寨段发育的烃源岩主要是半深湖—深湖相沉积的灰黑—黑色泥页岩，页岩有机碳含量数据显示：大安寨段残余有机碳含量分布在0.09%～3.96%，平均值为1.36%，达到了较好生油类型阶段。大安寨段生烃潜量（S1+S2）含量分布在0.55～12.88 mg/g，平均值为5.76 mg/g，有机质丰度中等—好。大安寨段泥页岩氯仿沥青“A”含量平均值为0.22%，处于较好烃源岩阶段。综合研究表明，四川盆地大安寨段湖相页岩有机质丰度达到了好烃源岩条件、有机质类型较为合适、具有较强的生油气能力，形成页岩油气资源的潜力较大。

2.2 储层岩相组合及物性

大安寨段页岩层系中各类岩相组合在空间分布上变化复杂，夹层、互层发育频繁，根据大安寨段沉积微相发育特征，大安寨段主要发育块状介壳灰岩岩相组合、页岩与介壳互层岩相组合、页岩夹介壳灰岩岩相组合、纯页岩岩相组合等4类岩相组合。其中块状介壳灰岩段主要包含块状灰褐色晶粒介壳灰岩与含泥介壳灰岩；页岩与介壳灰岩呈分米级互层，主要发育在滩夹滩间沉积微相中；页岩夹介壳，页岩与介壳灰岩呈厘米级互层；纯页岩岩相组合主要为纹层含介壳灰岩以及纯泥页岩岩石类型。整体上纯页岩储层孔隙度介于3.95%～10.38%，平均值6.02%，渗透率为0.002 9～31.894 6 mD，均值为2.211 7 mD，介壳灰岩（含泥质介壳灰岩）孔隙度介于0.67%～2.60%，平均值1.19%，渗透率为0.001 2～0.016 4 mD，均值为0.006 1 mD；页岩夹介壳灰岩组合层段孔隙度介于2.01%～7.26%，平均值4.08%，渗透率为0.002 7～3.599 5 mD，平均为0.308 8 mD。与同区的致密介壳灰岩相比，页岩的物性明显优于石灰岩[17]。

镜下薄片、扫描电镜分析等资料确认，大安寨段储层发育有机孔溶蚀孔、黏土矿物晶间孔及微裂缝等，储集空间类型多样，主要以微米—纳米级孔隙为主。介壳灰岩主要发育黏土矿物晶间孔、粒间及粒内溶孔，页岩夹介壳灰岩主要发育溶蚀孔、黏土矿物晶间孔、有机孔及微裂缝，少量粒间及粒内溶孔；纯页岩岩相组合主要发育黏土矿物晶间孔、有机孔及微裂缝。整体上有机孔较少，无机孔相对有机孔较多。

2.3 储层岩性矿物组成

根据川中地区侏罗系大安寨段取心段及野外剖面的岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜及X射线衍射分析表明，川中地区大安寨段泥页岩主要矿物为黏土矿物、石英和方解石，其次是斜长石及黄铁矿等。介壳灰岩和泥质介壳灰岩其成分主要为方解石，其次为石英、黏土矿物。方解石含量介于25%～78.4%，平均含量为34.08%；石英含量介于5.6%～58.3%，平均含量为27.48%；黏土矿物含量介于8.5%～46.69%，平均含量为26.94%（图2）。

图2 川中地区大安寨段不同岩性矿物组分布图

3 不同岩性可动性比较

3.1 启动压力梯度实验

实验所用岩心分别取自介壳灰岩储层、含泥质介壳灰岩储层和页岩夹石灰岩储层，共12块。选取黏度为3.5 mPa·s的原油分别对岩心进行启动压力梯度测试，实验流程如图3所示，实验结果见表1。

表1 启动压力梯度实验数据表

图3 气泡法测启动压力梯度实验流程图

将所测得的启动压力梯度与岩心渗透率实验数据绘制到直角坐标图上，如图4所示。随岩心渗透率的增加，启动压力梯度逐渐降低，并没有因为岩心类型的不同，而出现反常现象，说明启动压力梯度与储层岩性无关。

图4 启动压力梯度与渗透率的关系图

由图5可以看出，3类岩心启动压力梯度均与渗透率满足幂函数关系，岩心渗透率增大到一定值后，随着渗透率的增加启动压力梯度逐渐减小；当岩心渗透率降低到一定值后，随着岩心渗透率降低，启动压力梯度急剧上升。由此可见，对于致密油藏，地层渗透率对启动压力梯度的影响非常显著。

图5 不同类型储层启动压力梯度与渗透率的关系图

3.2 核磁共振实验

本次实验使用AniMR-150型核磁共振设备进行岩心扫描，所用岩心分别取自介壳灰岩储层、含泥质介壳灰岩储层和页岩夹灰岩储层，岩心物性参数见表2，所用地层水按照按莲13井配制，水质分析见表3。实验时将岩心饱和地层水后，进行NMR扫描，如图6所示；将岩心烘干后，用纯度为99%的重水饱和实验岩心，再用黏度为1.5 mPa·s的油模拟驱替重水建立束缚水，达到原始条件；利用重水分别在不同驱替压差下驱替岩心，期间在每个节点处对样品进行NMR扫描，如图7所示。

图6 岩心饱和地层水NMR实验结果（孔径分布）

图7 岩心在不同驱替压差下NMR实验结果图

表2 岩心物性参数表

表3 地层水质分析表

本次实验可动油饱和度的计算是直接与岩心初始饱和油量进行比较，换算到实际可动油饱和度需要再乘以真实含油饱和度。换算公式为：

式中Aoi、Ao1、Ao2、Ao4分别表示饱和油状态、压差1 MPa、2 MPa、4 MPa下的油相面积；Sor1、Sor2、Sor4分别表示压差1 MPa、2 MPa、4 MPa下的可动油饱和度。

