龐河清曾 焱劉成川黎華繼李 琦彭 軍嚴(yán)煥榕陳 俊

（1中國石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院；2中國石化西南油氣分公司開發(fā)管理部；3中國地質(zhì)大學(xué)（北京）能源學(xué)院；4西南石油大學(xué)資源與環(huán)境學(xué)院）

川西坳陷須五段儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征及其控制因素

龐河清1曾 焱2劉成川1黎華繼1李 琦3彭 軍4嚴(yán)煥榕1陳 俊1

（1中國石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院；2中國石化西南油氣分公司開發(fā)管理部；3中國地質(zhì)大學(xué)（北京）能源學(xué)院；4西南石油大學(xué)資源與環(huán)境學(xué)院）

非常規(guī)氣藏儲層的微觀孔隙結(jié)構(gòu)是影響氣藏儲集性能和開發(fā)效果的重要因素。以須五段砂巖、泥巖儲層為研究對象，綜合應(yīng)用掃描電鏡、低溫氮氣吸附法、激光掃描共聚焦顯微鏡以及微米—納米CT掃描等技術(shù)手段，對川西坳陷須五段儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)展開深入研究。研究結(jié)果表明：①須五段砂巖孔隙類型主要有溶蝕孔、晶間孔、微裂縫，溶蝕孔最為發(fā)育；泥質(zhì)巖孔隙類型有礦物基質(zhì)孔（粒間孔、粒內(nèi)孔、晶間孔）、有機質(zhì)孔、微裂縫，粒間孔、晶間孔最為發(fā)育。②須五段儲層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，以中孔、大孔為主，多呈廣體細(xì)頸型和平板狹長縫型，其比表面積介于1.44～11.7m2/g之間，平均孔徑介于5.75～15.6nm之間，砂巖比表面積比泥巖小，但孔徑反而較大。③考慮到研究區(qū)非常規(guī)氣藏儲層的復(fù)雜性，單一技術(shù)手段表征孔隙結(jié)構(gòu)都存在片面性，那么有機整合多種現(xiàn)代高精度技術(shù)手段進行非常規(guī)氣藏儲層微觀孔隙分析顯得尤為重要。在此基礎(chǔ)上，分析了須五段非常規(guī)氣藏儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)的控制因素及產(chǎn)能與不同類型孔隙的關(guān)系，為后續(xù)“甜點”預(yù)測提供地質(zhì)依據(jù)。

川西坳陷；須五段；孔隙類型；微觀孔隙結(jié)構(gòu)；控制因素

川西坳陷上三疊統(tǒng)須家河組五段（簡稱“須五段”）是以泥巖沉積為主，砂巖、泥巖頻繁互層的陸相地層，以往只是作為上覆侏羅系氣藏?zé)N源巖來開展研究[1]。受北美頁巖氣工業(yè)的影響，國內(nèi)油公司及許多學(xué)者于2012年開始對其進行聯(lián)合攻關(guān)研究[2]。然而隨著認(rèn)識的深入，發(fā)現(xiàn)該氣藏砂巖、泥巖儲層物性均較差，屬于特低孔—超致密氣藏，相對高產(chǎn)井層段主要位于由富含有機質(zhì)的泥巖與具有一定儲集性能的砂巖組成的源儲體中，單一巖性儲層其產(chǎn)出效果并不好，因而認(rèn)為須五段氣藏是有別于頁巖氣和致密砂巖氣的非常規(guī)氣藏。鑒于須五段非常規(guī)氣藏的復(fù)雜性，那么研究儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征，了解其儲集空間類型及流體滲流性能，對評價該類型氣藏儲層品質(zhì)、氣藏流體賦存狀態(tài)以及能否實現(xiàn)商業(yè)開采都具有重要的現(xiàn)實意義[3]。針對須五段非常規(guī)氣藏儲層孔隙結(jié)構(gòu)的表征手段較多，但總體可歸納為直接觀察法（鑄體薄片、激光掃描共聚焦顯微鏡、掃描電鏡等）與流體注入法（低溫氮氣吸附法、高壓壓汞法等）兩大類[3-4]。雖然眾多手段能定性描述及定量測定孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)，但由于須五段儲層微觀孔隙類型多樣、泥巖礦物組成及有機質(zhì)分布的差異性，使得利用單一手段來確定其微觀孔隙結(jié)構(gòu)常存在片面性，那么如何區(qū)分各技術(shù)手段的有效性以及多尺度特征表征的統(tǒng)一性都需進一步探索[4]。本文綜合運用低溫氮氣吸附法、激光掃描共聚焦顯微鏡、掃描電鏡以及微米—納米CT掃描來表征須五段砂巖、泥巖的微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征及其控制因素，分析各種手段的優(yōu)劣性，力爭客觀地、全面地研究非常規(guī)儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征，為后續(xù)相關(guān)評價工作提供地質(zhì)依據(jù)。

