引用本文
祝海华, 张廷山, 钟大康, 李耀羽, 张婧璇, 陈晓慧. 致密砂岩储集层的二元孔隙结构特征[J]. 石油勘探与开发, 2019,46(6): 1220-1228.
ZHU Haihua, ZHANG Tingshan, ZHONG Dakang, LI Yaoyu, ZHANG Jingxuan, CHEN Xiaohui. Binary pore structure characteristics of tight sandstone reservoirs[J]. Petroleum Exploration & Development, 2019,46(6): 1220-1228.  
Doi: 10.11698/PED.2019.06.20
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致密砂岩储集层的二元孔隙结构特征
祝海华1,2, 张廷山1, 钟大康3, 李耀羽1, 张婧璇4, 陈晓慧1
1. 油气藏地质与开发工程国家重点实验室,成都 610500
2. 西南石油大学地球科学与技术学院,成都 610500
3. 中国石油大学（北京）地球科学与技术学院,北京 102249
4. RMIT University,Melbourne VIC3000,Australia

第一作者简介：祝海华（1987-）,男,浙江江山人,博士,西南石油大学地球科学与技术学院讲师,主要从事非常规储集层研究工作。地址：四川省成都市新都区新都大道8号,西南石油大学地球科学与技术学院,邮政编码：610500。E-mail：zhhswpu@163.com

收稿日期: 2019-04-16
基金项目: 国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”（2017ZX05063002-009）; 博士后基金“非碱湖沉积砂体碱性成岩作用机理”（2015M580797）
摘要

利用薄片、物性、含油饱和度、压汞数据分析鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段致密砂岩孔隙结构特征及对物性、含油性的影响。结果显示致密砂岩具有二元孔隙结构特征：当孔喉半径大于峰值半径时,孔隙结构近似于串珠模型,孔隙半径明显大于喉道半径,不具备分形特征,孔喉体积由孔隙体积决定;当孔喉半径小于峰值半径时,孔隙结构为毛细管模型,孔隙半径与喉道半径相近,具有分形特征,孔喉体积由喉道半径决定。大于峰值半径的孔喉发育程度是造成致密砂岩孔渗变化的主要因素,油相也主要赋存于该部分孔喉中;小于峰值半径的孔喉（包括未进汞孔喉）贡献主要的储集空间,但相对稳定,对物性变化影响小,与含油饱和度也缺少相关性。大孔喉主要由次生孔隙和粒间孔组成,预测致密砂岩物性时,应着重分析致密储集层中粒间孔隙、溶蚀孔隙等大孔隙而非微小孔隙的特征、成因及主控因素。图11表3参30

关键词: 致密砂岩; 孔隙结构; 储集层; 分形; 三叠系延长组; 鄂尔多斯盆地
中图分类号:TE122.3 文献标志码:A 文章编号:1000-0747(2019)06-1220-09
Binary pore structure characteristics of tight sandstone reservoirs
ZHU Haihua1,2, ZHANG Tingshan1, ZHONG Dakang3, LI Yaoyu1, ZHANG Jingxuan4, CHEN Xiaohui1
1. Stake Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Chengdu 610500, China
2. School of Geoscience and Technology, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China
3. School of Earth Science, China University of Petroleum, Beijing 102249, China
4. RMIT University, Melbourne, VIC 3000, Australia
Abstract

The pore structure and its influence on physical properties and oil saturation of the Triassic Chang 7 sandstones, Ordos Basin were discussed using thin sections, physical properties, oil saturation and mercury intrusion data. The results show that the tight sandstone has a binary pore structure: when the pore throat radius is larger than the peak radius, the pore radius is significantly larger than throat size, the pore structure is similar to the bead-string model with no fractal feature, and the pore throat volume is determined by the pore volume. When the pore throat radius is smaller than the peak radius, the pore structure is close to the capillary model and shows fractal features, the pore size is close to the throat size, and the pore throat volume is determined by the throat radius. The development of pore throats larger than the peak radius provides most of the oil storage space and is the major controlling factor for the porosity and permeability variation of tight sandstone. The pore throat smaller than the peak radius (including throats with no mercury invaded) contributes major reservoir space, it shows limited variation and has little effect on the change of physical properties which is lack of correlation with oil saturation. The pore throat larger than the peak radius is mainly composed of secondary and intergranular pores. Therefore genesis and main controlling factors of large pores such as intergranular and dissolved pores should be emphasized when predicting the tight sandstones quality.

