鄂尔多斯盆地新安边地区长7致密储层连通孔隙评价

刘桃，刘景东，李建青，周道容，章诚诚

(1.中国地质调查局南京地质调查中心，江苏南京，210016；2.中国石油大学(华东)地球科学与技术学院，山东青岛，266580)

自美国Bakken，Eagle Ford 和Barnet 等致密油[1-5]被成功勘探以来，致密油成为全球非常规油气勘探开发的热点领域[6-9]。致密油研究的关键之一在于致密储层的复杂孔喉结构[9-16]，致密储层的多级别孔隙类型[12]、不规则的孔喉形态及其组合关系使其孔喉结构难以采用常规手段进行表征[13-14]。致密砂岩储层存在残余粒间孔、溶蚀孔及黏土晶间孔等多种孔隙类型[17-19]，其大小、分布及连通性存在较大差异[20-22]。致密储层复杂的孔喉网络对储层物性特别是渗透率的影响尤其明显[17,23-28]，其控制作用主要取决于孔隙系统中的连通孔隙发育情况[13,17]。一般在高渗透性的砂岩中，孔喉半径足够大，往往使孔隙相互连接，流体流动性增强[26]，而发育大量微孔隙的致密砂岩使得孔隙度-渗透率的关系复杂化[24-28]，与黏土矿物相关的微孔隙对流体流动贡献较小[25]。因此，不同类型孔隙的发育差异是导致孔隙连通性复杂进而影响储层宏观物性的重要因素[9,13-14,21]。

鄂尔多斯盆地新安边地区长7油层组是该区致密油主要产层，储层以浅灰色—灰褐色长石岩屑砂岩及岩屑长石砂岩为主，储层孔隙度主要介于4%～10%，渗透率主要介于(0.01～0.30)×10-3μm2，为典型的致密砂岩储层。受沉积、成岩等因素影响，储层微观孔喉结构较为复杂[9,11]，而目前关于致密砂岩储层不同类型孔隙连通性的研究尚显不足。为此，本文作者以新安边地区长7致密储层为研究对象，通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞和核磁共振等方法，在储层孔隙组合类型划分的基础上，对比研究连通孔隙类型及不同类型孔隙结构下的连通孔隙分布差异，进而明确连通孔隙分布对储层宏观物性的影响，为研究区致密储层分类评价提供依据，以期为致密油的勘探开发提供参考依据。

1 地质概况

鄂尔多斯盆地是在古生代华北地台基础上发育起来的多旋回叠合盆地，是我国第二大含油气盆地，盆地总面积为25×104km2[29]。鄂尔多斯地区晚三叠世延长组发育一套由湖进至湖退的沉积体系，延长组自下而上可划分为长10 至长1 共10 个油层组，其中长7 沉积期为湖盆发育的鼎盛时期[30]。新安边地区位于伊陕斜坡的西部，北起安边，南至吴起(图1)，该区长7 油层组自下而上可划分为长73、长72和长71共3个亚段，其中长73沉积水体最深，主要发育一套半深湖—深湖沉积，随后水体开始变浅，主要发育三角洲前缘亚相沉积[30-31]，并形成较为有利的储集砂体。该套储集砂体位于长73优质烃源岩上部，源储接触关系好，但物性差，为典型的致密储层[30]。目前已在新安边地区探明了超亿吨级的致密油气资源，显示出了巨大的勘探潜力[30]。

图1 鄂尔多斯盆地新安边地区构造位置图及沉积相图[30-31]Fig.1 Tectonic location map and sedimentary facies map of Xin'anbian area,Ordos Basin[30-31]

2 储层储集空间及其组合特征

据研究区储层铸体薄片及扫描电镜观察结果，研究区长7致密储层主要发育3种类型孔隙：残余粒间孔、溶蚀孔以及黏土晶间孔。其中，残余粒间孔多呈三角形或者多边形，尺寸相对较大(图2(a))，据铸体薄片测量结果显示，孔径为10～70 μm。溶蚀孔是镜下主要的可见孔类型，随着溶蚀强度加深，可见颗粒内部被溶蚀而形成的粒内溶孔(图2(b))，颗粒边缘呈锯齿状的粒缘溶孔(图2(c))，条纹或条带状、网格状、蜂窝状溶孔(图2(a)和(c))，以及颗粒基本被完全溶蚀而形成的铸模孔(图2(d))。其中，粒缘溶孔、铸模孔及条纹状、条带状、网格状等溶蚀孔隙分布零散，但孔径大，据铸体薄片统计显示，该类溶蚀孔隙的孔径为10～50 μm，少数铸模孔可达100 μm以上，且多与喉道直接连通，与残余粒间孔相似，故本文统一将其归类为“粒间溶孔”[21]；而粒内溶孔则孔径很小，数量多，呈孤立分布，扫描电镜统计显示孔径多介于0.1～1.0 μm。研究区储层黏土晶间孔普遍发育，主要包括高岭石晶间孔、绿泥石晶间孔等(图2(d)～(f))，据扫描电镜测量显示，孔径分布于0.02～1.00 μm，以纳米级孔隙为主。

