致密砂岩气藏储层微观孔隙结构特征及其对产能的影响——以鄂尔多斯盆地苏里格西部苏48区盒8、山1段为例

冯强汉， 王 冰， 杨 勃， 张永洁， 袁嘉赓， 朱玉双

(1.中国石油长庆油田分公司第三采气厂，鄂尔多斯 017300； 2.西北大学大陆动力学国家重点实验室/地质学系， 西安 710069)

苏里格西部气藏储层具有埋深大、低压低渗，非均质性和敏感性较强的特点。各种因素作用下使得苏西典型井区苏48区的气水分布关系复杂，气井产量低，且多数井生产见水。各种因素中孔隙结构影响对储层物性起决定性作用，进而影响储层的流体分布、储渗能力等，细小的孔隙及复杂多样的孔隙组合最终制约着气藏的开采。因此，研究分析储层微观孔隙结构特征，对于气藏开采以及提升气藏采收率具有重要的指导作用。

对于苏里格地区致密砂岩气藏的研究，前人已取得了一定的认识。朱筱敏等[1]对优质储层与非储层进行多角度分析对比，得出物性是天然气富集的主控因素之一；琚惠姣[2]则从沉积、成岩、构造方面对物性的影响进行研究，认为成岩作用是影响物性的主控因素，构造对物性的影响程度有限。郝骞等[3]从微观角度出发认为，明确物性主要受颗粒骨架成分、孔喉结构及非均质性的共同作用。白云云等[4]对苏48区的成岩相的进行表征，进一步确定了孔喉致密的主要机理是机械压实作用。路中奇等[5]对苏里格地区的致密成因和主控因素进行总结，认为沉积相是后期成岩作用的基础，对储层的物性及储气能力具有控制作用。前人的研究使得苏里格地区储层的致密成因及储层储气能力的主控因素有了清晰的认识，但以往的研究皆是基于储层的静态资料单一地研究孔隙结构与物性或成岩作用的关系，未能结合动态资料与实际生产相结合揭示孔喉结构对气井产能的影响。因此研究孔隙结构与产能之间的关系对于提高气井产气量从而进一步提升气田采收率具有重要的生产意义。

基于以上研究目的，本文主要是通过多种分析测试技术手段，对研究区微观孔喉结构进行定性与定量研究，在此基础之上与气井生产动态资料相联系，通过对典型井进行定性与定量、动态与静态相结合分析孔隙结构对气井产能的影响。

1 研究区基本地质特征

鄂尔多斯盆地是中国大型的中生代沉积盆地，盆地轮廓形状呈矩形，面积约为25×104km2，而广义的鄂尔多斯盆地总面积则达36×104km2[6]。研究区位于苏里格气田西部，跨伊盟隆起和伊陕斜坡两个一级构造单元。前人研究认为成岩作用是孔隙结构的主要影响因素，沉积对孔隙结构的影响作用有限，但成岩作用是在沉积的基础之上进行的，成岩作用的强弱受沉积环境影响，研究区的开发层位主要为盒8、山1段，其中盒8下段沉积类型为辫状河三角洲沉积，盒8上段、山1段水体能量减弱总体上表现为曲流河沉积特征[7]。

2 储层岩石学特征

通过对钻取岩样所进行的图像孔隙、图像粒度、铸体薄片、扫描电镜等岩样分析资料进行观察统计(图1)，研究区区盒8、山1段碎屑组成中石英含量最高，长石少见或基本未见，因而岩石类型主要是石英砂岩和岩屑石英砂岩，长石石英砂岩并不多见。

统计显示，盒8段石英颗粒占碎屑平均比为91.9%，略高于山1段的89.9%。盒8上、盒8下和山1储层段岩屑占骨架颗粒百分比平均分别为7.8%、4.4%和8.2%，其中山1段所占百分比高于盒8段，以火山岩与变质岩岩屑为主，后者比前者含量略高。长石占骨架颗粒百分比各层均较低，甚至为0(表1)。苏48区储层填隙物含量为10.5%～23%，盒8段内部差别不大，盒8上10.5%～18%，平均14.1%，盒8下11.5%～19%，平均14.6%，山1段填隙物含量在14.5%～23%，平均17.8%。

盒8下段沉积末期构造事件造成水体能量减弱，使得曲流河沉积变为辩状河沉积，是盒8下段与盒8上段、山1段岩石组分具有较大差异的主要原因。

图1 苏48区块盒8、山1段砂岩岩石成分三角图Fig.1 Sandstone type triangular figure and distribution frequency of Box 8 and Shan 1 in Su 48