Keyword: tight sandstone; pore structure; reservoir; fractal; Triassic Yanchang Formation; Ordos Basin
0 引言

致密储集层油气资源丰富, 虽然普遍致密, 但仍表现出较强的非均质性, 不同地区致密储集层可动流体含量差异明显[1, 2, 3]。孔喉特征不仅决定了储集层储集和渗流能力, 也影响了压裂效果和最终可动油气总量[3, 4]。因此致密砂岩孔隙特征及物性影响因素是致密油勘探开发的研究热点与难点之一。

致密储集层孔隙系统多为纳微米级, 孔喉一般小于2 μ m[5, 6], 如鄂尔多斯盆地三叠系延长组孔喉半径大多为50~900 nm[7]。由于不同类型孔隙大小差异较大, 致密储集层孔径可出现连续分布、单峰分布、双峰分布等分布模式[4, 7, 8, 9]。致密砂岩中, 大孔喉往往决定了储集层的渗透能力, 而孔隙体积主要由小孔喉贡献[9, 10, 11, 12, 13], 不同级别的孔喉对孔隙度、渗透率具有差异影响, 但致密砂岩孔渗性的变化主要受哪一级别的孔喉影响, 孔喉半径分布与油相赋存有何关系则少见讨论。

由于各类测试技术多基于单一的孔隙模型进行孔隙结构表征, 如压汞技术往往把孔喉模拟成毛细管模型, 难以反映各级别孔喉在结构上的差异。虽然近年分形几何被广泛用于孔隙结构研究, 但不同研究的结论存在差异, 部分研究认为小孔隙是影响孔隙结构复杂性的主要因素, 主要证据为小孔分形维数与渗透率呈一定的负相关性, 小孔结构越复杂, 渗透率越低[14, 15], 也有研究得出相反的结论, 认为砂岩的大孔隙分形维数更大, 对孔隙结构的影响更明显[16], 造成这种差异的主要原因是不同研究在讨论储集空间的分形特征时, 对样品的孔喉模型进行了单一化处理, 而忽略了不同级别孔喉的差异性。

因此针对上述问题, 本文以鄂尔多斯盆地延长组7段（后文简称“ 长7段” ）典型致密储集层为研究对象, 利用薄片、孔隙度、渗透率、含油饱和度及压汞等相关测试数据, 计算致密砂岩孔喉分形参数, 探讨不同级别孔喉的结构特征及对致密砂岩物性和含油饱和度变化的差异影响。

1 样品来源及方法
1.1 实验样品、检测方法和参数计算

本次研究选取了14块鄂尔多斯盆地长7段致密油砂岩储集层样品进行岩石铸体薄片观察、物性和高压压汞测试, 并基于压汞数据进行孔喉分形计算（见表1、表2）。为评价孔隙结构对含油饱和度的影响, 本次研究优先挑选具有油气显示的岩心样品。

表1 致密砂岩样品岩石学特征
表2 14个样品的压汞参数表

从岩心中钻取直径为2.5 cm的柱塞样, 用于铸体薄片磨制、物性和压汞测试。测试前, 对样品进行洗油处理：在索氏提取器中使用甲醇和二氯甲烷混合液对样品进行洗油处理, 当洗油流体荧光极低且不变时认为洗油完毕, 并将样品在100 ℃连续微波烘干24 h。处理完毕样品注入红色铸体, 并磨制0.03 mm厚的薄片, 在偏光显微镜下, 利用点计法（每个样品统计300点）进行岩石学、孔隙的统计及研究。利用岩心氦孔仪空气法测量样品孔隙度。利用岩心柱塞压力降落法测试渗透率, 该方法适用于（0.00 1~30 000）× 10-3 μ m2的样品, 同时本次研究收集了11个相同深度的新鲜岩心含油饱和度测试数据。利用AutoPoreIV型压汞计进行高压压汞实验, 实验条件为室温22 ℃, 相对湿度为46%~68%, 水银界面张力σ 为0.49 N/m。