在研究区长7 储层储集空间类型分析的基础上，进一步对储层的孔隙组合特征进行统计分析，共确定3 种主要孔隙组合类型：粒间孔-溶孔主导型、溶孔-晶间孔主导型、晶间孔主导型。其中，粒间孔-溶孔主导型对应的储层其胶结作用相对较弱，镜下可见较高的孔隙面孔率，粒间孔及溶蚀孔同时发育(图2(a))。对于溶蚀孔-晶间孔主导型对应的储层，由于胶结作用较为发育，残余粒间孔遭到破坏，溶蚀孔是铸体薄片下常见的可见孔类型(图2(c))，同时在高岭石等黏土矿物分布区可见被蓝色铸体覆盖的晶间孔隙(图2(d))。晶间孔主导型对应的储层受强烈的压实和胶结作用影响，大孔隙粒间孔或次生溶蚀孔不发育或多数被胶结物完全填充，通过铸体薄片很难看到有效的可见孔隙(图2(g))。

图2 长7致密砂岩储集空间及其组合特征Fig.2 Reservoir space and its combined characteristics of Chang 7 tight sandstone

3 连通孔隙类型划分与分布

二维图像可直观地表征孔隙类型，但难以定量研究连通孔隙发育特征，而高压压汞及核磁共振在刻画储层孔径分布及储层孔隙连通性方面具有明显的优势[9,13-15,27-28]。基于高压压汞与核磁共振方法，对研究区长7致密砂岩储层的孔隙特征进行刻画，进而定量研究储层的连通孔隙类型及其分布特征。

3.1 基于高压压汞划分储集空间

3.1.1 Swanson参数及分形特征

利用进汞饱和度SHg和进汞压力Pc绘制Pittman曲线，在Pittman曲线中存在1个顶点，即SHg/Pc达到最大值的点，该点被定义为Swanson 参数，Swanson 参数对应的孔径称为Rapex( 图3(a))。Swanson 参数常作为差连通性微孔隙与连通性好、孔隙大的分界点[14]。

另外，依据储层进汞压力和进汞饱和度参数可以获得分形曲线(式(1))，可计算分形维数D(式(2))，一般定义分形维数为2～3，该值越大表明孔喉复杂度越高，非均质性越强，同一类孔隙往往具有统一的分形特征[14-15,32]，分形计算方程如下[14]：

lgSHg与lgPc呈线性关系，若获得线性曲线斜率H，则可依据下式计算分形维数D：

研究结果表明，储层的分形曲线呈现两段式特征(图3(b))，其中左侧段对应大孔喉，右侧段对应小孔喉，大、小孔喉分形曲线具有明显的转折点。将分形曲线与Pittman 曲线对比，发现两段分形曲线的转折点与Pittman曲线中的顶点基本重合，对应孔径Rapex。

3.1.2 储层储集空间与压汞参数的关系

根据前述储层储集空间类型的划分结果，研究区长7致密砂岩储层储集空间可以划分为粒间孔隙(残余粒间孔及粒间溶蚀孔)和粒内孔隙(粒内溶孔及黏土晶间孔)两大类，其中粒间孔隙的连通性要明显优于粒内孔隙的连通性[20-21]。对储层孔隙连通情况进行分析发现，粒间孔隙由颗粒间窄小的喉道或粒内孔隙相连接形成近似为“墨水瓶型孔”(图3(d))，表现为大孔细喉，在进汞曲线上为“水平段”(图3(c))；粒内孔隙可近似为“树形网络孔隙”(图3(d))，进汞压力大，连通性差，在进汞曲线上为“递增段”(图3(c))。粒间孔隙在储层中的占比越大，“平台段”往往越长；相反，粒内孔隙占比越大，则“水平段”越短，甚至完全消失[20]。

图3 高压压汞法划分储集空间示意图Fig.3 Schematic diagram of division of storage space by high-pressure mercury intrusion

对压汞曲线与Pittman 曲线、分形曲线进行对比，压汞曲线的“平台段”和“递增段”的界限与Swanson 参数(对应孔径Rapex)、分形曲线转折点相吻合(图3)，进一步揭示了相对较大的粒间孔隙(称为“大孔”)与相对较小的粒内孔隙(称为“微孔”)具有较明显的界限，可以通过高压压汞相关方法进行区分。

