川中安岳地區須二段致密砂巖儲層孔隙結構特征及測井識別

柴毓，王貴文，張曉濤，冉冶

(1. 中國石油大學(北京) 地球科學學院，北京，102249；2. 石油工業出版社有限公司，北京，100011；3. 中國石油大學(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京，102249)

川中安岳地區須二段致密砂巖儲層孔隙結構特征及測井識別

柴毓1,2，王貴文1,3，張曉濤1，冉冶1

(1. 中國石油大學(北京) 地球科學學院，北京，102249；2. 石油工業出版社有限公司，北京，100011；3. 中國石油大學(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京，102249)

通過對巖心、鑄體薄片、掃描電鏡和壓汞實驗等資料分析，對四川安岳地區須二段致密砂巖儲層巖石學、物性、孔隙結構特征及分類標準等進行研究。分析不同孔隙結構類型的常規測井曲線響應特征，建立測井定量識別標準，進而劃分安岳地區各單井孔隙結構類型。研究結果表明：儲層主要發育粒間、粒內溶孔、雜基孔、晶間微孔和微裂縫等，孔隙結構具有小孔隙、微喉道、細歪度、分選差、孔喉非均質性強和連通性較差的特征。根據鑄體薄片、巖心物性分析、毛細管壓力曲線及孔喉半徑的組合關系，將須二段儲層孔隙結構劃分為4類，即Ⅰ類大孔粗喉型、Ⅱ類中孔中喉型、Ⅲ類中孔細喉型和Ⅳ類小孔微喉型，不同孔隙結構類型的儲層具有不同的物性特征。Ⅰ類儲層含氣性和滲流能力最好，常與構造裂縫伴生，Ⅱ類物性和含氣性較好，Ⅲ類和Ⅳ類通常儲集性能較差，對應差儲層或無效儲層。

致密砂巖氣；孔隙結構；測井識別；須二段；安岳地區

安岳地區位于四川盆地中部，面積約3 300 km2，區域構造上屬川中古隆起平緩褶皺帶西南部，構造平緩，斷層發育少，變形較弱，為一地勢西北低東南高的單斜[1?3]。研究區上三疊統須家河組自下而上可分為6段，為一套砂泥巖交互陸相碎屑巖含煤沉積[4]，地層厚度為500～600 m。須一、須三、須五段巖性為灰黑色濱淺湖相粉砂質泥巖夾煤層，是主要的烴源巖和蓋層；須二、須四、須六段以灰色中?細粒砂巖為主的大規模辮狀河三角洲沉積，是主要儲氣層段。須一、須三、須五段烴源巖與須二、須四、須六段的儲集砂巖交互疊置為須家河組天然氣大規模成藏提供了有利條件[4?5]。目的層須二段發育辮狀河三角洲前緣水下分流河道、河口壩、水下分流間灣等微相，總體為一套平緩構造背景下形成的低孔低滲致密砂巖儲層[6?7]，受成巖作用、沉積環境、構造等因素影響，儲層孔隙大小不一、分布不均、類型多樣，孔隙結構復雜、非均質性強，儲集性能相差懸殊[3,8]。因此，對研究區須二段儲層孔隙結構的研究，能更有效地反映儲集性能和滲流特征，深入剖析儲層物性優劣，為致密砂巖儲層油井部署、產能評價、開發措施的制定提供了理論依據[9?13]。

1　儲層基本特征

對研究區采集的巖心、鑄體薄片、掃描電鏡資料進行統計，結果表明須二段儲層巖性主要為中?細粒灰色、灰白色長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖(圖1)。石英質量分數為30%～65%，平均為54.1%；長石質量分數為3%～24%，平均為19.0%；巖屑質量分數為14%～62%，平均為26.5%，其中主要是沉積巖巖屑，質量分數為3%～43%，平均9.5%，其次為變質巖巖屑和火成巖巖屑，還有少量硅質巖、砂巖、泥巖、千枚巖巖屑；填隙物質量分數相對較高，為2%～22%，平均為5.7%，雜基質量分數為1%～20%，平均值為2.6%，膠結物質量分數小于5%，以方解石、白云石、硅質和一些黏土礦物為主。顆粒接觸關系以線接觸為主，分選中等，磨圓主要為次棱角?次圓狀，膠結類型以孔隙式和接觸式膠結為主。儲層總體上具有成分成熟度偏低而結構成熟度中等的特點，反映近物源、相對快速堆積和具備較強水動力條件的辮狀河三角洲前緣沉積特征。

