引用本文
冯军, 张博为, 冯子辉, 王雅春, 张居和, 付晓飞, 孙永河, 霍秋立, 邵红梅, 曾花森, 曲斌, 迟换元. 松辽盆地北部致密砂岩储集层原油可动性影响因素[J]. 石油勘探与开发, 2019,46(2): 312-321.
FENG Jun, ZHANG Bowei, FENG Zihui, WANG Yachun, ZHANG Juhe, FU Xiaofei, SUN Yonghe, HUO Qiuli, SHAO Hongmei, ZENG Huasen, QU Bin, CHI Huanyuan. Crude oil mobility and its controlling factors in tight sand reservoirs in northern Songliao Basin, China[J]. Petroleum Exploration & Development, 2019,46(2): 312-321.  
Doi: 10.11698/PED.2019.02.11
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松辽盆地北部致密砂岩储集层原油可动性影响因素
冯军1,2, 张博为1,2, 冯子辉2,3, 王雅春1,2, 张居和2,3, 付晓飞1,2, 孙永河1,2, 霍秋立2,3, 邵红梅2,3, 曾花森3, 曲斌3, 迟换元3
1. 东北石油大学地球科学学院,黑龙江大庆 163318
2. 黑龙江省致密油和泥岩油成藏研究重点实验室,黑龙江大庆 163712
3. 大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,黑龙江大庆 163712
联系作者简介：张博为（1989-）,男,黑龙江大庆人,博士,东北石油大学地球科学学院讲师,主要从事地质资源与地质工程方面研究。地址：黑龙江省大庆市高新技术产业开发区学府街99号,东北石油大学地球科学学院,邮政编码：163318。E-mail: zhangbowei1989@qq.com

第一作者简介：冯军（1992-）,男,内蒙古赤峰人,现为东北石油大学地球科学学院在读博士研究生,主要从事油气藏与资源评价方面研究。地址：黑龙江省大庆市高新技术产业开发区学府街99号,东北石油大学地球科学学院,邮政编码：163318。E-mail: 408298107@qq.com

收稿日期: 2018-09-14
基金项目: 中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目“大庆探区非常规油气实验技术研究”（2012E-2603-06）; 黑龙江省博士后资助项目“不同时期油源断裂输导油气优势路径及其分布”
摘要

以松辽盆地北部上白垩统青山口组高台子和扶余油层致密油为例,在核磁共振、高压压汞等分析的基础上,首次采用二氧化碳超临界驱替和超临界萃取实验方法,对不同岩性、不同含油级别的致密砂岩储集层原油可动性开展了定量研究。实验表明,在模拟松辽盆地北部致密油储集层温度76~89 ℃、压力35~42 MPa地层条件下,可动油启动时的孔隙度下限为4.4%,渗透率下限为0.015×10-3μm2,平均孔喉半径下限为21 nm。提出了致密砂岩储集层3种类型划分标准,Ⅰ类储集层可动流体饱和度大于40%,可动油率（可动油量占总油量的比）大于30%,启动压力梯度为0.3~0.6 MPa/m;Ⅱ类储集层可动流体饱和度为10%~40%,可动油率为5%~30%,启动压力梯度为0.6~1.0 MPa/m;Ⅲ类储集层可动流体饱和度一般小于10%,可动油率小于5%,启动压力大于1.0 MPa/m。致密砂岩储集层流体可动性主要受成岩作用和沉积作用影响,埋深小于2 000 m时以Ⅰ类储集层为主,大于2 000 m时主要为Ⅰ类、Ⅱ类储集层;三角洲内前缘相Ⅰ类储集层发育,三角洲外前缘和滨浅湖相以Ⅱ、Ⅲ类储集层为主。图5表3参36

