致密砂砾岩储层纳米-微米孔隙特征与地质意义

任艳滨

(大庆油田有限责任公司 海拉尔石油勘探开发指挥部，内蒙古 呼伦贝尔 163453)

孔隙结构决定储层岩石的储集能力和渗流性能，与油气产能和最终采收率均有着极其密切的关系[1-2]。与常规的油气储层相比，致密油气储层的孔隙结构和渗流特征更加复杂，从微观角度剖析致密储层的孔隙特征并落实其与储层物性的关系，对明确物性控制因素和指导预测储层具有积极意义[3]。

松辽盆地北部徐家围子地区沙河子组是我国断陷湖盆致密气勘探的主战场，目前已有多口探井获得工业气流，展示了较好的勘探前景。沙河子组地层为断陷期的沉积产物，物源供给区邻近湖盆，火山岩屑、泥砾岩、变质岩等碎屑组分经过短距离搬运之后便快速堆积，之后经历了长期深埋和成岩过程，造成砂砾岩储层的成熟度低、分选差、成岩作用强烈、致密程度高[4]。前人通过岩心观察、薄片分析、扫描电镜等手段，从沉积微相和成岩现象角度认识到储层岩性的复杂性和储集空间的非均质性[5-7]。业内已经有大量的研究表明，致密砂岩储层的孔喉结构特征与储层物性具有密切关系[8]，对甜点储层的发育具有控制作用[9-13]。沙河子组广泛发育的砂砾岩储层在岩石矿物、孔隙结构方面的非均质性和复杂性比致密砂岩储层更加突出，对于砂砾岩中大量发育的纳米-微米级孔喉与储层物性的关系如何，对储层产能有何影响，与哪些地质因素有关等方面均缺少认识。显然，加深上述问题的剖析，对指导储层预测具有积极意义。

1　岩石学特征

通过大量的岩石薄片观察(见图1)，明确了砂砾岩的矿物组成、分选、磨圆、排列方式和填隙物特征。研究发现，砂砾岩储层中富含岩浆岩屑和长石矿物，石英矿物分布离散，发育较少(图1(a)、(b))。依据64块样品统计，砂砾岩中岩浆岩屑、长石矿物和石英平均体积分数分别为40.2%、25.6%、17.6%；填隙物的类型主要为泥质杂基(图1(c))，胶结物的成分主要是方解石(图1(d))，以镶嵌式分布岩石颗粒之间(图1(a)、(b))。砂砾岩分选较差，磨圆度以棱角-次棱角为主，部分呈次棱角-次圆状，岩石颗粒的接触关系主要为线-凹凸接触(图1(e))，少数为点-线接触(图1(f))。

图1　砂砾岩储层岩石学特征微观照片Fig.1　The microphotograph of the petrology characteristics of the sand conglomerate reservoir

