富縣地區(qū)長8 致密砂巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征及形成機(jī)理

于春勇

（中國煤炭地質(zhì)總局水文地質(zhì)局，河北 邯鄲 056006）

隨著油氣勘探開發(fā)技術(shù)的不斷進(jìn)步，致密砂巖油氣在我國油氣資源中占比越來越高[1]。與常規(guī)儲層相比，致密砂巖儲層具有微觀結(jié)構(gòu)復(fù)雜、非均質(zhì)性強(qiáng)、成巖作用強(qiáng)、物性差等特點(diǎn)[2-3]。儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)形成機(jī)理及致密砂巖成巖非均質(zhì)性作為影響油氣田高效開發(fā)的關(guān)鍵因素，一直備受廣大學(xué)者的關(guān)注。近年來，眾多學(xué)者主要通過壓汞曲線形態(tài)及核磁共振T2譜特征來劃分孔隙結(jié)構(gòu)類型，利用成巖綜合系數(shù)定量表示不同成巖作用類型對致密砂巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)的影響[4-8]。部分學(xué)者還常采用計算視壓實率、視膠結(jié)率、視溶蝕率和視微孔隙率等方法定量化評價壓實、膠結(jié)、溶蝕等成巖作用對儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征的貢獻(xiàn)率[9-10]。整體而言，目前針對致密砂巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)的成因機(jī)理研究相對較少，即便涉及，也主要立足于沉積、成巖及構(gòu)造等角度來間接推斷。另外，現(xiàn)今已有的鄂爾多斯盆地致密砂巖儲層研究工作主要集中在盆地中西部地區(qū)，盆地東南部則相對較少，且研究層位位于長6 和長7 儲層。

鑒于上述原因，該研究擬通過場發(fā)射掃描電鏡、CT、壓汞、核磁共振及薄片等分析方法，定性與定量化評價鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)長8 層段致密砂巖儲層在致密過程中孔隙結(jié)構(gòu)的演化特征，進(jìn)而揭示致密砂巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)的形成機(jī)理，彌補(bǔ)盆地東南部的研究空白，為富縣地區(qū)長8 致密砂巖油氣后續(xù)的勘探開發(fā)工作提供理論基礎(chǔ)和科學(xué)依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地地處華北地臺西部，為一個呈矩形展布的大型復(fù)合型克拉通型盆地[11-13]，根據(jù)構(gòu)造帶又可劃分為渭北隆起、伊盟隆起、天環(huán)坳陷、伊陜斜坡、晉西撓褶帶、西緣逆沖帶6 個一級構(gòu)造單元[14-15]，如圖1 所示。

富縣地區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東南部，面積約4 000 km2，構(gòu)造不發(fā)育，地層整體較平坦，表現(xiàn)為一個向西傾斜且傾角約為1°的平緩單斜，僅局部地區(qū)發(fā)育一些小型鼻狀隆起[16]。三疊系延長組沉積時期，富縣區(qū)域位于湖盆中心地帶[17]，長7 段為深湖相，發(fā)育黑色泥頁巖，是鄂爾多斯盆地優(yōu)質(zhì)烴源巖發(fā)育層位。致密油儲層主要分布在厚層烴源巖附近，烴源巖的生烴增壓作用為油氣的運(yùn)移提供了驅(qū)動力[18]，且多在凹陷原地或經(jīng)過短距離運(yùn)移至斜坡帶成藏[19]。延長組長8 層段作為研究區(qū)的主力產(chǎn)油層位，位于自西南向北東向展布的辮狀河三角洲沉積體系的前緣，現(xiàn)有試油及開發(fā)成功資料表明長82段試油效果最好，為該地區(qū)致密砂巖油藏的主力勘探層位。

圖1 鄂爾多斯盆地區(qū)域構(gòu)造單元劃分及研究區(qū)位置Fig.1 The division of tectonic units and the location of study area in Ordos Basin

2 致密砂巖儲層微觀特征

常規(guī)實驗手段應(yīng)用于刻畫致密砂巖儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)方面，往往存在精度不夠的問題。隨著科學(xué)技術(shù)的不斷蓬勃發(fā)展，場發(fā)射掃描電鏡成像、高壓壓汞、納米CT、灰度圖像統(tǒng)計等均被廣泛應(yīng)用于分析致密砂巖儲層的孔隙、喉道、結(jié)構(gòu)及孔隙分布特征等方面，精確地刻畫了致密砂巖儲層結(jié)構(gòu)的相關(guān)參數(shù)，彌補(bǔ)了常規(guī)實驗手段的短板。

