鄂尔多斯盆地西南部上古生界致密砂岩储层孔隙结构研究

曲付涛

（1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安710065；2.陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西西安710065）

鄂尔多斯盆地西南部上古生界致密砂岩储层孔隙结构研究

曲付涛1，2

（1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安710065；2.陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西西安710065）

利用场发射扫描电镜技术、CT扫描技术结合常规薄片、铸体薄片分析对鄂尔多斯盆地西南部上古生界山1、盒8段致密砂岩储层孔喉结构特征进行研究。研究表明，盆地西南部上古生界致密砂岩储层发育大量微米-纳米级孔隙，微米级孔隙包括残余粒间孔、粒内溶孔及晶间孔，纳米级孔隙包括粒内孔、黏土矿物晶间孔和微裂隙。通过CT扫描分析对盆地西南部上古生界致密储层孔隙结构进行三维重构，对储层孔喉在三维空间的分布及其连通性分析，结果表明，盆地西南部上古生界致密砂岩储层非均质性较强，连通孔隙主要受喉道均值半径的控制，只占总孔隙度的40%～70%。

场发射扫描电镜；CT扫描；孔隙结构；致密砂岩储层；鄂尔多斯盆地西南部

随着油气需求的不断增长，低孔低渗储层逐渐成为油气产量增长的重要领域。勘探开发的实践表明，微观孔隙结构对储层的储集与渗流能力有直接影响，并影响着最终油气藏产能的差异分布[1]。孔隙反映的是岩石的储集能力，喉道的大小、形状则控制了孔隙的储集和渗流能力[2]。致密砂岩储层的孔喉大小主要为微纳米级别[3]。利用传统的孔喉表征技术方法己经不能满足致密储层的微观孔隙结构研究，必须采用高精度的实验技术才能实现。场发射扫描电镜技术[4]、高精度CT扫描技术等[5-7]在此情况下应运而生。本文利用场发射扫描电镜技术与CT扫描技术，结合常规薄片、铸体薄片等对鄂尔多斯盆地西南部上古生界致密砂岩储层微观孔喉结构进行研究。

1 地质背景

研究区位于鄂尔多斯盆地西南部，北起吴起、南至彬县，西接平凉、东邻正宁，面积约20 000 km2，主体位于伊陕斜坡西南部。现今构造表现为东高西低、南高北低的大型单斜特征。上古生界自下而上发育石炭系本溪组，二叠系太原组、山西组、石盒子组和石千峰组，整体为陆相-海陆过渡相碎屑岩沉积。前人研究表明[8]，本区山1段、盒8段存在三个物源区，南部物源为北秦岭物源区的高级变质岩及部分岩浆岩和少量的沉积岩，西南部物源为中北祁连和西秦岭物源区的高级变质岩及部分岩浆岩和少量的沉积岩，北部物源为阴山古陆西段太古界的中基性火山岩和沉积变质岩。

2 储层岩石学特征

根据岩心观察，薄片鉴定以及粒度分析，盒8段岩性主要为岩屑石英砂岩、山1段以石英砂岩为主，岩石粒度普遍较粗，多数为中-粗粒石英砂岩，主要粒径分布于0.4 mm～0.6 mm。颗粒分选中等-好，磨圆多为次棱-次圆状，填隙物含量7%～14%，平均为11%，填隙物以胶结物和杂基为主，杂基含量较高。胶结物以水云母和高岭石为主，局部发育硅质胶结物，铁白云石，多呈环边状分布。胶结类型以孔隙式和镶嵌式胶结为主，基底式胶结次之，接触式胶结极少。

图1 研究区储层孔渗分布特征

3 储层物性特征

孔隙度和渗透率是反映碎屑岩储层储集性能和渗滤条件的两个最基本参数[2]。根据研究区常规物性资料分析表明，山1段、盒8段储层具有典型的低孔、低渗特点。孔隙度主要分布在2%～8%。其中盒8段平均孔隙度为4.6%，最小为0.5%，最大可达15.2%；山1段平均孔隙度为3.5%，最小为0.2%，最大为10.2%。盒8段渗透率均值为0.33×10-3μm2，主要分布在0.01× 10-3μm2～0.6×10-3μm2；山1段渗透率均值为0.17×10-3μm2，主要分布在0.01×10-3μm2～0.5×10-3μm2（见图1）。总体来看，盒8段的物性略好于山1段的物性。