根據巖心常規測試資料，研究區須二段儲層孔隙度分布在1.6%～10.7%，平均7.34%，主要分布在6%～10%，滲透率為(0.001～270)×10?3μm2，平均0.58×10?3μm2，主要為(0.01～1)×10?3μm2，根據致密砂巖儲層的定義[14]，為典型的低孔低滲致密砂巖儲層(圖2)。孔隙度與滲透率具正相關關系，說明須二段儲層雖局部發育裂縫，但孔隙仍是主要儲集空間，儲層的物性主要受孔隙和喉道所約束，孔隙結構在微觀上控制著儲層物性和含氣性[15]。

圖1　川中安岳地區須二段砂巖成分三角圖Fig. 1 Ternary diagram illustrating the framework-grain composition of the Second Member of Xujiahe Formation, in Anyue Area, Central Sichuan

圖2　安岳地區須二段儲層孔滲分布直方圖Fig. 2 Distribution histogram of porosity and permeability of the Second Member of Xujiahe Formation in Anyue Area

2　儲層孔喉類型及特征

2.1孔隙類型及特征

通過常規薄片、鑄體薄片和掃描電鏡等資料分析表明，須二段儲層孔隙類型多樣，按成因分為次生孔隙和原生孔隙，并以次生孔隙為主，包括粒內溶孔、粒間溶孔、貼粒溶縫、雜基孔、晶間微孔和微裂縫等，其中粒內、粒間溶孔是須二段主要的儲集空間。不穩定組分(如長石、巖屑)的溶蝕現象較普遍，粒間溶孔分布廣泛，表現為沿長石或巖屑顆粒邊緣、雜基或貼粒孔邊緣的溶蝕(圖3(a)，(b))。長石沿解理面溶蝕形成蜂窩狀溶孔(圖3(c))，當溶蝕作用較強時，整個長石顆粒可被完全溶蝕形成鑄模孔。晶間孔一般分布于黏土礦物、方解石膠結物和石英加大晶體之間(圖3(d))。破裂作用導致裂縫或微裂縫的形成不僅增加了儲集空間，更重要的是改善了儲層的連通性，提高了儲集層滲流性，其孔喉半徑為5～50 μm，少量為0.05～0.1 mm，在一定程度上改善了儲層孔隙結構(圖3(e))[5,16]。儲層經歷強烈壓實作用，加上被次生加大的石英、泥質雜基、方解石、鐵白云石等充填，原生孔隙保存較少，主要為殘余原生粒間孔隙，呈三角形或不規則多邊形狀，孔徑較小，對儲層儲集性能的改善不明顯(圖3(f))。

2.2喉道類型

孔隙喉道系指連通2個孔隙的狹窄通道，是影響儲層滲流能力的主要因素，而喉道半徑和形狀主要取決于巖石顆粒的接觸關系、膠結類型以及顆粒本身的粒徑和形狀[17?18]。根據掃描電鏡和鑄體薄片觀察表明：由于機械壓實、膠結等成巖作用影響，碎屑顆粒之間多為線接觸，孔隙喉道內晶體的生長、其他填隙物的充填或礦物晶面之間縫隙空間狹小，造成須二段儲層喉道較細小，以片狀、彎片狀為主，喉道半徑一般小于1 μm，常出現在線接觸式、粒間孔類型的砂巖中(圖4，3(a))。另有少量縮頸型或管束狀喉道類型，縮頸型喉道多出現在顆粒支撐、點接觸、粒內或粒間孔類型的砂巖中，具有較好的孔滲性，管束狀喉道一般為雜基及膠結物中的微孔隙，孔隙度和滲透率都較低。

3　孔隙結構特征及分類

儲集層的孔隙結構指巖石所具有的孔隙和喉道的幾何形狀、半徑、分布及其相互連通關系[19]。孔隙結構影響儲層儲集、滲流能力和油氣資源的開采，明確儲層孔隙結構特征是發揮其油氣產能和提高采收率的關鍵[20?21]。目前，常規巖石孔隙結構特征的描述主要還是根據實驗方法獲得，包括室內的壓汞實驗(毛管壓力曲線)、掃描電鏡、鑄體薄片分析等[20]。