2.1 儲層巖石學(xué)特征

富縣地區(qū)長8 致密砂巖儲層主要巖性為長石砂巖（如圖2 所示）。巖石鑄體薄片統(tǒng)計結(jié)果發(fā)現(xiàn)儲層中發(fā)育大量普通單晶石英，占比為20%～40%，其中部分石英顆粒發(fā)育形態(tài)相對規(guī)則的溶蝕加大邊；鉀長石和鈉長石為儲層中長石的主要類型，且以鉀長石為主；黑云母和中酸性巖漿巖則為巖屑的主要物質(zhì)，含量為3%～15%；儲層中填隙物含量高達(dá)18.3%，以膠結(jié)物為主，膠結(jié)類型為接觸式或接觸-孔隙式，膠結(jié)物主要組分為綠泥石（5.33%）、方解石（5.88%）、水云母（4.11%）、白云石（0.67%）、硅質(zhì)（0.77%）、菱鐵礦（0.22%），其次為少量鈣化、火山碎屑物質(zhì)。

圖2 富縣地區(qū)長8 儲層巖石學(xué)特征（據(jù)周家全改）[20]Fig.2 Reservoir petrological characteristics of Chang 8 formation in Fuxian area

2.2 孔隙類型及大小

2.2.1 孔隙類型

利用場發(fā)射掃描電鏡對研究區(qū)致密儲層試油效果較高的不同類型砂巖（細(xì)砂巖、粉砂巖、泥質(zhì)粉砂）樣品進(jìn)行分析，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)主要發(fā)育粒間孔、粒內(nèi)溶孔、晶間微孔、微裂縫以及有機(jī)質(zhì)微孔等多種孔隙類型，如圖3 所示。其又以中溶蝕孔、晶間孔和微裂縫最為發(fā)育。溶蝕孔主要為長石溶孔，孔隙形成多呈狹長條狀、圓狀及不規(guī)則狀展布；晶間孔包含石英晶間孔和黏土礦物晶間孔（如圖3c、圖3e 所示），這類孔隙多為納米級，孔隙多呈孤立形式展布，連通性較差；微裂縫主要為成巖作用縫，偶爾可見構(gòu)造縫，其中又以粒緣縫和云母層間縫最為發(fā)育（如圖3d所示），整體而言，研究區(qū)長8 致密砂巖儲層孔隙連通性較差。

圖3 研究區(qū)致密砂巖儲層孔隙類型（注：d 為孔隙直徑）Fig. 3 Pore types of tight sandstone reservoir in study area (Note: d is pore diameter)

2.2.2 孔隙大小

1）薄片法

通過對巖石鑄體薄片進(jìn)行鏡下觀察，發(fā)現(xiàn)長8致密砂巖儲層以溶蝕孔隙為主，且多為孤立孔隙。因多數(shù)原生孔隙后期未能有效保存下來，且彼此之間連通較差，故該研究主要通過測量長石溶孔來表示孔徑，測量結(jié)果表明研究區(qū)孔徑分布范圍為3～200 μm，分布較廣，但主要分布在10～80 μm，喉道直徑均值約為10 μm，儲層面孔率主要分布范圍為0.06%～6.50%，平均值為2.30%。

2）常規(guī)壓汞-高壓壓汞法

通過統(tǒng)計研究區(qū)長8 致密砂巖儲層的44 個常規(guī)壓汞測試數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)長8 儲層門限壓力為1.33～13.77 MPa，平均值為3.81 MPa，中值壓力為8.22～92.43 MPa，平均值為27.59 MPa；孔喉半徑均值為0.014～0.160 μm，平均為0.080 μm；退出效率為23.220%～44.380%，平均為31.014%。綜上可知，長8 儲層孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)程度較高。以壓汞曲線及孔隙發(fā)育類型為參考，將長8 儲層孔隙結(jié)構(gòu)劃分為Ⅰ類（殘余粒間孔與粒間溶孔）、Ⅱ類（長石粒內(nèi)溶孔）、Ⅲ類（微米孔-納米孔）3 種類型，具體數(shù)值見表1。鑒于常規(guī)壓汞手段難以刻畫多數(shù)微孔隙大小特征，又通過高壓壓汞法進(jìn)一步定量化分析儲層中更微小的孔喉半徑，發(fā)現(xiàn)最大孔喉半徑為280 nm，最小孔喉半徑為3 nm。總體表明，研究區(qū)致密砂巖儲層孔喉半徑平均值＜1 μm，分選性較好，孔喉比平均值約為4.21，為納米級孔隙-喉道。