关键词: 松辽盆地北部; 致密油; 孔隙结构; 原油可动性; 驱替实验; 可动油率; 上白垩统青山口组
中图分类号:TE122.2 文献标志码:A 文章编号:1000-0747(2019)02-0312-10
Crude oil mobility and its controlling factors in tight sand reservoirs in northern Songliao Basin, China
FENG Jun1,2, ZHANG Bowei1,2, FENG Zihui2,3, WANG Yachun1,2, ZHANG Juhe2,3, FU Xiaofei1,2, SUN Yonghe1,2, HUO Qiuli2,3, SHAO Hongmei2,3, ZENG Huasen3, QU Bin3, CHI Huanyuan3
1. College of Earth Science, Northeast Petroleum University, Daqing 163318, China
2. Heilongjiang Provincial Key Laboratory for the Study of Tight Oil and Shale Oil Accumulation, Daqing 163712, China
3. Exploration and Development Research Institute, Daqing Oilfield Company Ltd., Daqing 163712, China
Abstract

Taking tight oil in Gaotaizi and Fuyu oil layers of the Upper Cretaceous Qingshankou Formation in northern Songliao Basin as an example, based on analyses of nuclear magnetic resonance and high pressure mercury injection, experiment methods of supercritical carbon dioxide displacement and extraction are firstly employed to quantify crude oil mobility in tight sand reservoirs with different lithologies and oil contents. The results show that, under the conditions of simulating the Cretaceous Qingshankou Formation in the northern part of the Songliao Basin at a temperature of 76-89 ℃ and a pressure of 35-42 MPa, the lower limit of the porosity of the movable oil is 4.4%, and the lower limit of the permeability is 0.015×10-3 μm2. The lower limit of the average pore throat radius is 21 nm. On this basis, a classification standard for three types of tight sand reservoirs is proposed. Type I reservoirs are characterized by the movable fluid saturation larger than 40%, the movable oil ratio (ratio of movable oil to total oil) greater than 30% and the starting pressure gradient in the range of 0.3-0.6 MPa/m; Type II reservoirs are characterized by the movable fluid saturation in the range of 10%-40%, the movable oil ratio in the range of 5%-30% and the starting pressure gradient in the range of 0.6-1.0 MPa/m; Type III reservoirs are characterized by the movable fluid saturation less than 10% in general, the movable oil ratio less than 5%, and the starting pressure gradient greater than 1.0 MPa/m. The fluid mobility in tight sand reservoirs is mainly affected by diagenesis and sedimentary environment. Reservoirs with depth lower than 2 000 m are dominated by type I reservoir, whereas those with greater depth are dominated by type I and II reservoirs. Reservoirs in inner delta-front facies are dominated by type I reservoir, whereas those in outer delta-front facies and shore-shallow lacustrine facies are dominated by type II and III reservoirs.

Keyword: northern Songliao Basin; tight oil; pore structure; crude oil mobility; displacement experiment; movable oil ratio; Upper Cretaceous Qingshankou Formation
0 引言

致密油作为一类重要的非常规油气资源, 在国内外已受到广泛关注, 并开展了大量研究[1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12]。一般把地面空气渗透率小于1.0× 10-3 μ m2或地层覆压基质渗透率小于0.1× 10-3 μ m2的储集层称为致密储集层[11, 13]。致密储集层孔喉直径一般为纳米级, 油在纳米孔喉中渗流能力差, 相态分异难, 容易被滞留吸附[14], 因此深入探讨致密储集层原油的可动性具有理论和实践意义。目前, 对致密油流体可动性研究尚处于探索阶段, 尤其是对致密储集层孔隙结构与可动流体的定量研究还相对较少, 制约了对致密油的客观评价和采收率的准确认识。