3.2 基于高压压汞与核磁共振综合划分连通孔隙类型

核磁共振实验在提供全孔径分布信息的同时，对定量评价孔隙流体流动性即孔隙连通性具有重要意义[14,33-37]。选取同一样品进行核磁共振和压汞测试，并将压汞法确定的半径界限Rapex叠加至核磁孔径分布曲线上，综合评价孔隙连通性特征。

如前所述，利用高压压汞分析可将储层孔隙系统划分为连通性较好的粒间孔隙及连通性较差的粒内孔隙。通过长7致密砂岩储层的核磁共振实验研究发现，粒间孔隙可动流体含量虽明显高于粒内孔隙可动流体含量，但无论是大于孔径Rapex的粒间孔隙还是小于孔径Rapex的粒内孔隙，都存在可动水和不可动水，仅可动流体所占比例不同(图4)。造成该现象的原因包括：1)部分大孔隙被细小喉道包围或者喉道被黏土矿物充填，离心时无法突破喉道阻力，导致形成封闭孔隙(图2(b))；2)微孔隙并非全部不具备流动性，有些微孔隙在一定离心力下也会流动[33-34]。因此，粒间孔隙并非全部连通，而粒内孔隙也并非不具备连通性，单纯利用压汞Rapex等参数对孔隙连通性进行表征并非完全准确。

为有效表征储层连通孔隙的分布特征，采用高压压汞与核磁共振相结合的定量研究方法，用于划分连通与非连通孔隙类型。首先通过高压压汞分析，绘制Pittman 曲线等来获取Swanson 参数和Rapex半径，用于区分连通性较好的粒间孔隙及连通性较差的粒内孔隙；利用饱和-离心核磁孔径分布将连通性较好的粒间孔隙进一步划分为优势连通孔隙及非连通大孔，将连通性较差的粒内孔隙进一步划分为劣势连通孔隙及非连通微孔(图4)。该分类评价可进一步定量表征连通组分及非连通组分在粒间孔隙及粒内孔隙中的分布特征，也更加贴合实际地质情况。

图4 致密砂岩储层连通孔隙类型划分Fig.4 Classification of connected pore types in tight sandstone reservoirs

在上述4种类型中，优势连通孔隙属于连通的残余粒间孔隙及粒间溶蚀孔隙，其分布影响着整个孔隙系统的连通性；非连通大孔是喉道被黏土填充或者无喉道连接而丧失连通性的粒间孔隙，该类孔隙虽然属于粒间孔隙，但并不具备连通性，对储层渗透性没有贡献，也是束缚流体赋存空间之一；劣势连通孔隙为在一定动力条件下流体可在其中流动的粒内孔隙(部分黏土晶间孔隙、粒内溶蚀孔)，其体积分数可反映粒内孔隙的连通能力；非连通微孔隙由不具备连通能力的粒内孔隙组成，流体难以在其内部流动，是束缚流体的主要赋存空间。

4 基于连通孔隙的储层评价

4.1 长7致密储层连通孔隙发育特征

研究区长7致密储层不同孔隙组合类型对应的连通孔隙发育情况存在明显的差异(图5)。其中，粒间孔-溶孔主导型主要发育残余粒间孔、溶蚀孔，孔径大，孔隙之间连通性较好，优势连通孔隙体积分数可达45%以上，平均为35%，非连通大孔体积分数平均为6.4%，非连通微孔体积分数在30%～50%之间。溶孔-晶间孔主导型以粒间溶孔、粒内溶孔及黏土晶间孔为主，基本不发育残余粒间孔，连通性比粒间孔-溶孔主导型差，优势连通孔隙体积分数平均为26%，非连通大孔体积分数平均为12%，非连通微孔体积分数增加，分布于38%～58%之间；晶间孔主导型以黏土晶间孔及粒内溶孔为主，孔径小，连通性差，非连通微孔体积分数高，最高达85%，平均为65%，优势连通孔隙体积分数远低于前2种孔隙体积分数，平均为11%。

图5 不同孔隙类型储层的连通孔隙分布Fig.5 Distribution of connected pores in reservoirs with different pore types

4.2 连通孔隙分布对储层物性的影响

孔隙度(φ)与渗透率(K)是储层物性的基本参数，可直接反映储层的储集性能及渗流能力。长7致密砂岩储层中不同孔隙度和渗透率的典型样品分析结果表明(图6)，渗透率贡献率曲线呈“S”型，贡献率快速增加段主要由储层中小部分半径相对较大的孔喉所控制，该部分孔喉半径多对应优势连通孔隙(以半径Rapex为界限)，优势连通孔隙占比虽不足40%，但对渗透率的贡献大于80%。不同孔隙对孔隙度的贡献则与渗透率恰恰相反，劣势连通孔隙和非连通微孔组成的粒内孔隙贡献了大量的储层储集空间(＞60%)，但对渗透率的贡献不足20%。由此可见，优势连通孔隙的分布对储层内部孔喉的连通能力具有较大影响，优势连通孔隙由孔径较大的粒间孔组成，提供了主要的渗流能力，但对于孔隙度的贡献有限，相反，粒内孔则占据着较大的储集空间比例，但对渗透率的贡献极小。