3）核磁共振方法

圖4 所示為長8 核磁共振譜圖，可以看出孔隙比表面值隨T2譜值的增大而減小，表明可通過核磁共振T2譜信號來表征孔隙的發(fā)育情況。鄒才能等[21-24]研究認(rèn)為，若T2弛豫時間小于10 ms，孔隙為半徑小于1 μm 的納米級孔隙；若T2弛豫時間分布為10～100 ms 時，為半徑1～1 000 μm 的微米級孔隙。研究區(qū)樣品實驗分析結(jié)果顯示，孔隙T2譜主要表現(xiàn)為納米級單峰型、納米- 微米級雙峰型（微米級為主）兩大類，即微米級孔隙為主的儲層樣品同時伴有納米級孔隙。

整體分析表明，研究區(qū)致密砂巖儲層中孔徑分布不均勻，其中粒間孔孔徑最大，粒內(nèi)溶孔直徑居中，分別屬于微米級孔、亞微米級孔，而晶間微孔、微裂縫以及有機(jī)質(zhì)微孔發(fā)育程度相對較低且孔徑較小，為亞微米級或納米級孔[25]，孔隙半徑為0.63～50.4 μm，多數(shù)孔隙半徑小于2 μm，平均值為1.2 μm，喉道半徑平均值為0.1 μm，隸屬細(xì)孔-微細(xì)喉型，且喉道大小是影響儲層中流體滲流的決定性因素[26]。

3 致密儲層孔隙結(jié)構(gòu)形成主控因素

沉積作用控制了儲層形成的物質(zhì)基礎(chǔ)和空間展布，沉積物厚度及類型奠定了成巖作用類型和強(qiáng)度的基礎(chǔ)，而成巖作用則是促使儲層致密化即孔隙結(jié)構(gòu)變化的關(guān)鍵因素。Soder[27]研究認(rèn)為常見的3 類致密儲層（自生黏土礦物充填孔隙型、自生膠結(jié)物充填孔隙型、塑性碎屑充填孔隙型）的孔隙結(jié)構(gòu)成因均與沉積條件、成巖作用密切相關(guān)。另外，致密砂巖儲層中還發(fā)育少量與生烴作用相關(guān)的有機(jī)質(zhì)孔及微裂縫[28]。任戰(zhàn)利等[29-31]發(fā)現(xiàn)富縣地區(qū)長8 儲層先致密后成藏且生烴作用并未改變儲層的致密性，因此儲層中復(fù)雜的孔隙結(jié)構(gòu)應(yīng)主要與致密化過程有關(guān)。砂巖致密化過程中，沉積、壓實、成巖、生烴等共同作用可導(dǎo)致先期原生孔隙被充填膠結(jié)、早期溶蝕孔隙繼續(xù)溶蝕擴(kuò)大等現(xiàn)象，加之顯微鏡下觀察發(fā)現(xiàn)長8 儲層中發(fā)育大量易變形且顆粒細(xì)小的黑云母，使儲層致密化程度更高。

3.1 砂巖儲層致密化主控因素

由上文可知，砂巖儲層致密化過程主要受控于成巖作用，這里將原始孔隙度作為儲層致密的基準(zhǔn)值，通過恢復(fù)不同成巖作用階段對孔隙度的影響作用，進(jìn)而定量化評價不同成巖作用階段對儲層孔隙度增減的貢獻(xiàn)量，最終明確儲層致密的主控因素。

1）原始孔隙度（φ1）恢復(fù)：根據(jù)孔隙度恢復(fù)式（1）計算[32]。

其中：φ1為原始孔隙度；S0為儲層分選系數(shù)。

2）壓實后孔隙度（φ2）恢復(fù)[33]：壓實后的孔隙度設(shè)為φ2，利用粒間孔隙及膠結(jié)物溶蝕孔隙面孔率、膠結(jié)物含量測定，其計算見式（2）。壓實損失孔隙度的計算見式（3），壓實孔隙度損失率計算見式（4）。

3）膠結(jié)后的孔隙度（φ3）恢復(fù)[33]：經(jīng)過壓實作用、膠結(jié)作用及交代成巖作用，殘余的孔隙度為膠結(jié)后孔隙度φ3，其計算見式（5）。

膠結(jié)后減小的孔隙度及損孔率，可以通過式（6）～式（8）計算。

4）溶蝕后孔隙度（φ5）恢復(fù)[33]：溶蝕提高的孔隙度（φ4）是儲層中溶蝕孔占據(jù)的體積分?jǐn)?shù)，其計算見式（9）。溶蝕后孔隙度相當(dāng)于膠結(jié)后孔隙度與溶蝕提高的孔隙度之和，其計算見式（10）。溶蝕作用增孔率計算見式（11）。

