准噶尔盆地玛湖凹陷风城组致密油储层微观孔隙结构特征与可动性

张宗斌; 秦军; 巴忠臣; 叶勇; 秦艺芯; 宋欣原; 俎毓伟; 董文佩; 于景维

doi:10.12404/j.issn.1671-1815.2505809

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (27) :11597-11608 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2505809

天文学、地球科学

准噶尔盆地玛湖凹陷风城组致密油储层微观孔隙结构特征与可动性

张宗斌 ¹ ,
秦军 ¹ ,
巴忠臣 ¹ ,
叶勇 ¹ ,
秦艺芯 ² ,
宋欣原 ² ,
俎毓伟 ² ,
董文佩 ² ,
于景维 ²^,^*

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Micro Pore Structure Characteristics and Fluid Mobility of Tight Oil Reservoirs in Fengcheng Formation, Mahu Sag, Junggar Basin

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摘要

致密油储层非均质性强,微观孔隙结构复杂,单一手段难以全面准确地表征其孔隙结构特征。为明确致密油储层的微观孔隙结构特点,为致密油勘探开发提供关键地质指导,以准噶尔盆地玛湖凹陷风城组的凝灰质砂岩、云质砂岩及砂砾岩储层为对象,综合运用岩心分析、X-衍射、铸体薄片、荧光薄片、扫描电镜、高压压汞与核磁共振等多种测试手段,对致密油优质储层类型展开系统评价。结果显示:凝灰质砂岩与云质砂岩储层以粒间溶孔为主要孔隙类型,粒内溶孔、晶间孔、微裂缝及剩余粒间孔次之,孔隙以介孔为主,连通性较差;砂砾岩储层中粒内溶孔占比略占优势,剩余粒间孔、粒间溶孔与微裂缝占比相近,孔隙以介孔和微孔为主,连通性相对较好。通过离心-核磁实验进一步发现,砂砾岩储层样品平均排油效率达46%,凝灰质砂岩储层样品平均排油效率为30%,云质砂岩储层样品排油效率为32%。由此可见,砂砾岩储层是致密油下一步勘探的重点目标。

Abstract

A single method is difficult to comprehensively and accurately characterize pore structure of tight oil reservoirs, for which exhibit strong heterogeneity and complex microscopic pore structures. In order to clarify the micro pore structure characteristics of tight oil reservoirs, and provide important geological guidance for their exploration and development, reservoirs including tuffaceous sandstone, dolomitic sandstone, and glutenite reservoirs of Fengcheng Formation in the Mahu Sag, Junggar Basin were focused on. Core analysis, X-ray diffraction (XRD), cast thin sections, fluorescence thin sections, scanning electron microscopy (SEM), high-pressure mercury intrusion (HPMI), and nuclear magnetic resonance (NMR) were used to evaluate the type of high-quality tight oil reservoirs. The results show that tuffaceous sandstone and dolomitic sandstone reservoirs are dominated by intergranular dissolved pores, secondary are intragranular dissolved pores, intercrystalline pores, micro-fractures, and residual intergranular pores; Meso-pores are predominant, and connectivity is relatively poor. Glutenite reservoirs show a slightly higher proportion of intragranular dissolved pores, secondary are residual intergranular pores, intergranular dissolved pores, and micro-fractures having similar proportions; Meso-pores and Micro-pores are predominant, and connectivity is relatively better. Based on centrifugal-NMR experiments, the average oil recovery efficiency was found to be 46% for glutenite reservoir samples, 30% for tuffaceous sandstone samples, and 32% for dolomitic sandstone samples. It is concluded that the glutenite reservoirs are identified as the key target for the next phase of tight oil exploration.