4 储层孔隙类型及特征

4.1 孔隙类型

场发射扫描电子显微镜具有0.1 nm超高分辨率，可直接观察致密储层岩石中的纳米级孔隙、喉道大小及形貌，是微米-纳米级孔喉结构二维形貌观察的有效手段[7]。

常规砂岩薄片及铸体薄片分析显示，研究区储层微米级孔隙类型主要发育原生孔隙及次生溶孔。原生孔隙主要有残余粒间孔及粒内孔，次生孔隙主要有粒间溶孔、粒内溶孔等。利用场发射扫描电镜可观察到致密砂岩储层纳米级孔隙，主要发育粒内孔、黏土矿物晶间孔及微裂隙。

（1）残余粒间孔。由于压实和胶结作用，导致研究区储层致密化程度较高，绝大部分原生粒间孔隙已被压实胶结填充，仅局部发育残余粒间孔（见图2a、2b）。原生粒间孔隙在压实作用下体积直接缩小，在胶结作用下不同程度地充填某些成岩矿物，从而使粒间孔隙进一步缩小，孔隙结构更加复杂，连通性变差。研究区孔隙的充填物为部分陆源杂基和自生黏土矿物，如伊利石、高岭石等。这类孔隙孔径一般在2 μm～200 μm，在总孔隙中所占比例少。

图2 盆地西南部孔隙类型

（2）粒间溶孔。粒间溶孔是指粒间孔隙遭受溶蚀后所形成的孔隙。这类孔隙除在碎屑颗粒之间外，从孔隙周边形态、相邻颗粒表面特征、孔隙中残留填隙物的产状和孔隙分布状况等方面，程度不同的保留溶蚀痕迹。研究区砂岩储层中的粒间溶孔的颗粒边缘极不规则，一般呈港湾状，孔内常见未完全溶蚀的填充物，此类孔隙一般连通性较好，孔径大小不一，多在10 μm～50 μm，是本区目的层位较好的一类孔隙类型（见图2c）。

（3）粒内溶孔。指碎屑颗粒内部所含可溶矿物被溶蚀而产生的孔隙，此类孔隙处于颗粒内部，数量较多，往往呈串珠状或蜂窝状。扫描电镜下可见研究区常见的有长石粒内溶孔与岩屑溶孔（见图2d）。岩屑溶孔是研究区上古生界目的层段孔隙的重要组成部分之一，孔径一般在20 μm～100 μm，局部孔径可达200 μm以上，所占面孔率一般在0.5%～1%。

（4）粒内孔。镜下观察到的粒内孔主要是长石粒内孔（见图2e）及石英粒内孔（见图2f）。孔隙直径一般小于1 μm，形状一般较为规则，有鲜明的棱角，具有立方形态[5]，在颗粒内零散分布。该类孔隙一般由于没有连通通道而不能成为有效孔隙，但其对岩石的力学性质有重要影响。

（5）自生矿物晶间孔。研究区自生矿物晶间孔主要是高岭石晶间孔（见图2g）、伊利石晶间孔（见图2h）、伊/蒙混层晶间孔及绿泥石晶间孔。此类孔隙半径较小，其中高岭石晶间孔孔径一般在1 μm左右，虽然孔径较小，但由于此类孔隙一般集群发育，故一般具有一定连通性，可成为有效的孔隙。伊利石晶间孔发育特征与高岭石相似，所不同的是伊利石一般呈细鳞片状，高岭石一般呈书页状。绿泥石晶间孔孔径很小，一般小于1 μm，易被束缚水饱和成为无效孔隙。自生矿物晶间孔在山1段、盒8段砂体中都比较发育，可占到总孔隙的30%，是研究区目的层位孔隙的重要贡献者之一。

（6）微裂隙。研究区储层发育微裂隙，镜下所见直径主要分布在1 μm～5 μm（见图2i），其所形成的总孔隙度占0.5%左右，构成的储集空间较小，对孔隙度总量的影响不大，但正是由于微裂隙的发育，将部分死孔隙连通，形成了砂岩储层的渗滤通道，提高了岩石的渗透率。

据研究区大量薄片观察以及岩石标本的扫描电镜图像分析，鄂尔多斯盆地西南部山1段、盒8段孔隙类型以岩屑溶孔、粒间溶孔为主，颗粒内部发育纳米级粒内孔及粒内溶孔，孔隙组合主要有黏土矿物晶间孔+粒间溶孔+粒内溶孔+微裂缝。