图6 新安边油田长7致密砂岩储层不同大小孔喉对储层物性的贡献Fig.6 Contribution of different size pore throats to reservoir physical properties of Chang 7 tight sandstone reservoir in Xin'anbian Oilfield

不同类型孔隙的发育均影响储层宏观物性，孔隙系统的连通性对于孔隙度、渗透率有至关重要的影响。图7所示为新安边油田长7致密砂岩储层连通孔隙与储层物性的关系。图8所示为新安边油田长7致密砂岩储层非连通孔隙与储层物性的关系。由图7和图8可知：其中优势连通孔隙、劣势连通孔隙体积分数均与孔隙度、渗透率呈现较好的正相关性，而非连通孔隙(非连通大孔及非连通微孔)体积分数则与孔隙度、渗透率呈现明显负相关性。连通孔隙的发育控制储层连通性，同样影响着储层的宏观物性特征，这也为后续基于连通孔隙分布对储层进行分类提供了重要依据。

图7 新安边油田长7致密砂岩储层连通孔隙与储层物性的关系Fig.7 Relationship between connected pores and physical properties of Chang 7 tight sandstone reservoirs in Xin'anbian Oilfield

图8 新安边油田长7致密砂岩储层非连通孔隙与储层物性的关系Fig.8 Relationship between disconnected pores of Chang 7 tight sandstone reservoir in Xin'anbian Oilfield and its physical properties

4.3 考虑连通孔隙的储层类型分类

依据储层孔隙组合类型及连通孔隙发育特征，可将新安边地区长7 致密砂岩储层划分为3 大类，由优到劣的储层分类如表1所示。

表1 不同类型储层特征Table 1 Different types of reservoir characteristics

Ⅰ型储层：发育较多的粒间孔隙及溶蚀孔隙，孔隙组合类型为粒间孔-溶孔主导型，其粒间孔隙体积分数平均为42%，粒内孔隙体积分数相对较小，整体储层孔喉半径大，孔隙之间的连通性好，优势连通孔隙体积分数高达36%，非连通大孔体积分数仅4%～10%，非连通微孔体积分数平均为40%。较高的优势连通孔隙使得该类储层具有较好的物性特征，孔隙度普遍大于6.00%，渗透率高于0.102×10-3μm2，为长7最优质储层类型。

Ⅱ型储层：残余粒间孔基本消失，以溶蚀孔隙为主，孔隙组合类型为溶蚀孔-晶间孔主导型，粒间孔隙体积分数平均为36%，其中优势连通孔隙体积占总孔隙体积的26%左右，非连通微孔明显增加至49%。降低的优势连通孔隙及增加的非连通微孔使得该类储层物性较Ⅰ型储层明显变差，其孔隙度介于5.13%～6.54%，渗透率介于(0.050～0.090)×10-3μm2。

Ⅲ型储层：粒间孔隙及溶蚀孔隙保留较少，黏土晶间孔、粒内溶孔等粒内孔隙是其主要储集空间类型，孔隙组合类型主要属于晶间孔主导型，优势连通孔隙体积分数平均为11%左右，非连通微孔体积分数高达65%以上。较低的粒间孔体积分数及较高的粒内孔体积分数导致其孔隙度分布于2.00%～6.80%，渗透率分布于(0.013～0.029)×10-3μm2。

5 结论

1)研究区长7致密砂岩储层储集空间类型主要包括残余粒间孔、溶蚀孔及晶间孔隙，并存在粒间孔-溶孔主导型、溶孔-晶间孔主导型及晶间孔主导型共3类孔隙组合类型。

2)提出了根据高压压汞和核磁共振综合划分连通孔隙类型的方法，将致密砂岩储层孔隙类型划分为粒间优势连通孔隙、非连通大孔、粒内劣势连通微孔、非连通微孔4 类。其中，粒间孔-溶孔主导型储层优势连通孔隙最为发育，溶孔-晶间孔主导型次之，而晶间孔主导型则以粒内孔隙为主。

3)依据储层连通孔隙发育特征与宏观物性的关系，可将研究区长7 致密砂岩储层划分为3 大类。其中Ⅰ型储层发育粒间孔-溶孔型孔隙组合，优势连通孔隙体积分数高，为优质储层；Ⅱ型储层发育溶孔-晶间孔型孔隙组合，优势连通孔隙体积分数较低，储层质量中等；Ⅲ型储层主要发育黏土晶间孔隙和粒内小溶孔，以非连通孔隙为主，储层质量最差。