1 研究區(qū)概況

川西坳陷上三疊統(tǒng)須家河組五段（T3x5）屬于前三角洲—濱、淺湖沉積，湖泛面旋回頻繁，巖性主要為深灰色、黑色泥頁巖、碳質(zhì)泥巖，夾巖屑石英砂巖、巖屑砂巖、粉砂巖，局部夾煤層（線）。須五段有機質(zhì)類型屬于典型的腐殖型干酪根；其TOC為0～40.98%，平均為2.62%，主要分布在0～1%和1%～2%；Tmax值主要為444～503℃，平均為469.98℃；Ro為0.83%～1.53%，平均為1.19%，表明其熱演化程度總體處于低成熟—成熟階段。須五段泥質(zhì)巖脆性礦物組合共占63.46%，黏土礦物所占比率為36.54%，與國內(nèi)外頁巖氣田相比，石英含量總體還是偏低[5]。儲層物性方面，泥質(zhì)巖孔隙度為0.28%～5.99%，平均為2.13%，滲透率為0.001～5.201mD，平均為0.46mD，基質(zhì)滲透率為0.001～0.929mD，平均為0.08mD；粉砂巖孔隙度為0.67%～5.49%，平均為1.75%，滲透率為0.001～5.67mD，平均為0.112mD，基質(zhì)滲透率為0.001～0.84mD，平均為0.033mD；細(xì)砂巖孔隙度為0.41%～6.65%，平均為1.73%，滲透率為0.002～8.65mD，平均為0.097mD，基質(zhì)滲透率為0.002～0.296mD，平均為0.015mD，表明不同巖性儲層物性總體很差，屬于特低孔—超致密儲層。

2 微觀孔隙類型

2.1 砂巖儲層微觀孔隙類型

川西坳陷須五段砂巖包括淺灰色、灰色細(xì)粒巖屑砂巖、灰色粉砂巖、極少量淺灰色中粒巖屑砂巖，砂巖顆粒粒度整體偏細(xì)，且普遍致密化。其孔隙類型較為復(fù)雜，主要有黏土礦物晶間孔、巖屑（長石）溶蝕孔、微裂縫三大類，孔、縫形狀不一，常呈孤立狀，連通性較差?？傮w上，以溶蝕孔最為發(fā)育，晶間孔、微裂縫次之。

2.1.1 溶蝕孔

須五段砂巖溶蝕孔包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔，其中尤以粒內(nèi)溶孔最為常見，粒間溶孔僅在個別露頭樣品薄片中可見。掃描電鏡下較為明顯的粒內(nèi)溶孔主要有長石粒內(nèi)溶孔、堇青石粒內(nèi)溶孔、燧石巖屑粒內(nèi)溶孔。長石粒內(nèi)溶孔是在解理面或雙晶面上發(fā)生局部或者全部溶解，溶孔大小不一，形狀呈菱形、長條形、橢圓形等，棱角較分明，其連通性依賴于解理縫的張開程度（圖1a）；堇青石粒內(nèi)溶孔大小比較均一，基本都在0.5μm左右，呈圓形、橢圓形零星分布于堇青石顆粒內(nèi)，連通性差（圖1b）；燧石巖屑粒內(nèi)溶孔呈圓形規(guī)則狀或蜂窩狀分布于巖屑顆粒中，溶孔普遍呈圓形，彼此連通性較好（圖1c）。

2.1.2 晶間孔

區(qū)內(nèi)須五段砂巖中泥質(zhì)填隙物含量高，黏土礦物納米級晶間孔較為發(fā)育，主要為高嶺石、云母片晶間孔，其次為少量綠/蒙混層微孔。高嶺石晶間孔孔徑變化較大，較小的孔徑多為300～400nm，較大的孔徑多分布在1～10μm之間（圖1d）；云母片晶間孔則呈狹長縫狀，縫寬幾百納米至幾微米不等（圖1e）。