Graphical abstract

关键词

孔隙结构 / 可动性分析 / 致密油 / 风城组 / 玛湖凹陷

Key words

pore structure / mobility analysis / tight oil / Fengcheng Formation / Mahu Sag

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张宗斌, 秦军, 巴忠臣, 叶勇, 秦艺芯, 宋欣原, 俎毓伟, 董文佩, 于景维. 准噶尔盆地玛湖凹陷风城组致密油储层微观孔隙结构特征与可动性[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(27): 11597-11608 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2505809

ZHANG Zong-bin, QIN Jun, BA Zhong-chen, YE Yong, QIN Yi-xin, SONG Xin-yuan, ZU Yu-wei, DONG Wen-pei, YU Jing-wei. Micro Pore Structure Characteristics and Fluid Mobility of Tight Oil Reservoirs in Fengcheng Formation, Mahu Sag, Junggar Basin[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(27): 11597-11608 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2505809

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作为非常规油气资源之一的致密油,是继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的又一热点领域^[1-3]。北美国家借助钻井技术的进步,在储层精细评价的基础上,通过“水平井+压裂技术”开发致密油,推动其实现了从能源进口国到出口国的转变^[4]。受此影响,中国加大了致密油的勘探力度,相继在三塘湖、松辽、鄂尔多斯等盆地取得重要突破^[5-7]。致密油储层孔渗极低,孔隙结构复杂,与常规油藏相比,具有源储紧邻的特征,原始状态下流体可动性极差^[8]。针对致密油储层孔隙结构与可动性的分析,是储层评价的核心内容,也为致密油的勘探开发提供重要地质依据^[9-10]。

前人围绕致密储层孔隙结构的表征方法开展了系统性归纳^[10],相关方法呈现出从定性识别向定量化描述逐步深化的趋势。早期主要依靠铸体薄片、扫描电镜等技术对孔隙结构进行形态上的定性识别;随后发展出核磁共振、高压压汞等半定量分析手段,可提取一系列特征参数以深化对孔隙结构的认知^[11-17];近年来,恒速压汞、激光共聚焦、微纳米CT(computed tomography)等先进技术进一步实现了孔隙结构的精细定量表征^[18],反映出表征方法体系的持续丰富与升级。致密油储层普遍发育复杂的孔隙系统,包括大量分散的微纳米级原生孔、溶蚀孔及微裂缝等结构。尽管恒速压汞、激光共聚焦与微纳米CT等技术能够直观展现孔隙的形态、尺寸与空间分布,但由于所获参数众多、数据处理复杂,不利于快速开展储层综合评价,同时其成本较高,在实际应用中受到一定限制。相比之下,前人通过高压压汞与核磁共振实验联合表征致密油储层全孔径孔隙结构,取得了较好效果,可有效刻画储层中流体的渗流能力与可动流体赋存空间,从而为储层质量评价与产能预测提供关键依据^[19];同时该实验具备成本较低、操作相对简便的优势,因此在致密储层孔隙结构表征中具有显著适用性。此外,核磁共振技术在评价储层流体可动性方面展现出突出优势,通过对比分析岩样在高速离心前后的核磁共振T₂谱响应差异,能够直接计算可动流体饱和度,直观反映驱替效率,为储层渗流能力的精准评价提供关键支撑。

玛湖凹陷是准噶尔盆地重要的生烃凹陷之一,发育风城组、乌尔禾组等多套优质烃源岩,为大面积成藏提供了充足的油气来源^[20-23]。当前,常规油气资源的勘探开发已逐渐放缓,致密油等非常规油气资源的勘探成为油田增储上产的重要接替方向。近年来,玛湖凹陷南斜坡风城组致密油的突破引发广泛关注,前人研究重点集中于风城组的构造演化^[24]、沉积古环境^[25-26]、沉积模式^[27]及生烃机制^[28-31]等方面,对致密油储层孔隙结构与可动性的研究相对较少^[32]。以玛湖凹陷南部风城组致密油储层为对象,综合运用岩心观察、扫描电镜、铸体薄片、荧光薄片、高压压汞、离心-核磁等实验手段,分析致密油储层的储集空间与微观孔隙结构特征,明确致密油可动性差异,探索其主控因素,预测致密油优质储层类型,为深入挖掘研究区致密油潜力提供地质方向。

1 区域研究概况

玛湖凹陷地处准噶尔盆地西北缘,构造上隶属中央凹陷带西北部,是受达尔布特逆冲断裂带控制的凹陷单元,整体面积近5 000 km²^[21-23]。其北部紧邻哈拉阿拉特山,南部与达巴松凸起、夏盐凸起及3个泉凸起等构造单元相接,地理位置位于克拉玛依市以东[图1(a)]。玛湖凹陷自二叠纪至三叠纪,先后经历前陆拗陷发育、沉积中心北移、稳定发育及凹陷消亡4个构造演化阶段。风城组沉积时期对应前陆拗陷沉积阶段,凹陷的沉积中心位于南部[图1(b)]。

