川西坳陷须五段储层微观孔隙结构特征及其控制因素

庞河清曾 焱刘成川黎华继李 琦彭 军严焕榕陈 俊

（1中国石化西南油气分公司勘探开发研究院；2中国石化西南油气分公司开发管理部；3中国地质大学（北京）能源学院；4西南石油大学资源与环境学院）

川西坳陷须五段储层微观孔隙结构特征及其控制因素

庞河清1曾 焱2刘成川1黎华继1李 琦3彭 军4严焕榕1陈 俊1

（1中国石化西南油气分公司勘探开发研究院；2中国石化西南油气分公司开发管理部；3中国地质大学（北京）能源学院；4西南石油大学资源与环境学院）

非常规气藏储层的微观孔隙结构是影响气藏储集性能和开发效果的重要因素。以须五段砂岩、泥岩储层为研究对象，综合应用扫描电镜、低温氮气吸附法、激光扫描共聚焦显微镜以及微米—纳米CT扫描等技术手段，对川西坳陷须五段储层微观孔隙结构展开深入研究。研究结果表明：①须五段砂岩孔隙类型主要有溶蚀孔、晶间孔、微裂缝，溶蚀孔最为发育；泥质岩孔隙类型有矿物基质孔（粒间孔、粒内孔、晶间孔）、有机质孔、微裂缝，粒间孔、晶间孔最为发育。②须五段储层孔隙结构复杂，以中孔、大孔为主，多呈广体细颈型和平板狭长缝型，其比表面积介于1.44～11.7m2/g之间，平均孔径介于5.75～15.6nm之间，砂岩比表面积比泥岩小，但孔径反而较大。③考虑到研究区非常规气藏储层的复杂性，单一技术手段表征孔隙结构都存在片面性，那么有机整合多种现代高精度技术手段进行非常规气藏储层微观孔隙分析显得尤为重要。在此基础上，分析了须五段非常规气藏储层微观孔隙结构的控制因素及产能与不同类型孔隙的关系，为后续“甜点”预测提供地质依据。

川西坳陷；须五段；孔隙类型；微观孔隙结构；控制因素

川西坳陷上三叠统须家河组五段（简称“须五段”）是以泥岩沉积为主，砂岩、泥岩频繁互层的陆相地层，以往只是作为上覆侏罗系气藏烃源岩来开展研究[1]。受北美页岩气工业的影响，国内油公司及许多学者于2012年开始对其进行联合攻关研究[2]。然而随着认识的深入，发现该气藏砂岩、泥岩储层物性均较差，属于特低孔—超致密气藏，相对高产井层段主要位于由富含有机质的泥岩与具有一定储集性能的砂岩组成的源储体中，单一岩性储层其产出效果并不好，因而认为须五段气藏是有别于页岩气和致密砂岩气的非常规气藏。鉴于须五段非常规气藏的复杂性，那么研究储层微观孔隙结构特征，了解其储集空间类型及流体渗流性能，对评价该类型气藏储层品质、气藏流体赋存状态以及能否实现商业开采都具有重要的现实意义[3]。针对须五段非常规气藏储层孔隙结构的表征手段较多，但总体可归纳为直接观察法（铸体薄片、激光扫描共聚焦显微镜、扫描电镜等）与流体注入法（低温氮气吸附法、高压压汞法等）两大类[3-4]。虽然众多手段能定性描述及定量测定孔隙结构参数，但由于须五段储层微观孔隙类型多样、泥岩矿物组成及有机质分布的差异性，使得利用单一手段来确定其微观孔隙结构常存在片面性，那么如何区分各技术手段的有效性以及多尺度特征表征的统一性都需进一步探索[4]。本文综合运用低温氮气吸附法、激光扫描共聚焦显微镜、扫描电镜以及微米—纳米CT扫描来表征须五段砂岩、泥岩的微观孔隙结构特征及其控制因素，分析各种手段的优劣性，力争客观地、全面地研究非常规储层微观孔隙结构特征，为后续相关评价工作提供地质依据。