2.1.3 微裂縫

微裂縫的形成與巖石的組成、成巖作用、地層壓力變化以及有機質(zhì)熱演化等因素有關(guān)[6-7]。區(qū)內(nèi)須五段砂巖微裂縫有解理縫、構(gòu)造縫及少量有機質(zhì)收縮縫。掃描電鏡下可見少量長石解理縫，解理縫多呈孤立狀存在，整體上延伸不遠(yuǎn)、延伸方向一致，縫間距寬為1～4μm；構(gòu)造縫縫面較平直，延伸遠(yuǎn)，常與主裂縫高角度相交，縫間距多分布于200nm至幾微米之間（圖1f）。微裂縫由于縫間距較小，基本不構(gòu)成儲層的儲集空間，對孔隙度影響不大，但微裂縫（尤其是構(gòu)造縫）能起到滲濾作用，可以溝通孤立狀的孔隙，從而提高致密砂巖的滲透性。

圖1 須五段致密砂巖微觀孔隙類型

2.2 泥質(zhì)巖儲層微觀孔隙類型

目前被廣大學(xué)者所接受的泥頁巖孔隙分類方案主要是參考了國際理論（化學(xué)）與應(yīng)用化學(xué)聯(lián)合會（IUPAC）對多孔物質(zhì)的孔隙劃分方案：微孔（孔徑≤2nm）、中孔（2nm＜孔徑＜50nm）、大孔（孔徑≥50nm）[8-13]。該方案的提出對于定量評價泥頁巖的孔隙大小與分布具有重要的現(xiàn)實意義[14]。但是鑒于須五段泥頁巖絕大部分孔隙都屬于大孔范疇，若按上述方案劃分將過于籠統(tǒng)[15]。本文主要借鑒于炳松泥頁巖孔隙分類方案，將泥頁巖孔隙類型分為礦物基質(zhì)孔、有機質(zhì)孔和微裂縫三大類，其中礦物基質(zhì)孔又進一步劃分為粒間孔、粒內(nèi)孔、晶間孔[15]?？傮w上，區(qū)內(nèi)須五段泥質(zhì)巖儲層以粒間孔、晶間孔最為發(fā)育，微裂縫、有機質(zhì)孔次之，粒內(nèi)孔發(fā)育較差。

2.2.1 礦物基質(zhì)孔

粒間孔：常發(fā)育于剛性顆粒彎曲處（圖2a），多呈三角形或長條形。須五段埋深普遍在3000m左右，儲層普遍致密化，雖然孔隙數(shù)量較少，但孔徑卻較大。該類粒間孔多數(shù)為次生孔隙，其孔徑在90nm～1.1μm之間（表1）[16]，反映剛性顆?；蝠ね恋V物片之間在經(jīng)壓實和膠結(jié)作用后的殘余孔隙[15]。

粒內(nèi)孔：主要包括鑄?？住⒒瘍?nèi)腔孔、球糞狀黃鐵礦粒內(nèi)孔、黏土或云母片礦物層間粒內(nèi)孔等（圖2b）。研究區(qū)須五段泥質(zhì)巖儲層黏土礦物層間粒內(nèi)孔在不同樣品中都可見到，但其孔隙數(shù)量十分有限（表1）。由于黏土礦物不穩(wěn)定，其蒙脫石在沉積埋藏轉(zhuǎn)變?yōu)橐?蒙混層或伊利石的過程中會產(chǎn)生少量粒內(nèi)孔；或者在深埋過程中，由于干酪根熱解過程中產(chǎn)生的酸使得不穩(wěn)定礦物顆粒易溶解而形成粒內(nèi)孔或粒內(nèi)溶孔（圖2c），其孔隙形態(tài)以圓形—次圓形為主，呈絮狀或孤立狀分布于顆粒內(nèi)，連通性極差。

晶間孔：由于晶體在生長及堆積過程中易受外界環(huán)境干擾，以致晶體間常發(fā)育大量縫隙[17]。掃描電鏡下發(fā)現(xiàn)研究區(qū)須五段泥質(zhì)巖晶間孔主要有高嶺石晶間孔、綠泥石晶間孔、黃鐵礦晶間孔以及云母片晶間孔等（圖2d），這些晶間孔孔徑介于278～811nm之間（表1），邊緣平整，連通性較好。