5）視壓實率計算[34-35]：儲層受到壓實后，孔隙空間減小，孔隙結(jié)構(gòu)更復(fù)雜。計算過程中視壓實率值與壓實損失率值一致，計算見式（12）。

6）視膠結(jié)率計算[34-35]：致密砂巖儲層中含大量的黏土礦物，黏土礦物充填在儲層孔隙與喉道中，致使孔隙與喉道的彎曲程度復(fù)雜，孔隙與喉道壁粗糙性增加，計算見式（13）。

7）視微孔率計算[34-35]：致密砂巖儲層在壓實和膠結(jié)后存在大量的微孔隙，微孔隙存在的數(shù)量影響儲層中流體滲流，計算視微孔率有助于分析成巖作用對微孔隙結(jié)構(gòu)的影響，其計算見式（14）。

8）成巖綜合系數(shù)計算[34-35]：賴錦等[10]認(rèn)為，成巖綜合系數(shù)是定量評價儲層孔隙結(jié)構(gòu)成因機(jī)理的重要參數(shù)，成巖綜合系數(shù)越大，儲層越致密，物性越差，成巖作用對儲層物性改善越明顯。鄂爾多斯盆地孔隙結(jié)構(gòu)相對優(yōu)質(zhì)的致密砂巖儲層成巖綜合系數(shù)為1.6%左右。成巖綜合系數(shù)計算見式（15）。

根據(jù)上述方法恢復(fù)長8 儲層樣品的原始孔隙度，發(fā)現(xiàn)壓實作用是孔隙度損失的主要原因（式（4）、式（8）、式（11）），其次為膠結(jié)作用，孔隙度減小率分別為50.17%～73.48%和13.92%～36.43%，平均值為62.35%和23.84%；溶蝕作用則是致使孔隙度增加的主要原因，孔隙度增加率為4.27%～8.74%，平均值為6.56%。由成巖綜合系數(shù)計算公式可知富縣長8 致密砂巖儲層成巖綜合系數(shù)計算值為2.75%，表明該地區(qū)儲層孔隙結(jié)構(gòu)整體較差，成巖作用對儲層孔隙結(jié)構(gòu)的影響較為顯著。

綜上所述，致密儲層的孔隙結(jié)構(gòu)主要受壓實作用控制，膠結(jié)作用為次要成因。鏡下顯微觀察沉積物顆粒形狀及填隙物充填產(chǎn)狀，發(fā)現(xiàn)顆粒接觸方式以點(diǎn)- 線接觸為主，凹凸接觸次之，石英及長石顆粒明顯發(fā)生過重排列作用，且多數(shù)長石顆粒中間過窄甚至斷裂且方向性明顯（如圖5a 所示），上述現(xiàn)象均表明長8 儲層經(jīng)歷了強(qiáng)烈的壓實作用。另外，長8儲層中還發(fā)育大量以假雜基形式充填孔隙的黑云母礦物（如圖5b 所示）。

圖5 長8 儲層顆粒壓實變形特征Fig. 5 Compaction deformation characteristics of Chang 8 reservoir

3.2 砂巖儲層致密化輔助因素

膠結(jié)作用作為研究區(qū)砂巖儲層致密化的次要因素，又具體包括伊利石沉淀、綠泥石膠結(jié)、碳酸鹽膠結(jié)、硅質(zhì)膠結(jié)作用等幾種類型。

3.2.1 伊利石沉淀

長8 儲層中自生黏土礦物主要分為綠泥石、伊利石2 種類型。圖6 所示為綠泥石和伊利石的微觀形貌，其中綠泥石多發(fā)育于沉積物顆粒表面，僅有少量充填于孔隙內(nèi)，非但不能促進(jìn)儲層致密化，某種意義上還能對儲層起到保護(hù)作用。伊利石則主要充填于孔隙內(nèi)，可大幅度降低砂巖儲層的孔隙度，如圖6a 所示。Storvoll 等[36]曾研究發(fā)現(xiàn)，當(dāng)溫度為60～110℃時，蒙皂石就會向伊利石大量轉(zhuǎn)化。長8儲層流體包裹體均一溫度為95～155℃，表明已滿足蒙皂石伊利石化的溫度條件，儲層內(nèi)蒙皂石伊利石化作用應(yīng)極為發(fā)育，蜂窩狀伊利石正是這種成因類型（如圖6b 所示）。除上述現(xiàn)象外，長8 儲層成巖溫度亦滿足高嶺石向伊利石轉(zhuǎn)化的基本條件[37]，高嶺石轉(zhuǎn)化為伊利石后，多呈搭橋狀形態(tài)充填于孔隙中（如圖6c 所示）。

