鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层微观孔隙特征

于 波

0 引言

随着常规油气藏资源日渐匮乏，低渗和致密砂岩天然气资源越来越受到重视，致密砂岩气作为一种重要的接替性资源，越来越受到国内外学者的关注［1－4］。致密砂岩气是指储层气体渗透率小于1×10－3μm2的天然气，其经济开发必须经过大型水力压裂或者采用水平井、多分支井技术［5－6］。最新资源评价结果表明鄂尔多斯盆地致密砂岩气资源量为10．37×1012m3，累计地质储量约为3．53×1012m3，勘探实践及大量实验分析表明鄂尔多斯盆地上古生界砂岩主要为致密砂岩气藏，其含气层段集中在下石盒子组的盒8段和山西组山1，山2段［7］。致密砂岩气藏储层非均质性强，渗流特征并不遵循达西定律，并具有特殊的气水分布形式，这些特性使得气藏单井产量低、递减快、采出程度低，根本原因在于其微观孔隙结构特征的特殊性［8－10］。因此，研究分析其储层孔隙结构特征，分析孔隙和喉道特别是几何形态、大小、分布特征及其互相连通关系，对于油气储层评价、气藏分布预测及气藏开发具有重要的指导作用。

1 孔隙类型及分布特征

一般常用储层岩心实验、显微镜薄片观察、常规压汞实验以及更为精确的恒速压汞实验等方法进行储层孔隙微观研究。其中常规压汞实验方法是应用最广泛、也是最便于操作的直观反映储层孔隙空间展布特征的方法之一［11－16］。文中通过砂岩铸体薄片显微镜下观察，结合扫描电镜观察致密砂岩储层的孔隙结构特征，所观察的212块砂岩样品均来自鄂尔多斯盆地上古生界砂岩储层的盒8，山1和山2段。

通过扫描电镜观察储层孔隙结构特征，如图1所示为盒8段和山2段的石英孔隙结构扫描图。扫描结果显示盒8，山1，山2层段的的主要孔隙类型是粒间孔隙、粒内溶孔、晶间孔和微裂缝，但所占比例差别比较大。如图1显示出盒8段和山2段孔隙结构以粒间溶孔含量最高。

图1 上古生界气层砂岩盒8段和山2段孔隙结构Fig．1 Pore structure of He 8 and Shan 2 sections，the Upper Paleozoic gas reservoir

实验还得到盒8段和山1段砂岩总面孔率约为3．6%，山2段总面孔率约为6．6%．不同孔隙类型所占面孔率比例如图2所示。

图2 上古生界气层砂岩不同类型孔隙所占比例Fig．2 Ratio of different pore types in the Upper Paleozoic gas reservoir sandstone

从图2可以看出，盒8和山1的主要孔隙类型是粒内溶孔和晶间孔，两者之和占到了90%以上，而粒间孔含量较少，部分区域微裂缝发育。山2最主要的孔隙类型是粒间孔，所占比例为58．8%，晶间孔和粒内溶孔所占比例相当，山2比盒8和山1整体上微裂缝更为发育，但差别不大。

2 孔喉结构特征

砂岩孔隙结构是指孔隙和喉道2个基本因素的大小、形态及分布连通演化特征。压汞技术是测定致密油储层岩样的孔喉大小及分布的重要手段，通过加压使汞进入岩石孔隙，压力越大，汞能够进入岩石的孔半径越小［17－18］。

2.1 孔喉结构特征参数

定量表征储层孔喉结构的参数主要包括孔喉大小、分选、连通性及控制流体运动等参数［19－20］。利用压汞法对鄂尔多斯盆地石盒子组35个样品和山西组52个样品的孔隙结构特征进行实验分析，结果见表1．

从表1可以看出，大部分砂岩样品的储集性能较差，石盒子组样品的最大孔喉半径和孔喉半径平均值相对山西组样品较好，但其孔喉分选性较差，中值孔喉半径小于山西组样品。整体上上古生界储层毛管压力参数变化较大、毛细管压力偏高，孔隙结构普遍具有大孔隙、小喉道、孔喉连通性差及非 均质性较强等特征，为低孔低渗致密储层。

表1 鄂尔多斯盆地上古生界气层砂岩孔隙结构特征参数Tab．1 Pore structure characteristic parameters of Upper Paleozoic gas reservoir

2.2 毛管压力曲线特征

毛管压力曲线的形态变化受控于孔隙分布歪度、孔隙分选性等综合因素，一般有单一或多个台阶形态，也有不规则形态。以所取87个岩心样品的毛管压力曲线形态和参数特征，可将研究区毛管压力曲线特征划分为4种类别。

表2 砂岩孔隙结构毛管力压力曲线类别Tab．2 Types of pore structure of sandstone capillary pressure curve