统计不同类型岩心在不同驱替压差下的可动油饱和度以及在驱替压差4 MPa时岩心不同孔隙类型的可动油饱和度，结果见表4。当驱替压差为4 MPa时，含泥质介壳灰岩类岩心平均可动油饱和度为17.3%，介壳灰岩类岩心平均可动油饱和度为41.7%，页岩夹灰岩类岩心平均可动油饱和度为46.4%。

表4 岩心在不同驱替压差下的统计结果表

如图8所示，同样渗透率条件下，当驱替压差从1 MPa增大到4 MPa时，页岩夹灰岩可动油饱和度增大幅度较大，其次是介壳灰岩，含泥质条带介壳灰岩，由此得出：驱替压差对含泥质介壳灰岩类岩心的影响程度较小，对页岩夹石灰岩类与含泥质条带介壳灰岩类岩心的影响程度较大。

图8 低渗岩心可动油饱和度与驱替压差的关系图

4 页岩油可动性的影响因素

4.1 孔隙类型对页岩油可动性的影响

选取三类岩心样品中具有代表性的样品，对比它们的孔径分布（图9），可以看出：含泥质介壳灰岩和页岩夹灰岩类样品主要是左峰占优，岩心中小孔隙更加发育。介壳灰岩样品左峰峰值最低，右峰峰值最高；说明样品岩性对岩心孔径分布影响较大，页岩夹灰岩、含泥质介壳灰岩类样品小孔隙更加发育，介壳灰岩类样品大孔隙分布更好。

图9 三种类型岩心样品孔径分布对比图

根据页岩油储集层微观孔喉分类[18]，结合川中地区页岩油储层的发育情况，以0.1为界，1.0～0.1 μm为中孔喉，介于0～0.1 μm为小孔喉。川中地区大安寨段不同孔喉的可动油统计分析，如图10所示，含泥质介壳灰岩类样品小孔平均可动油占比39.7%，中孔喉占比60.3%，可动油来自中—小孔喉；介壳灰岩类样品小孔平均可动油占比17.9%，中孔喉占比82.1%，可动油主要来自中孔喉；页岩夹介壳灰岩类7号低渗岩心小孔可动油占比93.8%，中孔喉占比6.2%，8号和9号岩心小孔喉平均可动油占比25%，中孔喉占比75%。综上所述，岩心样品可动油的来源与样品岩性有很大关系，含泥质介壳灰岩可动油来自中孔喉和小孔喉，介壳灰岩可动油主要来自中孔喉，低渗介壳页岩可动油主要来自小孔喉，中、高渗介壳页岩可动油主要来自中孔喉。

图10 不同类型岩心不同孔隙可动油饱和度图

4.2 储层矿物成分对页岩油可动性影响

对比分析页岩热解参数S1的含量与黏土矿物含量与石英含量关系（图11、图12），关系表明：石英含量与页岩可动S1含量具有一定的正相关关系[19]，随着石英含量的增加，页岩含油量增大，流动性变好；黏土矿物含量增高，页岩可动S1含量降低，黏土含量的增大，页岩油吸附作用越强，而孔隙度逐渐变小，页岩含油量变小，流动性变差。

图11 黏土矿物含量与S1关系图

图12 石英含量与可动S1关系图

大安寨段矿物含量分布（图13）表明：泥页岩中黏土矿物含量介于44.4%～70.8%，平均含量为59%。黏土矿物中以伊利石为主，其次是高岭石和绿泥石、伊/蒙混层，其中伊/蒙混层介于13%～35%，平均含量为23.17%。介壳灰岩和泥质介壳灰岩中黏土矿物中以伊利石为主，其次是高岭石和绿泥石，伊/蒙混层；其中伊/蒙混层含量介于10%～15%，平均含量13.8%。页岩中的黏土矿物水化膨胀会影响储层的稳定性，进而影响流体的流动性[20-21]。

图13 川中地区大安寨段不同岩性黏土矿物含量分布图

黏土含量和碳酸盐矿物含量与伊蒙混层含量关系图（图14）表明[22]：大安寨段页岩中的黏土矿物高，碳酸盐矿物含量较低，不利于黏土矿物中伊蒙混层向伊利石的转化。介壳灰岩和页岩夹石灰岩的储层，黏土矿物含量越低，碳酸盐矿物含量越高，越有利于黏土矿物中伊蒙混层向伊利石的转化，对流体的流动性更加有利。

图14 黏土含量和碳酸盐矿物含量与伊蒙混层关系图

5 结 论

1）3类储层岩心启动压力梯度与储层岩性无关，随渗透率增大而减小，且与渗透率满足幂函数关系。

2）含泥质介壳灰岩类岩心平均可动油饱和度为17.3%，介壳灰岩类岩心平均可动油饱和度为41.7%，页岩夹石灰岩类岩心平均可动油饱和度为46.4%。

3）驱替压差对介壳灰岩类岩心可动性影响程度较小，对页岩夹石灰岩类与含泥质条带介壳灰岩类岩心的影响程度较大，尤其对页岩夹石灰岩类低渗岩心，增大驱替压差，可以大幅度地提高可动性。

4）岩性对岩心孔径分布影响较大，含泥质介壳灰岩类样品小孔喉更加发育，介壳灰岩类样品大孔喉分布更好。

5）含泥质介壳灰岩可动油来自中—小孔喉，介壳灰岩可动油主要来自中孔喉，低渗介壳页岩可动油主要来自小孔喉，而中、高渗介壳页岩主要来自中孔喉。

6）页岩中矿物成分对原油吸附能力差异性大，黏土矿物吸附能力明显高于白云石、方解石；黏土矿物含量越低，储层流体的可动性越好。