王哲麟 師永民 潘懋 汪賀 馬子麟

微觀剩余油賦存狀態(tài)的礦物學(xué)機(jī)制探討——以鄂爾多斯盆地中部中?低滲砂巖儲層為例

王哲麟 師永民?潘懋 汪賀 馬子麟

北京大學(xué)地球與空間科學(xué)學(xué)院, 北京大學(xué)石油與天然氣研究中心, 北京 100871; ?通信作者, E-mail: sym@pku.edu.cn

針對現(xiàn)階段微觀剩余油研究中可視化精度低、微觀剩余油與礦物之間的依存關(guān)系不明確以及形態(tài)分類描述不完善等問題, 利用巖芯觀察、鑄體薄片分析、X 射線衍射分析等手段, 以場發(fā)射環(huán)境掃描電子顯微鏡(FE-SEM)圖像為基礎(chǔ)資料, 聯(lián)合能譜(EDS)分析資料, 研究鄂爾多斯盆地中部長 2 油層組和長 9 油層組的微觀剩余油分布規(guī)律, 并探討剩余油賦存狀態(tài)的礦物學(xué)機(jī)制。結(jié)果表明, 微觀剩余油的賦存狀態(tài)由孔隙的大小和形態(tài)以及與孔隙相接觸的邊緣礦物的性質(zhì)共同決定, 不同類型孔隙對剩余油的賦存能力取決于孔隙邊緣礦物的形態(tài)、表面粗糙程度、比重和潤濕性等物理化學(xué)性質(zhì)。據(jù)此, 可將微觀剩余油分為殘留油團(tuán)、半自由油島、半自由油霧、半自由微油團(tuán)和束縛油 5 個(gè)類型。

微觀剩余油; 賦存狀態(tài); 礦物學(xué)機(jī)制; 環(huán)境掃描電子顯微鏡; 能譜分析; 形狀因子

剩余油的微觀賦存狀態(tài)、賦存量以及控制因素是高含水期油田開發(fā)與調(diào)整的重要研究內(nèi)容, 也是提高采收率的核心科學(xué)問題。從孔隙到巖石, 再到區(qū)帶, 可將剩余油研究分為微規(guī)模、小規(guī)模、大規(guī)模和宏規(guī)模[1]。巖石孔隙結(jié)構(gòu)是微規(guī)模地質(zhì)體剩余油富集的場所, 隨著孔隙結(jié)構(gòu)表征技術(shù)的精度和維度不斷提高, 對微觀剩余油的可視化研究已實(shí)現(xiàn)從二維空間傳統(tǒng)光學(xué)技術(shù)到三圍空間無損檢測技術(shù)的轉(zhuǎn)變[2?7], 相應(yīng)的物理實(shí)驗(yàn)技術(shù)以熒光薄片[8]、玻璃刻蝕仿真模型[9]、CT 掃描[10?14]、激光共聚焦[15]、掃描電子顯微鏡及核磁共振成像[16]為主。

環(huán)境掃描電子顯微鏡能反映孔隙結(jié)構(gòu)潤濕性的非均質(zhì)分布情況, 解釋礦物組分、尺寸和分布等因素對流體物理化學(xué)行為的影響[17], 廣泛應(yīng)用于巖石微觀結(jié)構(gòu)、礦物成分、孔隙類型及礦物形貌學(xué)研究中。朱如凱等[18]利用掃描電子顯微鏡, 在鄂爾多斯盆地三疊系長 6 段致密砂巖孔隙中觀察到石油以 4種狀態(tài)賦存: 呈圓球狀或短柱狀發(fā)育于粒間孔內(nèi); 呈薄膜狀均勻地覆蓋于顆粒表面; 粘結(jié)于裂縫兩壁。寧方興等[19]在掃描電子顯微鏡下觀察到頁巖油在晶間孔中以游離、溶解和吸附 3 種狀態(tài)賦存。

油田進(jìn)入開發(fā)中后期時(shí), 剩余油多集中于水驅(qū)未波及的微?納米孔隙喉道簇或晶間孔和微裂縫中。這類孔喉非均質(zhì)性強(qiáng), 體系復(fù)雜, 大小不一, 孔隙礦物邊緣潤濕性不明確。利用傳統(tǒng)的光學(xué)技術(shù)、CT 掃描技術(shù)和激光共聚焦技術(shù), 無法同時(shí)獲得儲集空間的大小和類型、剩余油形態(tài)特征和分布規(guī)律以及孔隙邊緣礦物的性質(zhì), 且成像分辨率有限, 無法對微?納米孔喉進(jìn)行精細(xì)的表征, 從而無法全面地認(rèn)識賦存在微?納米孔喉中的剩余油。