1 研究区概况

川西坳陷上三叠统须家河组五段（T3x5）属于前三角洲—滨、浅湖沉积，湖泛面旋回频繁，岩性主要为深灰色、黑色泥页岩、碳质泥岩，夹岩屑石英砂岩、岩屑砂岩、粉砂岩，局部夹煤层（线）。须五段有机质类型属于典型的腐殖型干酪根；其TOC为0～40.98%，平均为2.62%，主要分布在0～1%和1%～2%；Tmax值主要为444～503℃，平均为469.98℃；Ro为0.83%～1.53%，平均为1.19%，表明其热演化程度总体处于低成熟—成熟阶段。须五段泥质岩脆性矿物组合共占63.46%，黏土矿物所占比率为36.54%，与国内外页岩气田相比，石英含量总体还是偏低[5]。储层物性方面，泥质岩孔隙度为0.28%～5.99%，平均为2.13%，渗透率为0.001～5.201mD，平均为0.46mD，基质渗透率为0.001～0.929mD，平均为0.08mD；粉砂岩孔隙度为0.67%～5.49%，平均为1.75%，渗透率为0.001～5.67mD，平均为0.112mD，基质渗透率为0.001～0.84mD，平均为0.033mD；细砂岩孔隙度为0.41%～6.65%，平均为1.73%，渗透率为0.002～8.65mD，平均为0.097mD，基质渗透率为0.002～0.296mD，平均为0.015mD，表明不同岩性储层物性总体很差，属于特低孔—超致密储层。

2 微观孔隙类型

2.1 砂岩储层微观孔隙类型

川西坳陷须五段砂岩包括浅灰色、灰色细粒岩屑砂岩、灰色粉砂岩、极少量浅灰色中粒岩屑砂岩，砂岩颗粒粒度整体偏细，且普遍致密化。其孔隙类型较为复杂，主要有黏土矿物晶间孔、岩屑（长石）溶蚀孔、微裂缝三大类，孔、缝形状不一，常呈孤立状，连通性较差。总体上，以溶蚀孔最为发育，晶间孔、微裂缝次之。

2.1.1 溶蚀孔

须五段砂岩溶蚀孔包括粒间溶孔、粒内溶孔，其中尤以粒内溶孔最为常见，粒间溶孔仅在个别露头样品薄片中可见。扫描电镜下较为明显的粒内溶孔主要有长石粒内溶孔、堇青石粒内溶孔、燧石岩屑粒内溶孔。长石粒内溶孔是在解理面或双晶面上发生局部或者全部溶解，溶孔大小不一，形状呈菱形、长条形、椭圆形等，棱角较分明，其连通性依赖于解理缝的张开程度（图1a）；堇青石粒内溶孔大小比较均一，基本都在0.5μm左右，呈圆形、椭圆形零星分布于堇青石颗粒内，连通性差（图1b）；燧石岩屑粒内溶孔呈圆形规则状或蜂窝状分布于岩屑颗粒中，溶孔普遍呈圆形，彼此连通性较好（图1c）。

2.1.2 晶间孔

区内须五段砂岩中泥质填隙物含量高，黏土矿物纳米级晶间孔较为发育，主要为高岭石、云母片晶间孔，其次为少量绿/蒙混层微孔。高岭石晶间孔孔径变化较大，较小的孔径多为300～400nm，较大的孔径多分布在1～10μm之间（图1d）；云母片晶间孔则呈狭长缝状，缝宽几百纳米至几微米不等（图1e）。

2.1.3 微裂缝

微裂缝的形成与岩石的组成、成岩作用、地层压力变化以及有机质热演化等因素有关[6-7]。区内须五段砂岩微裂缝有解理缝、构造缝及少量有机质收缩缝。扫描电镜下可见少量长石解理缝，解理缝多呈孤立状存在，整体上延伸不远、延伸方向一致，缝间距宽为1～4μm；构造缝缝面较平直，延伸远，常与主裂缝高角度相交，缝间距多分布于200nm至几微米之间（图1f）。微裂缝由于缝间距较小，基本不构成储层的储集空间，对孔隙度影响不大，但微裂缝（尤其是构造缝）能起到渗滤作用，可以沟通孤立状的孔隙，从而提高致密砂岩的渗透性。

