特低渗砂岩储层微观结构及孔隙演化定量分析

吴小斌^{1, 2}，侯加根^{1, 2}，孙卫^{3, 4}

(1. 中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京，102249；

2. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京，102249；

3. 西北大学 教育部大陆动力学国家重点实验室，陕西 西安，710069；

4. 西北大学 地质学系，陕西 西安，710069)

摘要：为了表征鄂尔多斯盆地姬塬地区长4+5油层组低孔特低渗长石砂岩的孔隙结构，进一步探讨孔隙演化及其控制因素，通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、X线衍射、粒度分析及物性等资料，分析总结出5种孔隙类型和4种喉道类型；结合成岩作用研究，采用定性分析与定量计算的方法分析孔隙演化过程。研究区储层孔隙以粒间孔、长石溶孔和粒间溶孔为主，发育点状、缩颈状和片状喉道，喉道具有细喉和微细喉的特点。成岩缝的发育改善储层的渗透性，相互连通的微裂缝网络是流体运移的最佳通道。运用未固结砂岩原始孔隙度与砂岩的分选系数的统计关系，恢复计算出研究区砂岩原始孔隙度平均为34.60%。在成岩过程中，机械压实作用和胶结作用对储层孔隙具有中等程度破坏作用，受二者影响，未固结砂岩49.4%的原生粒间孔被压实损失，28.7%的孔隙被胶结破坏。区内溶蚀作用较发育，溶蚀强度中等，并形成大量次生孔隙，使得孔隙度增加到11.33%，溶蚀作用的孔隙增加率为11.0%，极大地改善低孔特低渗砂岩储层的储集空间。定量计算结果与定性认识的一致性以及与室内物性测试结果的吻合性表明：研究方法与结论可靠，这对于同类储层孔隙演化的研究具有借鉴意义。

关键词：特低渗储层；微观孔隙结构；成岩作用；孔隙演化；鄂尔多斯盆地

中图分类号：TE122.2         文献标志码：A         文章编号：1672-7207(2011)11-3438-09

Microstructure characteristics and quantitative analysis on porosity evolution of ultra-low sandstone reservoir

WU Xiao-bin^{1, 2}, HOU Jia-gen^{1, 2}, SUN Wei ^{3, 4}

(1. College of Geosciences, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China;

2. Key Laboratory for Hydrocarbon Accumulation Mechanism of Education of Ministry,

China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China;

3. Key Laboratory of Continental Dynamics of Education of Ministry, Northwest University, Xi’an 710069, China;

4. Department of Geology, Northwest University, Xi’an 710069, China)

Abstract: The average porosity of sandstone reservoir in Jiyuan area of Ordos basins is 11.68%, average permeability is 0.58×10^-3μm², belonging to the ultra-low permeability and low porosity reservoir. Ultra-low permeability sandstone reservoir has complex micro-structure, and research on porosity evolution is a hot-spot currently. Using casting thin sections, scanning-electron micro-scopes, granularity analysis and datum form high-pressure mercury injection and X-ray, five porosity types and four throat types were analyzed and summarized. Pores evolution was researched by qualitative analysis and quantitative calculation lastly. The dominating pore type of Chang 4+5 reservoirs is inter-granular pore and feldspar-dissolved pore. The throat types are point-shaped throat, necked throat, flake throat. The micro-fractures improve permeability and become the best channel in the reservoir. Using statistical relationship between original porosity and sorting coefficient, the reservoir sandstones original are restore calculated and the average is 34.60%. Dynamics has a major impact to characteristics of pore evolution. The impact of compaction is greatest and its loss-rate of porosity is 49.4%, and the loss-rate of porosity of cementation is 28.7%. The dissolution of the reservoir sandstone improves porosity about 3.75%. Quantitative calculation result and qualitative knowledge have consistency, and are inosculated to experimental data. It is shown that the research methods and results are reliability, and have significance to similar reservoir.