本文針對上述問題, 以場發(fā)射環(huán)境掃描電子顯微鏡的高分辨率圖像資料為基礎(chǔ), 聯(lián)合能譜分析資料, 探討微觀剩余油的賦存狀態(tài)及其礦物學(xué)機(jī)制。

1 樣品來源與基本特征

1.1 樣品來源

研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地中部, 屬于陜北斜坡近東西向的鼻狀構(gòu)造部位(圖 1)。樣品采自密閉取芯的 Y 檢井和 T 檢井, 現(xiàn)場熒光測試顯示含油性較好(圖 2)。Y 檢井的主力產(chǎn)層為侏羅系延安組 9 段(延 9 油層組), 為一套中滲中?細(xì)砂巖, 孔隙度為16.2%~22.1%, 滲透率為 41.68×10?3~1671×10?3μm2。T 檢井的主力產(chǎn)層為三疊系延長組 2 段(長 2 油層組), 孔隙度為 6.3%~18.9%, 滲透率為 0.067×10?3~ 76.56×10?3μm2, 為一套中?低滲儲層。兩個(gè)層段為區(qū)塊內(nèi)共同開發(fā)的層系, 均進(jìn)入高含水階段。

1.2 礦物組成

巖石薄片鑒定及全巖和黏土礦物的 X 射線衍射分析結(jié)果表明, 鄂爾多斯盆地中部延 9 油層組與長2 油層組礦物組成基本上一致, 主要為石英、鉀長石、斜長石和黏土礦物, 含少量的方解石、黃鐵礦(圖 3(a))和菱鐵礦等, 不同礦物的含量在兩套儲層中略有差異。兩套儲層中均發(fā)育綠泥石(圖 3(b))、伊蒙混層(圖 3(c))和伊利石(圖 3(d))這 3 種黏土礦物, 區(qū)別在于長 2 油層組以綠泥石(平均含量為 9.1%)為主, 不含高嶺石, 而延 9 油層組廣泛發(fā)育高嶺石(平均含量為 3.6%)(圖 3(e)), 含少量綠泥石。

圖1 研究區(qū)位置圖(據(jù)文獻(xiàn)[20]修改)

大量的石英及長石族礦物導(dǎo)致溶蝕和破裂現(xiàn)象廣泛發(fā)育。晶間微孔與微裂縫的類型主要包括長石溶蝕孔(圖 3(f)和(i))、黏土礦物晶間微孔(圖 3(g))和巖屑溶蝕孔(圖 3(j)), 偶見石英晶內(nèi)孔(圖 3(h))和礦物微裂縫(圖 3(k))。

1.3 孔隙形態(tài)定量表征

利用軟件 Image J, 對 19 個(gè)樣品的場發(fā)射環(huán)境掃描電子顯微鏡(Field Emission Environmental Scan- ning Electron Microscope, FE-SEM)圖像進(jìn)行二值化處理, 得到由 0 和 1 表示的黑白圖像。在此基礎(chǔ)上提取孔隙邊緣, 統(tǒng)計(jì)每個(gè)孔隙單元的參數(shù), 包括面積、周長、面孔率、形狀因子和圓度等[21?23]。

(a)自然光照射; (b)紫外光照射

形狀因子C是用來表征孔隙形態(tài)與理想圓形接近程度的參數(shù)[24?25], 用下式計(jì)算:

C= 4π·/2,

式中,為孔隙橫截面面積,為相應(yīng)的孔隙橫截面周長。C值分布在 0~1 之間, 越接近 0, 孔隙形態(tài)越細(xì)長; 越接近 1, 孔隙形態(tài)越趨于圓形。

孔隙形態(tài)特征與其邊緣的礦物類型關(guān)系密切。對于面積相同的孔隙, 當(dāng)其邊緣為黏土礦物時(shí), 孔隙截面的周長最大; 當(dāng)其邊緣為骨架礦物時(shí), 孔隙截面的周長最小。因此, 可以用形狀因子來表征同尺寸級別孔隙的周緣復(fù)雜程度(復(fù)雜程度越高, 形狀因子越小)。依據(jù)孔隙形態(tài)與形狀因子之間的關(guān)系, 將孔隙形態(tài)劃分為狹長狀(C= 0~0.3)、類橢圓狀(C= 0.3~0.6)和類圓狀(C= 0.6~1)(表 1)。