2.2.2 有機質(zhì)孔

有機質(zhì)孔主要是發(fā)育在有機質(zhì)內(nèi)的粒內(nèi)孔，呈圓形—次圓形、氣泡狀，二維空間上孔隙間彼此并不連通，但在三維空間來看，有機質(zhì)孔是彼此連通的，該結(jié)論已經(jīng)被證實[15，18]。從成熟度角度來看，當(dāng)Ro≥0.6%時，干酪根開始達(dá)到生油門限，有機質(zhì)孔才開始發(fā)育。由于研究區(qū)須五段泥質(zhì)巖熱演化程度總體較低，Ro介于0.83%～1.53%，平均為1.19%，與川南龍馬溪組海相頁巖相比較，其有機質(zhì)孔相對欠發(fā)育，但與區(qū)內(nèi)其他孔隙類型相比，發(fā)育程度適中，主要為納米級孔隙，發(fā)育于有機質(zhì)間和有機質(zhì)內(nèi)，呈蜂窩狀、線狀、串珠狀、氣泡狀等[19]，其孔徑為5nm～2μm，平均為200nm（表1），按IUPAC劃分標(biāo)準(zhǔn)，多屬中孔、大孔范圍（圖2e）。

2.2.3 微裂縫

研究區(qū)須五段鉆井巖心中泥質(zhì)巖可見許多微裂縫，主要有黏土礦物脫水收縮縫、有機質(zhì)熱演化縫以及成巖構(gòu)造縫等。鏡下可見微裂縫主要存在于晶間和晶內(nèi)，在有機質(zhì)中也較常見（圖2f），裂縫呈明顯的鋸齒彎曲狀，且多具較好延伸性，縫長多在200μ m，縫寬大多在50nm～200μ m（表1）。宏觀尺度裂縫的形成主要與巖石脆性、有機質(zhì)生烴、地層孔隙壓力、差異水平壓力、斷裂、褶皺和黏土礦物脫水收縮等因素有關(guān)，而微觀尺度裂縫經(jīng)過張力測試模擬可以反映微裂縫受制于礦物的結(jié)晶作用。雖然有些泥巖儲層中微裂縫被雜基膠結(jié)，但研究表明，即使被膠結(jié)物充填，微裂縫仍然對后期壓裂誘導(dǎo)裂縫的延伸起到促進作用。

圖2 須五段泥質(zhì)巖微觀孔隙類型

表1 新場須五段儲層孔隙孔徑及面孔率統(tǒng)計

3 孔隙結(jié)構(gòu)特征定量表征

對于研究區(qū)非常規(guī)氣藏微米—納米級尺度的儲層，利用傳統(tǒng)技術(shù)方法來表征其孔隙結(jié)構(gòu)，由于受分辨率的限制，表征結(jié)果常為假象[14]。目前定量表征非常規(guī)氣藏儲層孔隙大小分布與孔隙結(jié)構(gòu)特征的方法主要有：氣體吸附法、壓汞法、核磁共振法、普通顯微鏡、普通鎢絲掃描電鏡、小角散射、場發(fā)射掃描電鏡、環(huán)境掃描電鏡、微米—納米CT掃描、聚焦離子束掃描電鏡以及激光掃描共聚焦顯微鏡等[19-20]。

低壓條件下，甲烷分子動力學(xué)直徑是0.38nm，氮氣分子動力學(xué)直徑是0.304nm，因而用氮氣吸附法來檢測微米—納米級孔徑是可行的。本次實驗是在中國石化華東分公司實驗研究中心通過ASAP2020物理吸附儀來實現(xiàn)，實驗環(huán)境是低溫條件77.35K、氮氣吸附濃度和氦氣濃度都達(dá)到99.999%，實驗前將1～3g樣品在150℃環(huán)境下脫氣3h，然后將樣品研磨粉碎至小于250μm才開始實驗，通過測量不同相對壓力條件的吸附量，可求取比表面積與孔徑分布。