表1 苏48区盒8、山1储层段砂岩骨架颗粒相对含量统计Table 1 Statistical of relative content of sandstone skeleton in He 8 and Shan 1 reservoir of Su 48

3 储层微观孔隙结构特征

3.1 孔隙类型

苏48区盒8、山1段砂岩储层具有不同的孔隙类型和复杂的演化机理[8]。据铸体薄片等测试样品统计，盒8段的以原生粒间孔为主[图2(a)]；山1段则以次生溶孔为主[图2(b)]，原生孔隙占比不高，晶间孔普遍存在于各个层段[图2(c)、图3]。其中，剩余粒间孔孔隙边界规则，与其他相邻颗粒呈规则接触，其孔隙被石英次生加大、岩屑和黏土矿物等充填[图2(d)]；溶蚀孔在碎屑颗粒表面、边缘以及内部被溶蚀所形成，其边界弯曲成不规则形状[图2(e)][9]。研究区的孔隙类型主要为粒间溶孔，粒内溶孔未见或少见；晶间微孔是在成岩作用晚期被大量自生黏土矿物充填，普遍发育在高岭石等黏土矿物中。除常见的几种孔隙类型，在部分岩石中发现少量微裂缝[图2(f)]，进一步加强了岩石孔隙的连通性。

3.2 孔喉结构特征

压汞和铸体薄片衡量微观孔喉大小、形态及其分布的重要技术，对岩石抽真空后加压使汞进入孔隙、喉道中去，物性越好，所需的排驱压力就越小；随着压力增加，汞可进入的更小孔喉半径的孔隙，将进汞饱和度与排驱压力相结合可以对孔喉分布进行定量表征[10-12]。通过对研究区储层49块样品高压压汞资料的分析研究，应用曲线的形态特征及多种类型的表征参数，对孔隙结构进行定性、定量研究进而对储集层的储集性能进行量化[13]。根据曲线形态和表征参数将孔隙结构分为以下3种类型(图4、表2)。

Ⅰ类：溶孔-粒间孔类，石英含量高，以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主。镜下普遍可见石英次生加大边，填隙物较少呈零星点状充填孔隙。孔隙结构以残余粒间孔为主包含一定的溶孔，晶间孔较少，该孔隙类型连通性较好，是该区重要的孔隙结构类型。从各类孔隙结构的压汞曲线及其对应的孔喉进汞量与孔喉半径分布图可看出[图4(a)、 图4(b)]: 曲线相对地位于图的左下方，说明其孔喉分布较粗，孔喉歪度平均为1.94；曲线具有宽而缓的平台，孔喉分选好，分选系数平均为0.43，中值压力均值1.53 MPa，平均排驱压力0.54 MPa。孔喉半径分布范围较广，分布在0.025～4 μm。该类孔隙结构的储渗能力强，物性好，孔、渗均值分别为10.4%和0.85×10-3μm2。

图2 苏西苏48区孔隙类型图版Fig.2 Photograph of Su 48 pore type in the west of Sulige

图3 苏48区孔隙类型分布直方图Fig.3 Histogram of pore type distribution of Su 48

表2 孔隙结构特征Table 2 Pore structure characteristics

图4 不同孔隙组合类型储层毛管力曲线、铸体薄片Fig.4 Different capillary combination type reservoir capillary force curve, cast thin section

Ⅱ类：晶间孔-溶孔类，主要发育高岭石晶间孔和岩屑溶孔，石英次生加大发育，极少量粒间孔隙残余，高岭石结晶细小，岩屑微溶，孤立状分布。从图4(c)、图4(d)可看出：毛管压力曲线相对地位于图的中央部位，孔喉分布较粗；曲线宽平台较为明显，较Ⅰ类平台有所减短，分选较好，分选系数平均值为1.09，中值压力高，平均1.75 MPa，排驱压力和退汞效率较低，平均排驱压力和退汞效率为0.19 MPa和58.65%。孔喉半径分布集中，范围较窄。

Ⅲ类：微孔类，孔隙类型要为微孔，小孔-细喉组合，岩性为岩屑石英砂岩。该类储层包含较多的塑性物质和杂基，抗压实能力较差，常见软组分岩屑变形强烈，部分多呈假杂基状，导致孔喉被填充变得细小，连通性差，分选系数为0.12。从压汞曲线可以看出[图4(e)、图4(f)]，曲线相对的位于图的右上位置，曲线形态较窄，缺乏明显的宽缓平台，分选较差，所需排驱压力较大，平均为1.48 MPa。该类孔隙结构的储层物差，渗透率较低平均0.198×10-3μm2。其储渗能力较弱，气水渗流阻力大，一般不构成有效储层。

