准噶尔盆地西北缘中二叠统—下三叠统砂砾岩孔隙结构类型及其控制因素

陈能贵，郭沫贞，孟祥超



准噶尔盆地西北缘中二叠统—下三叠统砂砾岩孔隙结构类型及其控制因素

陈能贵，郭沫贞，孟祥超

（中国石油杭州地质研究院实验研究所，杭州310023）

孔隙结构类型及其控制因素是砂砾岩类储集层研究的一项难点，也是砂砾岩储集层评价和预测的基础。基于高精度CT成像扫描、岩心物性分析及试油试采等资料，结合砂砾岩岩矿特征，对准噶尔盆地西北缘中二叠统—下三叠统砂砾岩孔隙结构类型及其控制因素进行了研究，建立了利用孔隙喉道半径、孔隙度和渗透率划分砂砾岩孔隙结构的标准，将研究区砂砾岩孔隙结构划分为较优、中等、较差及致密4类，并建立各类孔隙结构的三维定量孔隙结构数值模型。研究表明，砂砾岩的孔隙结构类型主要受泥质含量、火山岩岩屑含量、压实作用和胶结作用控制，其中泥质含量及火山岩岩屑含量是控制砂砾岩孔隙结构的主要因素。随着泥质含量和火山岩岩屑含量的增加，压实作用和胶结作用增强，砂砾岩的孔隙结构变差。较优—中等孔隙结构的砂砾岩主要发育于牵引流沉积的扇三角洲平原的辫状河道和扇三角洲前缘的水下分流河道中；较差孔隙结构的砂砾岩主要发育于扇三角洲碎屑流中；致密孔隙结构的砂砾岩发育于富泥的扇三角洲分流河道和砂体顶、底的强胶结带中。

准噶尔盆地；西北缘；中二叠统；下三叠统；砂砾岩；孔隙结构；控制因素；数值模型

储集层孔隙结构是确定储集层物性下限和评价储集层的关键参数，孔隙结构不仅控制油气储集性能及流体流动能力，而且控制油气井的产能和最终采收率。目前对储集层孔隙结构研究的方法主要有毛细管压力曲线法、薄片二维定性-半定量分析法、薄片-岩心三维定量分析法和测井定量分析法4类。毛细管压力曲线法可定性和定量地研究储集层的孔隙结构［1-4］；薄片二维定性-半定量分析法是利用铸体薄片-偏光显微镜、扫描电镜（SEM）、背向散射电镜（BSEM）、聚焦离子束电镜（FIB-SEM）、场发射扫描电子显微镜（FESEM）等技术，通过岩石成像可在二维上识别出储集层岩石的孔隙类型、喉道类型，测定出孔隙半径和喉道半径等参数［5］，可对纳米级孔隙和喉道进行高清成像和微观定量分析［6］；薄片-岩心三维定量分析法，是利用激光共聚焦显微镜及工业CT等技术，对岩石孔隙结构进行三维成像和定量分析，其中CT技术可建立岩心微纳米的三维孔隙和喉道数据，提取各种孔隙结构参数，进行微观渗流模拟分析［7-16］，弥补了以往方法对孔隙结构空间展布刻画的不足，对孔隙结构的分析和评价起到重要作用；测井定量分析法可分为电阻率法、常规孔渗法和核磁共振法，根据同一孔隙结构应有着相似的微观特征，且不同孔隙结构的岩石其孔隙度、渗透率、电阻率、岩电参数等不同，从而实现对岩石孔隙结构的评价。

准噶尔盆地西北缘中二叠统夏子街组—下三叠统百口泉组扇三角洲砂砾岩储集体发育，已发现了众多的地层-岩性油气藏，具有良好的油气勘探潜力。目前对西北缘的砂砾岩储集体的研究多限于沉积环境、沉积相［17-19］及砂砾岩成岩作用和储集层性质控制因素等方面［20-24］，对砂砾岩孔隙结构研究仅限于利用毛细管压力曲线法、铸体薄片、扫描电镜等常规方法［25-27］进行定性和半定量的研究。对砂砾岩孔隙结构划分缺乏合理的依据，对孔隙结构缺乏定量化表征。本文以压汞和岩石铸体薄片资料为基础，结合砂砾岩产层的油气测试资料，以实测渗透率为孔隙结构分类的主要依据，孔隙半径、喉道半径、排驱压力和孔隙度为次要依据，建立了砂砾岩孔隙结构类型划分标准，对各类砂砾岩孔隙结构类型的形成环境、沉积特征、岩石学特征、孔隙类型进行分析，并利用CT技术建立了相应的定量三维纳米级孔隙结构数值模型。