狹長狀的孔隙多為粒間孔, 周緣形態(tài)較復(fù)雜, 周長不均一且均值較大。在截面積相同的情況下, 孔隙周長變小時(shí), 孔隙形態(tài)表現(xiàn)為顆粒之間的狹縫。類橢圓狀孔隙的周長較均一, 孔隙最大視直徑與最小視直徑尺寸相當(dāng)。類圓狀孔隙的周長均值較小, 孔隙邊緣平滑, 礦物組成單一, 表現(xiàn)為長石粒內(nèi)孔和黏土礦物晶間孔。長 2 油層組的形狀因子均值(0.412)大于延 9 油層組(0.330)(表 1), 表明研究區(qū)孔隙的形態(tài)整體上呈類橢圓狀。對于尺寸級別相同的孔隙, 長 2 油層組多發(fā)育黏土礦物, 與掃描電子顯微鏡圖像特征以及X射線衍射分析結(jié)果一致。

(a)樣品 T525, 1489.30 m, 草莓狀黃鐵礦晶間微孔; (b)樣品 T323, 1473.46 m, 玫瑰花狀綠泥石; (c)樣品 T548, 1491.80 m, 蜂窩狀伊蒙混層黏土礦物; (d)樣品 T436, 1482.33 m, 絲絮狀伊利石; (e)樣品 Y26, 1134.66 m, 書頁狀高嶺石; (f)樣品 T541, 1491.04 m, 長石粒內(nèi)溶孔; (g)樣品 Y245, 1138.73 m, 長石粒內(nèi)溶孔和微裂縫; (h)樣品 T441, 1482.83 m, 石英粒內(nèi)微孔; (i)樣品 Y157, 1133.49 m, 長石粒內(nèi)溶孔; (j)樣品 Y26, 1134.66 m, 巖屑內(nèi)溶蝕孔隙; (k)樣品 Y163, 1128.01 m, 石英破裂縫

表1 研究區(qū)樣品深度及孔隙形態(tài)特征參數(shù)

說明: 樣品編號中“T”代表T檢井, “Y”代表Y檢井, “-1”、“-2”代表同一深度的不同采樣點(diǎn)。

兩個(gè)油層組的孔隙均以狹長狀為主, 類橢圓狀次之, 類圓狀最少, 樣品的形狀因子和圓度均值接近, 呈現(xiàn)整體上一致、局部有差異的孔隙形態(tài)。長2 油層組面孔率為 8.69%~13.94%, 均值為 10.46%;延9 油層組樣品面孔率較大, 在 11.51%~16.48%之間, 均值為 14.21% (表 1)。從圖 4 可以看出, 長 2 油層組狹長狀孔隙的孔面積貢獻(xiàn)率均值(57.79%)低于延 9油層組(81.97%), 類橢圓狀孔隙的孔面積貢獻(xiàn)率均值(24.96%)高于延 9 油層組(10.19%)。

2 微觀剩余油賦存特征

2.1 技術(shù)原理與鑒定方法

場發(fā)射環(huán)境掃描電子顯微鏡是檢測儲層含油性的重要手段[26], 可在低真空條件下分析導(dǎo)電和不導(dǎo)電的樣品, 聯(lián)合能譜(energy-dispersive spectrometry, EDS)分析, 可以得到微觀剩余油的成分信息和賦存量。本次 FE-SEM 實(shí)驗(yàn)在北京大學(xué)造山帶與地殼演化教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室完成, 使用 FEI Quanta 650 高分辨率多用途場發(fā)射掃描電子顯微鏡, 該儀器在真空環(huán)境中的分辨率可達(dá)到 1.4 nm。

圖 5(a)顯示剩余油呈團(tuán)塊狀分布在高嶺石晶間微孔中, 少量呈浸染狀吸附在礦物表面。將掃描電鏡圖像做灰度閾值劃分, 結(jié)果顯示剩余油(圖 5(d))灰度值介于儲層礦物(圖 5(b))與孔隙(圖 5(c))之間, 目測具有油脂光澤, 含油面積百分比可通過剩余油灰度值區(qū)域占總視閾面積的比例計(jì)算。