玛湖凹陷南部现有钻井资料显示,钻遇的最老地层为石炭系,最新地层为第四系;风城组厚度普遍在800 m以上,最厚可达1 800 m,平面上呈现西厚东薄的分布特征。依据岩性特征,风城组自下而上可划分为三段[图1(c)]:下部风一段以凝灰岩类、碎屑岩类为主;中部风二段主要发育碎屑岩类、白云质岩类及盐岩类,且夹有较多凝灰质岩类;上部风三段则以碎屑岩类、白云质岩类为主。整体来看,风城组由下至上陆缘碎屑的含量与粒度逐渐增加,泥质和云质含量则逐步减少。风城组二段是致密油的主要勘探层位,也是本次研究的目的层,其平均厚度约200 m;目前已提交新增控制叠合含油面积近300 km²,控制石油地质储量超1×10⁸ t,展现出巨大的油气资源潜力。

2 储层特征

2.1 沉积背景及岩性特征

学者对玛湖凹陷风城组沉积环境进行了大量研究,认为风城组发育扇三角洲-湖泊沉积体系,沉积时期气候具有干旱-潮湿气候季节性变化特征,沉积古水体的pH>9,表现出碱性湖水特征,为碱性矿物的形成提供了有利条件^[33-34]。自盆缘向盆地中心,沉积相变较快,碎屑岩沉积相和火山岩相交替出现。单井纵向岩性相应显示出碎屑岩、碳酸盐岩和火山岩混合沉积特征,整体反映早期湖盆扩张,晚期湖盆缩小的过程。风城组碎屑岩中凝灰质含量较高,与沉积时期频繁的火山活动有关。

基于岩心观察和薄片分析,结合试油资料,发现风二段储层岩性包括岩屑砂岩[图2(a)、图2(b)]和砂砾岩[图2(c)],由于胶结物类型及含量存在明显差异,岩屑砂岩储层可进一步划分为凝灰质砂岩和云质砂岩储层。凝灰质砂岩中岩屑相对含量较高,平均为78.8%,类型以火成岩岩屑为主,沉积岩和变质岩岩屑占比较低。火成岩岩屑的类型包括凝灰岩、安山岩和流纹岩等,凝灰岩的占比将近40%;石英相对含量为2.4%,以单晶石英为主;长石相对含量稍高,平均含量为18.8%,以斜长石为主。填隙物包括杂基和胶结物,杂基以绿泥石充填为主,平均含量为3.2%;胶结物类型主要为方解石胶结,平均含量为2.4%[图2(d)]。云质砂岩中碎屑颗粒的相对含量同凝灰质砂岩相似,较大的区别在于胶结物类型以铁白云石为主,平均含量超过4%[图2(e)]。岩屑砂岩整体较为致密,颗粒分选以中-差为主,磨圆以次棱角为主,颗粒之间以线接触为主,结构成熟度中等。砂砾岩中石英相对砂岩含量稍高,平均为4.2%,以多晶石英为主;长石相对含量较砂岩稍低,平均含量为15.2%,以斜长石为主。砾石成分以凝灰岩为主,见少量的玄武岩、霏细岩和安山岩。砾石间充填细-粉砂岩,体积约为10%,砾石周缘可见灰红色沸石胶结。砾石颗粒分选较差,磨圆以次棱角为主,颗粒之间以线接触为主,结构成熟度较低[图2(f)]。

受物源类型及沉积相展布影响,发现风二段凝灰质砂岩广泛分布于北部扇三角洲内前缘环境,沉积中心位于北部和中部地区,最大厚度可达180 m,平均厚度为70 m;云质砂岩主要分布于北部扇三角洲外前缘环境,沉积中心位于研究区东北部,最大厚度接近300 m,平均厚度为115 m;砂砾岩分布于北西部扇三角洲平原以及南部扇三角洲前缘环境,沉积中心分布于西部和西南部,最大厚度可达170 m,平均厚度为80 m[图2(g)]。