2　纳米-微米级孔喉的特征

通过薄片观察、扫描电镜、高压压汞、恒速压汞、物性测试手段，明确了砂砾储层的孔隙类型、孔喉半径分布区间、孔喉连通性、孔渗分布及对应关系。

2.1　孔隙类型

根据铸体薄片和扫描电镜观察(见图2)，砂砾岩中孔隙类型包括溶蚀孔、晶间孔、残余原生粒间孔和微裂缝。(1)溶蚀孔隙长石溶孔(图2(a))和岩屑溶孔(图2(b))最常见，原因与砂砾岩中富含长石和凝灰岩屑等酸性不稳定组分密切相关，溶蚀孔隙在长石、岩屑颗粒内部和边缘均发育，孔隙边缘呈港湾状。溶蚀孔隙的面孔率一般在2.7%～9.8%，平均为4.2%，约占储层总孔隙的65%。(2)晶间孔主要发育在黏土矿物的晶格中，分布比较密集(图2(c))，但单个孔隙的直径较小且形态不规则(图2(d))。晶间孔的面孔率一般在0.4%～2.9%，平均为1.5%，约占储层总孔隙的20%。(3)残余粒间孔发育在石英、长石等刚性颗粒的周缘(图2(e))，受到刚性颗粒的支撑和保护，呈零星状分布，彼此很少连通。沙河子组砂砾岩的抗压实能力较差，加上泥质杂基对孔隙的填充和涂抹，导致原生孔隙很少被保留。残余粒间孔的面孔率一般在0.5%～2.7%，平均为0.7%，约占储层总孔隙的10%。(4)微裂缝发育样品的埋深一般超过4 000 m，岩石颗粒接触紧密，微裂缝贯穿多个砾石颗粒(图2(f))，非常狭细。砾石颗粒破裂时储层已经非常致密，缺少流体运移的有效通道，因此裂缝并未诱发大规模的溶蚀，进而裂缝对储层的孔隙度贡献不大，但对改善储层的渗透性具有积极作用。

图2　砂砾岩储集空间类型的微观特征Fig.2　The microscopic characteristics of the spatial type of the sand conglomerate reservoir

2.2　孔径分布与连通性

高压压汞测试表能够对孔喉半径0.01 μm以上的孔隙进行有效识别，是定量分析纳米-微米孔喉的有效手段。为了确保实验结果具有代表性，从全区15口钻井中优选20块具有代表性的砂砾岩样品，所选样品既要满足实验测试的切割需求，又要留存2个以上平行样本进行物性、岩石组分分析。20个样品的孔隙度介于1.9%～11.3%，渗透率介于(0.01～2.35)×10-3μm2。图3为沙河子砂砾岩储层高压压汞毛细管压力曲线和孔喉半径分布。由图3(a)可知，砂砾岩储层的毛细管压力曲线缺少明显的平稳段，中间段多数为倾斜的线段，暗示储层孔喉分布离散，分选很差；不同物性的砂砾岩储层的排驱压力1.36～30.9 MPa, 差别较大，排驱压力随孔隙度、渗透率增加有降低趋势(见表1)。由表1可知，孔径分布与储层物性密切相关。由图3(b)可知，砂砾岩储层孔喉半径呈双峰状分布，孔喉半径介于10～100 μm的孔喉发育较少，成因与微裂缝相关；孔喉半径介于0.01～1.00 μm的孔喉的体积占比(某一尺寸孔喉的体积/总孔隙体积)大，表明纳米-微米级孔喉是储集空间的主体。

同时，从表1中高压压汞实验数据的统计结果不难看出，孔喉大小参数、孔喉分选参数和孔喉连通性参数均表明孔喉细、分选差、连通性差。此外，在数值上，上述相关参数均与孔隙度存在相关关系，表明孔喉的分布与孔隙度数值存在一定关系。

通过检测进汞压力的波动，恒速压汞实验能够实现孔隙和喉道的区分，是研究孔喉连通关系最有效的手段之一。对10块不同物性的砂砾岩样品(孔隙度2.4%～9.8%)开展恒速压汞分析，在此基础上分析速压汞毛细管曲线，发现孔隙主要被大于0.2 μm的喉道沟通。图4为砂砾层的孔喉连通关系。以XS401井和SS4井为例，如图4(a)中样品发育大于0.2 μm的喉道(简称大喉道)和其对应孔隙的进汞量均较大，说明大喉道对孔隙起到了有效的沟通作用，相反，而图4(b)中样品不发育大喉道，孔隙的进汞量很低，说明小于0.2 μm喉道对应的孔隙的进汞量很低。从喉道分布和孔隙度的关系看，大喉道发育储层的孔隙度也较高，如图4(a)中样品的孔隙度(8.6%)明显大于图4(b)中样品的孔隙度(3.2%)。可见，恒速压汞实验结果也表明孔喉分布与孔隙度具有密切关系。

图3　沙河子砂砾岩储层高压压汞毛细管压力曲线和孔喉分布区间Fig.3　Mercury injection curves and pore throat distribution of the Shahezi sandy conglomerate reservoir