Key words: ultra-low permeability reservoir; micro-pore structure; diagenesis; porosity evolution; Ordos basins

姬塬地区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中西部，区内构造相对简单，地层平缓，东高西低，一般倾角不足1°。研究区长4+5油层组砂岩储层平均孔隙度为11.68%，平均渗透率为0.58×10^-3 μm²。储层整体上呈现出低孔、低渗的特征，按照储层的划分标准^[1]，属于低孔特低渗储集层。该区是长庆油田近年增储上产的主力区块之一，其储层具有孔隙小、喉道细、排替压力高的特点，同时具有复杂的微观结构和孔隙演化过程，对于该类储层的研究在成岩作用及孔隙定性演化上面取得了一些认识^[2-4]。近年来，有学者从多因素相关分析、成岩压实模拟试验、视抗压强度、视填隙率与储集层物性贡献率之间的关系以及水-岩相互作用等不同侧面探索了储层孔隙演化的定量评价方 法^[5-10]。为进一步揭示姬塬地区长4+5油层组特低渗砂岩储层复杂微观非均质性，通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、X线衍射等测试分析资料综合分析微观孔隙结构特征，并结合成岩作用研究，采用定性分析与定量计算相结合的方法分析了孔隙演化过程。

1  岩石学特征

图1所示为姬塬地区长4+5期沉积背景图，图2所示为长4+5油层组砂岩分类图。图1中：w(F)为长石质量分数，%；w(Q)为石英质量分数，%；w(R)为岩屑质量分数，%。在三叠世延长组长4+5沉积时期湖盆处于微陷期，湖侵面积有所扩大，北部盐池一定边三角洲继续向南发育，直达吴旗南部，对姬塬地区的沉积有很大影响^[11](图1)。姬塬地区处于三角洲前缘，水下分流河道和河口坝微相砂体是该区延长组长4+5油层组骨架砂体。据19口取心井岩心观察，砂岩多为浅灰色、灰色和浅灰绿色。砂岩的主要类型为长石砂岩，其次为岩屑质长石砂岩，少量长石质岩屑砂岩(图2)。

砂岩碎屑组分主要包括石英、长石和岩屑，其中石英平均含量32.92%，长石平均含量36.27%，岩屑平均含量17.89%。碎屑颗粒砂岩的分选性中等－好，平均分选系数为1.60。

储层填隙物中杂基主要有高岭石、水云母和绿泥石等，胶结物主要是碳酸盐、硅质(自生石英及次生加大石英)和自生黏土矿物。砂岩储层中黏土矿物含量(质量分数)为4.0%~5.71%，硅含量为1.5%~2.35%，碳酸盐含量为2.78%~9.0%。经X线衍射资料分析，黏土矿物中伊利石含量为19.6%~28.8%，伊蒙混层含量为4.12%~ 6.06%，高岭石含量为29.5%~49.9%，绿泥石含量为26.5%~76.2%，其中伊/蒙混层质量比＜10%。

2  储层微观结构特征

储层微观结构主要包括孔隙和喉道的大小、形状、连通情况、配置关系及其演化过程。孔隙大小主要影响储层的孔隙度，喉道大小与连通状况影响着储层的有效性和渗透性。

2.1  孔隙特征

研究区孔隙类型以粒间孔和长石溶孔为主，粒间溶孔次之。

2.1.1  粒间孔隙

图3所示为姬塬地区长4+5油层组低渗透砂岩储层微观组织SEM像。粒间孔形态多为三角形和不规则多边形(图3(a))。常见次生黏土类矿物充填粒间孔隙，如高岭石、伊利石等，丝发状的伊利石常呈搭桥状(图3(b))。石英、长石次生加大状充填孔隙的现象常见。此外还可见晚期铁白云石充填孔隙。据铸体薄片资料，姬塬地区长4+5油层组储层的粒间孔发育，平均面孔率为2.75%，占所有孔隙的58.1%。

2.1.2  长石溶孔

长石的溶蚀现象也较发育，溶蚀方式可以是直接被溶蚀或者先产生蚀变后被溶蚀。据统计，研究区长石溶孔平均面孔率为1.05%，占所有孔隙的22.2%，是一种重要的储集空间。

