陳能貴，郭沫貞，孟祥超

?

準(zhǔn)噶爾盆地西北緣中二疊統(tǒng)—下三疊統(tǒng)砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型及其控制因素

陳能貴，郭沫貞，孟祥超

（中國(guó)石油杭州地質(zhì)研究院實(shí)驗(yàn)研究所，杭州310023）

孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型及其控制因素是砂礫巖類(lèi)儲(chǔ)集層研究的一項(xiàng)難點(diǎn)，也是砂礫巖儲(chǔ)集層評(píng)價(jià)和預(yù)測(cè)的基礎(chǔ)?；诟呔菴T成像掃描、巖心物性分析及試油試采等資料，結(jié)合砂礫巖巖礦特征，對(duì)準(zhǔn)噶爾盆地西北緣中二疊統(tǒng)—下三疊統(tǒng)砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型及其控制因素進(jìn)行了研究，建立了利用孔隙喉道半徑、孔隙度和滲透率劃分砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)的標(biāo)準(zhǔn)，將研究區(qū)砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)劃分為較優(yōu)、中等、較差及致密4類(lèi)，并建立各類(lèi)孔隙結(jié)構(gòu)的三維定量孔隙結(jié)構(gòu)數(shù)值模型。研究表明，砂礫巖的孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型主要受泥質(zhì)含量、火山巖巖屑含量、壓實(shí)作用和膠結(jié)作用控制，其中泥質(zhì)含量及火山巖巖屑含量是控制砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)的主要因素。隨著泥質(zhì)含量和火山巖巖屑含量的增加，壓實(shí)作用和膠結(jié)作用增強(qiáng)，砂礫巖的孔隙結(jié)構(gòu)變差。較優(yōu)—中等孔隙結(jié)構(gòu)的砂礫巖主要發(fā)育于牽引流沉積的扇三角洲平原的辮狀河道和扇三角洲前緣的水下分流河道中；較差孔隙結(jié)構(gòu)的砂礫巖主要發(fā)育于扇三角洲碎屑流中；致密孔隙結(jié)構(gòu)的砂礫巖發(fā)育于富泥的扇三角洲分流河道和砂體頂、底的強(qiáng)膠結(jié)帶中。

準(zhǔn)噶爾盆地；西北緣；中二疊統(tǒng)；下三疊統(tǒng)；砂礫巖；孔隙結(jié)構(gòu)；控制因素；數(shù)值模型

儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)是確定儲(chǔ)集層物性下限和評(píng)價(jià)儲(chǔ)集層的關(guān)鍵參數(shù)，孔隙結(jié)構(gòu)不僅控制油氣儲(chǔ)集性能及流體流動(dòng)能力，而且控制油氣井的產(chǎn)能和最終采收率。目前對(duì)儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)研究的方法主要有毛細(xì)管壓力曲線(xiàn)法、薄片二維定性-半定量分析法、薄片-巖心三維定量分析法和測(cè)井定量分析法4類(lèi)。毛細(xì)管壓力曲線(xiàn)法可定性和定量地研究?jī)?chǔ)集層的孔隙結(jié)構(gòu)［1-4］；薄片二維定性-半定量分析法是利用鑄體薄片-偏光顯微鏡、掃描電鏡（SEM）、背向散射電鏡（BSEM）、聚焦離子束電鏡（FIB-SEM）、場(chǎng)發(fā)射掃描電子顯微鏡（FESEM）等技術(shù)，通過(guò)巖石成像可在二維上識(shí)別出儲(chǔ)集層巖石的孔隙類(lèi)型、喉道類(lèi)型，測(cè)定出孔隙半徑和喉道半徑等參數(shù)［5］，可對(duì)納米級(jí)孔隙和喉道進(jìn)行高清成像和微觀定量分析［6］；薄片-巖心三維定量分析法，是利用激光共聚焦顯微鏡及工業(yè)CT等技術(shù)，對(duì)巖石孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行三維成像和定量分析，其中CT技術(shù)可建立巖心微納米的三維孔隙和喉道數(shù)據(jù)，提取各種孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)，進(jìn)行微觀滲流模擬分析［7-16］，彌補(bǔ)了以往方法對(duì)孔隙結(jié)構(gòu)空間展布刻畫(huà)的不足，對(duì)孔隙結(jié)構(gòu)的分析和評(píng)價(jià)起到重要作用；測(cè)井定量分析法可分為電阻率法、常規(guī)孔滲法和核磁共振法，根據(jù)同一孔隙結(jié)構(gòu)應(yīng)有著相似的微觀特征，且不同孔隙結(jié)構(gòu)的巖石其孔隙度、滲透率、電阻率、巖電參數(shù)等不同，從而實(shí)現(xiàn)對(duì)巖石孔隙結(jié)構(gòu)的評(píng)價(jià)。

準(zhǔn)噶爾盆地西北緣中二疊統(tǒng)夏子街組—下三疊統(tǒng)百口泉組扇三角洲砂礫巖儲(chǔ)集體發(fā)育，已發(fā)現(xiàn)了眾多的地層-巖性油氣藏，具有良好的油氣勘探潛力。目前對(duì)西北緣的砂礫巖儲(chǔ)集體的研究多限于沉積環(huán)境、沉積相［17-19］及砂礫巖成巖作用和儲(chǔ)集層性質(zhì)控制因素等方面［20-24］，對(duì)砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)研究?jī)H限于利用毛細(xì)管壓力曲線(xiàn)法、鑄體薄片、掃描電鏡等常規(guī)方法［25-27］進(jìn)行定性和半定量的研究。對(duì)砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)劃分缺乏合理的依據(jù)，對(duì)孔隙結(jié)構(gòu)缺乏定量化表征。本文以壓汞和巖石鑄體薄片資料為基礎(chǔ)，結(jié)合砂礫巖產(chǎn)層的油氣測(cè)試資料，以實(shí)測(cè)滲透率為孔隙結(jié)構(gòu)分類(lèi)的主要依據(jù)，孔隙半徑、喉道半徑、排驅(qū)壓力和孔隙度為次要依據(jù)，建立了砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型劃分標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)各類(lèi)砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型的形成環(huán)境、沉積特征、巖石學(xué)特征、孔隙類(lèi)型進(jìn)行分析，并利用CT技術(shù)建立了相應(yīng)的定量三維納米級(jí)孔隙結(jié)構(gòu)數(shù)值模型。

