川中自流井组大安寨段致密油储层微观孔隙特征

李　博, 刘红岐, 王拥军, 周华英, 张艳梅, 田　杰, 孙杨沙

(1.西南石油大学 地球科学与技术学院，成都 610500； 2.中国石油勘探开发研究院，北京 10083；3.中国石油西南油气田分公司 输气管理处，成都 610213；4.中国石油新疆油田分公司 彩南油田作业区，乌鲁木齐 830001)

图1　川中地区大安寨段沉积期古地理简图及综合柱状图Fig.1　Paleogeography map and comprehensive column of the Jurassic Da’anzhai Section in central Sichuan Basin

近年来，随着非常规油气勘探取得重大突破，致密油已逐渐成为全球非常规油气勘探开发的新热点[1-5]。作为典型湖相碳酸盐岩致密油储层，川中下侏罗统自流井组大安寨段致密油储层在构造位置上处于四川盆地中部的“川中古隆中斜平缓构造带”北部，东、西分别以华蓥山和龙泉山基底大断裂为界，大地构造上称为“川中陆核”[6]。大安寨段由上至下分为大一亚段、大一三亚段和大三亚段，沉积展布及演化受湖平面升降控制，经历了一个完整的湖进-湖退旋回沉积演化过程，沉积期湖盆面积达1×105km2，属于典型的大型内陆湖泊相沉积[7-8](图1)。

大安寨段储层岩石类型主要为介壳灰岩，储集空间以次生孔隙为主，发育溶蚀孔洞、粒间溶孔、粒内溶孔、生物钻孔、铸模孔及纳米孔等，裂缝包括溶蚀缝、构造缝、层间缝、微裂缝。大安寨段介壳灰岩油层在有利相带内具有较好的连片性，具有大面积含油的宏观特征，储层厚度一般为3～20 m，TOC质量分数(wTOC)为0.8%～3%，含油饱和度一般大于60%，基质孔隙度(q)平均值<2%、平均渗透率(K)<0.1×10-3μm2，属低孔-低渗储层(表1)。作为川中侏罗系主力产油层，大安寨段储层原油产量长期低位徘徊，并呈现出逐年下降的趋势，2013年生产井251口，原油年产量仅数万吨，导致该现象的原因之一是对储层认识不清[9-10]。以往的研究多侧重于宏观沉积体系分析、裂缝发育特征及储层分布规律等，而在微观孔隙特征方面缺乏较为系统的研究。由于沉积变化快、储集空间复杂，物性极差；所以，油气储集空间的孔喉特征如何？孔隙连通性能如何？影响孔隙连通性的主要因素有哪些？这些问题制约着大安寨段有效储层的识别与川中油气的勘探开发。故本文基于SEM、CT扫描等高精度检测资料，对大安寨段微观孔隙特征进行分析，以期为川中致密油的优选开发奠定基础。

表1　研究区大安寨段物性统计表Table 1　Statistics of physical properties in study area

1　储层岩石学特征

岩心显示，大安寨段岩性稳定，主要发育生物颗粒灰岩、暗色泥岩及灰泥岩薄互层，储集岩以介壳灰岩、介屑灰岩及含泥介壳灰岩为主；薄片观察,大安寨段矿物以方解石、白云石为主；古生物类型丰富，包括介形虫、瓣鳃类、腹足类、轮藻等[11-12](图2)。

对川中11个区块45口井岩心取样进行岩石化学分析，主要测试CaO、MgO、SO3、CaCO3、MgCO3、CaSO4等6种化学成分含量，并将不同含量化学成分换算为方解石、白云石等矿物成分及酸不溶物、氧化物等公用成分。岩石化学分析表明(表2)，大安寨段主要成岩矿物为方解石，其平均质量分数(w)为79.3%，白云石平均质量分数为6.3%，酸不溶物平均质量分数为11.2%，其他成分平均质量分数为3.2%。通过矿物含量统计发现，川中地区东、南环带白云石含量略高于西、北环带，而酸不溶物含量则低于西、北环带区域。分析认为湖盆沉积期经历北陡南缓的构造格局[13]，靠近物源的西、北环带处沉积在一定程度上受到冲积扇及三角洲沉积环境影响，导致不同地区成岩矿物含量不均。