表1　研究区砂砾岩高压压汞孔喉特征参数Table 1　Pore throat parameters of sandy conglomerate reservoir based on mercury injection curves

图4　砂砾岩储层的孔喉连通关系Fig.4　Constant-rate mercury injection of high porous sandy conglomerate reservoir in Shahezi formation

2.3　孔渗特征

对全区15口探井系统取样，开展孔隙度、渗透率测试，结果见图5。图5(a)为260块岩心实测孔隙度结果，由图5(a)可见，砂砾岩孔隙度主体分布在2%～8%，主频为2%～6%，约占全部分析样品的64%。图5(b)为176块岩心渗透率测试结果。由图5(b)砂砾岩渗透率小于1.0×10-3μm2样品比例达到93%，渗透率小于0.1×10-3μm2的样品比例达到55%，个别样品因发育微裂缝，渗透率高于1×10-3μm2。由图5(c)可知，孔隙度和渗透率交会图的离散程度较高，正相关关系不显著，这也是储层孔喉连通性差的必然结果。

图5　沙河子组砂砾岩储层孔隙度和渗透率分布特征Fig.5　Distribution of porosity and permeability of reservoirs in Shahezi formation

3　纳米-微米孔隙分析的地质意义

3.1　纳米-微米孔隙的分级

根据前文分析，孔喉分布与储层孔隙度密切相关，为了进一步明确这种关系，按尺寸大小对孔喉进一步分级。根据业内常用的分级标准[11]，分别称半径小于0.01 μm的孔径为纳毛细管孔，称半径介于0.01～0.10 μm的孔径为微细管孔，称半径介于0.10～1.00 μm的孔径为毛细管孔，称半径大于1.00 μm的孔径为超毛细管孔。

3.2　孔喉分布与储层物性、产能的关系

以进行压汞实验的全部20块实验样品作为分析对象，按照3.1中分类标准，考察了每个样品各等级孔喉的体积占比(某一等级孔喉的体积占总孔隙体积的百分比)与孔隙度的关系，见图6。

图6　砂砾岩孔隙度、渗透率与不同孔喉体积比例的关系Fig.6　Relationship between porosity and ratio of various por throat in sandy conglomerate reservoir

由图6可发现，随着孔隙度的增大，纳毛细管、微毛细管的体积占比逐渐降低，毛细管、超毛细管的体积占比逐渐增大。这表明，随着孔隙度的变化，储层孔喉级别也随之变化，低孔隙度储层的主体孔喉为纳-微毛细管，高孔隙度储层的主体孔喉为毛-超毛细管。

按照同样方法考察了每个样品各等级孔喉的体积占比与渗透率的关系，见图6。由图6可发现，渗透率与纳毛细管、微毛细管体积占比呈负相关，与毛细管、超毛细管体积比例正相关。也就是，低渗透储层的主体孔喉为纳-微毛细管，相对高渗透储层的主体孔喉为毛-超毛细管。其原因可根据恒速压汞实验结果解释，即，当孔隙空间主要由连通性差的纳-微毛细管(孔喉半径小于0.2 μm)构成时，虽然提供了一定的孔隙度，但孔隙的孤立性强，渗流能力必然较差。

综上分析，孔喉分布直接影响储层的孔隙度和渗透性，而储集、渗流性质又是衡量储层可采能力的核心指标，因此在理论上，孔喉分布也必然影响储层的成储和产能。沙河子组砂砾岩储层的物性、含气性、产能、孔喉级别统计结果证实了这一观点，表2中列出了统计结果，表中各井同时开展了产能测试、物性、高压压汞实验。根据表2中数据分析可知，以纳-微毛细管孔为主的储层的孔隙度、含气性、产能均不理想，相反，以毛-超毛细管为主的储层的孔隙度、含气性、产能相对较高。

表2　沙河子组砂砾岩储层物性、含气性、产能统计Table 2　Statistics of physical properties, cas content and productivity of sandy conglomerates in Shahezi formation