1　地質(zhì)概況

準(zhǔn)噶爾盆地西北緣是重要的油氣產(chǎn)區(qū)，構(gòu)造上包括克百斷裂帶、烏夏斷裂帶、瑪湖凹陷，含部分達(dá)巴松凸起、夏鹽凸起及中拐凸起［28-30］（圖1）。

研究區(qū)二疊系自下而上發(fā)育佳木河組、夏子街組、下烏爾禾組和上烏爾禾組，二疊系各層組依次超覆在石炭系之上，二疊紀(jì)末期構(gòu)造抬升加劇，凸起頂部的石炭系、二疊系遭到剝蝕。三疊紀(jì)后盆地持續(xù)下沉，三疊系至白堊系廣泛超覆沉積。中二疊世—早三疊世，由于準(zhǔn)噶爾盆地西北緣邊界大斷裂下降盤(pán)基底持續(xù)下降，形成箕狀斷陷，陡坡一側(cè)鄰近物源，碎屑物質(zhì)供給充足，由陣發(fā)性洪水作用和季節(jié)性河流提供的碎屑物質(zhì)經(jīng)短距離搬運(yùn)，在盆地邊緣沉積了大套的扇三角洲平原亞相礫巖和砂礫巖體，向湖盆中心方向依次沉積了扇三角洲前緣亞相的砂礫巖、含礫砂巖、砂巖和湖泊相粉砂巖、泥巖。因而研究區(qū)中二疊統(tǒng)—下三疊統(tǒng)巖性以灰色、灰褐色、棕色的砂礫巖為主，在下烏爾禾組上部、上烏爾禾組上部和百口泉組上部發(fā)育3套穩(wěn)定的灰色和灰褐色泥巖，夏子街組發(fā)育不等厚互層狀砂礫巖、砂巖和泥巖。

圖1　準(zhǔn)噶爾盆地西北緣構(gòu)造位置

2　砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型

2.1孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型劃分

前人對(duì)準(zhǔn)噶爾盆地西北緣砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)的分類(lèi)，多以石油天然氣儲(chǔ)量計(jì)算規(guī)范中儲(chǔ)集層分類(lèi)的孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)為標(biāo)準(zhǔn)［25-27］，對(duì)砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行劃分，沒(méi)有充分考慮孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)儲(chǔ)集層產(chǎn)能的影響。為了使孔隙結(jié)構(gòu)的劃分能反映儲(chǔ)集層中流體的流動(dòng)能力及后期開(kāi)發(fā)中對(duì)產(chǎn)能的影響，利用目前已有的試油試采資料與對(duì)應(yīng)儲(chǔ)集層物性、孔隙結(jié)構(gòu)的相關(guān)性，確定出與產(chǎn)能有密切關(guān)系的滲透率、孔隙度、平均孔隙半徑和平均喉道半徑作為孔隙結(jié)構(gòu)的參數(shù)，來(lái)對(duì)孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型進(jìn)行劃分。

（1）滲透率在石油天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量產(chǎn)能劃分標(biāo)準(zhǔn)中，將米產(chǎn)液量0.1 m3/d和日產(chǎn)液量1.0 m3作為工業(yè)油層和儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)有效性的下限值。根據(jù)日產(chǎn)液量、米產(chǎn)液量與滲透率和平均喉道半徑的關(guān)系（圖2，圖3），對(duì)應(yīng)此工業(yè)油層產(chǎn)量下限的儲(chǔ)集層滲透率臨界值為0.1 mD.故將滲透率0.1 mD作為儲(chǔ)集層的物性下限值。研究區(qū)碎屑巖滲透率絕大部分小于100.0 mD，主體為1.0～10.0 mD，孔隙度絕大部分小于15.0%，主體為5.0%～10.0%.當(dāng)滲透率大于10.0 mD時(shí)，日產(chǎn)液量多大于10.0 m3（圖2），米產(chǎn)液量多大于1.5 m3/d（圖3），這在研究區(qū)屬于高產(chǎn)油層且數(shù)量不多。故將滲透率10.0 mD作為較優(yōu)孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型和高產(chǎn)油流儲(chǔ)集層物性的下限值。在確定上述兩個(gè)滲透率臨界值的基礎(chǔ)上，為方便起見(jiàn)，取滲透率1.0 mD作為中等孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型的下限值或較差孔隙結(jié)構(gòu)的上限值。因此，研究區(qū)高產(chǎn)油流儲(chǔ)集層、中產(chǎn)油流儲(chǔ)集層和低產(chǎn)油流儲(chǔ)集層砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型的滲透率下限值分別取10.0 mD，1.0 mD和0.1 mD.

