富县地区长8 致密砂岩储层孔隙结构特征及形成机理

于春勇

（中国煤炭地质总局水文地质局，河北 邯郸 056006）

随着油气勘探开发技术的不断进步，致密砂岩油气在我国油气资源中占比越来越高[1]。与常规储层相比，致密砂岩储层具有微观结构复杂、非均质性强、成岩作用强、物性差等特点[2-3]。储层微观孔隙结构形成机理及致密砂岩成岩非均质性作为影响油气田高效开发的关键因素，一直备受广大学者的关注。近年来，众多学者主要通过压汞曲线形态及核磁共振T2谱特征来划分孔隙结构类型，利用成岩综合系数定量表示不同成岩作用类型对致密砂岩储层孔隙结构的影响[4-8]。部分学者还常采用计算视压实率、视胶结率、视溶蚀率和视微孔隙率等方法定量化评价压实、胶结、溶蚀等成岩作用对储层孔隙结构特征的贡献率[9-10]。整体而言，目前针对致密砂岩储层孔隙结构的成因机理研究相对较少，即便涉及，也主要立足于沉积、成岩及构造等角度来间接推断。另外，现今已有的鄂尔多斯盆地致密砂岩储层研究工作主要集中在盆地中西部地区，盆地东南部则相对较少，且研究层位位于长6 和长7 储层。

鉴于上述原因，该研究拟通过场发射扫描电镜、CT、压汞、核磁共振及薄片等分析方法，定性与定量化评价鄂尔多斯盆地富县地区长8 层段致密砂岩储层在致密过程中孔隙结构的演化特征，进而揭示致密砂岩储层孔隙结构的形成机理，弥补盆地东南部的研究空白，为富县地区长8 致密砂岩油气后续的勘探开发工作提供理论基础和科学依据。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地地处华北地台西部，为一个呈矩形展布的大型复合型克拉通型盆地[11-13]，根据构造带又可划分为渭北隆起、伊盟隆起、天环坳陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带、西缘逆冲带6 个一级构造单元[14-15]，如图1 所示。

富县地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部，面积约4 000 km2，构造不发育，地层整体较平坦，表现为一个向西倾斜且倾角约为1°的平缓单斜，仅局部地区发育一些小型鼻状隆起[16]。三叠系延长组沉积时期，富县区域位于湖盆中心地带[17]，长7 段为深湖相，发育黑色泥页岩，是鄂尔多斯盆地优质烃源岩发育层位。致密油储层主要分布在厚层烃源岩附近，烃源岩的生烃增压作用为油气的运移提供了驱动力[18]，且多在凹陷原地或经过短距离运移至斜坡带成藏[19]。延长组长8 层段作为研究区的主力产油层位，位于自西南向北东向展布的辫状河三角洲沉积体系的前缘，现有试油及开发成功资料表明长82段试油效果最好，为该地区致密砂岩油藏的主力勘探层位。

图1 鄂尔多斯盆地区域构造单元划分及研究区位置Fig.1 The division of tectonic units and the location of study area in Ordos Basin

2 致密砂岩储层微观特征

常规实验手段应用于刻画致密砂岩储层微观孔隙结构方面，往往存在精度不够的问题。随着科学技术的不断蓬勃发展，场发射扫描电镜成像、高压压汞、纳米CT、灰度图像统计等均被广泛应用于分析致密砂岩储层的孔隙、喉道、结构及孔隙分布特征等方面，精确地刻画了致密砂岩储层结构的相关参数，弥补了常规实验手段的短板。

2.1 储层岩石学特征

富县地区长8 致密砂岩储层主要岩性为长石砂岩（如图2 所示）。岩石铸体薄片统计结果发现储层中发育大量普通单晶石英，占比为20%～40%，其中部分石英颗粒发育形态相对规则的溶蚀加大边；钾长石和钠长石为储层中长石的主要类型，且以钾长石为主；黑云母和中酸性岩浆岩则为岩屑的主要物质，含量为3%～15%；储层中填隙物含量高达18.3%，以胶结物为主，胶结类型为接触式或接触-孔隙式，胶结物主要组分为绿泥石（5.33%）、方解石（5.88%）、水云母（4.11%）、白云石（0.67%）、硅质（0.77%）、菱铁矿（0.22%），其次为少量钙化、火山碎屑物质。

图2 富县地区长8 储层岩石学特征（据周家全改）[20]Fig.2 Reservoir petrological characteristics of Chang 8 formation in Fuxian area