在致密油储集层流体可动性研究上, 目前国内主要采用高压压汞法[15]或基于离心法的油驱水和水驱油核磁共振分析[16, 17]; 国外主要利用场发射电镜技术、氩离子抛光技术[18, 19]、离子束聚焦-扫描电镜[20]、Micro-CT（微米CT）或Nano-CT[21, 22]（纳米CT）等技术, 建立数字岩心模型, 认识孔隙网络特征, 探索微小空间中流体的渗流规律[23, 24]。考虑致密储集层孔渗低、孔喉半径小, 常规的水驱油实验对纳米级孔隙可能存在局限性[25], 以及数字岩心模型对致密储集层代表性的问题, 本文以松辽盆地北部高台子和扶余致密油层为例, 在核磁共振、高压压汞等分析的基础上, 首次采用二氧化碳超临界驱替和超临界萃取的方法, 对不同岩性、不同含油级别的致密储集层样品开展了原油可动性模拟实验, 解决了微纳米级复杂孔喉系统内低含量原油可动性无法定量评价的难题, 明确了不同致密储集层中可动流体饱和度和可动油率的分布特征, 探讨了松辽盆地北部致密储集层原油可动性的控制因素, 以期为致密油勘探和开发提供理论依据。

1 地质背景

松辽盆地上白垩统发育大型陆相湖泊三角洲沉积, 为陆相致密油气储集层的形成提供了有利条件[26]。沉积相和有机地球化学研究表明, 上白垩统青山口组和嫩江组经历了两期湖泊从扩张到萎缩的过程, 构成了多套生储盖组合和含油层, 其中青山口组一、二段形成于大规模湖侵期, 沉积了广泛分布的富含有机质黑色泥页岩, 烃源岩有机质丰度高, 热演化程度适中, 生烃潜力大, 奠定了青山口组源内致密油（高台子油层）和源下致密油（扶余油层）的基础。平面上受烃源岩和储集层发育的控制, 扶余、高台子致密油主要分布在齐家— 古龙凹陷、三肇凹陷等地区 （见图1）。

图1 松辽盆地北部扶余、高台子油层致密油分布图

扶余油层致密油储集层主要为大型河流— 三角洲沉积体系中的多种类型河道砂体, 单一砂体规模较小, 纵向不集中, 横向不连续, 但多期叠置、错叠连片, 空间上表现为多层砂泥相互叠置的“ 汉堡包” 式特点[27]。油层厚度一般为4~12 m, 单层最大厚度为10 m; 储集层孔隙度为5%~12%, 平均为9.5%, 渗透率为（0.03~1.00）× 10-3 μ m2, 平均为0.2× 10-3 μ m2; 埋藏深度一般为1 700~2 500 m。

高台子油层致密油储集层主要为三角洲内前缘、三角洲外前缘、滨浅湖相沉积[28]。具有单层厚度薄、横向分布范围广的“ 三明治” 式特点。油层厚度为10~30 m, 单层最大厚度为3.5 m。储集层孔隙度为4%~12%, 平均为8.3%; 渗透率为（0.01~0.50）× 10-3 μ m2, 平均为0.1× 10-3 μ m2; 埋藏深度一般为1 900~2 400 m。

2 样品选取和实验方法

在松辽盆地北部7口井中选取高台子油层和扶余油层29块致密储集层样品（见图1）, 岩性主要为细砂岩、粉砂岩、含泥和泥质粉砂岩等, 除进行孔隙度、渗透率、高压压汞、拟启动压力梯度等分析外, 还开展了核磁共振、二氧化碳超临界驱替及萃取实验。

2.1 核磁共振实验

钻取直径为25 mm柱塞样品, 利用索氏抽提器清洗样品残余油, 洗油效果达到荧光检测3级以下为止; 样品烘干至恒重, 采用高压饱和法（压力20 MPa, 恒压不少于24 h）将样品饱和标准盐水[29]（标准盐水按配方NaCL︰CaCL2︰MgCL2· 6H2O的质量比7.0︰0.6︰0.4配制）。依据样品饱和量与孔隙体积比, 确定样品饱和程度达100%。

饱和水样品在高速离心机上脱水, 离心压力分别为0.690 MPa、1.725 MPa、3.105 MPa、4.485 MPa、5.175 MPa, 离心时间5 h; 将饱和水和离心脱水后的样品, 分别在Manmr-7核磁共振仪上按石油天然气行业标准[30]进行实验分析, 获得样品不同含水饱和度的弛豫时间T2谱分布。