2　孔隙结构特征

2.1　孔隙特征

通过对川中大安寨段1 200余张普通薄片、荧光薄片、铸体薄片及扫描电镜观察，结果表明；大安寨段致密灰岩样品可见孔含量较低，面孔率0.72%，孔隙多为粒间溶孔、粒内溶孔、晶间微孔、有机质孔等次生孔隙(图3-A、C、D)，原生孔隙几近消失，部分孔隙被硅质充填(图3-B)，破坏了储层储集空间的有效性。

图2　川中地区大安寨段主要岩性特征Fig.2　Main lithological characteristics of Da’anzhai Section in central Sichuan Basin(A)大一段介壳灰岩，含完整介壳类生物化石,X44井，深度2 083.8 m; (B)大一三段黑色泥岩，呈书页状,G6井，深度2 555.48 m; (C)大一段灰泥岩薄互层,X5井，深度1 733.30 m; (D)大一段泥晶灰质云岩，方解石被染色，泥晶白云石呈斑块状富集，MX9井，深度1 448 m,单偏光; (E)大一段生屑泥粒岩，生屑以双壳类、腹足类为主，多数破碎未遭受压实，可见钙化轮藻藏卵器，基质为灰泥重结晶,X28井，深度1 957.45 m; (F)大一段泥质介屑灰岩，含介形虫， 介壳杂乱排列, J61井，深度2 676 m

表2　川中大安寨段致密油储层主要矿物成分Table 2　Content of main mineral components of Da’anzhai Section in central Sichuan Basin

图3　川中地区大安寨段致密油储集层孔隙特征Fig.3　The pore characteristics of Da’anzhai tight oil reservoir in central Sichuan Basin(A)微米级粒间溶孔,X20井,深度1 808 m; (B)燧石充填介壳溶孔,J26井,深度2 768.19 m; (C)晶间微孔, X8井，深度1 789.7 m; (D)有机质溶孔,G4井,深度2 400.47 m

大安寨段普遍发育粒间溶孔、粒内溶孔及晶间微孔等微米级孔隙，其主要形成于介壳灰岩、介屑灰岩中。由于溶蚀作用，造成孔隙形态呈不规则状，孔径一般由几微米到几百微米不等，多表现为独立孔隙。由于大安寨段成岩期受压实及重结晶等成岩作用的影响，在一定程度上抑制了有效孔隙的发育[14-15]，使得大安寨段孔隙发育程度较低，基质孔隙度平均值<2%，物性极差。另外，大安寨段致密油储层泥质介壳灰岩中存在大量星点状有机质孔(图3-D)，孔径为0.1～1 μm，一定程度上改善了储层孔隙。在有机质埋藏和成熟阶段，有机质生烃产生有机质孔，或在沥青质裂解阶段产生的有机质孔隙，这2种有机质孔成因机制均与泥岩有机质丰度及热演化程度有关[16]。

2.2　孔隙结构类型

大安寨段储层孔隙结构复杂，储渗性能受孔隙体积、孔喉半径及微裂缝发育程度影响较大[17]。对川中地区大安寨段38口井122个高压压汞样品实验数据进行分析，根据毛细管压力曲线形态特征及孔隙结构参数(表3)，将大安寨段致密油储层孔隙结构分为Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅲ型(图4)，其孔隙结构依次变差。测试结果表明，大安寨段致密油储层基质孔隙度平均为1.27%、渗透率为(0.002～0.71)×10-3μm2,孔喉半径<0.04 μm占80%以上(图5)，最大孔喉半径平均值为0.41 μm，平均喉道半径0.049 μm，属纳米级喉道。

图4　大安寨段致密油储层孔隙结构分类Fig.4　The classification of pore structures of Da’anzhai tight oil reservoir

Ⅰ型孔隙结构的曲线表现为偏粗歪度型(图6-A)，平均孔隙度为5.6%，渗透率为(0.18～0.23)×10-3μm2，中值半径为0.45～0.77 μm，平均孔喉半径为0.65 μm，排驱压力较低，反映Ⅰ型孔隙结构具有较好的渗透能力，喉道分选较好且相对集中，其最大孔喉半径平均值(4.62 μm)高于Ⅱ、Ⅲ类孔隙结构。此类孔隙结构在大安寨段致密油储层中发育程度较低。