图1  姬塬地区长4+5期沉积背景图(据武富礼修改，2004)

Fig.1  Deposition of Chang 4+5 reservoirs of Jiyuan area

图2  长4+5油层组砂岩分类图

Fig.2  Characters and types of sandstone reservoirs

2.1.3  粒间溶孔

粒间易溶矿物成分溶蚀后，常形成港湾状、不规则状，增大了孔隙体积(图3(c))。此外，在颗粒接触的地方发育的溶蚀孔，可以扩大孔隙间喉道的大小，改善储层的渗流能力。颗粒之间溶蚀作用而形成的粒间溶孔，平均面孔率为0.53%，占所有孔隙的11.2%。

2.1.4  其他孔隙

岩屑颗粒常被溶蚀成蜂窝状或串珠状(图3(d))，岩屑溶孔平均面孔率为0.20%，占所有孔隙的4.2%。此外，晶间孔平均面孔率为0.20%，占所有孔隙的4.2%。

2.1.5  微裂缝

姬塬地区的微裂缝主要为成岩裂缝，少数高角度构造缝被后期方解石充填。根据铸体薄片和电镜扫描观察，成岩裂缝形态多样(图3(e))。统计分析，微裂缝的长度分布多为10~50 μm，平均长度为21.74 μm；张开度大多以1~10 μm为主，平均张开度为3.7 μm；平均渗透率为3.32×10^-3 μm²，平均孔隙度为0.29%。微裂缝对于储层基质孔隙度贡献值相对较低，然而其渗透率贡献值较高，是基质渗透率的11倍多，因此，微裂缝的发育对于该区特低渗透砂岩储层的渗透性有极大的改善。此外，微裂缝经过后期溶蚀作用的改造，张开度可有所增大，多组微裂缝相互沟通，形成的微裂缝网络是流体运移的最佳通道。

2.2  储层喉道类型

喉道是连接两个相邻孔隙的狭窄通道，是岩石中流体运移能力及渗透率的主要控制因素。据压汞资料，研究区储层以细喉道和微细喉道为主，喉道半径最低为0.06 μm，最高为0.44 μm，平均为0.16 μm。据铸体薄片、扫描电镜资料分析总结出4种喉道类型。

2.2.1  点状喉道

岩石的碎屑颗粒呈点状接触，2个相邻孔隙收缩部分即为点状喉道，其特征是孔隙大，喉道短且较细，孔喉比大于1(图3(f))。由点状喉道连接的孔喉组合，具有较大的孔隙度，但渗透能力相对较低。

2.2.2  缩颈喉道

缩颈喉道是两孔隙的缩小部分，孔喉难以区分，孔喉比接近1，毛管压力很小，其特征是孔隙大，喉道短而粗(图3(g))。喉道中可见少量次生石英晶体充填。由缩颈喉道连接的孔喉组合，喉道总体呈平直状，具有较好的孔渗性。

图3   姬塬地区长4+5油层组低渗透砂岩储层微观组织SEM像

Fig.3  SEM images of sandstone reservoirs of Chang 4+5 formation of Jiyuan area

2.2.3  片状喉道和弯片状喉道

颗粒以线接触为主，孔隙小，喉道细而长，部分喉道呈弯曲状、孔喉比小于1(图3(h), 3(i))。喉道中常见伊利石黏土呈搭桥状充填孔喉。喉道中黏土类矿物，特别是丝发状的伊利石阻碍了流体在储层中的流动。

2.2.4  束状喉道

当杂基及微晶胶结物含量较高时，原生的粒间孔隙被部分充填，而喉道可能完全被堵塞。许多微孔隙本身既是孔隙又是连通通道，孔隙小，喉道极细。

3  成岩作用对孔隙演化的影响

碎屑岩储层的成岩作用是一个极其复杂的过程，它对储层孔隙的形成、破坏和改造至关重要，其中压实(溶)作用、胶结作用和溶蚀作用是影响储集性能的关键因素。该区长4+5油层组砂岩储层成岩作用类型多，成岩现象也较复杂，对于孔隙演化的研究主要建立在定性分析和定量恢复计算的基础上。