图1 须五段致密砂岩微观孔隙类型

2.2 泥质岩储层微观孔隙类型

目前被广大学者所接受的泥页岩孔隙分类方案主要是参考了国际理论（化学）与应用化学联合会（IUPAC）对多孔物质的孔隙划分方案：微孔（孔径≤2nm）、中孔（2nm＜孔径＜50nm）、大孔（孔径≥50nm）[8-13]。该方案的提出对于定量评价泥页岩的孔隙大小与分布具有重要的现实意义[14]。但是鉴于须五段泥页岩绝大部分孔隙都属于大孔范畴，若按上述方案划分将过于笼统[15]。本文主要借鉴于炳松泥页岩孔隙分类方案，将泥页岩孔隙类型分为矿物基质孔、有机质孔和微裂缝三大类，其中矿物基质孔又进一步划分为粒间孔、粒内孔、晶间孔[15]。总体上，区内须五段泥质岩储层以粒间孔、晶间孔最为发育，微裂缝、有机质孔次之，粒内孔发育较差。

2.2.1 矿物基质孔

粒间孔：常发育于刚性颗粒弯曲处（图2a），多呈三角形或长条形。须五段埋深普遍在3000m左右，储层普遍致密化，虽然孔隙数量较少，但孔径却较大。该类粒间孔多数为次生孔隙，其孔径在90nm～1.1μm之间（表1）[16]，反映刚性颗粒或黏土矿物片之间在经压实和胶结作用后的残余孔隙[15]。

粒内孔：主要包括铸模孔、化石内腔孔、球粪状黄铁矿粒内孔、黏土或云母片矿物层间粒内孔等（图2b）。研究区须五段泥质岩储层黏土矿物层间粒内孔在不同样品中都可见到，但其孔隙数量十分有限（表1）。由于黏土矿物不稳定，其蒙脱石在沉积埋藏转变为伊/蒙混层或伊利石的过程中会产生少量粒内孔；或者在深埋过程中，由于干酪根热解过程中产生的酸使得不稳定矿物颗粒易溶解而形成粒内孔或粒内溶孔（图2c），其孔隙形态以圆形—次圆形为主，呈絮状或孤立状分布于颗粒内，连通性极差。

晶间孔：由于晶体在生长及堆积过程中易受外界环境干扰，以致晶体间常发育大量缝隙[17]。扫描电镜下发现研究区须五段泥质岩晶间孔主要有高岭石晶间孔、绿泥石晶间孔、黄铁矿晶间孔以及云母片晶间孔等（图2d），这些晶间孔孔径介于278～811nm之间（表1），边缘平整，连通性较好。

2.2.2 有机质孔

有机质孔主要是发育在有机质内的粒内孔，呈圆形—次圆形、气泡状，二维空间上孔隙间彼此并不连通，但在三维空间来看，有机质孔是彼此连通的，该结论已经被证实[15，18]。从成熟度角度来看，当Ro≥0.6%时，干酪根开始达到生油门限，有机质孔才开始发育。由于研究区须五段泥质岩热演化程度总体较低，Ro介于0.83%～1.53%，平均为1.19%，与川南龙马溪组海相页岩相比较，其有机质孔相对欠发育，但与区内其他孔隙类型相比，发育程度适中，主要为纳米级孔隙，发育于有机质间和有机质内，呈蜂窝状、线状、串珠状、气泡状等[19]，其孔径为5nm～2μm，平均为200nm（表1），按IUPAC划分标准，多属中孔、大孔范围（图2e）。

2.2.3 微裂缝

研究区须五段钻井岩心中泥质岩可见许多微裂缝，主要有黏土矿物脱水收缩缝、有机质热演化缝以及成岩构造缝等。镜下可见微裂缝主要存在于晶间和晶内，在有机质中也较常见（图2f），裂缝呈明显的锯齿弯曲状，且多具较好延伸性，缝长多在200μ m，缝宽大多在50nm～200μ m（表1）。宏观尺度裂缝的形成主要与岩石脆性、有机质生烃、地层孔隙压力、差异水平压力、断裂、褶皱和黏土矿物脱水收缩等因素有关，而微观尺度裂缝经过张力测试模拟可以反映微裂缝受制于矿物的结晶作用。虽然有些泥岩储层中微裂缝被杂基胶结，但研究表明，即使被胶结物充填，微裂缝仍然对后期压裂诱导裂缝的延伸起到促进作用。