圖2　準(zhǔn)噶爾盆地西北緣百口泉組砂礫巖滲透率和平均喉道半徑與日產(chǎn)液量關(guān)系

圖3　準(zhǔn)噶爾盆地西北緣百口泉組砂礫巖滲透率和平均喉道半徑與米產(chǎn)液量關(guān)系

（2）孔隙度砂礫巖中泥質(zhì)的含量對(duì)儲(chǔ)集層物性影響較大，當(dāng)泥質(zhì)含量大于6%時(shí)，砂礫巖的孔隙度以小于6%為主，滲透率以小于0.1 mD為主，為非儲(chǔ)集層。因此在研究孔隙度和滲透率參數(shù)時(shí)，多限定在砂礫巖泥質(zhì)含量小于6%的情況下進(jìn)行討論。在限定砂礫巖泥質(zhì)含量小于6%的孔隙型產(chǎn)液儲(chǔ)集層的條件下，作滲透率與孔隙度相關(guān)曲線(xiàn)（圖4），兩者之間呈指數(shù)關(guān)系，相關(guān)系數(shù)偏低，與研究區(qū)砂礫巖的孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜有關(guān)。根據(jù)滲透率與孔隙度的相關(guān)性，對(duì)應(yīng)滲透率下限值10.0 mD，1.0 mD和0.1 mD的孔隙度分別為17%，10%和6%.

圖4　砂礫巖滲透率與孔隙度相關(guān)曲線(xiàn)及相應(yīng)的孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型（泥質(zhì)含量小于6%）

圖5　砂礫巖滲透率與平均孔隙半徑相關(guān)曲線(xiàn)及相應(yīng)的孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型（泥質(zhì)含量小于6%）

圖6　砂礫巖滲透率與平均喉道半徑相關(guān)曲線(xiàn)及相應(yīng)的孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型（泥質(zhì)含量小于6%）

（3）孔隙喉道在同樣的限定條件下，作砂礫巖平均孔隙半徑與滲透率相關(guān)曲線(xiàn)（圖5），滲透率與平均孔隙半徑之間顯示出良好的指數(shù)相關(guān)性，相關(guān)系數(shù)為0.836.對(duì)應(yīng)滲透率下限值10.0 mD，1.0 mD和0.1 mD的平均孔隙半徑分別為1.00 μm，0.30 μm和0.10 μm.對(duì)應(yīng)滲透率下限值10.0 mD，1.0 mD和0.1 mD的平均喉道半徑分別為0.70 μm，0.30 μm和0.12 μm（圖6）?？梢?jiàn)，平均孔隙半徑下限值與平均喉道半徑下限值之間沒(méi)有很好的對(duì)應(yīng)關(guān)系，但差距不大，如對(duì)應(yīng)滲透率下限值10.0 mD時(shí)的平均孔隙半徑要大于平均喉道半徑，而對(duì)應(yīng)滲透率下限值0.1 mD時(shí)的平均孔隙半徑又要略小于平均喉道半徑。這與從毛細(xì)管壓汞曲線(xiàn)上確定是孔隙還是喉道有一定的人為因素有關(guān)。在討論孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)儲(chǔ)集層滲透性或產(chǎn)液量的影響時(shí)，喉道半徑是更重要的因素，從這個(gè)意義上講，將平均喉道半徑分別為0.70 μm，0.30 μm和0.12 μm作為劃分孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型的臨界值是合適的。

根據(jù)上述對(duì)孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型劃分討論的結(jié)果，將研究區(qū)中二疊統(tǒng)—下三疊統(tǒng)砂礫巖的孔隙結(jié)構(gòu)分為4類(lèi)（表1），其中致密孔隙結(jié)構(gòu)屬非儲(chǔ)集層。

表1　準(zhǔn)噶爾盆地西北緣夏子街組—百口泉組砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)分類(lèi)

2.2定量孔隙結(jié)構(gòu)數(shù)值模型

本次定量孔隙結(jié)構(gòu)模型建立是在運(yùn)用鑄體薄片-偏光顯微鏡和毛細(xì)管壓力曲線(xiàn)進(jìn)行儲(chǔ)集層微觀特征表征基礎(chǔ)上，按孔隙度和對(duì)應(yīng)產(chǎn)層的產(chǎn)能共選送了8塊樣品進(jìn)行工業(yè)CT掃描，其中孔隙度大于8%的3塊，孔隙度6%～8%的3塊，孔隙度4%～6%的2塊。樣品巖性均為巖屑砂礫巖，巖屑含量均大于65%，巖屑主要為凝灰?guī)r巖屑和安山巖巖屑，少量酸性火山巖巖屑，粒徑為0.5～8.0 mm，分選差，磨圓度以次棱角—次圓為主。泥質(zhì)含量為1%～5%，膠結(jié)物主要為方解石，含量小于4%.通過(guò)運(yùn)用高精度成像掃描CT進(jìn)行微納米級(jí)孔隙結(jié)構(gòu)表征，建立了對(duì)應(yīng)的4類(lèi)三維孔隙結(jié)構(gòu)儲(chǔ)集層模型（表2）。

（1）較優(yōu)孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型是砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)最好的一類(lèi)，對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)集層孔隙度為8.50%～14.00%，滲透率為0.9～1.3 mD；較優(yōu)孔隙結(jié)構(gòu)儲(chǔ)集層孔隙體積連通比高、孔隙和喉道的數(shù)量多、體積大（表2，圖7a，圖8a），其連通孔隙體積比為77.74%～81.96%，孔隙和喉道分布范圍廣，孔隙半徑為0.76～23.48 μm，喉道半徑分布區(qū)間比孔隙半徑分布略窄，最大喉道半徑為17.15 μm（圖7a）；典型孔隙結(jié)構(gòu)三維模型見(jiàn)圖8a，可以看出較優(yōu)孔隙結(jié)構(gòu)中，孔隙和喉道極為發(fā)育，且孔隙和喉道之間連通性好。結(jié)合鑄體薄片分析，較優(yōu)孔隙結(jié)構(gòu)儲(chǔ)集層的儲(chǔ)集空間以原生孔為主，次為溶孔。