3.1  成岩作用对孔隙演化影响的定性分析

3.1.1  机械压实作用

原生粒间孔的发育程度与机械压实作用的强度有关^[12]。从扫描电镜下观察，早期压实作用表现主要表现为：颗粒接触关系由点接触到线接触的转变、颗粒的定向排列及云母片、岩屑等塑性颗粒弯曲变形拉长被挤入粒间孔，大量原生粒间孔被压实损失(图3(j))。随着埋深的增加，部分长石、石英等刚性颗粒发生破裂形成的微裂缝(图3(e))，有利于孔隙之间的沟通。研究区整体处于中等压实程度。

3.1.2  胶结作用

胶结作用主要有自生黏土矿物胶结、硅质胶结和碳酸盐胶结。

自生黏土矿物胶结胶结类型多样，对孔隙的影响也不全相同。早期绿泥石胶结以孔隙衬里为主要赋存方式，有利于粒间孔保存，属于保持性成岩作用，研究表明：自生绿泥石自生绿泥石含量与孔隙之间相关性不明显或弱正相关性^[13-14]；而晚期生成的绿泥石常常呈玫瑰花状或分散片状充填于孔隙中，堵塞孔喉^[15]。研究区自生绿泥石含量占所有胶结物含量比例很低，所以，在探讨自生绿泥石对孔隙定量演化中没有过多研究。此外，书页状、蠕虫状高岭石，丝发状的伊利石及晚期绒球状绿泥石以孔隙式、薄膜式广泛发育在粒间孔、溶蚀孔中，减少了孔隙(图3(b), 3(f))。同时高岭石和绿泥石等黏土矿物自身又发育众多的晶间微孔隙，但是晶间孔的增加与自生黏土矿物本身所占据的孔隙空间相比，显得微乎其微。

自生石英、次生加大的石英颗粒充填粒间孔及溶蚀孔，直接占据孔隙体积，导致孔隙缩小1.5%~2.35%。

电镜及薄片观察可知：碳酸盐胶结类型主要有方解石、铁方解石及铁白云石的胶结，局部的碳酸盐胶结作用使得孔隙损失殆尽(图3(l))。研究区碳酸盐胶结物占胶结物总量的46.5%(质量分数)，对孔隙具有极大的破坏作用^[16]。

3.1.3  交代作用

交代作用中，高岭石交代石英、长石以及自生矿物之间的相互交代常见。黏土矿物交代碎屑颗粒边缘，使得颗粒边界模糊。交代作用前后矿物颗粒晶体体积的变化对于孔隙度增减的影响甚微，可以忽略不计。

3.1.4  溶蚀作用

溶蚀型次生孔隙是由碳酸或有机酸引起矿物溶解所形成的^[17]。研究区岩石矿物组分中富含长石(平均含量36.27%)和岩屑(平均含量17.89%)，为次生溶孔的发育提供了物质基础。在酸性介质条件下，长石和岩屑的溶蚀最为普遍(图3(c), 3(d))，形成的长石溶孔、岩屑溶孔及粒间溶孔的体积占所有孔隙体积的37.6%，溶蚀强度中等，在成岩过程中溶蚀作用为建设性成岩作用。

3.2  原始孔隙的恢复及孔隙演化定量计算

砂岩储层的孔隙的变化与盆地的构造演化史、沉积史、埋藏史、热演化史、地下流体活动以及原始沉积物的结构成熟度、成分成熟度有关^[18]。

3.2.1  分选系数的确定及原始孔隙的恢复

为探讨压实作用、胶结作用和溶蚀作用对孔隙大小变化的影响以及定量研究孔隙的演化过程，首先计算恢复了砂岩储层的原始孔隙度Φ₁，然后依据成岩序列先后依次模拟计算出不同成岩作用后的孔隙度。