离心实验显示, 当离心压力超过4.485 MPa后, 实验样品含水饱和度T2谱分布基本稳定, 据此确定为样品束缚水饱和度弛豫时间T2谱, 累积其不同弛豫时间饱和度分量为束缚水饱和度。避免了通过计算T2截止值方法得到的样品束缚水饱和度不能反映束缚水在孔径中分布的局限性[31]。利用饱和水样品的含水饱和度弛豫时间T2谱, 减去束缚水饱和度弛豫时间T2谱, 即可得到可动流体饱和度弛豫时间T2谱。

依据李海波等提出的利用核磁共振T2谱结合高压压汞资料, 求取T2弛豫时间与孔隙半径的转换系数C值的方法[32], 确定实验样品C值范围为31.9~71.7, 由C值与弛豫时间T2的乘积计算样品孔喉半径[33, 34], 建立致密储集层孔喉半径与可动、不可动流体分布的对应关系。

2.2 二氧化碳超临界驱替和萃取实验

实验设备为非常规储集层原油赋存状态实验装置（YQMV-12）, 主要技术指标为：原油注入及驱替实验流量范围0.000 01~25 mL/min, 最高驱替压力105 MPa, 超临界驱替及萃取精度为1 mg/g。可以满足不同岩性、同一岩性不同含油级别致密储集层可动油、残余油的实验模拟。

实验样品制备：钻取致密砂岩储集层岩心柱样品, 将样品洗油后饱和地层标准盐水待用。

饱和地层标准盐水岩心样品定量注入原油方法：用铅套包封岩心柱样品并装入定量夹持器, 设定围压70 MPa。模拟温度为油层温度, 依据储集层埋深和地温梯度4 ℃/100 m计算, 设定范围76~89 ℃, 恒温时间不少于3 h。原油注入流速为0.01 mL/min, 依据青山口组烃源岩历史时期估算的异常压力梯度1.7 MPa/100 m计算, 设定最大注入压力范围35~42 MPa。注入原油量为0.11~0.86 mL, 注入量根据不同岩性、同一岩性不同含油级别储集层含油量确定, 含油级别（含油、油浸、油斑、油迹）界定参考储集层含油量统计结果[35]。

二氧化碳超临界驱替可动油方法：可动油是指利用二氧化碳超临界驱替技术从岩心样品中驱替出的原油, 代表现有技术在致密砂岩储集层中可采出的原油数量。可动油率即为可动油量占总油量（可动油量与不可动油量之和）的比。设定驱替温度为油层温度, 范围为76~89 ℃, 设定气体驱替流速为2 mL/min、最大驱替压力等于注入压力, 范围为35~42 MPa; 采用带刻度玻璃量管和万分之一电子天平（感量0.1 mg）在线监测驱替出的流体质量, 至原油质量不再增加时为可动油量。

二氧化碳超临界萃取残余油实验方法：残余油是指岩心样品驱替可动油实验后进行二氧化碳超临界萃取获得的原油数量, 代表现有技术不能采出的残余油。将驱替可动油后的岩心样品粉碎, 进行二氧化碳超临界萃取, 萃取釜温度为50 ℃、压力为20 MPa, 分离釜温度为40 ℃、压力为10 MPa, 采用带刻度玻璃量管和万分之一电子天平（感量0.1 mg）在线监测萃取出的流体质量, 至原油质量不再增加时为残余油量。