2.2 矿物组成特征

为深入明确岩石的矿物组成特征,选取28块岩心样品进行全岩X射线衍射分析,成果数据显示以陆源硅质矿物为主,其次为沸石和碳酸盐矿物。凝灰质砂岩储层中石英含量分布于2.2%~28.5%,平均为9.8%;斜长石含量分布于34.4%~88.8%,平均为67.6%;钾长石含量分布于0~28.6%,平均为11.2%;方沸石含量分布于0~7.5%,平均为1.7%;方解石含量分布于3.5%~20.3%,平均为7.4%;铁白云石含量分布于0~12.2%,平均为1.6%;黏土矿物含量分布于0.3%~1.8%,平均为0.7%。云质砂岩储层中石英含量分布于4.5%~32.8%,平均为13.5%;斜长石含量分布于23.7%~70.6%,平均为58.2%;钾长石含量分布于3.4%~32.3%,平均为9.5%;方沸石含量分布于2.1%~10.5%,平均为4.5%;方解石含量分布于0~10.2%,平均为2.3%;铁白云石含量分布于3.6%~33.9%,平均为10.5%;黏土矿物含量分布于0.5%~4.6%,平均为1.5%。砂砾岩储层中石英含量分布于12.4%~40.8%,平均为25.7%;斜长石含量分布于26.8%~52.6%,平均为47.5%;钾长石含量分布于0~22.1%,平均为4.2%;方沸石含量分布于0~10.7%,平均为4.7%;方解石含量分布于0~22.6%,平均为8.8%;铁白云石含量分布于0~5.6%,平均为1.6%;辉石含量分布于0~14.7%,平均为3.2%;黏土矿物含量分布于0.1%~8.2%,平均为4.3%。

整体来看,砂砾岩储层中石英含量、沸石含量和黏土矿物含量最高,凝灰质砂岩中长石整体含量最高,云质砂岩中碳酸盐含量最高。石英、长石和碳酸盐矿物属于脆性矿物,3类储层的脆性指数都较大,有利于后期压裂改造。

2.3 物性特征

根据研究区目的层203块样品物性分析,明确目的储层整体较为致密,有效孔隙度介于0.2%~14.4%,平均值为4.7%,孔隙度主要分布于2%~8%;渗透率分布范围为0.01~8.35 mD,绝大多数分布在小于0.1 mD区域,属于超低孔、超低渗储层(图3)。

云质砂岩储层物性最差,主体数据点小于4%,少量数据点分布在4%~8%,平均为2.7%。渗透率最高为0.6 mD,89%的渗透率数据点小于0.1 mD,平均值为0.036 mD;凝灰质砂岩储层孔隙度主体数据点分布范围为2%~8%,平均值为5.3%。渗透率最高为1.68 mD,92.2%的渗透率数据点低于0.1 mD,平均值为0.078 mD;砂砾岩储层孔隙度在3种类型中最高,60%的孔隙度数据点大于8%,平均值为7.1%。渗透率最高可达2.3 mD,60%渗透率数据点小于0.1 mD,平均值为0.36 mD。

3 储集空间特征

3.1 孔隙类型

基于铸体薄片和扫描电镜测试结果,对3类储层孔隙类型进行分析。发现3类储层整体孔隙发育程度不高,孔隙分选较差,部分样品无明显孔隙。云质砂岩储层以粒间溶孔为主,粒内溶孔、晶间孔、微裂缝和剩余粒间孔次之[图4(a)~图4(c)],平均面孔率为0.28%;凝灰质砂岩储层以粒间溶孔为主,粒内溶孔、晶间孔、微裂缝和剩余粒间孔次之[图4(d)~图4(f)],平均面孔率为0.22%;砂砾岩储层以粒内溶孔稍稍占优,剩余粒间孔、粒间溶孔和微裂缝占比相似[图4(g)~图4(i)],平均面孔率为0.48%。