Ⅱ型孔隙结构对应于毛管压力曲线形态为偏细歪度型(图6-B)，相比Ⅰ型孔隙结构其平均孔喉半径较小，排驱压力偏高，渗透能力相对较弱。Ⅱ类孔隙结构压汞曲线平缓段不明显，孔隙分布区间较大，中值半径为0.004～0.035 μm，孔隙连通性较差，孔隙度范围在0.61%～2.65%，孔隙度平均值为1.21%，渗透率为(0.002～0.24)×10-3μm2。对比薄片分析显示，微裂缝发育程度与储层孔隙结构好坏密切相关。Ⅱ类孔隙结构为大安寨段主要孔隙结构类型。

Ⅲ型孔隙结构表现为无中值压力，曲线形态为细歪度型(图6-C)，物性最差，平均孔隙度为1.12%，平均渗透率为0.076×10-3μm2，最大进汞饱和度平均值为35.28%，最大孔喉半径均值为0.13 μm，排驱压力高。总体上，Ⅲ型孔隙结构最差，孔喉半径小且分布集中，渗流能力极低。SEM观察多为纳米级裂缝连通晶间微孔，此类孔隙结构在岩性较纯的致密灰岩中广泛存在。

表3　高压压汞试验数据Table 3　Testing data of high pressure mercury injection

图5　大安寨段致密油储层孔喉数量比例Fig.5　The pore size distribution of Da’anzhai tight oil reservoir in central Sichuan Basin

图6　大安寨段致密油储层毛细管压力曲线形态特征Fig.6　Characteristics of mercury injection curve of the Da’anzhai tight oil reservoir in central Sichuan Basin

3　孔隙连通性及影响因素

3.1　孔隙连通性特征

CT扫描选取P123井致密介壳灰岩，样品孔隙度为0.8%，空气渗透率为0.012×10-3μm2，微米CT图像分辨率为1.08 μm，纳米CT图像分辨率为65 nm。测试结果表明，大量的微米级和纳米级孔隙存在于基质内部，并表现出多尺度孔隙连续分布的特征；纳米孔隙数量高于微米级孔隙，孔隙间连通性极差；孔隙度<0.5%的占40%左右，为主要分布范围；从不同孔隙度分布的连通性来看，孔隙度<3%的区域为主要的渗流通道。

对比微米、纳米两种尺度扫描结果(图7-A、B)，微米尺度上，粒间胶结发育且孔隙较少，微裂缝发育程度相对较低，连通性较差，孔隙空间分布分散；纳米尺度上，纳米级孔隙发育，最大孔径800 nm，孔隙呈层状分布，粒间胶结发育。通过CT扫描数据研究认为，川中大安寨段致密油储层基质内部存在大量孔隙，在油气储集空间方面应加强对微米、纳米孔隙贡献的重视[18-20]。

图7　P123井大安寨段致密油储层CT扫描图Fig.7　CT scanning of Da’anzhai tight oil reservoir of Well P123(A)微米级CT扫描孔喉三维模型; (B)纳米级CT扫描孔喉三维模型

3.2　孔隙连通性主控因素

3.2.1沉积作用

大安寨段沉积变化较快，不同沉积环境下岩石结构组分及岩石组合具有较大差异，导致储层物性在纵、横向上有明显的不同，是储层非均质性的主要原因。大安寨段高能介壳滩淘洗作用强烈，波浪将粒间物质冲洗带走，介壳灰岩不仅单层厚度大，而且质纯、性脆。受后期溶蚀及构造作用影响，高能介壳滩溶蚀孔隙及裂缝发育程度高，孔隙连通性好，是储层发育的有利相带；水体较深的低能环境泥质含量增高，发育泥岩及灰泥岩薄互层，主要发育微-纳米孔，多呈孤立状分布，裂缝发育程度较低，连通性差。