含油樣品能譜測試結(jié)果以含 3 種基本元素(C, N和 O)為特征。微觀剩余油賦存位置不同, 能譜測試結(jié)果不同。從圖 6 和表 2 可以看出不同賦存位置剩余油中 C 原子百分含量的差異, 黏土礦物微孔中殘留的微小油團(tuán)(點(diǎn) 1)明顯高于黏土礦物與孔隙接觸邊緣(點(diǎn) 2)和離孔隙較遠(yuǎn)的部位(點(diǎn) 3), 因此碳元素含量可在一定程度上代表剩余油的賦存量。

2.2 形態(tài)特征與分布規(guī)律

微觀剩余油的形態(tài)特征與其儲集空間的形態(tài)和大小緊密相關(guān)。目前, 學(xué)術(shù)界尚未形成統(tǒng)一的孔隙分類方案, 多數(shù)學(xué)者趨向于在成因分析的基礎(chǔ)上進(jìn)行定量化的孔隙分級評價(jià)[27]。在考慮流體流動特征以及流體賦存狀態(tài)的基礎(chǔ)上, 結(jié)合國際純粹與應(yīng)用化學(xué)聯(lián)合會(International Union of Pure and App-lied Chemistry, IUPAC)的孔隙分類評價(jià)標(biāo)準(zhǔn), 本文采用孔隙尺寸分級評價(jià)方案: 納米微孔, 直徑小于1nm; 納米中孔, 直徑為 2~50nm; 納米大孔, 直徑為 50~100nm; 亞微米孔, 直徑為 0.1~1μm; 微米小孔, 直徑為 1~10μm; 微米中孔, 直徑為 10~62.5μm; 微米大孔, 直徑為 62.5μm~1mm; 毫米孔, 直徑大于 1 mm。

依據(jù)儲集空間的大小、類型以及剩余油的形態(tài)學(xué)特征, 將剩余油分為殘留油團(tuán)、半自由油島、半自由油霧、半自由微油團(tuán)和束縛油 5 種類型。

微米中孔中多見殘留油團(tuán), 因不在優(yōu)勢運(yùn)移通道而沉淀于孔隙中央(圖 7 中點(diǎn) 1 和 5)或顆粒間的狹長狀孔隙中(圖 7 中點(diǎn) 4), 形態(tài)與其儲集空間基本上一致, 以團(tuán)塊狀和鏈狀為主。

半自由狀態(tài)剩余油多賦存在黏土礦物微孔和粒內(nèi)溶孔等微米至納米級別的孔隙中, 按形態(tài)特征分為半自由油島和半自由微油團(tuán)(圖 7 中點(diǎn) 6 和 11)。半自由油島分布在納米大孔及顆粒間的縫隙中(圖7 中點(diǎn) 2), 多與孔隙邊緣黏土礦物或骨架顆粒相連(圖 7 中點(diǎn) 7 和 8), 或與半自由微油團(tuán)連通成油網(wǎng)。

半自由油霧(圖 7 中點(diǎn) 15 和 16)賦存在連通性好的孔隙喉道簇中, 在油田開發(fā)后期的高含水階段, 水驅(qū)后殘余油被充分浸泡, 以溶解烴的形式呈淡霧狀堆積在水洗波及區(qū)域的骨架礦物顆粒附近, 或被比重較大的礦物微晶攔截, 形成淡霧狀剩余油。離礦物表面越近, 油霧的自由程度越低。當(dāng)與礦物表面完全接觸時(shí), 過渡為束縛態(tài), 成滴狀吸附在礦物顆粒表面(圖 7 中點(diǎn) 10, 14 和 17)。

束縛油多呈浸染狀賦存在比表面積較大的黏土礦物表面(圖 7 中點(diǎn) 9), 或形成孔表薄膜, 吸附在晶形較好的礦物顆粒周緣(圖 7 中點(diǎn)3, 12 和 13)。其賦存狀態(tài)與礦物表面物理化學(xué)性質(zhì)關(guān)系密切, 一般不貢獻(xiàn)工業(yè)產(chǎn)能, 只有改變潤濕性才能進(jìn)一步驅(qū)替。