3.1孔隙結構類型及特征

根據岳130、岳107和岳3井等具代表性的45塊巖心柱塞樣壓汞實驗資料(9505型壓汞儀，最大進汞壓力為35 MPa)，須二段儲層排驅壓力為0.42～1.80 MPa，平均0.93 MPa，最大連通孔喉半徑為0.42～1.79 μm，平均0.92 μm，飽和度中值壓力分布在1.71～20.32 MPa，平均7.01 MPa，飽和度中值孔喉半徑為0.04～0.43 μm，平均為0.15 μm，平均毛管半徑分布在0.11～0.44 μm，平均為0.23 μm，退汞效率為27.48%～ 46.37%，平均為37.43%，孔喉分選系數為0.43～2.44，平均為1.11。

圖3　安岳地區須二段儲層儲集空間類型鏡下特征Fig. 3 Microscopic features of reservoir space types of the Second Member of Xujiahe Formation in Anyue Area

圖4　安岳地區須二段砂巖中喉道鏡下特征Fig. 4 Throat microscopic feathers in sandstones in the Second Member of Xujiahe Formation, Anyue Area

按照薄片下孔徑和喉道半徑分級(大孔孔徑＞100 μm，中孔孔徑20～100 μm，小孔孔徑＜20 μm；粗喉半徑＞20 μm，中喉半徑10～20 μm，細喉半徑3～10 μm，很細喉半徑1～3 μm，微喉半徑＜1 μm)[22]，研究區儲層總體表現出小孔隙、微喉道、細歪度、分選差、孔喉非均質性強和連通性較差的毛管壓力特征[5]。根據排驅壓力、飽和度中值壓力、飽和度中值孔喉半徑、最大連通孔喉半徑等孔隙結構參數，結合毛管壓力曲線形態和物性參數將須二段儲層孔隙結構劃分為4類，對應物性和儲滲性能由好到差分別為I大孔粗喉型、Ⅱ類中孔中喉型、Ⅲ類中孔細喉型和Ⅳ類小孔微喉型(表1，圖5和圖6)。

表1　安岳地區須二段壓汞曲線孔隙結構分類標準Table 1 Classification criteria of reservoir pore structures of the Second Member of Xujiahe Formation based on the mercury injection curves

圖5　4種孔隙結構類型的典型毛管壓力曲線Fig. 5 Typical capillary pressure-saturation curves of four types of pore structures

圖6　4種孔隙結構類型的孔喉分布Fig. 6 Pore throat size distribution of four types of pore structures

1) Ⅰ類大孔粗喉型。毛細管壓力曲線具有寬的平臺，最大進汞飽和度大(＞80%)，排驅壓力較低，一般小于0.6 MPa，飽和度中值壓力小于3 MPa，最大連通孔喉半徑大于1.23 μm，分選系數分布在1.9～2.5。該類孔隙結構儲集體孔喉相對較大、分選較好、較粗歪度，孔隙類型主要是粒內、粒間孔及微裂縫，填隙物較少，喉道類型主要是孔隙縮小型、縮頸型喉道。孔喉半徑呈單峰偏粗態型分布，且峰值一般大于1 μm。由于巖心樣品一般為巖心中較致密部分，通常不發育宏觀構造裂縫，微裂縫較發育的樣品在毛管壓力曲線上表現為低排驅壓力、較大最大孔喉半徑等。此類型儲層物性最好，孔隙度大于12%，滲透率大于0.35× 10?3μm2，樣品中該類型僅占8.9%。

2) Ⅱ類中孔中喉型。進汞曲線平臺不明顯，呈陡斜式，說明孔喉分選較差，非均質性較強。最大進汞飽和度大于70%，排驅壓力在0.6～0.8 MPa之間，飽和度中值壓力3～5 MPa，最大連通孔喉半徑介于0.92～1.23 μm，分選系數介于1.0～2.1，視退汞效率一般為27.5%～41.8%。孔隙以被雜基、硅質充填的粒間孔、粒內溶孔為主，孔徑一般為50～100 μm。喉道類型主要是縮頸型、片狀喉道，孔喉半徑頻率分布呈雙峰偏細態或偏粗態型，峰值孔喉半徑集中在0.3～ 1.2 μm。該類型為中孔?粗喉、中歪度、連通性、儲集性能中等的儲集巖，樣品中占22.8%，儲層物性較好，孔隙度7.5%～15.1%，滲透率介于(0.12～0.35)× 10?3μm2。