2.2 孔隙类型及大小

2.2.1 孔隙类型

利用场发射扫描电镜对研究区致密储层试油效果较高的不同类型砂岩（细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂）样品进行分析，发现研究区主要发育粒间孔、粒内溶孔、晶间微孔、微裂缝以及有机质微孔等多种孔隙类型，如图3 所示。其又以中溶蚀孔、晶间孔和微裂缝最为发育。溶蚀孔主要为长石溶孔，孔隙形成多呈狭长条状、圆状及不规则状展布；晶间孔包含石英晶间孔和黏土矿物晶间孔（如图3c、图3e 所示），这类孔隙多为纳米级，孔隙多呈孤立形式展布，连通性较差；微裂缝主要为成岩作用缝，偶尔可见构造缝，其中又以粒缘缝和云母层间缝最为发育（如图3d所示），整体而言，研究区长8 致密砂岩储层孔隙连通性较差。

图3 研究区致密砂岩储层孔隙类型（注：d 为孔隙直径）Fig. 3 Pore types of tight sandstone reservoir in study area (Note: d is pore diameter)

2.2.2 孔隙大小

1）薄片法

通过对岩石铸体薄片进行镜下观察，发现长8致密砂岩储层以溶蚀孔隙为主，且多为孤立孔隙。因多数原生孔隙后期未能有效保存下来，且彼此之间连通较差，故该研究主要通过测量长石溶孔来表示孔径，测量结果表明研究区孔径分布范围为3～200 μm，分布较广，但主要分布在10～80 μm，喉道直径均值约为10 μm，储层面孔率主要分布范围为0.06%～6.50%，平均值为2.30%。

2）常规压汞-高压压汞法

通过统计研究区长8 致密砂岩储层的44 个常规压汞测试数据，发现长8 储层门限压力为1.33～13.77 MPa，平均值为3.81 MPa，中值压力为8.22～92.43 MPa，平均值为27.59 MPa；孔喉半径均值为0.014～0.160 μm，平均为0.080 μm；退出效率为23.220%～44.380%，平均为31.014%。综上可知，长8 储层孔隙结构非均质程度较高。以压汞曲线及孔隙发育类型为参考，将长8 储层孔隙结构划分为Ⅰ类（残余粒间孔与粒间溶孔）、Ⅱ类（长石粒内溶孔）、Ⅲ类（微米孔-纳米孔）3 种类型，具体数值见表1。鉴于常规压汞手段难以刻画多数微孔隙大小特征，又通过高压压汞法进一步定量化分析储层中更微小的孔喉半径，发现最大孔喉半径为280 nm，最小孔喉半径为3 nm。总体表明，研究区致密砂岩储层孔喉半径平均值＜1 μm，分选性较好，孔喉比平均值约为4.21，为纳米级孔隙-喉道。

3）核磁共振方法

图4 所示为长8 核磁共振谱图，可以看出孔隙比表面值随T2谱值的增大而减小，表明可通过核磁共振T2谱信号来表征孔隙的发育情况。邹才能等[21-24]研究认为，若T2弛豫时间小于10 ms，孔隙为半径小于1 μm 的纳米级孔隙；若T2弛豫时间分布为10～100 ms 时，为半径1～1 000 μm 的微米级孔隙。研究区样品实验分析结果显示，孔隙T2谱主要表现为纳米级单峰型、纳米- 微米级双峰型（微米级为主）两大类，即微米级孔隙为主的储层样品同时伴有纳米级孔隙。

整体分析表明，研究区致密砂岩储层中孔径分布不均匀，其中粒间孔孔径最大，粒内溶孔直径居中，分别属于微米级孔、亚微米级孔，而晶间微孔、微裂缝以及有机质微孔发育程度相对较低且孔径较小，为亚微米级或纳米级孔[25]，孔隙半径为0.63～50.4 μm，多数孔隙半径小于2 μm，平均值为1.2 μm，喉道半径平均值为0.1 μm，隶属细孔-微细喉型，且喉道大小是影响储层中流体渗流的决定性因素[26]。

3 致密储层孔隙结构形成主控因素

沉积作用控制了储层形成的物质基础和空间展布，沉积物厚度及类型奠定了成岩作用类型和强度的基础，而成岩作用则是促使储层致密化即孔隙结构变化的关键因素。Soder[27]研究认为常见的3 类致密储层（自生黏土矿物充填孔隙型、自生胶结物充填孔隙型、塑性碎屑充填孔隙型）的孔隙结构成因均与沉积条件、成岩作用密切相关。另外，致密砂岩储层中还发育少量与生烃作用相关的有机质孔及微裂缝[28]。任战利等[29-31]发现富县地区长8 储层先致密后成藏且生烃作用并未改变储层的致密性，因此储层中复杂的孔隙结构应主要与致密化过程有关。砂岩致密化过程中，沉积、压实、成岩、生烃等共同作用可导致先期原生孔隙被充填胶结、早期溶蚀孔隙继续溶蚀扩大等现象，加之显微镜下观察发现长8 储层中发育大量易变形且颗粒细小的黑云母，使储层致密化程度更高。