3.3　对有利储层预测的启示

根据前文分析，纳-微毛细管的大量发育是造成储层致密、含气性差、勘探不佳的根本原因。那么，如何在勘探选区和井位部署工作中避开此类低效储层，首先需要明确纳-微毛细管形成的地质条件。沙河子组砂砾岩储层为近源快速堆积成岩的产物，一方面原始沉积组分的淘洗、分异程度低，另一方面经历了漫长、强烈的成岩作用的改造[14]。显然，沉积作用和成岩作用都是纳-微毛细管发育的潜在因素。综合20块实验样品的孔喉分布与矿物组分分析可知：(1)沉积作用对储层控制作用比较显著，一方面是储层中相对富集黏土杂基，无论是绒球状、蜂窝状的伊蒙混层对孔隙的堵塞，还是叶片状绿泥石、丝状伊利石对大孔隙的分割，或是黏土矿物自身发育的晶间孔，都是纳-微毛细管的重要来源，因此纳-微毛细管发育程度与黏土矿物含量明显正相关，见图7(a)；另一方面，砂砾岩中相对富集石英、长石等刚性组分及抗压实能力较强时，生烃酸性流体更容易进入储层，增孔同时也有利于沟通孔隙，相当于“抑制”了纳-微毛细管的发育，因此纳-微毛细管的发育程度与石英+长石含量呈负相关关系，见图7(b)。(2)成岩作用对储层控制作用也比较明显，主要表现为碳酸盐胶结物对孔隙的破坏。碳酸盐胶结是砂砾岩储层最主要的胶结作用类型，碳酸盐胶结物是中成岩晚期-晚成岩期的产物[15]，此时有机酸的“溶蚀增孔”作用已基本结束，碳酸盐胶结物对残余原生粒间孔隙和溶蚀孔隙大量充填，造成毛细管孔、超毛细管孔向纳-微毛细管孔转化。因此，纳-微毛细管发育程度与碳酸盐胶结物含量呈现一定的正相关性，见图7(c)。

综上分析，沉积作用和成岩作用都是形成纳-微毛细管的重要原因。据此认识，研究区的储层预测也有必要围绕沉积、成岩作用开展。实际上，沙河子组“地形起伏大、物源近、水系多”的沉积背景直接导致了沉积物的岩性、岩相频繁变化，在钻探程度低的背景下，砂体分布的预测必然离不开沉积相带的指导；同时，沉积作用是成岩作用的起点，复杂的沉积作用必然导致多元化成岩结果，最终造成孔喉级别的差异，从这一角度，开展基于沉积相划分的成岩相研究，可作为“甜点”筛选的方法思路。

图7　微孔体积占比与岩石矿物的的关系Fig.7　Relationship between the various components and the volume ratio of nano- micro capillary pores

4　结论

(1)致密砂砾岩发育溶蚀孔、黏土矿物晶间孔、原生粒间孔、微裂缝等多种孔隙类型，长石溶孔和岩屑溶孔对孔隙度的贡献最大，黏土矿物晶间孔次之，原生粒间孔较少发育，偶尔发育的微裂缝能够改善砂砾岩的渗透性。

(2)砂砾岩储层普遍发育纳米-微米级孔喉，孔喉半径普遍小于1 μm，峰值约0.1 μm；孔喉分布的离散性强，有效连通孔隙的喉道半径下限为0.2 μm，多数喉道小于该界限，结果表现为孔喉连通关系整体较差，渗透率普遍偏低，孔隙度和渗透率的对应关系不佳。

(3)将纳米微米级孔隙进一步分为纳毛细管、微毛细管、毛细管和超毛细管四类，研究发现纳毛细管和微毛细管越发育，储层的孔隙度(渗透率)、含气性、压裂后的产气量均低，反之越好。探讨了纳毛细管、微毛细管发育的岩石矿物条件，建议储层预测应加强沉积相预测和成岩相研究。