本次研究共收集到XYHF-1井、XYHF-2井共30個低溫氮氣吸附實驗資料，曲線特征都類似于BDDT定義的Ⅱ型等溫吸附曲線[21]。圖3為XYHF-1井等溫吸附、脫附曲線圖，從圖中可知，吸附曲線總體可分為3個階段：低相對壓力段（p/po=0.05～0.45）、中等相對壓力段（p/po=0.45～0.5）、高相對壓力段（p/po=0.5～0.9）。在低相對壓力段，吸附、脫附曲線重合且接近直線緩慢上升，表明液氮分子在泥頁巖表面開始發(fā)生吸附或僅在微孔充氣[21]；在中等相對壓力段，吸附、脫附曲線分開，脫附曲線出現(xiàn)一個急劇上升的拐點，脫附曲線在吸附曲線上方，此時產(chǎn)生脫附滯后現(xiàn)象；在高相對壓力段，吸附量增加較快，滯后環(huán)逐漸變寬，然后在相對壓力趨于接近1時（即平衡壓力接近飽和蒸汽壓），吸附與脫附曲線又逐漸重合且吸附量趨于無窮值，表明樣品中存在一定量的中孔、大孔[22]。

根據(jù)IUPAC滯后環(huán)分類標(biāo)準(zhǔn)，區(qū)內(nèi)樣品中滯后環(huán)均屬于H2和H3型，其中圖3a為H2型，對應(yīng)的孔隙為廣體細(xì)頸“墨水瓶”形態(tài)，表明樣品的孔喉結(jié)構(gòu)為中孔、大孔小喉道，這種孔隙結(jié)構(gòu)有利于氣體吸附儲集，但不利于氣體的滲流；圖3b為H3型，對應(yīng)的孔隙形態(tài)為四周開放的平板狀狹長孔縫，反映樣品中孔隙相對較少，但孔徑較大，有利于氣體滲流[22]。

圖3 XYHF-1井須五段氮氣吸附—脫附曲線圖

總體而言，須五段砂巖8個樣品的比表面積在1.49～3.34m2/g之間，平均為2.09m2/g，平均孔徑介于8.82～13.6nm之間，平均為11.41nm；泥質(zhì)巖19個樣品的比表面積在1.44～11.7m2/g之間，平均為7.28m2/g，平均孔徑介于5.75～15.6nm之間，平均為8.81nm。由不同孔徑下孔隙體積大小曲線，可得到對孔隙體積貢獻(xiàn)最大的孔徑大小，該孔徑即為須五段最主要的孔徑值。按照IUPAC分類標(biāo)準(zhǔn)，樣品中微孔孔隙體積平均為0.000594cm3/g，中孔孔隙體積平均為0.005353cm3/g，大孔孔隙體積平均為0.001298cm3/g（圖4）。

圖4 須五段儲層孔隙孔徑分布圖

3.2 激光掃描共聚焦顯微鏡

激光掃描共聚焦顯微鏡（CLSM）是集成了激光掃描、電子成像、計算機圖像處理的現(xiàn)代高科技手段[23]。該儀器放大倍數(shù)可達(dá)10000倍，極限分辨率為0.15μm，一般最小觀察喉道半徑約為2μm[24]。本次研究是在中國石化西南油氣分公司地質(zhì)實驗中心利用徠卡DM4500P激光掃描共聚焦顯微鏡進行的。通過共聚焦疊加圖，定量計算了XYHF-1井、XYHF-2井和X503井32個巖心樣品面孔率、孔徑等孔喉特征參數(shù)。須五段細(xì)砂巖17個樣品的面孔率介于3.18%～33.55%之間，平均為11.42%；比表面積介于0.49～1.55μm-1之間，平均為1.30μm-1；孔徑介于3.26～183.82μm之間，平均為35μm。須五段泥質(zhì)巖13個樣品的面孔率介于0.01%～22.13%之間，平均為7.83%；比表面積介于0.67～1.59μm-1之間，平均為1.35μm-1；孔徑分布范圍大，介于1.99～271.2μm之間，平均為58.55μm，不同樣品的孔徑分布峰值差異大，反映儲層非均質(zhì)性極強（圖5）?？傮w來說，砂巖比表面積較泥質(zhì)巖的小，孔徑反而較大，基本符合孔徑越大其比表面積越小的規(guī)律。但是樣品面孔率差異較大，反映須五段儲層孔隙發(fā)育不均勻，其滲流性能依賴于微裂縫的發(fā)育。