图2 须五段泥质岩微观孔隙类型

表1 新场须五段储层孔隙孔径及面孔率统计

3 孔隙结构特征定量表征

对于研究区非常规气藏微米—纳米级尺度的储层，利用传统技术方法来表征其孔隙结构，由于受分辨率的限制，表征结果常为假象[14]。目前定量表征非常规气藏储层孔隙大小分布与孔隙结构特征的方法主要有：气体吸附法、压汞法、核磁共振法、普通显微镜、普通钨丝扫描电镜、小角散射、场发射扫描电镜、环境扫描电镜、微米—纳米CT扫描、聚焦离子束扫描电镜以及激光扫描共聚焦显微镜等[19-20]。

低压条件下，甲烷分子动力学直径是0.38nm，氮气分子动力学直径是0.304nm，因而用氮气吸附法来检测微米—纳米级孔径是可行的。本次实验是在中国石化华东分公司实验研究中心通过ASAP2020物理吸附仪来实现，实验环境是低温条件77.35K、氮气吸附浓度和氦气浓度都达到99.999%，实验前将1～3g样品在150℃环境下脱气3h，然后将样品研磨粉碎至小于250μm才开始实验，通过测量不同相对压力条件的吸附量，可求取比表面积与孔径分布。

本次研究共收集到XYHF-1井、XYHF-2井共30个低温氮气吸附实验资料，曲线特征都类似于BDDT定义的Ⅱ型等温吸附曲线[21]。图3为XYHF-1井等温吸附、脱附曲线图，从图中可知，吸附曲线总体可分为3个阶段：低相对压力段（p/po=0.05～0.45）、中等相对压力段（p/po=0.45～0.5）、高相对压力段（p/po=0.5～0.9）。在低相对压力段，吸附、脱附曲线重合且接近直线缓慢上升，表明液氮分子在泥页岩表面开始发生吸附或仅在微孔充气[21]；在中等相对压力段，吸附、脱附曲线分开，脱附曲线出现一个急剧上升的拐点，脱附曲线在吸附曲线上方，此时产生脱附滞后现象；在高相对压力段，吸附量增加较快，滞后环逐渐变宽，然后在相对压力趋于接近1时（即平衡压力接近饱和蒸汽压），吸附与脱附曲线又逐渐重合且吸附量趋于无穷值，表明样品中存在一定量的中孔、大孔[22]。

根据IUPAC滞后环分类标准，区内样品中滞后环均属于H2和H3型，其中图3a为H2型，对应的孔隙为广体细颈“墨水瓶”形态，表明样品的孔喉结构为中孔、大孔小喉道，这种孔隙结构有利于气体吸附储集，但不利于气体的渗流；图3b为H3型，对应的孔隙形态为四周开放的平板状狭长孔缝，反映样品中孔隙相对较少，但孔径较大，有利于气体渗流[22]。

图3 XYHF-1井须五段氮气吸附—脱附曲线图

总体而言，须五段砂岩8个样品的比表面积在1.49～3.34m2/g之间，平均为2.09m2/g，平均孔径介于8.82～13.6nm之间，平均为11.41nm；泥质岩19个样品的比表面积在1.44～11.7m2/g之间，平均为7.28m2/g，平均孔径介于5.75～15.6nm之间，平均为8.81nm。由不同孔径下孔隙体积大小曲线，可得到对孔隙体积贡献最大的孔径大小，该孔径即为须五段最主要的孔径值。按照IUPAC分类标准，样品中微孔孔隙体积平均为0.000594cm3/g，中孔孔隙体积平均为0.005353cm3/g，大孔孔隙体积平均为0.001298cm3/g（图4）。

图4 须五段储层孔隙孔径分布图

3.2 激光扫描共聚焦显微镜

激光扫描共聚焦显微镜（CLSM）是集成了激光扫描、电子成像、计算机图像处理的现代高科技手段[23]。该仪器放大倍数可达10000倍，极限分辨率为0.15μm，一般最小观察喉道半径约为2μm[24]。本次研究是在中国石化西南油气分公司地质实验中心利用徕卡DM4500P激光扫描共聚焦显微镜进行的。通过共聚焦叠加图，定量计算了XYHF-1井、XYHF-2井和X503井32个岩心样品面孔率、孔径等孔喉特征参数。须五段细砂岩17个样品的面孔率介于3.18%～33.55%之间，平均为11.42%；比表面积介于0.49～1.55μm-1之间，平均为1.30μm-1；孔径介于3.26～183.82μm之间，平均为35μm。须五段泥质岩13个样品的面孔率介于0.01%～22.13%之间，平均为7.83%；比表面积介于0.67～1.59μm-1之间，平均为1.35μm-1；孔径分布范围大，介于1.99～271.2μm之间，平均为58.55μm，不同样品的孔径分布峰值差异大，反映储层非均质性极强（图5）。总体来说，砂岩比表面积较泥质岩的小，孔径反而较大，基本符合孔径越大其比表面积越小的规律。但是样品面孔率差异较大，反映须五段储层孔隙发育不均匀，其渗流性能依赖于微裂缝的发育。