4 微观孔隙结构影响因素

4.1 沉积作用

根据岩心观察结合前人研究，研究区山1沉积期为曲流河三角洲平原沉积环境，河道砂体规模较小，河道不断弯曲截断可形成湖沼微相，聚集了含煤及炭质条带等的细粒沉积物[14-16]。盒8下沉积期水体能量增强，沉积环境变为辫状河三角洲平原，水体能量波动变化加速，底负载沉积物占比增大，多期分流河道的垂向叠置，河道宽度较大，较高的水体能量使得颗粒的分选磨圆较好，孔隙类型较好[17-18]。盒8上段受陆源碎屑物质供给减少，水动力条件变弱等因素，表现为曲流河三角洲平原沉积环境，与山1段沉积环境类似，但不具备山1段沼泽化的沉积背景，因此盒8上段整体物性好于山1段弱于盒8下段。

4.2 成岩作用

研究区盒8、山1段层位埋深通常大于3 000 m，为深部储集层；镜下观察普遍见石英次生加大；自生碳酸盐矿物主要为铁方解石，含少量的细晶、泥晶方解石；研究区盒8段的蒙脱石占伊蒙混层的含量S/(I/S)<10%，山1接近消失；最大热解峰温介于411～564 ℃；镜质体反射率Ro介于1.49%～2.1%；研究区孔隙组合以次生溶孔为主并见愈合裂缝。基于淡水和半咸水介质碎屑岩成岩阶段划分标志(SY/T 5477—2003)结合前人研究成果认为，盒8段-山1段砂岩处于中成岩B期，少量进入晚成岩阶段[19]。

4.2.1 压实作用

图5 盒8、山1段排驱压力与埋深关系图Fig.5 He 8 and Shan 1 section drainage pressure and buried depth diagram

压实作用是造成储层孔隙结构变化以及物性降低的重要因素[20]。随着研究区随着深度的增加，载荷逐渐增大，颗粒间接触关系呈点接触过渡到凹凸接触，孔隙和喉道变窄，排驱压力逐渐变大。在含有高含量塑性颗粒的砂岩中，由于塑性颗粒挤压变形以及假杂基化，颗粒之间由线接触向缝合线接触演化。从图5可以看出，在各段内部都有排驱压力随埋深增大逐渐增大的现象，不同层位储层岩石的排驱压力与埋深有一定的相关性，且随深度的增加排驱压力逐渐增大。其中盒8上段排驱压力随深度变化较小，而盒8下段的变化趋势明显偏离了盒8上段的趋势线，排驱压力随埋深增大明显增加；高含量的石英可以抵抗压实使原生粒间孔更好地保存，孔隙类型较为良好，因而盒8下段埋深较大但排驱压力小于盒8上。这些特点均表明储集层随埋深增大受到了更为强烈的压实作用，从而导致孔隙结构变差。

4.2.2 胶结作用

根据分析和统计的测试结果，发现研究区盒8、山1段储层中孔隙结构变化的胶结作用类型主要有黏土、硅质和碳酸盐胶结。胶结作用对孔隙结构的演化具有双重作用，一方面，胶结物填充封堵孔隙使储层物性变差；另一方面，胶结物也起到了保护孔隙不受其他破坏性成岩作用的影响，即硅质充填胶结的岩石，粒间孔被充填后增加了岩石骨架强度，对抵抗压实有一定帮助。除此之外，胶结物在后期溶蚀作用中对溶孔发育起到一定影响，可以起到增大孔隙度的作用。

图6 盒8、山1段储层高岭石含量与孔隙度关系Fig.6 Relationship between kaolinite content and porosity in the reservoir of He 8 and Shan 1

4.2.3 交代与蚀变作用

交代作用的实质是原有的矿物被溶解和交代新生成矿物的沉淀，苏48区主要存在高岭石与方解石两种矿物的交代作用。成岩蚀变作用形成的高岭石普遍存在于各类砂岩中，主要表现为高岭石交代长石和岩屑，形成高岭石碎屑交代假象，从图6中可以看出高岭石含量与孔隙度有一定的正相关性，晶间孔在早期蚀变的高岭石中可大量出现，蚀变较好的高岭石晶间孔虽细小，对气藏储层来说具有一定的积极作用。