镜下粒间溶孔多为边缘粗糙,多呈锯齿状,溶蚀物质常见长石、岩屑以及碳酸盐胶结物等,溶孔最大可达到300 μm;镜下粒内溶孔常见于长石、岩屑等易溶矿物颗粒内部,沿着解理、双晶面等方向遭受酸性流体溶蚀而形成,少见碳酸盐胶结物内部溶蚀,粒内溶孔大小分布于200 μm以下,连通性较差。扫描电镜下多见粒内溶孔呈条带状分布。随着溶蚀作用的增强,整个矿物颗粒被溶蚀形成铸模孔,普遍大于50 μm;剩余粒间孔形状差异较大,颗粒间边缘平直清晰,孔径相对较大,孔隙大小在30 μm以上,镜下多见铁白云石、片状绿泥石等胶结物分布剩余粒间孔边缘;晶间孔在镜下表现为黏土矿物的晶间孔和白云石晶间孔,前者主要发育在凝灰质砂岩储层中,后者主要发育在云质砂岩中,大小分布在1 μm以下;受较大埋深影响,3类储层中都可见微裂缝,砂岩中微裂缝多表现为穿粒缝[图4(b)],砂砾岩中微裂缝包括穿粒缝和粒缘缝[图4(h)]。砂岩中微裂缝常常独立发育,常见微裂缝发育的区域,粒间孔和粒间溶孔相对不发育。镜下可见少部分砂砾岩样品中微裂缝同粒间孔和粒间溶孔共同构成孔缝网络储集空间。从孔隙类型及面孔率考虑,砂砾岩储层的储集性能要优于其他两种储层类型。

3.2 孔隙结构

3.2.1 高压压汞表征

针对目的储层致密特征,选取6口井22块样品进行高压压汞分析,基于分析数据绘制3种储层类型的毛管压力与汞饱和度关系图[图5(a)、图5(c)、图5(e)]和相应的孔隙半径分布图[图5(b)、图5(d)、图5(f)]。

凝灰质砂岩储层微观结构特征:压汞曲线多数形态为上凸型,少部分为弱平台型,对应的孔喉连通方式为树形网络状[图5(a)]。压汞参数启动压力在8.56~24.25 MPa,平均值为16.2 MPa;排驱压力为5.74~22.65 MPa,平均为12.8 MPa;进汞饱和度分布于63.14%~95.25%,平均为85.62%;孔喉半径主要分布于0.004~0.3 μm,平均为0.056 μm[图5(b)]。整体反映出储层孔隙分选较差,孔隙之间连通性较差。

云质砂岩储层微观结构特征:压汞曲线包括低斜率直线型和高斜率直线型,对应的孔喉连通方式分别为短导管状和细喉型[图5(c)]。压汞参数启动压力在6.23~19.16 MPa,平均值为11.92 MPa;排驱压力为2.12~13.89 MPa,平均为6.53 MPa;进汞饱和度分布于83.62%~93.57%,平均为87.84%;孔喉半径主要分布于0.004~0.5 μm,平均为0.075 μm[图5(d)]。整体反映出储层孔隙分选较差,孔隙之间连通性稍好于凝灰质储层。砂砾岩储层微观结构特征:压汞曲线类型为低斜率直线型和弱平台型,对应的孔喉连通方式为短导管状和细喉型[图5(e)]。压汞参数启动压力在4.68~18.35 MPa,平均值为9.92 MPa;排驱压力为1.32~29.65 MPa,平均为5.67 MPa;进汞饱和度分布于62.85%~96.63%,平均为85.12%;孔喉半径主要分布于0.004~0.3 μm,平均为0.092 μm[图5(f)]。整体反映出储层孔隙分选最差,孔隙之间连通性稍好于凝灰质储层。

从高压压汞实验分析结果来看,云质砂岩储层和砂砾岩储层储集性能要好于凝灰质砂岩储层,为致密油的富集提供较多的储集空间。

3.2.2 核磁共振表征

高压压汞所测得的孔喉分布曲线为相互连通的孔径分布曲线,而部分微孔或受细小喉道所控制的孤立孔隙将会被漏失。相较于高压压汞实验在孔隙结构表征中的劣势,通过核磁共振获得的横向弛豫T₂谱可以反映出岩石中所有孔隙的大小及分布情况。在可对比区间内,核磁共振弛豫时间T₂与孔喉半径r之间存在幂函数关系,即

(1)