图5 XYHF-1井激光共聚焦泥质岩孔隙结构典型特征

3.3 微米—纳米CT扫描

CT扫描的基本原理：X射线穿透岩样时会造成射线强度衰减，不同密度的组分其吸收射线能量不一，灰度图像中白色的区域代表密度较大的矿物组分，黑色或灰黑色代表密度较低的缝隙或有机质，因而从灰度图像上就能很好地表征出岩石孔隙形态及结构[25]（图6a、b）。本次研究是利用ACTIS-225FFiCT/DR/RTR CT扫描仪进行了2个泥质岩样品纳米CT和11个砂岩样品微米CT实验，实验中首先应用Image J2x软件对样品内有机质和孔隙的灰度值设定好阈值，然后使用Avizo Fire7.1软件对CT扫描获得的三维组构数据进行图像分割和孔隙参数计算[20]。为了更好地区分灰度递变所反映的地质信息，通过数字图像处理技术将灰度图像转变为彩色增强图像[25]。从有机质、孔隙三维分布特征可以看出，XYHF-1井须五段泥质岩内的孔隙总体发育程度较低，主要以微裂缝或有机质热演化缝为主，根据该方法计算的有机质含量为10.06%，总孔隙度为2.52%，连通孔隙仅为1.25%（图6c—f）。

在班级管理中我很注重对孩子的心理疏导，发挥孩子的自身能动力，不管是什么管理方法都不是一蹴而就的，需要经历很多发展阶段，也需要班主任多学习，跟上时代的潮流，跟上新时代学生的思维方式。

图6 XYHF-1井（3043～3044m）泥质岩纳米CT三维表征图

4 讨论

4.1 定量表征差异性分析

本次研究综合多技术手段定量表征须五段非常规气藏储层微观结构特征，发现激光扫描共聚焦显微镜得出的孔径都是几百纳米至几万纳米，属于微纳米级范畴，即使应用CT扫描技术，其分辨率也仅达到30nm，可能达不到表征致密储层中大量纳米级孔喉的要求。与低温氮气吸附法得出纳米级孔喉结果比较，发现两者表征数据差异极大。究其原因是氮气吸附法测量侧重于微孔—中孔范围，表征的结果介于几十纳米至几百纳米之间，与目前大多数海相页岩气孔径基本一致，同属于纳米级范畴，所以认为低温氮气吸附法能客观反映须五段储层的微观孔隙结构特征。然而该方法依赖于致密储层的连通性，对于孤立、封闭的孔隙则无法表征，因而其测定结果偏小。至于激光扫描共聚焦显微镜，这种方法对样品的局部现象观察能力强，但对整体情况反映能力较弱，加上通过Image J2x软件二值化计算孔隙率对阈值无固定标准，人为主观因素影响太大。考虑到研究区非常规气藏储层的复杂性，单一技术手段表征孔隙结构都存在片面性。因此，有机整合多种现代高精度技术手段进行非常规气藏储层微观孔隙分析显得尤为重要。

4.2 基质孔隙构成

根据测井地质理论，传统的碎屑岩岩石物理体积模型是由颗粒骨架、黏土矿物及孔隙三部分组成，但对于“源内”非常规气藏碎屑岩，由于砂、泥频繁互层，泥质岩中富含有机质，其体积模型应包括颗粒骨架、黏土矿物、有机质及孔隙四部分。在此，参考王玉满等研究海相页岩孔隙组成所建立的数学模型来分析研究区须五段陆相储层的孔隙组成情况[26]：