圖5 XYHF-1井激光共聚焦泥質(zhì)巖孔隙結(jié)構(gòu)典型特征

3.3 微米—納米CT掃描

CT掃描的基本原理：X射線穿透巖樣時會造成射線強度衰減，不同密度的組分其吸收射線能量不一，灰度圖像中白色的區(qū)域代表密度較大的礦物組分，黑色或灰黑色代表密度較低的縫隙或有機質(zhì)，因而從灰度圖像上就能很好地表征出巖石孔隙形態(tài)及結(jié)構(gòu)[25]（圖6a、b）。本次研究是利用ACTIS-225FFiCT/DR/RTR CT掃描儀進行了2個泥質(zhì)巖樣品納米CT和11個砂巖樣品微米CT實驗，實驗中首先應(yīng)用Image J2x軟件對樣品內(nèi)有機質(zhì)和孔隙的灰度值設(shè)定好閾值，然后使用Avizo Fire7.1軟件對CT掃描獲得的三維組構(gòu)數(shù)據(jù)進行圖像分割和孔隙參數(shù)計算[20]。為了更好地區(qū)分灰度遞變所反映的地質(zhì)信息，通過數(shù)字圖像處理技術(shù)將灰度圖像轉(zhuǎn)變?yōu)椴噬鰪妶D像[25]。從有機質(zhì)、孔隙三維分布特征可以看出，XYHF-1井須五段泥質(zhì)巖內(nèi)的孔隙總體發(fā)育程度較低，主要以微裂縫或有機質(zhì)熱演化縫為主，根據(jù)該方法計算的有機質(zhì)含量為10.06%，總孔隙度為2.52%，連通孔隙僅為1.25%（圖6c—f）。

在班級管理中我很注重對孩子的心理疏導(dǎo)，發(fā)揮孩子的自身能動力，不管是什么管理方法都不是一蹴而就的，需要經(jīng)歷很多發(fā)展階段，也需要班主任多學(xué)習(xí)，跟上時代的潮流，跟上新時代學(xué)生的思維方式。

圖6 XYHF-1井（3043～3044m）泥質(zhì)巖納米CT三維表征圖

4 討論

4.1 定量表征差異性分析

本次研究綜合多技術(shù)手段定量表征須五段非常規(guī)氣藏儲層微觀結(jié)構(gòu)特征，發(fā)現(xiàn)激光掃描共聚焦顯微鏡得出的孔徑都是幾百納米至幾萬納米，屬于微納米級范疇，即使應(yīng)用CT掃描技術(shù)，其分辨率也僅達(dá)到30nm，可能達(dá)不到表征致密儲層中大量納米級孔喉的要求。與低溫氮氣吸附法得出納米級孔喉結(jié)果比較，發(fā)現(xiàn)兩者表征數(shù)據(jù)差異極大。究其原因是氮氣吸附法測量側(cè)重于微孔—中孔范圍，表征的結(jié)果介于幾十納米至幾百納米之間，與目前大多數(shù)海相頁巖氣孔徑基本一致，同屬于納米級范疇，所以認(rèn)為低溫氮氣吸附法能客觀反映須五段儲層的微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征。然而該方法依賴于致密儲層的連通性，對于孤立、封閉的孔隙則無法表征，因而其測定結(jié)果偏小。至于激光掃描共聚焦顯微鏡，這種方法對樣品的局部現(xiàn)象觀察能力強，但對整體情況反映能力較弱，加上通過Image J2x軟件二值化計算孔隙率對閾值無固定標(biāo)準(zhǔn)，人為主觀因素影響太大。考慮到研究區(qū)非常規(guī)氣藏儲層的復(fù)雜性，單一技術(shù)手段表征孔隙結(jié)構(gòu)都存在片面性。因此，有機整合多種現(xiàn)代高精度技術(shù)手段進行非常規(guī)氣藏儲層微觀孔隙分析顯得尤為重要。

4.2 基質(zhì)孔隙構(gòu)成

根據(jù)測井地質(zhì)理論，傳統(tǒng)的碎屑巖巖石物理體積模型是由顆粒骨架、黏土礦物及孔隙三部分組成，但對于“源內(nèi)”非常規(guī)氣藏碎屑巖，由于砂、泥頻繁互層，泥質(zhì)巖中富含有機質(zhì)，其體積模型應(yīng)包括顆粒骨架、黏土礦物、有機質(zhì)及孔隙四部分。在此，參考王玉滿等研究海相頁巖孔隙組成所建立的數(shù)學(xué)模型來分析研究區(qū)須五段陸相儲層的孔隙組成情況[26]：