3 实验结果
3.1 核磁共振分析

饱和标准盐水的致密储集层样品经不同离心条件下脱水后, 开展核磁共振分析得到实验结果（见图2、表1）, 其中将不同孔喉半径下束缚水饱和度分布谱进行积分, 得到积分值作为样品的不可动流体（束缚水）饱和度, 与总饱和度（100%）的差值为可动流体饱和度。实验数据统计显示, 物性较好的细砂岩或粉砂岩储集层, 孔隙度为8.5%~12.4%, 渗透率为（0.12~0.46）´ 10-3 mm2, 平均孔喉半径为81~268 nm, 可动流体分布孔隙半径为20~11 851 nm, 分布主峰为163~637 nm, 可动流体饱和度为41%~71%; 不可动流体分布孔隙半径为2~542 nm, 分布主峰为39~68 nm, 不可动流体饱和度为29%~59%。物性一般的含泥和泥质粉砂岩储集层孔隙度为6.1%~8.4%, 渗透率为（0.03~0.09）× 10-3 μ m2, 平均孔喉半径为54~56 nm, 可动流体分布孔隙半径为15~2 031 nm, 分布主峰为96~189 nm, 可动流体饱和度为16%~23%; 不可动流体分布孔隙半径为2~501 nm, 分布主峰为33~40 nm, 不可动流体饱和度为77%~84%。物性较差的泥质粉砂岩储集层孔隙度为4.8%~5.2%, 渗透率不超过0.02× 10-3 μ m2, 平均孔喉半径为10~35 nm, 可动流体分布孔隙半径为15~254nm, 分布主峰为28~59 nm, 可动流体饱和度为6%~9%; 不可动流体分布孔隙半径为1~201 nm, 分布主峰为11~34 nm, 不可动流体饱和度为91%~94%。

图2 致密储集层不同离心条件下的核磁共振T2谱及流体饱和度分布图

表1 致密储集层流体赋存状态核磁共振分析数据表

实验结果表明, 致密储集层可动流体饱和度与储集层物性及孔隙结构密切相关, 由图3致密储集层流体启动时的孔隙度下限为4.3%, 渗透率下限为0.01× 10-3 μ m2, 平均孔喉半径下限为13 nm。需要说明的是：①致密储集层中可动流体分布的孔隙半径变化较大, 在微米和纳米级孔隙中均存在可动流体, 反映各种尺度孔隙均可作为可动流体的储集空间; ②致密储集层中不可动流体分布的孔隙半径均为纳米级, 孔隙半径分布范围的最大值小于550 nm, 且分布主峰均小于70 nm, 表明纳米级孔径对流体产生吸附或滞留效应[11, 14]在各类致密储集层中的表现相同。

图3 致密储集层流体可动性与物性、孔隙结构关系图

3.2 驱替和萃取实验

饱和标准盐水的致密砂岩定量注入原油后, 得到不同岩性、不同含油级别、不同含油饱和度（注入油体积与岩石有效孔隙体积之比）的实验样品, 采用二氧化碳超临界驱替和二氧化碳超临界萃取, 获得可动油量、残余油量及可动油率。实验结果显示（见表2）, 物性较好的含油、油浸和油迹粉砂岩储集层样品, 孔隙度为8.9%~12.2%, 渗透率为（0.12~0.96）× 10-3 μ m2, 平均孔喉半径为100~204 nm, 含油饱和度为9.61%~70.27%, 可动油量为1.40~13.27 mg/g, 残余油量为2.00~9.49 mg/g, 可动油率为41.64%~58.48%。物性一般的含油、油浸和油迹含泥粉砂岩、粉砂岩储集层, 孔隙度为5.2%~8.0%, 渗透率为（0.03~0.08）× 10-3 μ m2, 平均孔喉半径为41~137 nm, 含油饱和度为9.80%~52.59%, 可动油量为0.02~4.50 mg/g, 残余油量为2.22~9.15 mg/g, 可动油率为0.62%~32.95%。物性较差的油斑和油迹泥质、含钙粉砂岩储集层, 孔隙度为3.7%~3.9%, 渗透率为（0.01~0.02）× 10-3 μ m2, 平均孔喉半径为17~18 nm, 含油饱和度为19.96%~30.59%, 可动油量为0, 残余油量为3.21~5.31 mg/g, 可动油率为0。