1　地质概况

准噶尔盆地西北缘是重要的油气产区，构造上包括克百断裂带、乌夏断裂带、玛湖凹陷，含部分达巴松凸起、夏盐凸起及中拐凸起［28-30］（图1）。

研究区二叠系自下而上发育佳木河组、夏子街组、下乌尔禾组和上乌尔禾组，二叠系各层组依次超覆在石炭系之上，二叠纪末期构造抬升加剧，凸起顶部的石炭系、二叠系遭到剥蚀。三叠纪后盆地持续下沉，三叠系至白垩系广泛超覆沉积。中二叠世—早三叠世，由于准噶尔盆地西北缘边界大断裂下降盘基底持续下降，形成箕状断陷，陡坡一侧邻近物源，碎屑物质供给充足，由阵发性洪水作用和季节性河流提供的碎屑物质经短距离搬运，在盆地边缘沉积了大套的扇三角洲平原亚相砾岩和砂砾岩体，向湖盆中心方向依次沉积了扇三角洲前缘亚相的砂砾岩、含砾砂岩、砂岩和湖泊相粉砂岩、泥岩。因而研究区中二叠统—下三叠统岩性以灰色、灰褐色、棕色的砂砾岩为主，在下乌尔禾组上部、上乌尔禾组上部和百口泉组上部发育3套稳定的灰色和灰褐色泥岩，夏子街组发育不等厚互层状砂砾岩、砂岩和泥岩。

图1　准噶尔盆地西北缘构造位置

2　砂砾岩孔隙结构类型

2.1孔隙结构类型划分

前人对准噶尔盆地西北缘砂砾岩孔隙结构的分类，多以石油天然气储量计算规范中储集层分类的孔隙结构参数为标准［25-27］，对砂砾岩孔隙结构进行划分，没有充分考虑孔隙结构对储集层产能的影响。为了使孔隙结构的划分能反映储集层中流体的流动能力及后期开发中对产能的影响，利用目前已有的试油试采资料与对应储集层物性、孔隙结构的相关性，确定出与产能有密切关系的渗透率、孔隙度、平均孔隙半径和平均喉道半径作为孔隙结构的参数，来对孔隙结构类型进行划分。

（1）渗透率在石油天然气地质储量产能划分标准中，将米产液量0.1 m3/d和日产液量1.0 m3作为工业油层和储集层孔隙结构有效性的下限值。根据日产液量、米产液量与渗透率和平均喉道半径的关系（图2，图3），对应此工业油层产量下限的储集层渗透率临界值为0.1 mD.故将渗透率0.1 mD作为储集层的物性下限值。研究区碎屑岩渗透率绝大部分小于100.0 mD，主体为1.0～10.0 mD，孔隙度绝大部分小于15.0%，主体为5.0%～10.0%.当渗透率大于10.0 mD时，日产液量多大于10.0 m3（图2），米产液量多大于1.5 m3/d（图3），这在研究区属于高产油层且数量不多。故将渗透率10.0 mD作为较优孔隙结构类型和高产油流储集层物性的下限值。在确定上述两个渗透率临界值的基础上，为方便起见，取渗透率1.0 mD作为中等孔隙结构类型的下限值或较差孔隙结构的上限值。因此，研究区高产油流储集层、中产油流储集层和低产油流储集层砂砾岩孔隙结构类型的渗透率下限值分别取10.0 mD，1.0 mD和0.1 mD.