3.1 砂岩储层致密化主控因素

由上文可知，砂岩储层致密化过程主要受控于成岩作用，这里将原始孔隙度作为储层致密的基准值，通过恢复不同成岩作用阶段对孔隙度的影响作用，进而定量化评价不同成岩作用阶段对储层孔隙度增减的贡献量，最终明确储层致密的主控因素。

1）原始孔隙度（φ1）恢复：根据孔隙度恢复式（1）计算[32]。

其中：φ1为原始孔隙度；S0为储层分选系数。

2）压实后孔隙度（φ2）恢复[33]：压实后的孔隙度设为φ2，利用粒间孔隙及胶结物溶蚀孔隙面孔率、胶结物含量测定，其计算见式（2）。压实损失孔隙度的计算见式（3），压实孔隙度损失率计算见式（4）。

3）胶结后的孔隙度（φ3）恢复[33]：经过压实作用、胶结作用及交代成岩作用，残余的孔隙度为胶结后孔隙度φ3，其计算见式（5）。

胶结后减小的孔隙度及损孔率，可以通过式（6）～式（8）计算。

4）溶蚀后孔隙度（φ5）恢复[33]：溶蚀提高的孔隙度（φ4）是储层中溶蚀孔占据的体积分数，其计算见式（9）。溶蚀后孔隙度相当于胶结后孔隙度与溶蚀提高的孔隙度之和，其计算见式（10）。溶蚀作用增孔率计算见式（11）。

5）视压实率计算[34-35]：储层受到压实后，孔隙空间减小，孔隙结构更复杂。计算过程中视压实率值与压实损失率值一致，计算见式（12）。

6）视胶结率计算[34-35]：致密砂岩储层中含大量的黏土矿物，黏土矿物充填在储层孔隙与喉道中，致使孔隙与喉道的弯曲程度复杂，孔隙与喉道壁粗糙性增加，计算见式（13）。

7）视微孔率计算[34-35]：致密砂岩储层在压实和胶结后存在大量的微孔隙，微孔隙存在的数量影响储层中流体渗流，计算视微孔率有助于分析成岩作用对微孔隙结构的影响，其计算见式（14）。

8）成岩综合系数计算[34-35]：赖锦等[10]认为，成岩综合系数是定量评价储层孔隙结构成因机理的重要参数，成岩综合系数越大，储层越致密，物性越差，成岩作用对储层物性改善越明显。鄂尔多斯盆地孔隙结构相对优质的致密砂岩储层成岩综合系数为1.6%左右。成岩综合系数计算见式（15）。

根据上述方法恢复长8 储层样品的原始孔隙度，发现压实作用是孔隙度损失的主要原因（式（4）、式（8）、式（11）），其次为胶结作用，孔隙度减小率分别为50.17%～73.48%和13.92%～36.43%，平均值为62.35%和23.84%；溶蚀作用则是致使孔隙度增加的主要原因，孔隙度增加率为4.27%～8.74%，平均值为6.56%。由成岩综合系数计算公式可知富县长8 致密砂岩储层成岩综合系数计算值为2.75%，表明该地区储层孔隙结构整体较差，成岩作用对储层孔隙结构的影响较为显著。

综上所述，致密储层的孔隙结构主要受压实作用控制，胶结作用为次要成因。镜下显微观察沉积物颗粒形状及填隙物充填产状，发现颗粒接触方式以点- 线接触为主，凹凸接触次之，石英及长石颗粒明显发生过重排列作用，且多数长石颗粒中间过窄甚至断裂且方向性明显（如图5a 所示），上述现象均表明长8 储层经历了强烈的压实作用。另外，长8储层中还发育大量以假杂基形式充填孔隙的黑云母矿物（如图5b 所示）。

图5 长8 储层颗粒压实变形特征Fig. 5 Compaction deformation characteristics of Chang 8 reservoir