從總體上看, 進(jìn)入高含水期的剩余油在微觀孔隙結(jié)構(gòu)中主要以非連續(xù)相分布, 應(yīng)根據(jù)不同類型微觀剩余油的形成機(jī)理及賦存特征采取相應(yīng)的策略來提高采收率。對于整體上呈自由態(tài)和半自由態(tài)的油團(tuán)、油島及油霧, 需要對砂體疊置關(guān)系進(jìn)行細(xì)化的研究, 在提高井網(wǎng)適配程度的基礎(chǔ)上進(jìn)行分區(qū)差異調(diào)控, 對高滲層段進(jìn)行封堵, 以便削弱由儲層非均質(zhì)性帶來的注采程度不均衡現(xiàn)象, 提高自由態(tài)和半自由態(tài)剩余油的水洗波及程度, 實(shí)現(xiàn)局部的高效挖潛。束縛態(tài)的剩余油多賦存于界面性質(zhì)不同的礦物顆粒表面, 儲層中黏土礦物的含量以及注入水的礦化度和離子組成都對采收率有顯著的影響, 可通過溶解黏土表面有機(jī)物、多組分離子交換以及注入低礦化度水等方式來提高儲層的親水性[28], 從而提高親油巖芯的驅(qū)替效率。

圖4 樣品形狀因子與不同形態(tài)孔隙孔面積貢獻(xiàn)率分布的對應(yīng)關(guān)系

(a) 原始圖片; (b)~(d)中紅色區(qū)域分別代表高嶺石、孔隙和剩余油

1.團(tuán)塊狀剩余油; 2.黏土礦物邊緣浸染狀剩余油; 3.黏土礦物

表2 不同位置剩余油能譜數(shù)據(jù)

2.3 微觀剩余油能譜分布特征

在形態(tài)劃分的基礎(chǔ)上, 對 5 類微觀剩余油的 C原子含量(%)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析, 結(jié)果如見 8。不同類型剩余油能譜數(shù)據(jù)分布呈現(xiàn)明顯的雙峰態(tài), 約 50%樣品的 C 原子含量落在 A 峰內(nèi), 主要包含 3 種剩余油類型(殘留油團(tuán)、半自由油島和半自由微油團(tuán))和少量束縛油膜, 約 30%樣品的 C 原子含量落在 B 峰內(nèi), 包含半自由油霧和束縛油的 3 種類型。

不同形態(tài)的微觀剩余油碳原子含量不同。從圖8 可以看出, 隨著碳原子含量增加, 微觀剩余油從束縛態(tài)過渡為自由態(tài), 可動用程度逐漸增強(qiáng)。其中, 殘留油團(tuán)的 C 原子含量分布范圍最大, 為 51.18%~ 87.27%, 油團(tuán)的自由程度隨儲集空間的減小而降低, 逐漸轉(zhuǎn)變成半自由態(tài)。束縛油中油滴的 C 原子含量分布范圍最小, 在 17.74%~18.55%之間。因此, 碳原子含量可以在一定程度上代表殘留流體的可動用程度, 對微觀剩余油的形態(tài)有良好的響應(yīng)。值得注意的是, 由于受水驅(qū)波及而溶解, 半自由油霧油團(tuán)中 C 原子含量較低, 其可動用程度不符合上述規(guī)律。

1.樣品 T323-4, 1473.46m, 沉淀在微米中孔中央的殘留油團(tuán); 2.樣品 T441-12, 1482.83m, 狹長狀孔隙中的半自由油島; 3.樣品T441-12, 1482.83m, 碳氟磷灰石表面附著的浸染狀油膜; 4.樣品 T541-18, 1491.04m, 顆粒間狹長狀孔隙中的半自由油島; 5.樣品T541-18, 1491.04m, 殘留油團(tuán); 6.樣品 T436-15, 1482.33m, 賦存在綠泥石與石英顆粒間的半自由微油團(tuán); 7.樣品 T548-16, 1491.08m, 連接黏土礦物與長石顆粒的半自由油島; 8.樣品 T548-16, 1491.08m, 與長石顆粒相連的半自由油島; 9.樣品T458-16, 1491.80m, 綠泥石表面的浸染狀束縛油; 10.樣品T458-16, 1491.80m, 綠泥石表面束縛油滴; 11.樣品 Y116-4, 1128.01 m, 高嶺石晶間微孔內(nèi)的半自由微油團(tuán); 12.樣品 Y157-1, 1133.49m, 半自由微油團(tuán)賦存在高嶺石晶間的亞微米孔中; 13.樣品 Y157-1, 1133.49m, 高嶺石顆粒表面附著的浸染狀油膜; 14.樣品 Y157-1, 1133.49m, 高嶺石表面的束縛油滴; 15.樣品 T460-18, 1148.77 m, 半自由油霧; 16.樣品 T460-18, 1148.77 m, 長石微晶附近的半自由油霧; 17.樣品 T460-23, 1484.77 m, 長石表面的束縛油滴