表2 致密油储集层二氧化碳超临界驱替和萃取实验数据表

实验结果表明（见图3）, 致密储集层可动流体饱和度与储集层孔隙度、渗透率、平均孔喉半径关系密切。根据图3a— 3c, 当可动油率开始大于0时的孔隙度、渗透率、平均孔喉半径即为相应参数的下限值, 由图可得在温度76~89 ℃、压力35~42 MPa实验条件下, 致密储集层可动油启动时的孔隙度下限为4.4%, 渗透率下限为0.015× 10-3mm2, 平均孔喉半径下限为21 nm。另外实验还发现：①可动油率与岩石样品含油饱和度相关性不明显, 含油量不是控制原油可动性的关键因素, 如金341井（样品编号15）、金28井（样品编号16）高台子油层粉砂岩储集层物性较好, 平均孔喉半径较大, 含油饱和度小于25%, 而可动油率达49%以上; 古616井（样品编号28）扶余油层含钙粉砂岩储集层物性差、平均孔喉半径小, 含油饱和度高达30%以上, 而可动油率为0, 反映致密储集层原油可动性主要与孔隙结构有关, 原油含量对可动能力影响有限。②可动油率与可动流体饱和度呈正相关关系, 比较而言可动油率一般小于可动流体饱和度。如古616井（样品编号28、29）孔隙度低于6%, 渗透率小于0.03´ 10-3 mm2的致密储集层, 可动油率低于1%, 而同类储集层可动流体饱和度含量接近10%（见表1）, 原因是实验中采用的原油黏度（13.9 mPa· s）高于地层水黏度, 在以纳米级孔喉为主的致密储集层中水比油表现出更高的流动性, 指示致密储集层中原油的黏度或气油比对采收率会有重要影响。

3.3 致密砂岩储集层类型划分

核磁共振和驱替萃取实验表明, 致密储集层流体可动性与储集层物性及孔隙结构密切相关。在可动油率、可动流体饱和度、启动压力梯度与储集层孔隙度、渗透率和平均孔喉半径的关系图上（见图3）, 呈现出“ 三段式” 变化特征, 据此把致密储集层分为3类。Ⅰ 类致密储集层以细砂岩和粉砂岩为主, 可动流体饱和度大于40%, 可动油率大于30%, 启动压力梯度为0.3~0.6 MPa/m, 随孔隙度、渗透率和平均孔喉半径增加变化不大; 对应的孔隙度为8%~12%, 渗透率为（0.1~1.0）× 10-3 μ m2, 平均孔喉半径为100~300 nm。Ⅱ 类致密储集层以粉砂岩、含泥和泥质粉砂岩为主, 可动流体饱和度为10%~40%, 可动油率为5%~30%, 启动压力梯度为0.6~1.0 MPa/m, 随孔隙度、渗透率和平均孔喉半径增加, 可动流体饱和度、可动油率迅速增加, 启动压力梯度明显降低; 对应的储集层孔隙度为5%~8%, 渗透率为（0.03~0.10）× 10-3 μ m2, 平均孔喉半径为50~100 nm。Ⅲ 类致密储集层以泥质粉砂岩和含钙粉砂岩为主, 可动流体饱和度一般小于10%, 可动油率小于5%, 启动压力大于1.0 MPa/m, 随孔隙度、渗透率和平均孔喉半径增加变化不大; 对应的储集层孔隙度小于5%, 渗透率小于0.03× 10-3 μ m2, 平均孔喉半径小于50 nm。

综合致密储集层岩性特征、可动流体饱和度、可动油率、启动压力梯度、孔隙结构和物性关系研究, 建立了致密储集层类型划分标准（见表3）。根据目前勘探实践, Ⅰ 类致密储集层由于启动压力梯度小、可动流体饱和度高、可动油率高, 储集层物性相对较好, 一般采用直井压裂即可获得工业产能。Ⅱ 类致密储集层启动压力梯度、可动流体饱和度和可动油率变化大, 物性相对较差, 一般采用水平井大规模体积压裂获得工业产能。Ⅲ 类致密储集层启动压力梯度高、可动流体饱和度和可动油率低, 储集层物性差, 有待开展水平井加二氧化碳或氮气大规模体积压裂试验以获得工业产能。

表3 松辽盆地北部致密砂岩储集层类型划分标准
4 成岩及沉积作用对致密储集层流体可动性的影响
4.1 成岩作用对致密储集层流体可动性的影响

松辽盆地砂岩储集层埋深小于2 000 m时, 成岩演化处于中成岩A期, 埋深大于2 000 m处于中成岩B期[36]。致密储集层随着埋深加大、成岩作用增强, 储集层储集空间减小、孔隙度和渗透率降低, 流体可动性表现出阶段性变化特征（见图4）。