图2　准噶尔盆地西北缘百口泉组砂砾岩渗透率和平均喉道半径与日产液量关系

图3　准噶尔盆地西北缘百口泉组砂砾岩渗透率和平均喉道半径与米产液量关系

（2）孔隙度砂砾岩中泥质的含量对储集层物性影响较大，当泥质含量大于6%时，砂砾岩的孔隙度以小于6%为主，渗透率以小于0.1 mD为主，为非储集层。因此在研究孔隙度和渗透率参数时，多限定在砂砾岩泥质含量小于6%的情况下进行讨论。在限定砂砾岩泥质含量小于6%的孔隙型产液储集层的条件下，作渗透率与孔隙度相关曲线（图4），两者之间呈指数关系，相关系数偏低，与研究区砂砾岩的孔隙结构复杂有关。根据渗透率与孔隙度的相关性，对应渗透率下限值10.0 mD，1.0 mD和0.1 mD的孔隙度分别为17%，10%和6%.

图4　砂砾岩渗透率与孔隙度相关曲线及相应的孔隙结构类型（泥质含量小于6%）

图5　砂砾岩渗透率与平均孔隙半径相关曲线及相应的孔隙结构类型（泥质含量小于6%）

图6　砂砾岩渗透率与平均喉道半径相关曲线及相应的孔隙结构类型（泥质含量小于6%）

（3）孔隙喉道在同样的限定条件下，作砂砾岩平均孔隙半径与渗透率相关曲线（图5），渗透率与平均孔隙半径之间显示出良好的指数相关性，相关系数为0.836.对应渗透率下限值10.0 mD，1.0 mD和0.1 mD的平均孔隙半径分别为1.00 μm，0.30 μm和0.10 μm.对应渗透率下限值10.0 mD，1.0 mD和0.1 mD的平均喉道半径分别为0.70 μm，0.30 μm和0.12 μm（图6）。可见，平均孔隙半径下限值与平均喉道半径下限值之间没有很好的对应关系，但差距不大，如对应渗透率下限值10.0 mD时的平均孔隙半径要大于平均喉道半径，而对应渗透率下限值0.1 mD时的平均孔隙半径又要略小于平均喉道半径。这与从毛细管压汞曲线上确定是孔隙还是喉道有一定的人为因素有关。在讨论孔隙结构对储集层渗透性或产液量的影响时，喉道半径是更重要的因素，从这个意义上讲，将平均喉道半径分别为0.70 μm，0.30 μm和0.12 μm作为划分孔隙结构类型的临界值是合适的。

根据上述对孔隙结构类型划分讨论的结果，将研究区中二叠统—下三叠统砂砾岩的孔隙结构分为4类（表1），其中致密孔隙结构属非储集层。

表1　准噶尔盆地西北缘夏子街组—百口泉组砂砾岩孔隙结构分类

2.2定量孔隙结构数值模型

本次定量孔隙结构模型建立是在运用铸体薄片-偏光显微镜和毛细管压力曲线进行储集层微观特征表征基础上，按孔隙度和对应产层的产能共选送了8块样品进行工业CT扫描，其中孔隙度大于8%的3块，孔隙度6%～8%的3块，孔隙度4%～6%的2块。样品岩性均为岩屑砂砾岩，岩屑含量均大于65%，岩屑主要为凝灰岩岩屑和安山岩岩屑，少量酸性火山岩岩屑，粒径为0.5～8.0 mm，分选差，磨圆度以次棱角—次圆为主。泥质含量为1%～5%，胶结物主要为方解石，含量小于4%.通过运用高精度成像扫描CT进行微纳米级孔隙结构表征，建立了对应的4类三维孔隙结构储集层模型（表2）。

（1）较优孔隙结构类型是砂砾岩孔隙结构最好的一类，对应的储集层孔隙度为8.50%～14.00%，渗透率为0.9～1.3 mD；较优孔隙结构储集层孔隙体积连通比高、孔隙和喉道的数量多、体积大（表2，图7a，图8a），其连通孔隙体积比为77.74%～81.96%，孔隙和喉道分布范围广，孔隙半径为0.76～23.48 μm，喉道半径分布区间比孔隙半径分布略窄，最大喉道半径为17.15 μm（图7a）；典型孔隙结构三维模型见图8a，可以看出较优孔隙结构中，孔隙和喉道极为发育，且孔隙和喉道之间连通性好。结合铸体薄片分析，较优孔隙结构储集层的储集空间以原生孔为主，次为溶孔。