1.2 压汞孔喉结构参数计算

汞对于大多数固体界面为非润湿相, 当汞进入毛细管时需要克服毛细管压力, 由Young-Laplace方程可知[17], 进汞压力pc与孔喉半径r、界面张力σ 和接触角θ 密切相关：

${{p}_{\text{c}}}=\frac{2\sigma \text{cos }\theta }{r}$ （1）

根据进汞量和相应的进汞压力, 可作出毛细管压力曲线, 获取排驱压力、中值压力（进汞饱和度50%时压力）等参数。然后根据（1）式, 可计算相应的最大连通半径、中值半径以及孔喉半径-孔隙度的分布曲线。

1.3 分形维数的计算

分形通常被定义为“ 一个粗糙或零碎的几何形状, 可以分成数个部分, 且每一部分都（至少近似地）是整体缩小后的形状” , 即具有自相似的性质。本次研究利用14个样品压汞测试数据计算了孔喉的分形维数D。依据分形原理, 具有相同尺度物体数量$N\left( r \right)$与其测量的线性尺度r之间满足幂律关系[18], 即

$N\left( r \right)\propto {{r}^{-D}}$ （2）

假设储集层孔隙具有分形特征, 那么孔喉半径即为测量的线性尺度r, 根据孔喉半径r和进汞体积VHg换算的孔隙个数即为$N\left( r \right)$。对于压汞测试, 孔隙个数$N\left( r \right)$可根据毛细管模型获得, 即

$N\left( r \right)=\frac{{{V}_{Hg}}}{\text{ }\!\!\pi\!\!\text{ }{{r}^{2}}l}$ （3）

由式（1）和式（2）得

$\frac{{{V}_{Hg}}}{\text{ }\!\!\pi\!\!\text{ }{{r}^{2}}l}\propto {{r}^{-D}}$ （4）

${{V}_{Hg}}\propto \text{ }\!\!\pi\!\!\text{ }l{{r}^{2-D}}$ （5）

将Young-Laplace方程式（1）代入式（5）可得：

${{V}_{Hg}}\propto {{p}_{\text{c}}}^{-\left( 2-D \right)}$ （6）

由岩样中水银饱和度SHg的定义有：

${{S}_{Hg}}=\frac{{{V}_{Hg}}}{{{V}_{\text{p}}}}$ （7）

假设l为定值, 由式（6）和式（7）得SHg与pc的关系为：

${{S}_{Hg}}=\alpha {{p}_{\text{c}}}^{-\left( 2-D \right)}$ （8）

其中α 为常数, 说明岩样中的水银饱和度与毛细管压力之间满足幂律关系, 对式（8）两边取对数, 可得：

$\lg {{S}_{Hg}}=\left( D-2 \right)\lg {{p}_{\text{c}}}+C$ （9）

在双对数坐标系中, lgSHg和lgpc呈线性关系, C为截距, 根据直线的斜率便可计算分形维数。

2 实验结果分析
2.1 岩石学特征

薄片统计显示, 14个样品岩性包括岩屑长石砂岩, 岩屑砂岩和长石岩屑质石英砂岩。石英含量为22.5%~54.0%, 平均值为38.6%, 长石含量为7.5%~48.0%, 平均值为26.0%, 岩屑类型以岩浆岩、石英岩、千枚岩为主, 含量为9.0%~25.0%, 平均值为14.5%。填隙物以杂基为主, 主要为水云母, 含量为2.0%~31.8%, 平均值为8.3%。胶结物平均值为5.5%, 以铁方解石和铁白云石为主, 平均含量分别为1.6%和1.0%, 其次为石英胶结, 少量黏土、钠长石胶结。砂岩粒径主要分布于0.08~0.30 mm, 平均值为0.16 mm, 主要为细砂岩、粗粉砂岩和杂砂岩, 分选中等, 大部分碎屑磨圆度为次棱角状。

2.2 孔隙及物性特征

薄片观察显示致密砂岩孔隙类型多样。孔径较大、铸体薄片中可清晰识别统计的孔隙包括保存较好的粒间孔和颗粒溶蚀孔隙, 面孔率统计也主要统计该部分孔隙。此外, 还有一部分孔隙较小, 因为吸附沥青而易于识别, 但难以统计面孔率, 这类小孔隙包括压实胶结剩余的粒间微孔、弱溶蚀形成的粒内溶孔、伊利石等黏土矿物晶间孔、云母矿物水化或蚀变后形成的层间孔隙、塑性岩屑蚀变形成的粒内格架状微孔（见图1）。