研究区所取岩心的毛管压力曲线形态的4种类别特征分别如图3所示。

由压汞实验数据及毛管压力曲线可以表明，石盒子组砂岩的储集性能整体比山西组好，排驱压力低，粗孔喉占比例较大，Ⅰ类和Ⅱ类孔隙结构的储层较为发育;山西组则以Ⅱ类和Ⅲ类孔隙结构的储层为主。

3 成岩作用对孔隙特征的影响

岩石在沉积过程中，会因为沉积环境变化而伴随发生成岩作用，所形成的孔隙空间也因此不断发生变化，其空间展布规律也随之改变［11］。现针对研究区储层分析成岩作用对孔隙结构的影响。

3.1 压实作用

研究区域的上古生界山西组含煤较多，因而储层较软。其中千枚岩和泥岩是主要的岩屑成分［21］。这也决定了山西组储层很容易受到压实作用的影响而进一步压缩其孔隙空间，特别是储层围压变化十分频繁的成岩作用早期，压实作用是最为显著的压缩储层孔隙空间的主要作用。

对不同层段提取的岩心进行试验，得到了研究层段的孔隙度数据，以及受因不同成岩类型作用而发生的孔隙度变化数据，见表3．

表3 盒8，山1，山2受到成岩作用影响发生的孔隙度变化Tab．3 Changing porosity of He 8，Shan 1 and Shan 2 during diagenesis %

图3 所取岩心4种类别毛管压力曲线形态Fig．3 Four types of capillary pressure curve of the core

从表3可以看出，成岩作用使得山2的孔隙度减小86．1%，大于山1的85．6%和盒8的83．1%．对比3个层段的数据，压实作用对于盒8的孔隙度影响最小，而胶结作用和溶解作用对于盒8孔隙度的影响最大。对比3种成岩作用对储层孔隙度的影响可以发现:压实作用对于孔隙度影响相对最大，而溶蚀作用影响相对最小。

3.2 胶结作用

研究区储层主要有3种胶结作用:粘土胶结、硅质胶结和碳酸盐胶结。其中，粘土矿物胶结作用形式比较多样，其分布主要是碎屑的边缘，也有如伊利石或者高岭石填充粒间并不断的发育占据更多的孔隙空间。同时高岭石也会产生晶间微孔隙，并提高了储层的耐压能力，有助于改善孔隙结构。硅质胶结和碳酸盐矿物胶结对于储层孔隙结构都具有2方面的影响。在成岩过程中，硅质胶结和碳酸盐岩胶结都在一定程度上提高了储层对于围压的承受能力，降低了压实作用对于储层孔隙结构的影响;同时，这2种胶结物质都会在发育过程中不断挤占孔隙空间，使得储层变差。

对不同层段提取的岩心进行试验，得到了盒8，山1，山2层段的压实率和胶结率见表4．

表4 盒8，山1，山2段储层压实率、胶结率数据Tab．4 Compaction rate and cement ratio of He 8，Shan 1 and Shan 2 %

从表4可以看出，山2段的平均压实率相对最高，达到54．4%，其分布范围也是最广的;而盒8段的平均胶结率相对最高，达到46．8%，同样有相对最广的分布区间。而山1的平均压实率和胶结率都居中。

3.3 溶蚀作用

研究区溶蚀作用一般使得储层孔隙度降低，并且其溶蚀强大相对较大，基本所有的矿物成分，甚至石英岩屑等硬度较大的成分都存在不同程度的溶蚀。通过岩心显微镜观察还发现研究区矿物溶蚀具有较广的范围，大多数组分特别是胶结成分、杂基、碎屑颗粒等都发生了溶蚀。与压实作用、胶结作用一样，溶蚀作用也产生了一些微孔。

对不同层段提取的岩心进行试验，得到了盒8，山1，山2层段的溶蚀率和微孔率见表5．

表5 盒8、山1、山2段储层溶蚀率、微孔率数据表Tab．5 Dissolution rate and porosity of He 8，Shan 1 and Shan 2 %

从表5可以看出，盒8段受溶蚀作用最为强烈，其平均溶蚀率达到8．2%，而山2段溶蚀作用相对最弱，平均溶蚀率只有6．5%．3种成岩作用均会产生微孔，而压实作用产生的微孔相对会更多，对比可以看出山2的微孔率因而也是最高的。

4 结论

1)鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层普遍具有毛细管压力偏高、喉道偏小、微裂缝不发育、孔喉连通性差的孔隙结构，为低孔低渗致密储层，主要发育有粒间孔隙、粒内溶孔、晶间孔和微裂缝4类孔隙;

2)盒8和山1的主要孔隙类型是粒内溶孔和晶间孔，山2最主要的孔隙类型是则是粒间孔，其次是晶间孔和粒内溶孔，其所占比例相当;山2比盒8和山1整体上微裂缝更为发育，但差别不大;

3)3种成岩作用对储层孔隙特征都有很大的改造作用。其中压实作用对于孔隙度影响最大，而溶蚀作用影响最小。强烈的压实作用也导致储层的微孔率很高。

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