式中ρ——泥质岩岩石密度，t/m3；

ABri、AClay和ATOC——分别为脆性矿物、黏土矿物和有机质的质量百分含量，%；

VBri、VClay和VTOC——分别为脆性矿物、黏土

矿物和有机质的单位质量孔隙体积，m3/t；

φ——总孔隙度，%。

本次研究选取致密砂岩和泥质岩的具体参数、TOC和孔隙度等测试资料分别建立三元一次方程组，计算出致密砂岩与泥质岩的VBri、VClay和VTOC值（表2）。根据计算出的单位质量孔隙体积，分别对致密砂岩与泥质岩样品进行孔隙度计算，计算结果与实测孔隙度相关性较好，相关系数分别为0.9312、0.8600（图7），从而证实该模型较符合须五段储层的实际情况，可作为须五段储层孔隙构成的有效方法和依据。

表2 须五段储层孔隙度计算参数表

图7 须五段储层实测孔隙度与计算孔隙度关系图

须五段致密砂岩中脆性矿物孔对总孔隙的贡献比例为85.73%～95.74%，平均为91.34%；黏土矿物孔对总孔隙的贡献比例为2.25%～11.94%，平均为6.42%；有机质孔对总孔隙贡献比例为2%～3.56%，平均2.24%（图8）；泥质岩中脆性矿物孔对总孔隙的贡献比例为5.33%～38.24%，平均为14.92%；黏土矿物孔对总孔隙的贡献比例为58.62%～90.33%，平均为78.17%；有机质孔对总孔隙的贡献比例为0.76%～32.06%，平均为6.9%（图8）。即致密砂岩孔隙中以脆性矿物孔最为发育，黏土矿物孔、有机质孔次之；泥质岩孔隙中以黏土矿物孔最为发育，其次为脆性矿物孔与有机质孔。

图8 须五段储层孔隙构成比例图

4.3 微观孔隙结构控制因素

4.3.1 岩石组分的差异

须五段非常规气藏致密砂岩和泥质岩储层均以脆性矿物孔、黏土矿物孔为主，有机质孔所占比例较少。对须五段不同岩性中黏土矿物含量、石英含量、TOC与比表面积及孔隙体积作相关性分析，发现黏土矿物含量、石英含量与比表面积的相关性较好，而TOC与比表面积相关性较差；对孔隙体积来说，同样与石英含量、黏土矿物含量有较明显的相关性，而与TOC相关性不明显（图9）。分析认为：由于致密砂岩有机质欠发育，其孔隙构成以脆性矿物孔最为发育，石英对构造应力具有敏感性，容易形成裂缝，从而使得比表面积减小，孔隙体积减小；而泥质岩由于黏土矿物含量高，黏土矿物在脱水收缩时形成更多的微孔隙，从而使得比表面积越大，孔隙体积也越高。与渝东—川南海相龙马溪组页岩比较发现，由于陆相泥质岩有机质含量相对较低，其孔隙构成又有别于海相页岩以有机质孔为主这一结论。

4.3.2 “烃源灶”作用

从岩心观察及镜下薄片可知，须五段非常规气藏致密砂岩和泥质岩储层均发育一定量的裂缝，其中尤以泥质岩中的微裂缝最为发育，表明须五段泥质岩中由于生烃强度较大，排烃过程中产生的巨大压力，形成“烃源灶”作用，以致泥质岩和邻近的致密砂岩微裂缝较发育，微裂缝发育又使得大量有机酸能进入致密砂岩中，导致胶结物溶蚀，从而形成一定量的溶蚀孔。

4.4 产能与不同类型孔隙的关系

前面已论述，须五段相对高产层段主要位于由富含有机质的泥质岩与具有一定储集性能的砂岩组成的源储体中，单一岩性储层其产出效果并不好。由试采资料亦可知，初期产量与砂岩孔隙度、TOC都具有较好的正相关性（图10、图11），表明良好的砂泥配置是气井获产的必要条件，优质烃源岩则是获产的物质基础，其含气丰度直接决定气藏的可采规模。

图9 须五段储层孔隙结构参数与控制因素相关图

图10 砂岩孔隙度与试采初期产气量相关图

图11 TOC与试采初期产气量相关图

致密砂岩中的溶蚀孔、晶间孔相对较发育，尽管其物性条件较“近源型”致密砂岩差，但由于紧邻富含有机质的泥岩（泥岩中晶间孔、微裂缝相对发育，是充足气源的有利储集空间及运移通道），可使气体在砂岩中运移的门槛值降低，故能形成油气相对富集的“甜点”区（图12）。然而由于砂岩物性差，以致气体运移距离有限，即使紧邻优质烃源岩（“烃源灶”作用），其采气半径也过小，气井可持续产能低下。再考虑到，须五段砂岩石英含量为39%，钙质胶结物含量平均为14.9%，折算砂岩储层的脆性指数仅43%，其可压性较差。即使存在可压性较强的泥岩段，但须五段气藏为有水气藏，也因为地层容易水化，导致渗流能力降低。