Fig. 6 Distribution of illite and chlorite in Chang 8 reservoir of study area

3.2.2 綠泥石膠結(jié)

長8 儲層中富含大量葉片狀、紡錘形綠泥石。壓實作用過程中，覆蓋在顆粒表面的葉片狀綠泥石雖然一定程度上可以減緩儲層致密化進(jìn)程，但隨著綠泥石膜厚度的增大，同樣可降低孔隙度，加強(qiáng)儲層的致密化程度（如圖6f 所示）。而以原生綠泥石為主的紡錘形綠泥石，近似垂直顆粒表面生長的方式則加速了儲層的致密化過程（如圖6d、圖6e 所示）。

3.2.3 碳酸鹽膠結(jié)

在成巖作用早期，長8 儲層中的方解石呈連晶式膠結(jié)且后期受酸性流體溶蝕作用較?。ㄈ鐖D7a 所示）。成巖作用后期，其點(diǎn)狀形態(tài)的充填模式致使儲層快速致密化，亦是造成儲層致密的主要原因（如圖7b 和圖7c 所示），另外可見大量鐵白云石呈斑塊狀充填于粒間孔內(nèi)，破壞了原有的孔隙（如圖7d所示）。

3.2.4 硅質(zhì)膠結(jié)

自生石英及次生加大膠結(jié)為長8 儲層主要的硅質(zhì)膠結(jié)類型，又以自生石英膠結(jié)類型為主，其晶形完好且表面潔凈，呈顆粒狀充填于溶蝕孔和粒間孔中，石英次生加大級別主要Ⅱ級，且很少見完整的環(huán)邊現(xiàn)象。已有研究[38]認(rèn)為石英顆粒壓溶、蒙皂石高嶺石化、不穩(wěn)定礦物溶解等作用是形成硅質(zhì)膠結(jié)物的主控因素。然而，對長8 段儲層樣品的掃描電鏡和薄片資料系統(tǒng)分析后，發(fā)現(xiàn)石英晶體常與鈉長石共生，石英顆粒壓溶作用不發(fā)育且未見高嶺石，反映不穩(wěn)定礦物鈉長石的溶蝕作用可能是硅質(zhì)膠結(jié)物形成的主要原因。

綜上所述，沉積、成巖、生烴作用是研究區(qū)致密儲層孔隙結(jié)構(gòu)形成的主控因素，其中沉積細(xì)砂巖是形成亞微米和納米級孔隙致密儲層的物質(zhì)基礎(chǔ)，成巖壓實作用是致密儲層孔隙結(jié)構(gòu)形成的主要動力，膠結(jié)作用則是進(jìn)一步使孔隙結(jié)構(gòu)變的更加復(fù)雜的輔助動力，生烴作用則是形成微孔隙、微裂縫的主要誘導(dǎo)因素。

圖7 長8 儲層碳酸鹽膠結(jié)物Fig. 7 Carbonate cement in Chang 8 reservoir

4 結(jié)論

1）富縣地區(qū)長8 段致密儲層發(fā)育粒間孔、粒內(nèi)溶孔、晶間微孔、微裂縫及有機(jī)質(zhì)微孔共計5 種孔隙類型，其又以中溶蝕孔、晶間孔和微裂縫為主，多數(shù)孔隙半徑小于2 μm，平均值為1.2 μm，喉道半徑平均值為0.1 μm，隸屬細(xì)孔- 微細(xì)喉型。根據(jù)儲層的微觀孔隙、儲層物性及壓汞特征，可將長8 致密儲層劃分為Ⅰ類（殘余粒間孔與粒間溶孔）、Ⅱ類（長石粒內(nèi)溶孔）、Ⅲ類（微米孔- 納米孔）3 種類型。

2）長8 致密油儲層孔隙結(jié)構(gòu)形成的主要控制因素為沉積和成巖作用，其次為生烴作用。壓實孔隙損失率為62.35%，膠結(jié)孔隙損失率為23.84%，溶蝕增孔率為6.56%，成巖綜合系數(shù)為2.75%。成巖作用對儲層致密起到?jīng)Q定作用，壓實作用是致密儲層孔隙結(jié)構(gòu)形成的關(guān)鍵，膠結(jié)物產(chǎn)狀、成分以及含量進(jìn)一步促使致密儲層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜化，填隙物中搭橋狀伊利石、葉片狀綠泥石、點(diǎn)狀膠結(jié)方解石、與鈉長石伴生的自生石英晶體以及黑云母和泥質(zhì)雜基為影響孔隙結(jié)構(gòu)的主要巖石組分。