3.2 砂岩储层致密化辅助因素

胶结作用作为研究区砂岩储层致密化的次要因素，又具体包括伊利石沉淀、绿泥石胶结、碳酸盐胶结、硅质胶结作用等几种类型。

3.2.1 伊利石沉淀

长8 储层中自生黏土矿物主要分为绿泥石、伊利石2 种类型。图6 所示为绿泥石和伊利石的微观形貌，其中绿泥石多发育于沉积物颗粒表面，仅有少量充填于孔隙内，非但不能促进储层致密化，某种意义上还能对储层起到保护作用。伊利石则主要充填于孔隙内，可大幅度降低砂岩储层的孔隙度，如图6a 所示。Storvoll 等[36]曾研究发现，当温度为60～110℃时，蒙皂石就会向伊利石大量转化。长8储层流体包裹体均一温度为95～155℃，表明已满足蒙皂石伊利石化的温度条件，储层内蒙皂石伊利石化作用应极为发育，蜂窝状伊利石正是这种成因类型（如图6b 所示）。除上述现象外，长8 储层成岩温度亦满足高岭石向伊利石转化的基本条件[37]，高岭石转化为伊利石后，多呈搭桥状形态充填于孔隙中（如图6c 所示）。

Fig. 6 Distribution of illite and chlorite in Chang 8 reservoir of study area

3.2.2 绿泥石胶结

长8 储层中富含大量叶片状、纺锤形绿泥石。压实作用过程中，覆盖在颗粒表面的叶片状绿泥石虽然一定程度上可以减缓储层致密化进程，但随着绿泥石膜厚度的增大，同样可降低孔隙度，加强储层的致密化程度（如图6f 所示）。而以原生绿泥石为主的纺锤形绿泥石，近似垂直颗粒表面生长的方式则加速了储层的致密化过程（如图6d、图6e 所示）。

3.2.3 碳酸盐胶结

在成岩作用早期，长8 储层中的方解石呈连晶式胶结且后期受酸性流体溶蚀作用较小（如图7a 所示）。成岩作用后期，其点状形态的充填模式致使储层快速致密化，亦是造成储层致密的主要原因（如图7b 和图7c 所示），另外可见大量铁白云石呈斑块状充填于粒间孔内，破坏了原有的孔隙（如图7d所示）。

3.2.4 硅质胶结

自生石英及次生加大胶结为长8 储层主要的硅质胶结类型，又以自生石英胶结类型为主，其晶形完好且表面洁净，呈颗粒状充填于溶蚀孔和粒间孔中，石英次生加大级别主要Ⅱ级，且很少见完整的环边现象。已有研究[38]认为石英颗粒压溶、蒙皂石高岭石化、不稳定矿物溶解等作用是形成硅质胶结物的主控因素。然而，对长8 段储层样品的扫描电镜和薄片资料系统分析后，发现石英晶体常与钠长石共生，石英颗粒压溶作用不发育且未见高岭石，反映不稳定矿物钠长石的溶蚀作用可能是硅质胶结物形成的主要原因。

综上所述，沉积、成岩、生烃作用是研究区致密储层孔隙结构形成的主控因素，其中沉积细砂岩是形成亚微米和纳米级孔隙致密储层的物质基础，成岩压实作用是致密储层孔隙结构形成的主要动力，胶结作用则是进一步使孔隙结构变的更加复杂的辅助动力，生烃作用则是形成微孔隙、微裂缝的主要诱导因素。

图7 长8 储层碳酸盐胶结物Fig. 7 Carbonate cement in Chang 8 reservoir

4 结论

1）富县地区长8 段致密储层发育粒间孔、粒内溶孔、晶间微孔、微裂缝及有机质微孔共计5 种孔隙类型，其又以中溶蚀孔、晶间孔和微裂缝为主，多数孔隙半径小于2 μm，平均值为1.2 μm，喉道半径平均值为0.1 μm，隶属细孔- 微细喉型。根据储层的微观孔隙、储层物性及压汞特征，可将长8 致密储层划分为Ⅰ类（残余粒间孔与粒间溶孔）、Ⅱ类（长石粒内溶孔）、Ⅲ类（微米孔- 纳米孔）3 种类型。

2）长8 致密油储层孔隙结构形成的主要控制因素为沉积和成岩作用，其次为生烃作用。压实孔隙损失率为62.35%，胶结孔隙损失率为23.84%，溶蚀增孔率为6.56%，成岩综合系数为2.75%。成岩作用对储层致密起到决定作用，压实作用是致密储层孔隙结构形成的关键，胶结物产状、成分以及含量进一步促使致密储层孔隙结构复杂化，填隙物中搭桥状伊利石、叶片状绿泥石、点状胶结方解石、与钠长石伴生的自生石英晶体以及黑云母和泥质杂基为影响孔隙结构的主要岩石组分。