表2　準(zhǔn)噶爾盆地西北緣4類(lèi)孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型孔隙和喉道結(jié)構(gòu)特征參數(shù)

圖7　準(zhǔn)噶爾盆地西北緣3類(lèi)砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)的孔隙和喉道半徑頻率分布

（2）中等孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)集層孔隙度為6.20%～7.26%，滲透率為0.12～0.58 mD；中等孔隙結(jié)構(gòu)儲(chǔ)集層孔隙體積連通比、孔隙和喉道的個(gè)數(shù)、體積僅次于較優(yōu)孔隙半徑結(jié)構(gòu)，連通孔隙體積比為56.95%～77.74%，孔隙半徑和喉道半徑分布范圍與較優(yōu)孔隙結(jié)構(gòu)相當(dāng)，但發(fā)育個(gè)別較大的孔隙和較粗的喉道，這是顆粒和膠結(jié)物發(fā)生溶蝕形成的，最大孔隙半徑為28.96 μm，最大喉道半徑為25.66 μm（圖7b）；典型孔隙結(jié)構(gòu)三維模型見(jiàn)圖8b，中等孔隙結(jié)構(gòu)儲(chǔ)集層孔隙和喉道分布密集程度減少，孔隙和喉道連通性比較優(yōu)孔隙結(jié)構(gòu)明顯變差；對(duì)應(yīng)儲(chǔ)集空間以溶孔為主，次為原生孔。

（3）較差孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)集層孔隙度為4.05%～5.18%，滲透率為0.134～0.145 mD；較差孔隙結(jié)構(gòu)儲(chǔ)集層孔隙體積連通比為52.82%～56.95%，孔隙半徑以小于16.61 μm為主，喉道半徑以小于9.65 μm為主，以小孔細(xì)喉為主（圖7c）；典型孔隙結(jié)構(gòu)三維模型見(jiàn)圖8c，較差孔隙結(jié)構(gòu)儲(chǔ)集層喉道分布明顯減少，孔隙以小孔為主，表明孔隙之間連通性差；對(duì)應(yīng)儲(chǔ)集空間以溶孔和微孔為主。

圖8　準(zhǔn)噶爾盆地西北緣夏子街組—百口泉組砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)三維模型

（4）致密孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型對(duì)應(yīng)儲(chǔ)集層孔隙度小于4.0%，滲透率小于0.1 mD，屬非儲(chǔ)集層。致密孔隙結(jié)構(gòu)儲(chǔ)集層孔隙體積連通比小于52.82%，孔隙半徑以小于10.94 μm為主，喉道半徑以小于8.14 μm為主，數(shù)量和體積明顯減少（表2）。典型孔隙結(jié)構(gòu)三維模型見(jiàn)圖8d，致密孔隙結(jié)構(gòu)儲(chǔ)集層孔隙和喉道多為微細(xì)，且相互之間大多孤立，不連通，對(duì)應(yīng)儲(chǔ)集空間以微孔為主。

3　砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)的影響因素

砂礫巖的孔隙結(jié)構(gòu)特征與巖石學(xué)特征之間存在內(nèi)在聯(lián)系，巖石學(xué)特征是孔隙結(jié)構(gòu)特征的基礎(chǔ)。研究區(qū)儲(chǔ)集層碎屑顆粒的粒徑較粗，多為礫巖、砂礫巖和含礫中粗砂巖，而粉砂巖和細(xì)砂巖往往為非儲(chǔ)集層。同時(shí)儲(chǔ)集層砂礫巖的分選較差，以較差—差分選為主。故在儲(chǔ)集層范疇內(nèi)，砂礫巖的粒徑和分選性不是孔隙結(jié)構(gòu)的主要影響因素。研究表明，砂礫巖的泥質(zhì)含量、火山巖巖屑含量、膠結(jié)物含量和壓實(shí)量控制了孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型。

圖9　準(zhǔn)噶爾盆地西北緣百口泉組砂礫巖孔隙度和滲透率與泥質(zhì)含量關(guān)系

圖10　準(zhǔn)噶爾盆地西北緣不同孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型儲(chǔ)集層微觀巖石結(jié)構(gòu)特征

3.1泥質(zhì)含量

砂礫巖的泥質(zhì)含量與孔隙結(jié)構(gòu)特征關(guān)系密切，隨著泥質(zhì)含量的升高，滲透率呈指數(shù)下降（圖9）。泥質(zhì)含量大于6.0%時(shí)，孔隙度以小于6%為主，滲透率以小于0.1 mD為主，按砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)（表1）為致密孔隙結(jié)構(gòu)，是非儲(chǔ)集層，對(duì)應(yīng)米產(chǎn)液量小于0.1 m3/d，日產(chǎn)液量小于1.0 m3，產(chǎn)量小的原因在于砂礫巖粒間孔中充填的泥質(zhì)中主要發(fā)育微孔（包括粒間微孔和晶間微孔），微孔的比例大于90.0%，喉道極細(xì)（一般小于0.1 μm）且復(fù)雜，因此砂礫巖中可以有油浸染，但原油很難流動(dòng)（圖10a）；當(dāng)泥質(zhì)含量為2.0%～ 5.0%時(shí)，孔隙度為6.0%～10.0%，滲透率為0.1～1.0 mD，為較差孔隙結(jié)構(gòu)，對(duì)應(yīng)米產(chǎn)液量為0.1～0.6 m3/d，日產(chǎn)液量為1.0～5.0 m3，孔隙類(lèi)型為顯孔和微孔的過(guò)渡類(lèi)型（圖10b），微孔含量為70.0%～90.0%；當(dāng)泥質(zhì)含量小于2.0%時(shí)，孔隙度以大于10.0%為主，滲透率以大于1.0 mD為主，為中等—較優(yōu)孔隙結(jié)構(gòu)，對(duì)應(yīng)米產(chǎn)液量大于0.6 m3/d，日產(chǎn)液量大于5.0 m3，孔隙類(lèi)型以溶孔型和原生孔型顯孔為主（圖10c，圖10d），微孔含量一般為50.0%～70.0%.因此，隨泥質(zhì)含量升高，孔隙度和滲透率明顯下降，孔隙結(jié)構(gòu)變差，產(chǎn)液量也明顯降低。