3) Ⅲ類中孔細喉型。毛管壓力曲線具有較窄的平臺或無平臺段，進汞飽和度中等，排驅壓力較高，分布在0.8～1.0 MPa，最大連通孔喉半徑0.74～0.92 μm。孔隙類型以粒內溶蝕孔、雜基孔、晶間孔為主，粒間孔和微裂縫較少，孔徑一般分布于20～50 μm。喉道類型主要為片狀喉道，發育少量縮頸喉道和管束狀喉道[4]，孔喉半徑頻率分布圖上呈單峰型，部分呈雙峰偏細態型，峰值孔喉半徑分布于0.06～0.31 μm。喉道分選差，細歪度，連通性較差。孔隙度為6.0%～9.2%，滲透率一般分布于(0.06～0.12)×10?3μm2，物性較差，對應一般儲層。此類樣品數占36.4%，分布最廣泛。

4) Ⅳ類小孔微喉型。進汞曲線遠離橫坐標，無平臺段，為傾斜狀，最大進汞飽和度小，排驅壓力高。孔隙類型以微孔為主，如基質孔、粒緣縫或被填隙物充填的次生孔等，孔徑一般小于20 μm。喉道類型主要是管束狀，少量片狀喉道，孔喉半徑頻率分布呈單峰偏細態型或無峰型，峰值小于0.307 μm。孔喉較細小，連通性最差，細歪度，分選差，視退汞效率高，孔隙度小于6%，滲透率小于 0.06×10?3μm2，常對應差儲層或者無效儲層。該類所占比例為31.9%，為須二段較常見的孔隙結構類型。

3.2孔隙結構與物性

儲集巖的微觀孔隙結構對其物性具有重要的控制作用[8]。須二段儲層孔滲交會圖(圖7)表明不同孔隙結構類型所對應的物性區分較明顯，微觀孔隙結構類型與宏觀的物性具較好的對應關系。

孔隙結構參數(如排驅壓力、飽和度中值壓力、最大孔喉半徑、中值孔喉半徑、分選系數等)在很大程度上決定了儲層滲流能力及氣藏最終采收率[12,23]。從表2可以看出：最大孔喉半徑、孔喉半徑均值、分選系數與孔隙度、滲透率具有良好的相關關系，排驅壓力、中值壓力、中值半徑與物性也有一定相關關系，但退汞效率與滲透率無關，表明影響須二段儲層物性的因素較多，孔隙結構較為復雜，也可能與其他作用如成巖作用或巖石的潤濕性有關[23]。

圖7　須二段不同孔隙結構類型孔滲交會圖Fig. 7 Porosity and permeability cross-plot of various pore structure types of the Second Member of Xujiahe Formation

4　孔隙結構的測井識別

由于取心井的巖心薄片及壓汞資料有限，而測井資料在縱向上較連續，因此，在薄片觀察、掃描電鏡及實驗分析孔隙結構的基礎上，確定巖心取樣點的孔隙結構類型，再選取五種敏感度較高的常規測井(自然伽馬、電阻率、聲波、密度和補償中子)建立不同孔隙結構類型的測井識別標準(表 3)。利用測井參數交會圖能夠較好地區分不同孔隙結構類型，從而評價儲層儲集和滲流能力，對本區天然氣勘探開發具有重要指導意義[24]。

根據表3總結出來的不同孔隙結構類型的測井響應特征，結合表1分類標準，對安岳地區須二段各單井孔隙結構類型進行縱向上的劃分。岳126井須二段儲層單井孔隙結構類型劃分(氣水同層)如圖8所示。從圖8可見：儲層縱向上非均質性較強，不同孔隙結構類型表現的物性、壓汞參數、含氣性差別較大。Ⅰ類大孔粗喉型儲層較少發育，常與構造裂縫伴生，通常物性最好，試氣資料表明其含氣性也較好，且裂縫的發育規模越大，儲層產能也越高；Ⅱ類中孔中喉型儲層廣泛分布于大套砂巖中，粒內、粒間溶孔發育，物性和儲滲能力較好，對儲層產能有一定貢獻，部分與氣層、水層、差油層對應；Ⅲ類中孔細喉型儲層孔隙度和滲透率都很低，一般不含氣；Ⅳ類小孔微喉型儲層常對應高伽馬、低中子孔隙度、中?低聲波時差、高密度的層段，通常孔喉細小，填隙物較多，泥質含量高，喉道連通性和物性差，為差儲層或無效儲層。