对于砂岩原始孔隙的计算，Beard等^[19]指出，未固结砂岩原始孔隙度Φ₁与砂岩的分选系数S_d存在如下关系：

Φ₁=20.91+22.90/S_d

式中：Φ₁为原始孔隙度；S_d为Trask分选系数。

分选系数S_d是粒度分析中表示颗粒大小均匀程度的重要参数，其测试分析方法主要有直接测量法、筛析法、薄片粒度法、影像分析法、沉降法、X线衰减法、电阻法、光散射法、光衍射法和激光粒度仪法^[20]；计算公式主要有Trask公式和Folk and Ward公式；计算方法有图解法和矩值法。Trask分选系数计算公式为S_d=(P₂₅/P₇₅) ,也有人用公式S_d=(P₂₅/P₇₅)^1/2取对应开方后数据，来确定分选级别，其中，P₂₅和P₇₅为累积曲线上颗粒含量25%和75%处所对应的颗粒直径。

Folk and Ward分选系数计算式如下：

式中：为福克和沃特分选系数；₈₄为粒度概率累积84分位的截距。

表1所示为姬塬地区砂岩储层孔隙度演化定量计算结果。对于Folk and Ward图解法和McManus矩算法，2种方法计算所获的平均粒径和分选系数基本相同，2种计算结果可以替换^[21-22]。本次研究过程中，采用筛析法进行粒度分析，并选用图解法给出的砂岩分选系数进行原始孔隙度的恢复计算。考虑到砂岩分选参数计算时进行了粒度和杂基校正，以及杂基在成岩前后对储层孔隙影响变化不大，作者对于杂基如何影响孔隙演化并未做深入的探讨。研究区砂岩分选系数在1.00~2.13之间，平均值为1.60，由上式计算得到10个样品的原始孔隙度Φ₁在31.66%~37.75%之间，平均值为34.60%(表1)。

3.2.2  孔隙演化定量计算

在机械压实过程中，原始孔隙一部分被压实损失，一部分被早期胶结保存起来，还有一部分为现今保留下来的残余粒间孔孔隙度，因此，压实作用后孔隙度Φ₂就包括后面两部分的孔隙度，其值可依据胶结物的含量、残余粒间孔反推计算^[23]，公式如下：

式中：w为胶结物的质量分数，%；P₁为残余粒间孔面孔率；P_M为实测平均孔隙率；P_T为总面孔率。

式中：为压实作用减孔率；为初始孔隙度；为压实后孔隙度。

经反推计算，研究区未固结砂岩在机械压实后，其保留下来的孔隙度最大为26.76%，最小为11.54%，平均为17.40%。与原始孔隙度相比，近一半的孔隙被压实损失。

在胶结过程中，粒间孔、早期溶孔被胶结物所充填占据，一般认为，胶结作用损失的孔隙度大致等于胶结物的含量。因此，砂岩在经历压实、胶结作用后的孔隙度Φ₃，即为现存孔隙中残余粒间孔隙所具有的孔隙度。

胶结作用减孔率为：

储层中胶结物含量越多，则受其降低的孔隙越多。10个样品中，胶结作用的减孔率平均为28.7%，胶结作用后孔隙度在2.92%~9.22%之间，平均孔隙度为7.58%。

溶蚀过程为孔隙度增加、物性变好的过程，所增加次生孔隙度就等于现今最终保留的次生孔隙     度^[24-25]。溶蚀作用后增加的次生孔隙度Φ₄，是指总储集空间中所有溶蚀孔所占据空间的孔隙度，其计算公式如下：。

式中：P₂为长石溶孔率；P₃为岩屑溶孔率。

在酸性介质作用下，长石、岩屑等易溶蚀矿物被溶解，形成大量的次生孔隙，溶蚀作用后增加的孔隙度在2.05%~7.99%，平均增加孔隙度为3.75%，使得研究区最终平均孔隙度达到11.33%。研究区砂岩储层中微裂缝所具有的孔隙，在成岩过程中影响甚微，故在本次计算过程中没有考虑。选取研究区的10个样品，其初始孔隙度Φ₁及其受压实作用后孔隙度Φ₂、胶结交代作用后孔隙度Φ₃、溶蚀作用后孔隙度Φ₄的计算结果如表1所示。