4.2 孔隙特征

高精度CT扫描技术利用X射线穿透样品，可直观展现岩石原始的三维成像，确定储层孔喉大小、形态、分布及连通性，以表征孔隙在储层中形态及分布[9-11]。

通过岩心CT图像分析，根据不同组分的颜色及形态特征可辨析出石英、黏土矿物、晶间孔、岩屑溶孔等结构组分。三维扫描分析可见岩心骨架颗粒内孔隙空间较为发育，但往往因其充填胶结物导致剩余粒间孔被后期胶结作用改造为晶间孔，孔隙结构进一步复杂化，存在许多孤立的孔隙，喉道网络分布不均匀，使岩心孔隙度降低，连通性变差（见图3）。CT扫描数据显示（见图4），研究区总孔隙度在6%～9%，但孔隙结构复杂，连通性较差，连通孔隙体积比例可占到总孔隙体积的40%～70%。而常规物性测试手段如压汞法等检测到的是连通孔隙部分，封闭的孔隙检测不到。封闭孔隙的大量发育也是研究区储层低孔低渗的重要因素。

CT图像分析结果显示，盆地西南部盒8段和山1段孔隙、喉道半径均值介于0.63 μm～2.20 μm，分析发现孔隙半径均值连通度无明显相关性，而喉道半径均值与连通体积比例显示一定程度的正相关性，数据拟合结果表明喉道均值一定程度上影响了孔隙之间的连通性（见图5）。

图3 盆地西南部岩心CT三维成像图

图4 盆地西南部孔隙类型分布关系图

5 结论

（1）鄂尔多斯盆地西南部上古生界山1、盒8段砂岩储层平均孔隙度为3.5%、4.6%；渗透率主要分布在（0.01～0.5）×10-3μm2、（0.01～0.6）×10-3μm2，属于致密砂岩。

（2）上古生界致密砂岩储层微米级孔隙包括残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔，纳米级孔隙包括粒内孔、黏土矿物晶间孔及微裂隙。微米级孔隙空间形态多数呈片状及席状，有时可见绒状孔隙；而纳米级晶间孔空间如栅格状，呈不规则分布，连通性较差。

（3）CT研究分析表明，研究区致密砂岩储层总孔隙度在6%～9%，但孔隙结构复杂，连通性较差，连通孔隙体积比例只占到总孔隙体积的40%～70%。

图5 盆地西南部孔隙喉道半径均值与连通体积比例交汇图

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Research on the pore structure in the upper Paleozoic tight reservoir，southwest of Ordos basin

QU Futao1，2
（1.School of Earth Sciences and Engineering，Xi'an Shiyou University，Xi'an Shanxi 710065，China；2.Shanxi Key Lab of Petroleum Accumulation Geology，Xi'an Shanxi 710065，China）

Using field emission scanning electron microscopy（SEM）technology,combined with the computed tomography（CT）scanning technology and the conventional thin sections, geographic casting thin sections,this article analyzed the pore structure characteristics of tight reservoir in Shan-1 and He-8 formation during the upper Paleozoic in the southwest of Ordos basin.The study indicates that the tight reservoir in the upper Paleozoic of the southwest of Ordos basin developed a lot of micro-nanoscale pore,micron scale pore include residual intergranular pore,intragranular dissolved pore and intracrystalline pore,nanoscale pore included intragranular pore,clay mineral intercrystal pore and microcracks.To analyzed the three dimensional space distribution of pore throat and connectivity,the tight reservoir has been restricted of the three dimension through the analysis of the CT scan.The resultsshow the tight reservoir in the upper Paleozoic of the southwest of Ordos basin has a great heterogeneity and the connected pore is mainly controlled by average throat radius,only occupies 40%～70%of the total porosity.

field emission scanning electron microscopy（SEM）；computed tomography（CT）scan；pore structure；tight reservoir；southwest of Ordos basin

TE122.22

A

1673-5285（2016）01-0056-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.01.016

2015－11-27

国家大型油气田与煤层气开发项目，项目编号：2011ZX05007-004。

曲付涛，男（1991-），在读硕士研究生，从事油气成藏地质学、非常规油气地质与勘探工作，邮箱：ftqu07@163.com。