图1 研究样品常见孔隙类型及特征

14个样品面孔率变化大：为0.3%~3.7%, 平均值为1.1%, 其中溶蚀孔面孔率平均为0.8%, 残余粒间孔面孔率平均0.3%（见表1）。溶蚀孔隙以长石溶孔为主。物性测试显示, 研究样品孔隙度5.0%~13.8%, 平均值为9.42%, 渗透率为（0.027 6~0.282 0）× 10-3 μ m2。本次研究收集了11个相同深度新鲜岩心的含油饱和度数据。含油饱和度最低23.7%, 最高72.3%, 平均值为42.3%（见表2）。将油相赋存的孔隙体积与岩石总体积之比称为含油孔隙度, 含油孔隙度可根据含油饱和度与有效孔隙度乘积获得, 结果显示含油孔隙度2.3%~10.0%, 平均值为4.26%。

2.3 压汞特征

14个样品的压汞曲线特征如图2, 所有曲线均表现出细歪度、分选较好的特征, 但各样品最大进汞饱和度差别较大：48.57%~84.93%（见表2、图2）, 平均值为69.6%, 有相当一部分孔喉（约30%）由于过于细小, 在本次测试的进汞压力条件下无法进入。排驱压力为1.41~7.89 MPa, 平均值为4.42 MPa。中值压力为0~45.73 MPa, 平均值为15.43 MPa, 最大连通半径为0.08~0.52 μ m, 平均值为0.19 μ m（见表2）。

图2 研究样品压汞曲线特征

根据进汞压力与进汞体积可计算孔喉半径-体积分布, 14个样品的孔喉半径均小于1 μ m（见图3）, 孔喉半径多呈单峰分布, 若将孔隙度分量最高的孔喉所对应半径称为峰值半径, 则样品峰值半径为0.07~0.25 μ m, 平均为值为0.11 μ m。随孔隙度增加, 孔喉峰值半径逐渐增大, 如样品编号①— ⑤以及编号⑦— ⑨等, 孔隙度较小, 孔喉峰值半径小于0.1 μ m; 而样品编号⑨— ⑭, 孔隙度大于10%, 孔喉峰值半径均大于0.1 μ m。

图3 致密砂岩样品孔喉半径分布图

2.4 分形特征

基于进汞饱和度方法计算的分形维数结果见表3和图4。

表3 分形维数计算结果及ϕ 1、ϕ 2、ϕ 3计算结果表

图4 研究样品进汞压力-进汞饱和度双对数图（R表示相关系数）

图4显示所有样品进汞压力pc和进汞饱和度SHg的双对数坐标图均具有分段性：前半段进汞压力小, 斜率高, 代表大孔喉分形特征, 后半段代表小孔喉分形特征, 两段拟合曲线相关性均较高, 除了样品编号⑤、⑨后半段相关系数（R2）为0.86和0.84外, 其余样品的相关系数（R1和R2）均大于0.90（见表3）。

两段拟合曲线转折点对应的孔喉半径, 下称转折半径（见表3）与孔喉峰值半径近乎相等, 相关性达0.99（见图5）, 因此可认为转折半径即为峰值半径。根据（9）式, 计算第1段大孔喉的分形维数D1为4.52~7.52, 平均为5.62, 第2段小孔喉分形维数D2为2.14~2.66, 平均为2.40（见表3）。

图5 转折半径与峰值半径相关图

3 讨论
3.1 不同级别孔喉对物性的影响

假设致密砂岩中大于峰值半径的孔喉为大孔喉, 所占孔隙度为ϕ 1, 小于峰值半径且能进汞的孔喉为小孔喉, 孔隙度为ϕ 2, 而未能进汞的孔喉为微孔喉, 孔隙度为ϕ 3（见表3）。14个样品的ϕ 1平均2.64%, 小于ϕ 2（平均4.11%）和ϕ 3（平均2.79%）。ϕ 1的变异系数为0.51, 大于ϕ 2（0.37）和ϕ 3（0.29）, 说明：①14个样品的孔喉体积主要由小孔喉贡献, 其次为微孔喉, 而大孔喉比例最低; ②大孔喉的发育程度差异大, 而小、微孔喉较为稳定, 各样品差别小（见图6）。