3 微觀剩余油賦存規(guī)律的礦物學(xué)機(jī)制探討

不同礦物對剩余油的賦存能力不同, 孔隙對應(yīng)的母質(zhì)礦物不同, 會引發(fā)孔隙潤濕性的差異, 而潤濕性的差異對油氣運(yùn)聚及開發(fā)均會產(chǎn)生重要的影響[29]。原生粒間孔、晶間微孔以及微裂縫的廣泛發(fā)育為微觀剩余油的賦存提供良好的儲集空間, 孔隙邊緣礦物組合不同, 與之相對應(yīng)的孔隙就具有不同的形態(tài)、表面粗糙程度、比重以及潤濕性等物理化學(xué)性質(zhì), 因此, 不同礦物邊緣類型的孔隙中賦存的微觀剩余油類型是由邊緣礦物的種類和孔隙的形態(tài)特征共同決定的。

圖8 微觀剩余油碳原子含量百分比頻率分布直方圖

依據(jù)礦物邊緣的類型, 本文將研究區(qū)的孔隙劃分為黏土礦物包圍型(圖 9(a))、骨架礦物包圍型(圖9(b))和組合包圍型(圖 9(c)和(d)) 3 個(gè)類型。橫截面積相同時(shí), 黏土包圍型孔隙的周緣相對復(fù)雜, 形狀因子最小, 骨架包圍型孔隙的形狀因子最大, 組合包圍型孔隙居中。

3.1 黏土礦物包圍型孔隙

礦物形態(tài)是黏土礦物包圍型孔隙控制剩余油賦存形式和賦存量的主導(dǎo)因素, 可用比表面積來評價(jià)黏土礦物包圍型孔隙對剩余油的賦存能力。比表面積大的黏土礦物與孔隙接觸充分, 孔隙多為狹長狀且周緣復(fù)雜, 形狀因子較小, 與剩余油的接觸面積大, 因此對剩余油的束縛能力較強(qiáng)。黏土礦物含量越高的儲層, 孔表束縛剩余油的能力越強(qiáng), 其中玫瑰花瓣?duì)罹G泥石和蜂窩狀伊蒙混層黏土礦物對剩余油的束縛能最強(qiáng), 絮狀綠泥石和書頁狀高嶺的束縛能力相對較弱。研究區(qū)儲層中黏土礦物組合類型多樣, 長 2 油層組多見微米中孔?大孔, 邊緣礦物類型以綠泥石和伊利石為主, 剩余油多以浸染狀束縛在黏土礦物表面, 或在孔周緣形成孔表薄膜, 少數(shù)形成殘留油團(tuán), 沉淀在孔隙中心; 延 9 油層組以高嶺石晶間微孔和晶內(nèi)微孔為主, 孔隙尺度在納米級別, 剩余油以半自由微團(tuán)塊形式賦存。

3.2 骨架礦物包圍型孔隙

骨架包圍型孔隙多為顆粒間的微米中孔?大孔, 形態(tài)呈類橢圓狀, 局部可見顆粒內(nèi)的溶蝕孔(類圓狀)和破裂縫(狹縫狀)。礦物邊緣的表面粗糙程度是控制骨架礦物(如石英和長石)包圍型孔隙剩余油賦存量的主要因素, 粗糙程度越高, 越容易形成油濕孔表, 束縛的剩余油也越多, 如沿解理方向產(chǎn)生溶蝕破裂的長石表面易聚集束縛油滴(圖 7 中點(diǎn) 17)。延 9 油層組的微米中孔?大孔以骨架包圍型孔隙為主, 賦存的剩余油類型以殘留油團(tuán)為主, 賦存量取決于孔隙的尺寸。長 2 油層組此類孔隙較少, 粒內(nèi)溶孔居多, 剩余油呈束縛油滴狀殘留在顆粒表面。

(a)樣品 T436-4, 1482.33 m, 黏土(伊利石)包圍型孔隙; (b)樣品 Y116-14, 1128.01 m, 顆粒內(nèi)部與顆粒之間的骨架礦物包圍型孔隙; (c)樣品 T525-13, 1489.30 m, 鈉長石與綠泥石組合包圍型孔隙; (d)樣品 T460-15, 1484.77 m, 組合包圍型孔隙, 填隙物為微晶石英