式中ρ——泥質(zhì)巖巖石密度，t/m3；

ABri、AClay和ATOC——分別為脆性礦物、黏土礦物和有機質(zhì)的質(zhì)量百分含量，%；

VBri、VClay和VTOC——分別為脆性礦物、黏土

礦物和有機質(zhì)的單位質(zhì)量孔隙體積，m3/t；

φ——總孔隙度，%。

本次研究選取致密砂巖和泥質(zhì)巖的具體參數(shù)、TOC和孔隙度等測試資料分別建立三元一次方程組，計算出致密砂巖與泥質(zhì)巖的VBri、VClay和VTOC值（表2）。根據(jù)計算出的單位質(zhì)量孔隙體積，分別對致密砂巖與泥質(zhì)巖樣品進行孔隙度計算，計算結(jié)果與實測孔隙度相關(guān)性較好，相關(guān)系數(shù)分別為0.9312、0.8600（圖7），從而證實該模型較符合須五段儲層的實際情況，可作為須五段儲層孔隙構(gòu)成的有效方法和依據(jù)。

表2 須五段儲層孔隙度計算參數(shù)表

圖7 須五段儲層實測孔隙度與計算孔隙度關(guān)系圖

須五段致密砂巖中脆性礦物孔對總孔隙的貢獻(xiàn)比例為85.73%～95.74%，平均為91.34%；黏土礦物孔對總孔隙的貢獻(xiàn)比例為2.25%～11.94%，平均為6.42%；有機質(zhì)孔對總孔隙貢獻(xiàn)比例為2%～3.56%，平均2.24%（圖8）；泥質(zhì)巖中脆性礦物孔對總孔隙的貢獻(xiàn)比例為5.33%～38.24%，平均為14.92%；黏土礦物孔對總孔隙的貢獻(xiàn)比例為58.62%～90.33%，平均為78.17%；有機質(zhì)孔對總孔隙的貢獻(xiàn)比例為0.76%～32.06%，平均為6.9%（圖8）。即致密砂巖孔隙中以脆性礦物孔最為發(fā)育，黏土礦物孔、有機質(zhì)孔次之；泥質(zhì)巖孔隙中以黏土礦物孔最為發(fā)育，其次為脆性礦物孔與有機質(zhì)孔。

圖8 須五段儲層孔隙構(gòu)成比例圖

4.3 微觀孔隙結(jié)構(gòu)控制因素

4.3.1 巖石組分的差異

須五段非常規(guī)氣藏致密砂巖和泥質(zhì)巖儲層均以脆性礦物孔、黏土礦物孔為主，有機質(zhì)孔所占比例較少。對須五段不同巖性中黏土礦物含量、石英含量、TOC與比表面積及孔隙體積作相關(guān)性分析，發(fā)現(xiàn)黏土礦物含量、石英含量與比表面積的相關(guān)性較好，而TOC與比表面積相關(guān)性較差；對孔隙體積來說，同樣與石英含量、黏土礦物含量有較明顯的相關(guān)性，而與TOC相關(guān)性不明顯（圖9）。分析認(rèn)為：由于致密砂巖有機質(zhì)欠發(fā)育，其孔隙構(gòu)成以脆性礦物孔最為發(fā)育，石英對構(gòu)造應(yīng)力具有敏感性，容易形成裂縫，從而使得比表面積減小，孔隙體積減??；而泥質(zhì)巖由于黏土礦物含量高，黏土礦物在脫水收縮時形成更多的微孔隙，從而使得比表面積越大，孔隙體積也越高。與渝東—川南海相龍馬溪組頁巖比較發(fā)現(xiàn)，由于陸相泥質(zhì)巖有機質(zhì)含量相對較低，其孔隙構(gòu)成又有別于海相頁巖以有機質(zhì)孔為主這一結(jié)論。

4.3.2 “烴源灶”作用

從巖心觀察及鏡下薄片可知，須五段非常規(guī)氣藏致密砂巖和泥質(zhì)巖儲層均發(fā)育一定量的裂縫，其中尤以泥質(zhì)巖中的微裂縫最為發(fā)育，表明須五段泥質(zhì)巖中由于生烴強度較大，排烴過程中產(chǎn)生的巨大壓力，形成“烴源灶”作用，以致泥質(zhì)巖和鄰近的致密砂巖微裂縫較發(fā)育，微裂縫發(fā)育又使得大量有機酸能進入致密砂巖中，導(dǎo)致膠結(jié)物溶蝕，從而形成一定量的溶蝕孔。