图6 研究样品大孔喉、小孔喉和微孔喉孔隙度分布图

ϕ 1、ϕ 2与孔隙度ϕ 均呈正相关（见图7）, 相关系数分别为0.68、0.57, ϕ 3与孔隙度无相关性。ϕ 1与渗透率正相关, 相关系数为0.61, ϕ 2与渗透率相关性变差, 相关系数为0.31, ϕ 3与渗透率无相关性。说明大孔喉虽然对孔隙度贡献率低, 但却是导致孔隙度、渗透率变化的主要因素, 而不仅仅如前人所认为的主要影响渗透率[13, 14, 15]。小孔喉对孔隙度变化有一定贡献, 但对渗透率影响小。而微孔喉对孔隙度和渗透率几乎无影响。因此可以认为对于致密砂岩, 大于峰值半径的孔喉发育程度是造成物性非均质性的主要因素。

图7 ϕ 、K与ϕ 1、ϕ 2及ϕ 3相关图

3.2 不同级别孔喉对油相赋存的影响

通常认为致密油储集层中微米级至数个纳米级别的孔隙均可含油[19, 20], 油相在大于0.02 μ m的孔喉中即可流动[21]。但研究样品中, 含油孔隙度只与ϕ 1呈较好的相关性（R2=0.76, 见图8）, 与ϕ 2和ϕ 3缺少相关性（R2分别为0.000 4和0.050 0）。说明：

图8 ϕ 1、ϕ 2、ϕ 3与ϕ o散点图

①大孔喉的发育对油相充注至关重要, 充注时油相优先充注大孔喉, 其次为小孔喉。如果油相主要分布于小孔喉, 那么含油孔隙度与小孔喉相关性应较好。根据各样品ϕ 1值与含油孔隙度比, 假设大孔喉被油相完全充注, 那么将有平均约65%的油相赋存于大孔喉中。

②油相充注时, 砂岩孔喉特征应与现今相近, 即油相充注时只要大孔喉中充注了油, 含油饱和度即与现今测试的含油饱和度较一致。因为在长7段致密油成藏时, 地层埋藏深度已较大, 压实稳定, 其次油相的充注会抑制胶结、压实等成岩作用对孔隙影响[22, 23], 因此油相大量充注之后, 孔喉特征应相对稳定。如果充注之后仍出现明显变化, 如大孔喉继续大量减小为小孔喉, 那么小孔喉对含油孔隙度的贡献应该增加, 两者相关性变好, 同时含油孔隙度与大孔喉的相关性应较差。

因此除了控制致密砂岩孔隙度、渗透率变化外, 大孔喉发育程度对致密油充注也至关重要, 是评价致密储集层的关键参数。

3.3 不同级别孔喉的成因类型

薄片孔隙面孔率为0.3%~3.7%, 明显小于岩心孔隙度, 说明仍有较多的微小孔隙未被识别统计[24, 25, 26], 薄片观察主要统计大孔隙发育情况, 微小孔隙难以观察和统计[24]。压汞技术只能提供喉道信息, 而不能反映孔隙半径分布[5]。但面孔率与岩心孔隙度、大孔喉孔隙度（ϕ 1）呈较好的正相关关系（R2=0.77）（见图9）, 说明致密砂岩中大喉道往往连通大孔隙。因此薄片中可识别统计的可见孔隙是影响岩石物性和孔隙结构最重要的因素, 这与核磁共振分析的结论是一致的[16]。从孔隙类型来看, 样品中主要发育的可见孔隙为颗粒溶蚀孔隙和粒间孔隙, 平均面孔率分别为0.8%和0.3%。因此大孔隙是否发育是评价、预测相对优质储集层的重要指标之一。

图9 面孔率与ϕ 、ϕ 1、ϕ 2及ϕ 3散点图

3.4 致密砂岩的二元孔隙结构

根据分形理论, 当一个对象二向等比例延展, 分形维数为2, 三向等比例延展时, 分形维数则为3, 而对象三向非等比延展时, 分形维数大于3（见图10）。因此分形维数的变化可以反映孔隙结构特征及差异[27]。