5 结论

（1）虽然须五段非常规气藏储层孔隙较发育，但连通性总体较差。其中砂岩储层孔隙类型有溶蚀孔、晶间孔、微裂缝三大类，以溶蚀孔最为发育，砂岩孔隙平均孔径介于8.82～13.6nm之间，平均为11.41nm；泥质岩储层孔隙类型由矿物基质孔（粒间孔、粒内孔、晶间孔）、有机质孔、微裂缝组成，以黏土矿物粒间孔、晶间孔最为发育，泥质岩孔隙平均孔径介于5.75～15.6nm之间，平均为8.81nm。

图12 须五段典型井综合柱状图

（2）须五段致密砂岩孔隙构成以脆性矿物孔最为发育，黏土矿物孔及有机质孔次之；泥质岩孔隙构成以黏土矿物孔最为发育，脆性矿物孔及有机质孔次之。鉴于研究区非常规储层孔隙构成的复杂性，需综合应用多种先进技术手段才能精确表征其微观孔隙特征。

（3）须五段砂岩和泥质岩储层的孔隙发育都与黏土矿物、石英关系密切。从产能与不同类型孔隙关系可知，良好的砂泥配置是气井获产的必要条件，优质烃源岩是获产的物质基础。

致谢：中国地质大学（北京）能源学院杨强强以及中国石化西南油气分公司勘探开发研究院油气藏评价所相关人员提供了许多帮助，特此致谢！

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Characteristics and controlling factors of micro-pore structure of Xu 5 reservoir in western Sichuan depression

Pang Heqing1, Zeng Yan2, Liu Chengchuan1, Li Huaji1, Li Qi3, Peng Jun4, Yan Huanrong1, Chen Jun1
(1 Exploration and Production Research Institute, Sinopec Southwest Oil & Gas Company; 2 Development Management Department, Sinopec Southwest Oil & Gas Company; 3 School of Energy Resources, China University of Geosciences (Beijing); 4 School of Resources and Environment, Southwest Petroleum University)

Micro-pore structure is an important factor controlling the preservation properties and development results of unconventional gas reservoir. In this paper, the micro-pore structure of the Xu 5 reservoir in the western Sichuan depression was studied using SEM (scanning electron microscopy), low-temperature nitrogen adsorption, laser scanning confocal microscopy and micro-nano CT scanning techniques. The following results were obtained. First, the pore space in the Xu 5 sandstone reservoir is composed of solution pores, intercrystal pores and micro fractures, with the solution pores in dominance, and the pore space in the shale reservoir is composed of mineral matrix pores (e.g. intergranular, intragranular and intercrystal pores), organic pores, and micro fractures, of which the most developed types are intergranular and intercrystal pores. Second, the pore structure of the Xu 5 reservoir is complex, primarily consisting of mesopores and macropores which show in the shapes of wide body and narrow neck, and fl at and narrow seam, with a specif i c surface area between 1.44 m2/g and 11.7 m2/g, and an average pore diameter ranging from 5.75 nm to 15.6 nm; the specif i c surface area of the sandstone is smaller than that of the mudstone, but the pore size of the sandstone is larger. Third, since the unconventional gas reservoir is very complex, single technique may only provide incomplete results, and several modern high-precision techniques can be combined together for characterizing the micro-pore structure. On this basis, the factors that control the micro-pore structure and the relationship between the production and pore types in the Xu 5 unconventional gas reservoir were analyzed, in order to provide the geological base for subsequent "sweet spot" prediction.

western Sichuan depression, the fi fth member of Xujiahe Formation (Xu 5), pore type, micro-pore structure, controlling factor

TE132.2

：A

10.3969/j.issn.1672-7703.2017.04.005

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”（2016ZX05048004）。

庞河清（1982-），男，广东茂名人，博士后，工程师，主要从事气藏描述及非常规气藏评价研究工作。地址：四川省成都市高新区吉泰路688号，邮政编码：610041。E-mail:phq450303@163.com

2016-03-22；修改日期：2017-05-04