${\mathit{T}}_{2}=\mathit{C}{\mathit{r}}^{\mathit{n}}$

对等式两边取对数转换为线性关系后,在可对比区间内选取一组对应的(T₂, r)数据点,采用最小二乘法进行线性回归拟合^[15-17][图6(a)、图6(b)],求解转换系数C值和幂指数n值,使拟合误差最小,据此可联合高压压汞实验建立孔径与核磁T₂的线性转换关系,通过固定常数值C来实现核磁共振T₂谱的全孔径转化[图6(c)~图6(e)]。

为精细定量表征微观孔隙结构,考虑致密油储层孔喉半径大小及非常规油气孔隙结构分类,定义孔径小于20 nm的孔隙为微孔,20~500 nm的孔隙为介孔,大于500 nm的孔隙为宏孔。基于上述方法,对3类储层的孔径大小及分布进行统计。凝灰质砂岩储层中介孔占比为63.76%,微孔占比为22.43%,宏孔占比为13.81%[图6(f)];云质砂岩储层中介孔占比为64.76%,微孔占比为29.82%,宏孔占比为5.42%[图6(g)];砂砾岩储层中介孔占比为45.74%,微孔占比为40.39%,宏孔占比为13.87%[图6(h)]。

4 致密油可动性分析

4.1 定性分析

对于致密储层中烃类物质可动性的直接观测手段,通常借助荧光薄片:在紫外线照射下,赋存于储集空间内的烃类物质会呈现不同颜色。通过分析同一口井中3种储层类型内烃类物质的显示位置与颜色,发现其存在明显差异。砂砾岩储层内的烃类物质呈蓝色,反映轻质油组分占比较高,可动性较好;这类烃类多分布于裂缝及少量溶孔中,表明裂缝为烃类的运移与储集提供了空间[图7(a)]。凝灰质砂岩与云质砂岩储层内的烃类物质则呈黄色或绿黄色,整体反映重质油组分占比较高[图7(b)、图7(c)],可动性较差;其多存在于碎屑及基质溶孔中。结合前人研究可知,风城组作为优质烃源岩具有多期生烃特征:凝灰质砂岩与云质砂岩在成岩早期物性较好,低成熟阶段生成的烃类直接运移至相邻砂岩储层,因重质组分偏多而可动性相对较差;后期受构造运动影响,砂砾岩因裂缝发育改善了物性,成熟烃类以游离相为主,通过微裂缝-孔隙系统短时间快速排出并进入砂砾岩,因轻质烃组分较多而可动性相对较强。

4.2 定量分析

相比于常规储层,研究区风城组致密油储层多以纳米级孔隙为主,物性非均质性极强,原油流动必须克服孔隙内部巨大的毛管压力,导致原油在开发过程中面临着单井产能差异较大,原油动用效率不明确等特点。前人通过离心-核磁实验,利用不同离心力使致密油样品孔隙内部的流体进行外排,较好地反映致密油的流动性^[35-36]。通过离心-核磁实验,利用可动效率定量揭示研究区风城组致密油的可动特征,为今后的勘探部署提供指导。

4.2.1 实验流程

选取20块样品进行离心-核磁实验,其中凝灰质砂岩储层样品10块,云质砂岩储层和砂砾岩储层样品各5块,具体操作流程如下。

(1)首先将样品洗油10 d,并在110 ℃烘干12 h以除去吸附水,再测量干燥样品的核磁T₂谱,作为基底信号。

(2)样品在90 ℃下渗吸原油,待样品质量不再发生变化后以20 MPa的压力下饱和原油3 d,待样品质量不再发生变化时,取出样品并测量饱和原油状态下样品的核磁T₂谱。

(3)将样品置于离心仪中进行离心-实验,待样品质量不再发生变化且核磁T₂谱稳定后终止实验。实验中设置不同转速离心(2 500、5 000、7 500、10 000 r/min)进行重复实验。

本实验在核磁共振分析仪MesoMR23-060HI上完成,核磁共振(nuclear magnetic resonance,NMR)测量在配备70 mm探针的设备上进行,NMR参数设置为回波时间(echo time,TE)为0.2 ms,等待时间(wait time,TW)为3 000 ms,回波个数(number of echo,NECH)为12 000,扫描次数为32。实验环境温度为25 ℃,湿度为30%RH。