表2　須二段儲層孔喉特征參數及與物性參數的相互關系Table 2 Pore throat parameters and their relation with physical property parameters of the Second Member of Xujiahe Formation

表3　安岳地區須二段儲層各孔隙結構類型測井響應特征Table 3 Well logging response characteristics of pore structure types of the Second Member of Xujiahe Formation in Anyue Area

圖8　岳126井須二段儲層單井孔隙結構類型劃分Fig. 8 Identification of pore structure types of the Second Member of Xujiahe Formation in Well Yue-126

5　結論

1) 安岳地區須二段儲層巖性以中?細粒灰白色、灰色巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖為主，成分成熟度較低，結構成熟度中等，總體為一平緩構造背景下的具復雜孔隙結構特征的典型低孔滲致密砂巖儲層。

2) 儲層孔隙類型多樣，發育粒內溶孔、粒間溶孔、貼粒溶縫、雜基孔、晶間微孔和微裂縫等，喉道類型以片狀、彎片狀為主，總體表現為細小孔隙、微細喉道、細歪度、分選差、孔喉非均質性強和連通性較差的孔隙結構特征。

3) 根據鑄體薄片、巖心物性分析、毛細管壓力曲線及孔喉半徑的組合關系，將須二段儲層孔隙結構劃分為Ⅰ類大孔粗喉型、Ⅱ類中孔中喉型、Ⅲ類中孔細喉型和Ⅳ類小孔微喉型。

4) 不同微觀孔隙結構類型及參數與宏觀的物性具較好的對應關系，部分特征參數(如退汞效率)與物性無關，表明儲層非均質性強，孔隙結構較為復雜。

5) 對各單井孔隙結構進行了分類，結合試氣資料表明，Ⅰ類孔隙結構儲層常伴隨構造裂縫的發育，含氣性和儲滲性好，裂縫有效控制了天然氣的高產，Ⅱ類物性及儲集性能較好，Ⅲ和Ⅳ類儲層儲集性能較差，常對應干層或非儲層。

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(編輯 趙俊)

Pore structure characteristics and logging recognition of tight sandstone reservoir of the second member of Xujiahe Formation in Anyue Area, central Sichuan

CHAI Yu1,2, WANG Guiwen1,3, ZHANG Xiaotao1, RAN Ye1
(1. College of Geosciences, China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 2. Petroleum Industry Press, Beijing 100011, China; 3. State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing 102249, China)

Petrologic characteristics, physical property, pore structure characteristics and classification standard of Xu-2 (the Second Member of Xujiahe Formation) Reservoir were studied by analyzing core, casting thin section, scanning electron microscope and mercury injection data. The logging response characteristics of different pore structure types were analyzed and summarised to build logging recognition criteria and then to identify pore structure types of each well in Anyue Area. The results show that the reservoir mainly develop intergranular, intragranular dissolved pore, matrix pore, intercrystalline pore and microfracture. Pore structure types are fine pores and throats, thin skewness of throat, poorly sorted, strong heterogeneity and poor connectivity of pore throats. Based on casting thin sections, physical property ofcores, capillary pressure curves and combination of pores and throats, pore structures are divided into four types, including TypeⅠ large pore coarse throat structure, Type Ⅱ intermediate pore medium throat structure, Type Ⅲintermediate pore fine throat structure and Type Ⅳ fine pore fine throat structure. Different pore structures have different physical properties. Type Ⅰ has favorable gas potential and good percolation capacity, normally developed with structural fractures. Type Ⅱ is most likely to correspond to relatively good physical property and high gas content. TypeⅢ and Ⅳ have poor storage capability, corresponding to bad reservoir or ineffective reservoir.

Tight sandstone gas; pore structure; logging recognition; the Second Member of Xujiahe Formation; Anyue Area

TE122.2

A

1672?7207(2016)03?0819?10

10.11817/j.issn.1672-7207.2016.03.015

2015?03?07；

2015?05?28

國家科技重大專項(2011ZX05020-008)；中石油創新基金資助項目(2013D-5006-030) (Project(2011ZX05020-008) supported by National Major Scientific Research Program; Project(2013D-5006-030) supported by the Innovation Fund of China National Petroleum Corporation)

王貴文，教授，博士生導師，從事沉積學與測井地質學方面研究；E-mail: wgw2139@sina.com