图4 致密储集层孔隙度、渗透率和平均孔喉半径随埋深变化图

埋深小于2 000 m的细砂岩、粉砂岩和含泥粉砂岩储集层大部分处于Ⅰ 类储集层区间, 仅少量含钙细砂岩、泥质粉砂岩为Ⅱ 类和Ⅲ 类储集层, 反映储集层流体可动性总体较好。可动流体饱和度实验证实（见表1）, 埋深小于2 000 m细砂岩、粉砂岩储集层（样品编号1、2、3）, 可动流体饱和度一般大于40%, 为Ⅰ 类储集层。个别样品（样品编号10）可动流体饱和度小于10%, 属Ⅲ 类储集层。可动油率实验证实（见表2）, 埋深小于2 000 m粉砂岩样品可动油率一般大于30%（样品编号13、14、17、18、19、21）, 以Ⅰ 类储集层为主。部分样品（样品编号22、24、25、27、28、29）, 由于发育泥质或含钙的缘故, 可动油率小于30%, 表现为Ⅱ 类和Ⅲ 类储集层。综上分析, 中成岩A期的致密储集层中Ⅰ 类储集层发育, 流体可动性较高, 对致密油勘探开发而言, 储集层埋藏浅、成岩作用低在开发上具有很大优势。

埋深大于2 000 m的储集层随成岩作用增强物性和孔喉半径明显变差, 储集层类型主要分布在Ⅰ 类和Ⅱ 类区内, 但不同岩性致密储集层表现出不同的流体可动性特征。可动流体饱和度实验证实（见表1）, 埋深大于2 000 m的细砂岩、粉砂岩储集层（样品编号3、4、6）可动流体饱和度大于40%, 表现为Ⅰ 类储集层。泥质粉砂岩储集层（样品编号8、9、11、12）, 可动流体饱和度一般小于20%, 表现为Ⅱ 类和Ⅲ 类储集层。可动油率实验证实（见表2）, 埋深大于2 000 m粉砂岩储集层（样品编号16、20）, 可动油率大于40%, 为Ⅰ 类储集层。而含泥粉砂岩样品（样品编号23、26）, 可动油率小于30%, 为Ⅱ 类和Ⅲ 类储集层。综上所述, 中成岩B期致密储集层的岩性对流体可动性有明显影响, 需要开展沉积特征研究, 找出细砂岩、粉砂岩Ⅰ 类致密储集层“ 甜点” 发育区, 优选有利勘探开发目标。

4.2 沉积作用对致密储集层流体可动性的影响

松辽盆地北部高台子、扶余油层致密砂岩储集层主要发育于三角洲内前缘、三角洲外前缘和滨浅湖相。以高台子油层为例, 不同沉积相带储集层岩性和纵向组合的差异（见图5）, 导致致密储集层表现出不同的流体可动性特征。

图5 高台子油层不同沉积相致密储集层岩性组成

三角洲内前缘相致密储集层以粉砂岩、泥质粉砂岩为主, 其次为细砂岩。粉砂岩、泥质粉砂岩占地层厚度比分别为41.0%、16.2%, 单层最大厚度分别为1.52 m、1.16 m, 细砂岩占地层厚度比为5.3%, 单层最大厚度为1.44 m。可动流体饱和度实验证实（见表1）, 三角洲内前缘相粉砂岩、细砂岩储集层为Ⅰ 类储集层（样品编号1— 6）, 可动流体饱和度大于40%, 泥质或含泥粉砂岩储集层为Ⅱ 类和Ⅲ 类储集层（样品编号7— 10）, 可动流体饱和度为8%~23%。可动油率实验证实（见表2）, 三角洲内前缘相粉砂岩、细砂岩储集层（样品编号13— 20）均为Ⅰ 类储集层, 可动油率大于40%, 仅个别含泥粉砂岩样品（样品编号23、24）可动油率小于30%, 为Ⅱ 类储集层。综上分析, 三角洲内前缘相粉砂岩、细砂岩储集层流体可动性好, 为致密油勘探开发的重要领域。