3.3 組合包圍型孔隙

組合包圍形成的孔隙形態(tài)多樣, 具有上述兩種孔隙的共同特征, 孔隙尺度集中在微米中孔?大孔級別。這類孔隙對剩余油的賦存量一方面取決于孔隙周緣黏土礦物的含量, 黏土礦物越多, 剩余油賦存量越高; 另一方面取決于孔隙中填隙物的類型, 剩余油賦存能力隨填隙物的比重增大而增大, 如淡霧狀剩余油多見于微晶長石(圖 7 中點(diǎn) 15)和微晶石英(圖 9(d))附近。這類孔隙在兩個(gè)主力層段均發(fā)育, 延 9 油層組的組合類型較為單一, 以骨架礦物和高嶺石組合包圍為主; 長 2 油層組的組合類型多樣, 以伊利石組合包圍和綠泥石組合包圍為主, 骨架礦物顆粒與黏土礦物之間有殘留的半自由油島。

4 結(jié)論

1)場發(fā)射環(huán)境掃描電子顯微鏡聯(lián)合能譜分析是研究微觀剩余油與儲層礦物接觸關(guān)系的有效手段。剩余油的 FE-SEM 圖像以較高的灰度值及具有油脂光澤為特征, 能譜測試結(jié)果以含 C, N 和 O 為特征, C 原子含量是判定是否為剩余油的關(guān)鍵指標(biāo)。

2)微觀剩余油的賦存狀態(tài)由孔隙大小、形態(tài)以及與孔隙接觸的邊緣礦物的性質(zhì)共同決定, 可分為殘留油團(tuán)、半自由油島、半自由油霧、半自由微油團(tuán)和束縛油 5 種類型, 在油田的進(jìn)一步開發(fā)過程中, 應(yīng)根據(jù)不同類型微觀剩余油的形成機(jī)理及賦存特征, 采取相應(yīng)的策略來提高采收率。

3)鄂爾多斯盆地中部兩個(gè)主力層段的孔隙均以狹長狀為主, 類橢圓狀次之, 類圓狀最少, 形狀因子和圓度均值接近, 孔隙形態(tài)整體上一致, 但局部有差異, 延 9 油層組以骨架礦物包圍型孔隙為主, 長2油層組以黏土礦物包圍型孔隙為主。

4)對于橫截面積相同的孔隙, 黏土包圍型孔隙周緣復(fù)雜, 形狀因子最小, 對剩余油的束縛能力比另外兩種孔隙類型強(qiáng)。其中, 玫瑰花瓣?duì)罹G泥石以及蜂窩狀伊蒙混層黏土礦物對剩余油的束縛能力最強(qiáng), 絮狀綠泥石和書頁狀高嶺對剩余油的束縛能力較弱。

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Mineralogical Mechanism of Micro-Remaining Oil Occurrence: An Example Study of Middle-Low Permeability Sandstone Reservoir of Ordos Basin

WANG Zhelin, SHI Yongmin?, PAN Mao, WANG He, MA Zilin

School of Earth and Space Sciences, Institute of Oil and Gas, Peking University, Beijing 100871; ? Corresponding author, E-mail: sym@pku.edu.cn

In order to figure out the existing problems of low visualization accuracy in the research of micro-residual oil and clarify its morphological characteristics, this study discussed the distribution of residual oil occurrence state and its relationship with minerals. We conducted an integrated approach of core observation, casting film, X-ray diffraction (X-RD), field emission environmental scanning electron microscope (FE-SEM) and energy-dispersive spectrometry (EDS) analysis on middle-low permeability sandstone reservoir in the 9th member of Yanan Formation and 2nd member of Yanchang Formation from Ordos Basin, China. The result shows that different pore structure forms have different storage capacity for remaining oil, it depends on the properties of matrix minerals corresponding to the pore, including mineral morphology, surface roughness, specific gravity, wettability, etc, which can be classified into five types: residual oil block mess, semi-free oil blob, semi-free oil island, semi-free oil mist and irreducible oil.

micro-residual oil; occurrence state; mineralogical mechanism; environmental scanning electron microscope; energy spectrum analysis; shape factor

10.13209/j.0479-8023.2020.116

2020–01–13;

2020–05–13

國家科技重大專項(xiàng)(2017ZX05013005-009)資助