表2　准噶尔盆地西北缘4类孔隙结构类型孔隙和喉道结构特征参数

图7　准噶尔盆地西北缘3类砂砾岩孔隙结构的孔隙和喉道半径频率分布

（2）中等孔隙结构类型对应的储集层孔隙度为6.20%～7.26%，渗透率为0.12～0.58 mD；中等孔隙结构储集层孔隙体积连通比、孔隙和喉道的个数、体积仅次于较优孔隙半径结构，连通孔隙体积比为56.95%～77.74%，孔隙半径和喉道半径分布范围与较优孔隙结构相当，但发育个别较大的孔隙和较粗的喉道，这是颗粒和胶结物发生溶蚀形成的，最大孔隙半径为28.96 μm，最大喉道半径为25.66 μm（图7b）；典型孔隙结构三维模型见图8b，中等孔隙结构储集层孔隙和喉道分布密集程度减少，孔隙和喉道连通性比较优孔隙结构明显变差；对应储集空间以溶孔为主，次为原生孔。

（3）较差孔隙结构类型对应的储集层孔隙度为4.05%～5.18%，渗透率为0.134～0.145 mD；较差孔隙结构储集层孔隙体积连通比为52.82%～56.95%，孔隙半径以小于16.61 μm为主，喉道半径以小于9.65 μm为主，以小孔细喉为主（图7c）；典型孔隙结构三维模型见图8c，较差孔隙结构储集层喉道分布明显减少，孔隙以小孔为主，表明孔隙之间连通性差；对应储集空间以溶孔和微孔为主。

图8　准噶尔盆地西北缘夏子街组—百口泉组砂砾岩孔隙结构三维模型

（4）致密孔隙结构类型对应储集层孔隙度小于4.0%，渗透率小于0.1 mD，属非储集层。致密孔隙结构储集层孔隙体积连通比小于52.82%，孔隙半径以小于10.94 μm为主，喉道半径以小于8.14 μm为主，数量和体积明显减少（表2）。典型孔隙结构三维模型见图8d，致密孔隙结构储集层孔隙和喉道多为微细，且相互之间大多孤立，不连通，对应储集空间以微孔为主。

3　砂砾岩孔隙结构的影响因素

砂砾岩的孔隙结构特征与岩石学特征之间存在内在联系，岩石学特征是孔隙结构特征的基础。研究区储集层碎屑颗粒的粒径较粗，多为砾岩、砂砾岩和含砾中粗砂岩，而粉砂岩和细砂岩往往为非储集层。同时储集层砂砾岩的分选较差，以较差—差分选为主。故在储集层范畴内，砂砾岩的粒径和分选性不是孔隙结构的主要影响因素。研究表明，砂砾岩的泥质含量、火山岩岩屑含量、胶结物含量和压实量控制了孔隙结构类型。

图9　准噶尔盆地西北缘百口泉组砂砾岩孔隙度和渗透率与泥质含量关系

图10　准噶尔盆地西北缘不同孔隙结构类型储集层微观岩石结构特征

3.1泥质含量

砂砾岩的泥质含量与孔隙结构特征关系密切，随着泥质含量的升高，渗透率呈指数下降（图9）。泥质含量大于6.0%时，孔隙度以小于6%为主，渗透率以小于0.1 mD为主，按砂砾岩孔隙结构分类标准（表1）为致密孔隙结构，是非储集层，对应米产液量小于0.1 m3/d，日产液量小于1.0 m3，产量小的原因在于砂砾岩粒间孔中充填的泥质中主要发育微孔（包括粒间微孔和晶间微孔），微孔的比例大于90.0%，喉道极细（一般小于0.1 μm）且复杂，因此砂砾岩中可以有油浸染，但原油很难流动（图10a）；当泥质含量为2.0%～ 5.0%时，孔隙度为6.0%～10.0%，渗透率为0.1～1.0 mD，为较差孔隙结构，对应米产液量为0.1～0.6 m3/d，日产液量为1.0～5.0 m3，孔隙类型为显孔和微孔的过渡类型（图10b），微孔含量为70.0%～90.0%；当泥质含量小于2.0%时，孔隙度以大于10.0%为主，渗透率以大于1.0 mD为主，为中等—较优孔隙结构，对应米产液量大于0.6 m3/d，日产液量大于5.0 m3，孔隙类型以溶孔型和原生孔型显孔为主（图10c，图10d），微孔含量一般为50.0%～70.0%.因此，随泥质含量升高，孔隙度和渗透率明显下降，孔隙结构变差，产液量也明显降低。