三角洲外前缘相致密储集层仍以粉砂岩、泥质粉砂岩为主, 但占地层厚度比下降, 分别为27.1%、10.8%, 单层最大厚度降低, 分别为0.76 m、0.42 m。可动流体饱和度实验证实（见表1）, 三角洲外前缘相泥质粉砂岩（样品编号12）可动流体饱和度小于10%, 表现为Ⅲ 类储集层特征。可动油率实验证实（见表2）, 三角洲外前缘相粉砂岩、细砂岩储集层（样品编号21、22、24、25、27、28、29）可动油率为0~32.95%, 大部分小于30%, 反映三角洲外前缘相致密储集层以Ⅱ 、Ⅲ 类储集层为主。由于该相带发育部分Ⅰ 类致密储集层, 可通过沉积相等研究, 优选有利“ 甜点” 区。

滨浅湖相致密储集层以泥质粉砂岩为主, 占地层厚度比为22.5%, 单层最大厚度为3.85 m, 其次为含泥粉砂岩, 占地层厚度比为7.2%, 单层最大厚度为0.89 m, 储集能力有限。发育少量含泥粉砂岩和碳酸盐岩, 占地层厚度比分别为7.2%、6.9%, 单层最大厚度为0.89 m和0.31 m, 有助于增加储集性和地层的脆性。可动流体饱和度实验证实（见表1）, 滨浅湖相泥质粉砂岩（样品编号11）, 可动流体饱和度小于10%, 表现为Ⅲ 类储集层特征。需要加强勘探开发技术攻关, 实现该领域产能的突破。

5 结论

致密储集层中可动流体分布的孔隙半径变化较大, 在微米和纳米级孔隙中均存在可动流体, 反映各种尺度孔隙均可作为可动流体的储集空间; 在松辽盆地北部致密油储集层温度76~89 ℃、压力35~42 MPa地层条件下, 可动油启动时的孔隙度下限为4.4%, 渗透率下限为0.015× 10-3 mm2, 平均孔喉半径下限为21 nm。致密储集层中不可动流体分布的孔隙半径差别不大, 孔隙半径分布的最大范围均小于550 nm, 且分布主峰均小于70 nm, 表明各类致密储集层中纳米级孔隙对流体具有吸附或滞留效应。

致密储集层含油饱和度与原油可动性关系不明显, 储集层物性和孔隙结构是可动油率的主要控制因素。可动流体饱和度一般高于可动油率, 原因是离心实验中采用的地层水比驱替实验中采用的原油具有更高的流动性, 反映致密油的黏度或气油比对原油采收率有重要影响。

致密储集层可划分为3类：Ⅰ 类储集层可动流体饱和度大于40%, 可动油率大于30%, 启动压力梯度小于0.3~0.6 MPa/m; Ⅱ 类储集层可动流体饱和度为10%~40%, 可动油率为5%~30%, 启动压力梯度为0.6~1.0 MPa/m; Ⅲ 类储集层可动流体饱和度一般小于10%, 可动油率小于5%, 启动压力梯度大于1.0 MPa/m。

致密储集层流体的可动性受成岩作用和沉积作用影响。埋深小于2 000 m以Ⅰ 类致密储集层为主, 埋深大于2 000 m发育Ⅰ 类、Ⅱ 类储集层; 三角洲内前缘相细砂岩、粉砂岩Ⅰ 类储集层相对发育, 三角洲外前缘和滨浅湖相储集层, 泥质粉砂岩比例增加, 以Ⅱ 、Ⅲ 类储集层为主, 有Ⅰ 类储集层“ 甜点” 发育。埋深小于2 000 m致密储集层和埋深大于2 000 m的三角洲内前缘相致密储集层是致密油勘探开发有利目标。

The authors have declared that no competing interests exist.

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