3.2巖屑組分含量

砂礫巖的碎屑組分含量與孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型有一定的關(guān)系，研究區(qū)主要碎屑組分是以凝灰?guī)r為主的火山巖巖屑和長(zhǎng)石。從圖11可以看出，火山巖巖屑含量與孔隙度和滲透率有明顯的相關(guān)性，火山巖巖屑含量越高，其孔隙結(jié)構(gòu)越差，物性越差。較優(yōu)孔隙結(jié)構(gòu)砂礫巖儲(chǔ)集層火山巖巖屑含量以小于70%為主，中等孔隙結(jié)構(gòu)砂礫巖儲(chǔ)集層火山巖巖屑含量在70%～90%，較差孔隙結(jié)構(gòu)砂礫巖儲(chǔ)集層火山巖巖屑含量多大于90%.火山巖巖屑含量大于90%時(shí)，火山巖巖屑易被壓實(shí)，孔隙結(jié)構(gòu)變差，而當(dāng)火山巖巖屑含量小于90%時(shí)，由于剛性顆粒石英和長(zhǎng)石含量增加，巖石抗壓性增強(qiáng)，火山巖巖屑發(fā)生溶蝕，產(chǎn)生溶孔，使孔隙結(jié)構(gòu)變好。

圖11　準(zhǔn)噶爾盆地西北緣火山巖巖屑含量與孔隙度（a）和滲透率（b）關(guān)系

3.3壓實(shí)作用和膠結(jié)作用

根據(jù)顯微鏡下碎屑顆粒接觸關(guān)系及膠結(jié)物產(chǎn)狀（圖10），研究區(qū)碎屑顆粒多以線(xiàn)接觸為主，次為凹凸接觸，反映研究區(qū)壓實(shí)作用以中等—較強(qiáng)為主；膠結(jié)物主要以晶形較好的晶粒、晶簇狀出現(xiàn)于壓實(shí)作用后剩余的孔隙中，平均含量為5%，膠結(jié)程度中等。對(duì)研究區(qū)上烏爾禾組碎屑巖壓實(shí)作用和膠結(jié)作用對(duì)原始孔隙的影響程度分析（圖12），上烏爾禾組砂礫巖因壓實(shí)作用造成的減孔量（平均15%）明顯大于因膠結(jié)作用造成的減孔量（平均5%）。當(dāng)壓實(shí)作用和膠結(jié)作用增強(qiáng)時(shí)，造成孔隙體積縮小、喉道變細(xì)，孔隙結(jié)構(gòu)變差甚至消失。假設(shè)砂礫巖的原始孔隙度為36%，膠結(jié)物含量取平均值5%，孔隙度取砂礫巖儲(chǔ)集層下限值6%，則儲(chǔ)集層能經(jīng)受的最大壓實(shí)量25%.當(dāng)壓實(shí)作用較弱時(shí)，取壓實(shí)減孔量的最低值18%，孔隙度仍取砂礫巖儲(chǔ)集層下限值6%，若不考慮溶蝕作用，則最大的膠結(jié)減孔量為12%.因此，當(dāng)膠結(jié)物含量大于12%或壓實(shí)量大于25%時(shí)，砂礫巖多為致密孔隙結(jié)構(gòu)，一般為非儲(chǔ)集層。同理可推算出較優(yōu)孔隙結(jié)構(gòu)、中等孔隙結(jié)構(gòu)和較差孔隙結(jié)構(gòu)的壓實(shí)量和膠結(jié)物含量（表3）。

圖12　準(zhǔn)噶爾盆地西北緣上烏爾禾組碎屑巖儲(chǔ)集層壓實(shí)作用和膠結(jié)作用減孔評(píng)價(jià)