3.2.2压实及重结晶作用

大安寨段岩性致密，压实作用强烈，强水动力的高能介屑滩介屑灰岩较纯，泥质含量相对较低，较强的水动力使介壳破碎形成细小的介屑颗粒，强烈的压实作用导致介壳颗粒定向紧密排列，颗粒间呈线状接触或曲面接触，原本存在于介壳颗粒间的缝隙被压实，封闭了孔隙之间的通道(图8-A)；随着连续持久的埋藏，温度逐渐升高，压实效应不断增加，破碎的介屑灰岩颗粒形状及大小发生变化，介屑颗粒发生重结晶，使晶粒间接触关系更为复杂。在重结晶过程中晶体不同程度发育长大，阻碍孔隙间连通，堵塞孔隙(图8-B)。

图8　大安寨段致密油储层孔隙连通特征Fig.8　Pore connection characteristics of Da’anzhai tight oil reservoir of Well P123(A)介壳紧密排列,N4井，深度2 857.01 m; (B)重结晶充填孔隙,L16井，深度2 241.20 m; (C)早期溶蚀缝沥青充填，后期构造微裂缝,X46井，深度2 068.56 m; (D)构造网状微裂缝,X8井，深度1 812.7 m

3.2.3溶蚀作用

大安寨段储层中发生的溶蚀作用主要分为成岩期和构造期2期溶蚀作用。在成岩期主要形成一些粒间溶孔及铸模孔，但由于压实作用或填隙物充填造成部分孔隙消失。构造期溶蚀作用形成大量粒间溶孔、粒内溶孔、溶蚀缝等，对大安寨段储层储集空间发育及连通性起到建设性作用，是提高储层孔渗性能的关键。

3.2.4微裂缝发育程度

裂缝是油气运移和渗滤的关键[21-23]，勘探实践表明，储层裂缝的存在与否和发育程度，决定了油气的产能。大安寨段储层中常见沥青质堵塞孔隙及裂缝情况(图8-C)，严重制约孔隙间渗流能力，是造成大安寨段致密油储层渗透率低的重要原因。而川中大安寨段致密油储层广泛发育次生微裂缝则是连通大量孤立孔隙的良好通道，成为油气渗滤运移的有效路径。大安寨段成岩矿物脆性指数高，极易在构造作用下产生裂缝。在岩性较纯的介屑灰岩中容易形成微裂缝网络(图8-D)，发达的网状微裂缝可有效沟通孔隙，对致密储层的渗流能力起到极大的改善作用。另外，通过薄片观察发现，受后期地质作用影响大安寨段储层中存在大量弯曲状微-纳米级次生微裂缝(图8-C)，在早期溶蚀缝被沥青充填情况下，由构造作用形成微裂缝，这种后期形成的微裂缝为孔隙的连通做出了极大的贡献。

经上述分析并结合前人研究[24-30]，认为川中地区大安寨段致密油储层受沉积微相、成岩作用、溶蚀作用、裂缝发育程度、烃源岩有机质丰度等多种因素影响。研究区大安寨段岩性极为致密，储集层物性及致密油富集与裂缝发育程度密切相关[28]。储层基质微裂缝是油气运移和渗滤的有效路径，微裂缝发育既改善油气运移流态又增加了油气扩散范围[10]。从实际生产来看，大安寨段致密油高产稳产井均具有裂缝发育特征，裂缝决定了油气的产出能力，是油井初期高产的关键[30]。裂缝发育程度对储集层发育起到至关重要的作用，为进一步推动川中地区致密油开发，储层微裂缝贡献应引起重视。

4　结 论

a.自流井组大安寨段致密油储层岩性成分受物源影响，南北两侧矿物含量不均；储层孔隙空间复杂多样，以次生孔隙为主，黏土矿物、沥青质及多期地质作用均在不同程度上破坏了有效孔隙的发育。

b.大安寨段致密油储层非均质性强，孔隙结构复杂，根据压汞曲线形态及孔隙结构参数确立该段孔隙结构分类标准，将其分为Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅲ型，孔隙结构依次变差。

c.利用CT扫描技术构建微观孔隙结构三维模型，发现川中大安寨段储层基质内部层状纳米孔隙发育。另外，大安寨段致密油储层受压实作用、重结晶作用、沥青质充填等因素影响，导致孔喉连通性差。储集层中大量发育微裂缝可沟通孔隙，提高储层的渗流能力，应对微米、纳米孔隙及微裂缝的贡献予以重视。

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