3.2岩屑组分含量

砂砾岩的碎屑组分含量与孔隙结构类型有一定的关系，研究区主要碎屑组分是以凝灰岩为主的火山岩岩屑和长石。从图11可以看出，火山岩岩屑含量与孔隙度和渗透率有明显的相关性，火山岩岩屑含量越高，其孔隙结构越差，物性越差。较优孔隙结构砂砾岩储集层火山岩岩屑含量以小于70%为主，中等孔隙结构砂砾岩储集层火山岩岩屑含量在70%～90%，较差孔隙结构砂砾岩储集层火山岩岩屑含量多大于90%.火山岩岩屑含量大于90%时，火山岩岩屑易被压实，孔隙结构变差，而当火山岩岩屑含量小于90%时，由于刚性颗粒石英和长石含量增加，岩石抗压性增强，火山岩岩屑发生溶蚀，产生溶孔，使孔隙结构变好。

图11　准噶尔盆地西北缘火山岩岩屑含量与孔隙度（a）和渗透率（b）关系

3.3压实作用和胶结作用

根据显微镜下碎屑颗粒接触关系及胶结物产状（图10），研究区碎屑颗粒多以线接触为主，次为凹凸接触，反映研究区压实作用以中等—较强为主；胶结物主要以晶形较好的晶粒、晶簇状出现于压实作用后剩余的孔隙中，平均含量为5%，胶结程度中等。对研究区上乌尔禾组碎屑岩压实作用和胶结作用对原始孔隙的影响程度分析（图12），上乌尔禾组砂砾岩因压实作用造成的减孔量（平均15%）明显大于因胶结作用造成的减孔量（平均5%）。当压实作用和胶结作用增强时，造成孔隙体积缩小、喉道变细，孔隙结构变差甚至消失。假设砂砾岩的原始孔隙度为36%，胶结物含量取平均值5%，孔隙度取砂砾岩储集层下限值6%，则储集层能经受的最大压实量25%.当压实作用较弱时，取压实减孔量的最低值18%，孔隙度仍取砂砾岩储集层下限值6%，若不考虑溶蚀作用，则最大的胶结减孔量为12%.因此，当胶结物含量大于12%或压实量大于25%时，砂砾岩多为致密孔隙结构，一般为非储集层。同理可推算出较优孔隙结构、中等孔隙结构和较差孔隙结构的压实量和胶结物含量（表3）。

图12　准噶尔盆地西北缘上乌尔禾组碎屑岩储集层压实作用和胶结作用减孔评价

4　储集层产能评价意义

由于对砂砾岩孔隙结构的划分是以试油试采资料为基础，根据储集层产能厘定出不同孔隙结构类型的参数标准，因而此砂砾岩孔隙结构分类方法反映了储集层的储集性能和产能。根据孔隙结构类别及其对应储集层厚度，就可预测储集层的储集能力和产能。这对储集层的有效性和储集层等级划分具有较好的指导作用，同时为储集层储量计算及后期产能建设提供依据。如玛18井百口泉组3 898.0—3 920.0 m层段，储集层厚度为16.0 m，平均渗透率为15.74 mD，平均孔隙半径为1.12 μm，为较优孔隙结构类型，米产液量应大于1.5 m3/d，结果试油日产液为33.23 m3，米产液量为2.1 m3/d.玛134井百口泉组3 169.0—3 188.0 m层段，储集层厚度为13.0 m，平均渗透率为1.79 mD，平均孔隙半径为0.45 μm，为中等孔隙结构类型，米产液量应为0.6～1.5 m3/d，结果试油日产液为8.43 m3，米产液量为0.65 m3/d.因此，此砂砾岩孔隙结构分类所预测产能与储集层实际产能吻合较好，故使用此分类标准可以预测储集层的储集能力、产能，并可进行储集层质量等级评价。