4　儲(chǔ)集層產(chǎn)能評(píng)價(jià)意義

由于對(duì)砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)的劃分是以試油試采資料為基礎(chǔ)，根據(jù)儲(chǔ)集層產(chǎn)能厘定出不同孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型的參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)，因而此砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)分類(lèi)方法反映了儲(chǔ)集層的儲(chǔ)集性能和產(chǎn)能。根據(jù)孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)別及其對(duì)應(yīng)儲(chǔ)集層厚度，就可預(yù)測(cè)儲(chǔ)集層的儲(chǔ)集能力和產(chǎn)能。這對(duì)儲(chǔ)集層的有效性和儲(chǔ)集層等級(jí)劃分具有較好的指導(dǎo)作用，同時(shí)為儲(chǔ)集層儲(chǔ)量計(jì)算及后期產(chǎn)能建設(shè)提供依據(jù)。如瑪18井百口泉組3 898.0—3 920.0 m層段，儲(chǔ)集層厚度為16.0 m，平均滲透率為15.74 mD，平均孔隙半徑為1.12 μm，為較優(yōu)孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型，米產(chǎn)液量應(yīng)大于1.5 m3/d，結(jié)果試油日產(chǎn)液為33.23 m3，米產(chǎn)液量為2.1 m3/d.瑪134井百口泉組3 169.0—3 188.0 m層段，儲(chǔ)集層厚度為13.0 m，平均滲透率為1.79 mD，平均孔隙半徑為0.45 μm，為中等孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型，米產(chǎn)液量應(yīng)為0.6～1.5 m3/d，結(jié)果試油日產(chǎn)液為8.43 m3，米產(chǎn)液量為0.65 m3/d.因此，此砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)分類(lèi)所預(yù)測(cè)產(chǎn)能與儲(chǔ)集層實(shí)際產(chǎn)能吻合較好，故使用此分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)可以預(yù)測(cè)儲(chǔ)集層的儲(chǔ)集能力、產(chǎn)能，并可進(jìn)行儲(chǔ)集層質(zhì)量等級(jí)評(píng)價(jià)。

表3　準(zhǔn)噶爾盆地西北緣夏子街組—百口泉組砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型與巖石學(xué)特征對(duì)應(yīng)關(guān)系

5　結(jié)論

（1）結(jié)合勘探實(shí)踐建立了砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)，將研究區(qū)砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型劃分為較優(yōu)孔隙結(jié)構(gòu)、中等孔隙結(jié)構(gòu)、較差孔隙結(jié)構(gòu)及致密孔隙結(jié)構(gòu)4類(lèi)。從較優(yōu)孔隙結(jié)構(gòu)到致密孔隙結(jié)構(gòu)，砂礫巖的喉道逐漸變細(xì)、滲透率逐漸變小、孔隙結(jié)構(gòu)逐漸變差。隨著儲(chǔ)集層滲透率和孔隙半徑的增大，產(chǎn)液量呈指數(shù)增加。這4種孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型反映了儲(chǔ)集層的儲(chǔ)集能力、產(chǎn)能及儲(chǔ)集層質(zhì)量等級(jí)，對(duì)儲(chǔ)集層預(yù)測(cè)和評(píng)價(jià)有重要指導(dǎo)意義。

（2）利用CT進(jìn)行微納米級(jí)孔隙結(jié)構(gòu)高精度成像掃描，建立了4類(lèi)孔隙結(jié)構(gòu)的三維孔隙結(jié)構(gòu)數(shù)值模型。較優(yōu)孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型孔隙體積連通比較高，以原生孔為主，次為溶孔；中等孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型孔隙體積連通比中等，以溶孔為主，次為原生孔，孔隙半徑和喉道半徑有所偏大；較差孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型孔隙體積連通比低，以溶孔和微孔為主；致密孔隙結(jié)構(gòu)類(lèi)型為極低孔隙體積連通比，以微孔為主。

（3）砂礫巖的孔隙結(jié)構(gòu)主要受泥質(zhì)含量、火山巖巖屑含量、壓實(shí)作用和膠結(jié)作用控制，其中泥質(zhì)含量及火山巖巖屑含量是控制砂礫巖孔隙結(jié)構(gòu)變化的主要控制因素。較優(yōu)孔隙結(jié)構(gòu)和中等孔隙結(jié)構(gòu)的砂礫巖貧泥，孔隙類(lèi)型以原生孔型和溶孔型為主，主要發(fā)育于牽引流沉積的扇三角洲平原的辮狀河道和扇三角洲前緣的水下分流河道砂體中；較差孔隙結(jié)構(gòu)的砂礫巖貧泥—含泥，孔隙類(lèi)型以原生孔-溶孔-微孔組合為主，主要發(fā)育于為扇三角洲平原和扇三角洲前緣的碎屑流中；致密孔隙結(jié)構(gòu)的砂礫巖以富泥和強(qiáng)膠結(jié)為主，孔隙類(lèi)型以粒間和晶間微孔為主，主要發(fā)育于富泥的扇三角洲分流河道以及扇三角洲各類(lèi)砂體的頂、底膠結(jié)帶中。

［1］羅蟄譚，王允誠(chéng).油氣儲(chǔ)集層的孔隙結(jié)構(gòu)［M］.北京：科學(xué)出版社，1986：80-l37. LUO Zhetan，WANG Yuncheng.Pore structure of oil-gas reservoir［M］.Beijing：Science Press，1986：80-l37.

［2］羅明高.毛管壓力曲線(xiàn)分布特征的確定［J］.西南石油學(xué)院學(xué)報(bào)，1988，10（4）：71-85. LUO Minggao.Determination of the distribution types of capillary pressure curves［J］.Journal of Southwestern Petroleum Institute，1988，10（4）：71-85.

［3］PITTMAN E D.Relationship of porosity and permeability to various parameters derived from mercury injection capillary pressure curves for sandstone［J］.AAPG Bulletin，1992，76（2）：191-198.

［4］陳杰，周改英，趙喜亮，等.儲(chǔ)層巖石孔隙結(jié)構(gòu)特征研究方法綜述［J］.特種油氣藏，2005，12（4）：11-14. CHEN Jie，ZHOU Gaiying，ZHAO Xiliang，et al.Overview of study methods of reservoir rock pore structure［J］.Special Oil&Gas Reservoirs，2005，12（4）：11-14.

［5］何更生.油層物理［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2004：192-215. HE Gengsheng.Petrophysics［M］.Beijing:Petroleum Industry Press，2004：192-215.