4.4 產(chǎn)能與不同類型孔隙的關(guān)系

前面已論述，須五段相對高產(chǎn)層段主要位于由富含有機質(zhì)的泥質(zhì)巖與具有一定儲集性能的砂巖組成的源儲體中，單一巖性儲層其產(chǎn)出效果并不好。由試采資料亦可知，初期產(chǎn)量與砂巖孔隙度、TOC都具有較好的正相關(guān)性（圖10、圖11），表明良好的砂泥配置是氣井獲產(chǎn)的必要條件，優(yōu)質(zhì)烴源巖則是獲產(chǎn)的物質(zhì)基礎(chǔ)，其含氣豐度直接決定氣藏的可采規(guī)模。

圖9 須五段儲層孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)與控制因素相關(guān)圖

圖10 砂巖孔隙度與試采初期產(chǎn)氣量相關(guān)圖

圖11 TOC與試采初期產(chǎn)氣量相關(guān)圖

致密砂巖中的溶蝕孔、晶間孔相對較發(fā)育，盡管其物性條件較“近源型”致密砂巖差，但由于緊鄰富含有機質(zhì)的泥巖（泥巖中晶間孔、微裂縫相對發(fā)育，是充足氣源的有利儲集空間及運移通道），可使氣體在砂巖中運移的門檻值降低，故能形成油氣相對富集的“甜點”區(qū)（圖12）。然而由于砂巖物性差，以致氣體運移距離有限，即使緊鄰優(yōu)質(zhì)烴源巖（“烴源灶”作用），其采氣半徑也過小，氣井可持續(xù)產(chǎn)能低下。再考慮到，須五段砂巖石英含量為39%，鈣質(zhì)膠結(jié)物含量平均為14.9%，折算砂巖儲層的脆性指數(shù)僅43%，其可壓性較差。即使存在可壓性較強的泥巖段，但須五段氣藏為有水氣藏，也因為地層容易水化，導(dǎo)致滲流能力降低。

5 結(jié)論

（1）雖然須五段非常規(guī)氣藏儲層孔隙較發(fā)育，但連通性總體較差。其中砂巖儲層孔隙類型有溶蝕孔、晶間孔、微裂縫三大類，以溶蝕孔最為發(fā)育，砂巖孔隙平均孔徑介于8.82～13.6nm之間，平均為11.41nm；泥質(zhì)巖儲層孔隙類型由礦物基質(zhì)孔（粒間孔、粒內(nèi)孔、晶間孔）、有機質(zhì)孔、微裂縫組成，以黏土礦物粒間孔、晶間孔最為發(fā)育，泥質(zhì)巖孔隙平均孔徑介于5.75～15.6nm之間，平均為8.81nm。

圖12 須五段典型井綜合柱狀圖

（2）須五段致密砂巖孔隙構(gòu)成以脆性礦物孔最為發(fā)育，黏土礦物孔及有機質(zhì)孔次之；泥質(zhì)巖孔隙構(gòu)成以黏土礦物孔最為發(fā)育，脆性礦物孔及有機質(zhì)孔次之。鑒于研究區(qū)非常規(guī)儲層孔隙構(gòu)成的復(fù)雜性，需綜合應(yīng)用多種先進技術(shù)手段才能精確表征其微觀孔隙特征。

（3）須五段砂巖和泥質(zhì)巖儲層的孔隙發(fā)育都與黏土礦物、石英關(guān)系密切。從產(chǎn)能與不同類型孔隙關(guān)系可知，良好的砂泥配置是氣井獲產(chǎn)的必要條件，優(yōu)質(zhì)烴源巖是獲產(chǎn)的物質(zhì)基礎(chǔ)。

致謝：中國地質(zhì)大學(xué)（北京）能源學(xué)院楊強強以及中國石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院油氣藏評價所相關(guān)人員提供了許多幫助，特此致謝！

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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

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”（2016ZX05048004）。

龐河清（1982-），男，廣東茂名人，博士后，工程師，主要從事氣藏描述及非常規(guī)氣藏評價研究工作。地址：四川省成都市高新區(qū)吉泰路688號，郵政編碼：610041。E-mail:phq450303@163.com

2016-03-22；修改日期：2017-05-04