4.2.4 溶蚀作用

溶蚀作用的强度影响着孔隙结构的变化[21]。在成岩过程中，砂岩中的不稳定矿物在一定的环境下会发生溶蚀溶解作用形成次生溶蚀孔隙，从而为油气储层提供主要的储集空间。由于孔隙流体演化以及地质环境的变化，砂岩的溶蚀溶解作用成因多样，多期次溶蚀形成多种类型的次生溶孔，使微观孔喉结构发生大的改变。研究区溶蚀现象普遍，但溶解的程度差异较大。总体表现为岩屑含量较高的泥质、黏土质砂岩储层中的溶蚀较强[22]，储层孔隙组合以溶蚀的溶孔及晶间微孔组合为主要特征构成的Ⅱ类储层。在裂缝发育的样品，局部裂缝发育的薄片下还可见溶蚀形成的溶蚀缝。

5 孔隙结构对气井产能的影响

将试气成果与岩心物性分析数据相结合，结果表明产气井孔隙度和渗透率与气产量正相关，表明储层物性对气井产能具有一定的控制作用。储层物性的高低则与沉积、成岩及构造作用密切相关，沉积环境决定着物源供给，是孔隙类型演变的基础，成岩作用决定着孔隙演化的程度。

图7 S61井盒8、山1段测井解释及岩心分析综合图Fig.7 Comprehensive diagrams of log interpretation and core analysis of Well Box 8 and Shan 1 in S61

由于碎屑组成以及填隙物含量差异，孔隙类型发育的不同，进一步影响储集性能，从而引起产量变化。结合之前研究认为，随着石英含量增多、填隙物含量减少，储层的孔隙度、渗透率有增大的趋势，高孔渗段产气量较高，低渗区主要是气水同产。以典型井S61井为例，根据单井柱状图显示(图7)，盒8上射孔段日产气为7.4×104m3/d，为产气层，相应气层段石英含量较高，平均为81.55%，气层段总体以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主，压汞曲线形态及品质参数分类属属Ⅰ类孔隙结构。该气层段填隙物主要为伊利石和硅质胶结，少量铁方解石胶结，以岩屑和杂基溶蚀产生的溶孔为主，保留了一定的原生粒间孔。山1射孔段日产气量为0.34×104m3/d，产水量0.5 m3/d，较盒8产量低，相应气层段石英含量下降，平均为70.58%，岩屑含量有所上升，填隙物主要为伊利石，胶结类型以孔隙充填式为主，射孔段主要发育晶间微孔，孔喉半径小，孔隙结构属Ⅱ类，由于受毛细管阻力影响，使得气驱水不彻底，故该井低孔渗段气水同出，产能有限。

通过以上分析可以得出，孔隙结构则对储层的物性具有控制作用，物性则决定了储层储集流体以及渗流能力的大小，进而影响着气井产能的高低。Ⅰ类孔隙结构的储层物性较好，储渗能力强，在成藏过程中气驱水较彻底易形成优质储层，该类储层在实际生产过程中产气量较高，水气比较低，产出水体有限。Ⅱ、Ⅲ孔隙结构的储层孔隙连通性较差，在同等生烃能力条件下气驱水不彻底形成气水同层，该类储层生产过程中气、水同产，后期受产水影响气井的产能有限。

6 结论

(1)根据高压压汞曲线形态和孔喉表征参数可将苏48区孔隙类型分为3种：Ⅰ型(溶孔-粒间孔类)、Ⅱ型(晶间孔-溶孔类)、Ⅲ型(微孔类)。Ⅰ型有明显的宽而缓的平台，是较有利于油气储集的孔隙类型。Ⅱ型有较明显的阶梯状，平台较短。Ⅲ型孔喉细小且连通较差，不利于油气成藏。不同孔隙类型的压汞曲线有明显的分区现象。

(2)埋深是导致孔隙结构变差的关键因素之一。随埋深增加，压实作用增强，在强压实作用下颗粒间互相接触的程度逐渐增大，致使孔隙变小和喉道变窄、排驱压力增加。交代作用、溶蚀溶解作用对储层的储集性能有一定改善作用。

(3)碎屑组成以及填隙物含量差异导致孔隙类型发育的不同，从而影响储集性能，最终引起产量变化。高孔渗段产气量较高，低孔渗井段受毛细管阻力影响，气驱水不彻底从而气水同产。