［6］SOK R M，VARSLOT T，GHOUS A，et al.Pore scale characterization of carbonates at multiple scales：integration of micro—CT，BSEM，and FIBSEM［J］.Petrophysics，2010，51（6）：379-387.

［7］侯健，李振泉，張順康，等.巖石三維網(wǎng)絡(luò)模型構(gòu)建的實(shí)驗(yàn)和模擬研究［J］.中國(guó)科學(xué)G輯：物理學(xué)力學(xué)天文學(xué)，2008，38（11）：1 563-1 575. HOU Jian，LI Zhenquan，ZHANG Shunkang，et al.Rock experimental and simulation study on building three-dimension network model［J］.Science in China Series G：Physics，Mechanics&Astronomy，2008，38（11）：1 563-1 575.

［8］?REN P E，BAKKE S.Process based reconstruction of sandstones and prediction of transport properties［J］.Transport in Porous Media，2002，46（2）：311-343.

［9］?REN P E，BAKKE S.Reconstruction of berea sandstone and porescale modeling of wettability effects［J］.Journal of Petroleum Science and Engineering，2003，39（3）：177-199.

［10］ARNS C H，BAUGET F，LIMAYE A，et al.Pore scale characterization of carbonates using X-ray microtomography［J］.Society of Petroleum Engineers，2005，10（4）：475-484.

［11］SHEPPARD A P，SOK R M，AVERDUNK H，et al.Analysis of rock microstructure using high resolution X-ray tomography［C］// Trondheim，Norway：Society of Core Analysts（ed）.Symposium Proceedings of the Society of Core Analysts，2006.

［12］HU D.Micro-CT imaging and pore network extraction［D］.London：Imperial College，2007.

［13］HU D，F(xiàn)JELDSTAD S，ALBERTS L，et al.Pore network modelling on carbonate：a comparative study of different micro-CT network extraction methods［C］//Abu Dhabi，UAE：Society of Core Analysts（ed），Symposium Proceedings of the Society of Core Analysts，2008.

［14］王家祿，高建，劉莉.應(yīng)用CT技術(shù)研究巖石孔隙變化特征［J］.石油學(xué)報(bào)，2009，30（6）：887-893. WANG Jialu，GAO Jian，LIU Li.Porosity characteristics of sandstone by X-ray CT scanning system［J］.Acta Petrolei Sinica，2009，30（6）：887-893.

［15］佘敏，壽建峰，鄭興平，等.基于CT成像的三維高精度儲(chǔ)集層表征技術(shù)及應(yīng)用［J］.新疆石油地質(zhì)，2011，32（6）：664-666. SHE Min，SHOU Jianfeng，ZHENG Xingping，et al.3D high resolution reservoir characterization technique based on CT imaging and application［J］.Xinjiang Petroleum Geology，2011，32（6）：664-666.

［16］張?zhí)旄叮瑝劢ǚ?，鄭興平，等.川東北下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組鮞粒白云巖孔喉的空間展布與刻畫(huà)［J］.古地理學(xué)報(bào)，2012，14（2）：187-196. ZHANG Tianfu，SHOU Jianfeng，ZHENG Xingping，et al.Spatial distribution and characterization of pore and throat of ooliticdolostone of the Lower Triassic Feixianguan formation in northeastern Sichuan Province［J］.Journal of Palaeogeography，2012，14（2）：187-196.

［17］張順存，陳麗華，周新艷，等.準(zhǔn)噶爾盆地克百斷裂下盤(pán)二疊系砂礫巖的沉積模式［J］.石油與天然氣地質(zhì)，2009，30（6）：740-746. ZHANG Shuncun，CHEN Lihua，ZHOU Xinyan，et al.Sedimentary model of the Permian sandy conglomerate in the footwall of the Kebai fault，the Junggar basin［J］.Oil&Gas Geology，2009，30（6）：740-746.

［18］史基安，何周，丁超，等.準(zhǔn)噶爾盆地西北緣克百地區(qū)二疊系沉積特征及沉積模式［J］.沉積學(xué)報(bào)，2010，28（5）：962-968. SHI Ji'an，HE Zhou，DING Chao，et al.Sedimentary characteristics and model of Permian system in Ke-Bai area in the northwestern margin of Junggar basin［J］.Acta Sedimentologica Sinica，2010，28（5）：962-968.

［19］宮清順，黃革萍，倪國(guó)輝，等.準(zhǔn)噶爾盆地烏爾禾油田百口泉組沖積扇沉積特征及油氣勘探意義［J］.沉積學(xué)報(bào)，2010，28（6）：1 135-1 144. GONG Qingshun，HUANG Geping，NI Guohui，et al.Characteristics of alluvial fan in Baikouquan formation of Wuerhe oil field in Junggar basin and petroleum prospecting significance［J］.Acta Sedmentologica Sinica，2010，28（6）：1 135-1 144.

［20］LOWE D R.Sediment gravity flows：Ⅱdepositional models with special reference to the deposits of high-density turbidity currents［J］.Journal of Sedimentary Petrology，1982，52（1）：279-297.

［21］孫玉善，曹自強(qiáng).克拉瑪依油區(qū)沸石類(lèi)礦物特征及分布規(guī)律［J］.新疆石油地質(zhì)，1991，12（3）：253-261. SUN Yushan，CAO Ziqiang.Characteristics and distribution of zeolite group minerals in Karamay oilfields［J］.Xinjiang Petroleum Geology，1991，12（3）：253-261.

［22］韓守華，余和中，斯春松，等.準(zhǔn)噶爾盆地儲(chǔ)層中方沸石的溶蝕作用［J］.石油學(xué)報(bào)，2007，28（3）：51-62. HAN Shouhua，YU Hezhong，SI Chunsong，et al.Corrosion of analcite in reservoir of Junggar basin［J］.Acta Petrolei Sinica，2007，28（3）：51-62.