3.3  孔隙演化结果讨论与误差分析

图4所示为姬塬地区砂岩孔隙定量演化模式。由定性分析可知：研究区低渗透岩石具有中等压实强度，胶结强度中等及长石岩屑溶蚀作用普遍发育的规律，原始沉积物经历了埋藏压实—胶结—溶蚀—再胶结的过程，孔隙的演化表现为原始粒间孔隙大量减少—早期胶结—次生孔隙大量发育-晚期胶结过程。通过定量计算，研究区未固结砂岩初始孔隙度Φ₁为34.60%，压实作用后孔隙度降低到17.40%，减孔率为49.4%；胶结作用后，孔隙度降低到最低为7.58%，减孔率为28.7%；最后溶蚀作用使得孔隙度增加了3.75%，增孔率为11.0%，从而使得研究区砂岩储层具有较好的孔渗性能。定量计算结果与定性的认识一致，并且与实验室室内物性测试分析结果吻合，检验了研究方法合理性，表明研究结果具有一定的可靠性。

此外，通过计算孔隙度Φ₅与对应井相同深度样品的物性分析孔隙度Φ₆的对比分析，10个样品孔隙度均值11.33%与物性分析孔隙度均值11.87%相比，绝对误差为0.54，相对误差为4.5%。误差主要原因在于：成岩过程是一个极其复杂的过程，每一种具体的成岩作用类型对储层孔隙的影响都有积极和消极的一面，在定量研究中只能突出其最主要的一方面；自生黏土矿物与泥质成分在镜下不易区分，常规方法不易区分胶结时间的早晚；粒间孔和粒间溶孔之间，难以量化二者的比例。

表1  姬塬地区砂岩储层孔隙度演化定量计算结果

Table 1  Quantitative evaluation of porosity evolution sandstone reservoirs of Jiyuan area

图4  姬塬地区砂岩孔隙定量演化模式

Fig.4  Pore evolution model of sandstone in Jiyuan area

4  结论

(1) 多种资料综合分析，姬塬地区延长组长4+5油层组长石砂岩属于低孔特低渗油气储集层，孔隙以粒间孔、长石溶孔和粒间溶孔为主，喉道具有细喉和微细喉的特点。以点状喉道、缩颈喉道连接粒间孔、溶蚀孔组成的孔-喉组合，是重要的孔隙-喉道组合类型，广泛发育的成岩缝改善了储层的渗透性。

(2) 运用未固结砂岩原始孔隙度与砂岩的分选系数的统计经验公式，恢复计算出研究区储层砂岩原始孔隙度Φ₁在31.66%~37.75%之间，平均值为34.60%。

(3) 依据成岩序列，采用定性分析与定量计算的方法，对孔隙的演化做了综合分析。研究区岩石中等压实，未固结砂岩初始孔隙度Φ₁为34.60%，其中有49.4%的原生粒间孔被压实损失。胶结作用类型多，中等胶结，受其影响，有28.7%的原始孔隙度孔隙被胶结破坏。

(4) 研究区岩石矿物组分中富含长石和岩屑，溶蚀作用较发育，在成岩过程中溶蚀作用为建设性成岩作用，形成的长石溶孔、岩屑溶孔及粒间溶孔的体积占所有孔隙的37.6%，孔隙增加率为11.0%。

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(编辑 陈爱华)

收稿日期：2010-12-19；修回日期：2011-02-26

基金项目：国家“973”重点科技攻关项目(2003CB214606)；国家科技重大专项资助项目(2008ZX050114)

通信作者：吴小斌(1976-)，男，陕西城固人，博士，工程师，从事储层评价、剩余油分布及地质建模的研究；电话：18910955689；E-mail: wxblcq@163.com