表3　准噶尔盆地西北缘夏子街组—百口泉组砂砾岩孔隙结构类型与岩石学特征对应关系

5　结论

（1）结合勘探实践建立了砂砾岩孔隙结构分类标准，将研究区砂砾岩孔隙结构类型划分为较优孔隙结构、中等孔隙结构、较差孔隙结构及致密孔隙结构4类。从较优孔隙结构到致密孔隙结构，砂砾岩的喉道逐渐变细、渗透率逐渐变小、孔隙结构逐渐变差。随着储集层渗透率和孔隙半径的增大，产液量呈指数增加。这4种孔隙结构类型反映了储集层的储集能力、产能及储集层质量等级，对储集层预测和评价有重要指导意义。

（2）利用CT进行微纳米级孔隙结构高精度成像扫描，建立了4类孔隙结构的三维孔隙结构数值模型。较优孔隙结构类型孔隙体积连通比较高，以原生孔为主，次为溶孔；中等孔隙结构类型孔隙体积连通比中等，以溶孔为主，次为原生孔，孔隙半径和喉道半径有所偏大；较差孔隙结构类型孔隙体积连通比低，以溶孔和微孔为主；致密孔隙结构类型为极低孔隙体积连通比，以微孔为主。

（3）砂砾岩的孔隙结构主要受泥质含量、火山岩岩屑含量、压实作用和胶结作用控制，其中泥质含量及火山岩岩屑含量是控制砂砾岩孔隙结构变化的主要控制因素。较优孔隙结构和中等孔隙结构的砂砾岩贫泥，孔隙类型以原生孔型和溶孔型为主，主要发育于牵引流沉积的扇三角洲平原的辫状河道和扇三角洲前缘的水下分流河道砂体中；较差孔隙结构的砂砾岩贫泥—含泥，孔隙类型以原生孔-溶孔-微孔组合为主，主要发育于为扇三角洲平原和扇三角洲前缘的碎屑流中；致密孔隙结构的砂砾岩以富泥和强胶结为主，孔隙类型以粒间和晶间微孔为主，主要发育于富泥的扇三角洲分流河道以及扇三角洲各类砂体的顶、底胶结带中。

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（编辑曹元婷）

Pore Structures and Controlling Factors of Middle Permian-Lower Triassic Sandy Conglomerates in Northwestern Margin of Junggar Basin

CHEN Nenggui，GUO Mozhen，MENG Xiangchao
（Institute of Experiment，Hangzhou Research Institute of Petroleum Geology，PetroChina，Hangzhou，Zhejiang 310023，China）

Pore structure types and the controlling factors are difficulties in sandy conglomerate reservoir research and also the basis for sandy conglomerate reservoir evaluation and prediction.Based on the data of high-resolution CT imaging scanning，petrophysical properties of cores，formation and production tests，and integrated with petrological-mineralogical characteristics of sandy conglomerate，a research on pore structures and the controlling factors is carried out for Middle Permian-Lower Triassic sandy conglomerate reservoirs in northwestern margin of Junggar basin.Standards for pore structure classification in sandy conglomerate reservoirs are established using pore throat radius，porosity and permeability，then the pore structures in the study area are divided into 4 types such as good，medium，poor and tight pore structures，and 3D quantitative pore-structure numerical models are established for each kind of pore structure.The result shows that the pore structures of the sandy conglomerate reservoirs are mainly controlled by shale content，debris content of volcanic rocks，compaction and cementation，among which the former two are dominant controlling factors.With the increase of shale content and debris content of volcanic rocks，compaction and cementation become stronger and pore structures become poorer.Sandy conglomerate with good-medium pore structures mainly occurs in the braided-channel of fan-delta plain and underwater distributary channels of fan-delta front in tractive current depositions；that with poor pore structures develops in the debris flow of fan delta；that with tight pore structures occurs in mud-rich fan-delta distributary channel and strong cemented zone of the tops and bases of sandbodies.

Junggar basin；northwest margin；Middle Permian；Lower Triassic；sandy conglomerate；glutenite；pore structure；controlling factor；numerical model

TE112.2

A

1001-3873（2016）04-0401-08

10.7657/XJPG20160404

2016-03-09

2016-04-18

国家973项目（2014CB239002）

陈能贵（1963-），男，浙江临安人，高级工程师，石油地质，（Tel）0571-85224927（E-mail）chenng_hz@petrochina.com.cn