［23］朱世發(fā)，朱筱敏，王一博，等.準(zhǔn)噶爾盆地西北緣克百地區(qū)三疊系儲(chǔ)層溶蝕作用特征及孔隙演化［J］.沉積學(xué)報(bào)，2010，28（3）：547-555. ZHU Shifa，ZHU Xiaomin，WANG Yibo，et al.Dissolution characteristics and pore evolution of Triassic reservoir in Ke-bai area northwestern margin of Junggar basin［J］.Acta Sedimentologica Sinica，2010，28（3）：547-555.

［24］朱世發(fā)，朱筱敏，王緒龍，等.準(zhǔn)噶爾盆地西北緣二疊系沸石礦物成巖作用及對(duì)油氣的意義［J］.中國(guó)科學(xué)：地球科學(xué)，2011，41（11）：1 602-1 612. ZHU Shifa，ZHU Xiaomin，WANG Xulong，et al.Zeolite diagenesis and its control on petroleum reservoir quality of Permian in northwestern margin of Junggar basin，China［J］.Science China：Earth Sciences，2011，41（11）：1 602-1 612.

［25］羅明高，張庭輝.克拉瑪依礫巖油藏微觀孔隙結(jié)構(gòu)及分類(lèi)［J］.石油與天然氣地質(zhì)，1992，13（2）：201-210. LUO Minggao，ZHANG Tinghui.Micropore structure and classification of conglomerate reservoir formation in Karamay oilfield［J］. Oil&Gas Geology，1992，13（2）：201-210.

［26］羅明高.用X2（n）分布研究毛管壓力曲線(xiàn)及對(duì)八區(qū)烏爾禾巨厚礫巖油藏的研究［J］.石油勘探與開(kāi)發(fā)，1989，16（1）：73-82. LUO Minggao.A study of the capillary curve of the thick conglomeratic reservoir in the 8th block，Karamay oil field and its geological significance［J］.Petroleum Exploration and Development，1989，16（1）：73-82.

［27］李嶸.準(zhǔn)噶爾盆地西北緣二疊系儲(chǔ)層特征及分類(lèi)［J］.石油與天然氣地質(zhì)，2001，22（1）：78-81. LI Rong.Characteristics and classification of Permian reservoirs in northwestern margin of Junggar basin［J］.Oil&Gas Geology，2001，22（1）：78-81.

［28］雷振宇，魯兵，蔚遠(yuǎn)江，等.準(zhǔn)噶爾盆地西北緣構(gòu)造演化與扇體形成和分布［J］.石油與天然氣地質(zhì)，2005，26（1）：86-91. LEI Zhenyu，LU Bing，WEI Yuanjiang，et al.Tectonic evolution and development and distribution of fans on northwestern edge of Junggar basin［J］.Oil&Gas Geology，2005，26（1）：86-91.

［29］王惠民，吳華，靳濤，等.準(zhǔn)噶爾盆地西北緣油氣富集規(guī)律［J］.新疆地質(zhì)，2005，23（3）：278-282. WANG Huimin，WU Hua，JIN Tao，et al.Rule of hydrocarbon accumulation in the northwest edge of Junggar basin［J］.Xinjiang Geology，2005，23（3）：278-282.

（編輯曹元婷）

Pore Structures and Controlling Factors of Middle Permian-Lower Triassic Sandy Conglomerates in Northwestern Margin of Junggar Basin

CHEN Nenggui，GUO Mozhen，MENG Xiangchao
（Institute of Experiment，Hangzhou Research Institute of Petroleum Geology，PetroChina，Hangzhou，Zhejiang 310023，China）

Pore structure types and the controlling factors are difficulties in sandy conglomerate reservoir research and also the basis for sandy conglomerate reservoir evaluation and prediction.Based on the data of high-resolution CT imaging scanning，petrophysical properties of cores，formation and production tests，and integrated with petrological-mineralogical characteristics of sandy conglomerate，a research on pore structures and the controlling factors is carried out for Middle Permian-Lower Triassic sandy conglomerate reservoirs in northwestern margin of Junggar basin.Standards for pore structure classification in sandy conglomerate reservoirs are established using pore throat radius，porosity and permeability，then the pore structures in the study area are divided into 4 types such as good，medium，poor and tight pore structures，and 3D quantitative pore-structure numerical models are established for each kind of pore structure.The result shows that the pore structures of the sandy conglomerate reservoirs are mainly controlled by shale content，debris content of volcanic rocks，compaction and cementation，among which the former two are dominant controlling factors.With the increase of shale content and debris content of volcanic rocks，compaction and cementation become stronger and pore structures become poorer.Sandy conglomerate with good-medium pore structures mainly occurs in the braided-channel of fan-delta plain and underwater distributary channels of fan-delta front in tractive current depositions；that with poor pore structures develops in the debris flow of fan delta；that with tight pore structures occurs in mud-rich fan-delta distributary channel and strong cemented zone of the tops and bases of sandbodies.

Junggar basin；northwest margin；Middle Permian；Lower Triassic；sandy conglomerate；glutenite；pore structure；controlling factor；numerical model

TE112.2

A

1001-3873（2016）04-0401-08

10.7657/XJPG20160404

2016-03-09

2016-04-18

國(guó)家973項(xiàng)目（2014CB239002）

陳能貴（1963-），男，浙江臨安人，高級(jí)工程師，石油地質(zhì)，（Tel）0571-85224927（E-mail）chenng_hz@petrochina.com.cn