4.2.2 实验结果

从单个样品来看,随着转速从2 500 r/min增加到10 000 r/min,样品的总信号量逐渐降低,表明随着离心力的增加,流体从样品孔隙中的排出量逐渐增大[图8(a)~图8(c)]。同时,样品呈现出大孔优先排出的特征,这是由于大孔的毛管束缚力较小、流体可动性较强[图8(d)~图8(f)]。在整个排油过程中,样品呈现出“大孔优先排出,小孔辅助排出”的特点。另外,样品可动效率受物性影响明显,整体表现出随着样品的物性变差,样品的可动效率逐渐降低的特征[图8(g)~图8(i)](可动效率的计算以转速10 000 r/min为例,饱和原油的T₂谱面积与不同转速离心所对应的T₂谱面积差值,再与饱和原油的T₂谱面积的比值)。砂砾岩储层样品的孔隙度为10.37%,渗透率为0.35 mD,样品的可动效率为52.6%;云质砂岩储层孔隙度为6.28%,渗透率为0.16 mD,样品的可动效率为28%;凝灰质砂岩储层孔隙度为5.09%,渗透率为0.058 mD,样品的可动效率为22.8%。致密油储层物性的好坏控制原油的充注难易程度,物性较好的储层,原油容易充注,可动效率也会提高(图8)。饱和原油的T₂谱面积计算公式为

(2)

$\begin{array}{l}{\mathit{S}}_{\mathit{o}\mathit{i}\mathit{l}}={\int }_{0.01}^{10\mathit{ }000}\mathit{f}\left({\mathit{T}}_{2}\right)\mathit{d}{\mathit{T}}_{2}\\ \approx \sum _{\mathit{i}=0.01}^{10\mathit{ }000}\frac{{\mathit{S}}_{\mathit{i}}+{\mathit{S}}_{\mathit{i}+1}}{2}(\mathit{l}\mathit{g}{\mathit{T}}_{2,\mathit{i}+1}-\mathit{l}\mathit{g}{\mathit{T}}_{2,\mathit{i}})\end{array}$

式(2)中:S_oil为饱和原油的T₂谱面积;S_i、S_i₊₁为第i、i+1点的T₂谱信号幅度。

结合前述核磁表征孔隙结构结果,发现砂砾岩储层样品平均排油效率为46%,其中介孔和宏孔具有较高的排油效率,分别平均为22%和20%,微孔排油效率平均为2%[图9(a)];凝灰质砂岩储层样品平均排油效率为30%,其中介孔排油效率为21%,宏孔排油效率为6%,微孔排油效率为3%[图9(b)];云质砂岩储层样品排油效率为32%,其中介孔的排油效率为22%,宏孔排油效率为7%,微孔排油效率为3%[图9(c)]。综合来看,研究区风城组砂砾岩储层为致密油勘探的甜点。

5 结论

(1)玛湖凹陷风城组为扇三角洲-湖泊沉积,发育砂砾岩、凝灰质砂岩和云质砂岩3类储层。属于超低孔、超低渗储层,整体储层脆性矿物含量较高,适合后期压裂改造。

(2)云质砂岩储层以粒间溶孔为主,粒内溶孔、晶间孔、微裂缝和剩余粒间孔次之;凝灰质砂岩储层以粒间溶孔为主,粒内溶孔、晶间孔、微裂缝和剩余粒间孔次之;砂砾岩储层以粒内溶孔为主,剩余粒间孔、粒间溶孔和微裂缝次之。基于高压压汞和核磁实验分析,云质砂岩和凝灰质砂岩储层以介孔为主,连通性较差;砂砾岩储层以介孔和微孔为主,连通性相对较好。

(3)砂砾岩储层平均排油效率可达到46%,高于凝灰质砂岩储层和云质砂岩储层的30%和32%,为研究区风城组优质致密油储层类型,是下一步重点勘探开发对象。

参考文献

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基金资助

新疆维吾尔自治区天山英才项目(2023TSYCJC0010)

新疆维吾尔自治区克拉玛依市创新人才项目(2025DB0156)

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Received	Published	Revised
2025-08-07	2026-09-28	2026-02-04
Online Date
2026-10-09

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