图10 不同延展特征的模型及分形维数

14个样品的孔喉分形特征具有两段性, 小于峰值半径的孔喉分形维数为2~3, 大于峰值半径的孔喉分形维数大于3, 相似的规律在前期研究中已有较多报道[15, 17]。一般认为分形维数为2~3时孔隙具有分形特征, 而大于3时则不具备分形特征[28, 29, 30]。因此根据分形理论, 本次研究的致密砂岩孔隙结构具有明显的二元特征：

当孔喉半径小于峰值半径时（小孔喉ϕ 2和微孔喉ϕ 3）, 孔隙结构接近于毛细管模型（见图11a）, 即孔隙半径与喉道半径接近, 在图11b中表现为lgpc和lgSHg拟合直线斜率小, 进汞体积随孔喉半径增加而缓慢增加, 进汞体积由喉道半径决定。此时孔喉分形维数为2~3, 孔喉具有介于二维和三维延展之间的特征, 即l随r增加而增长, 但l增长倍数小于r的增长倍数, 如果相等, 分形维数应为3。此时孔隙结构具有一定的自相似性, 即分形特征。

图11 致密砂岩二元孔隙结构模型

当孔喉半径大于峰值半径时（ϕ 1）, 孔隙结构接近于串珠模型（见图11a）, 孔隙半径明显大于喉道半径, 随孔喉半径增加, 进汞体积快速增加, 孔隙对孔喉体积的贡献明显大于喉道。此时分形维数大于3（见图11b）, 孔喉呈三维非等比延展, lgpc和lgSHg的拟合直线的斜率越大, 孔喉半径比可能越大。

本次研究的14个样品, 虽然岩石学特征、物性、孔喉半径分布等均存在较大差异, 但均表现出二元结构特征, 说明该孔隙模型应具有一定的普适性。

4 结论

长7段致密砂岩孔喉半径分布小于1 μ m, 单峰分布, 不同级别孔喉对物性具有差异影响。各样品大孔喉差异大, 是导致砂岩的孔隙度、渗透率非均质性的主要因素, 同时也是油相赋存的主要空间。小微孔喉虽然贡献了主要的储集空间, 但相对稳定, 对物性变化影响小, 与含油饱和度也缺少相关性。

致密砂岩具有二元孔隙结构特征：当孔喉半径大于峰值半径时, 孔隙结构近似于串珠模型, 不具备分形特征, 孔隙半径明显大于喉道半径, 孔喉体积由孔隙体积决定; 当孔喉半径小于峰值半径时, 孔隙结构为毛细管模型, 孔隙、喉道半径接近, 具有分形特征, 孔喉体积由喉道半径决定。

大孔喉主要由次生孔隙和粒间孔组成, 因此即使致密砂岩发育大量的微小孔隙, 预测致密砂岩物性时, 仍应着重分析粒间孔隙、溶蚀孔隙等大孔隙的特征、成因及主控因素。

符号注释：

C— — 截距, 无因次; D— — 分形维数, 无因次; D1— — 大孔喉分形维数, 无因次; D2— — 小孔喉分形维数, 无因次; K— — 渗透率, 10-3 μ m2; VHg— — 进汞体积, μ m3; l— — 毛细管长度, μ m; L— — 放大倍数, 无因次; N（r）— — 分形物体容纳标尺特征体的数目, 个; pc— — 进汞压力, MPa; r— — 线性尺度或毛管半径, μ m; rp— — 孔隙半径, μ m; R、R1和R2— — 相关系数, 无因次; SHg— — 进汞饱和度, %; V0、V1、V2、V3— — 不同放大倍数时的孔喉体积, μ m3; Vp— — 孔隙体积, μ m3; α — — 常数, 无因次; θ — — 接触角, （° ）; σ — — 界面张力, N/m; ϕ — — 总孔隙度, %; ϕ 1— — 大孔喉孔隙度, %; ϕ 2— — 小孔喉孔隙度, %; ϕ 3— — 未进汞的微孔喉孔隙度, %; ϕ o— — 含油孔隙度, %。

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