什股壕地区下石盒子组致密砂岩储层特征及展布规律研究的开题报告

第42卷 第3期2023年 5月 地质科技通报B u l l e t i n o f G e o l o g i c a l S c i e n c e a n d T e c h n o l o g yV o l .42 N o .3M a y 2023陈淑鹏,蔡苏阳,梁云,等.吐哈盆地胜北洼陷中侏罗统致密砂岩储层孔隙发育特征及控制因素[J ].地质科技通报,2023,42(3):189-200.C h e n S h u p e n g ,C a i S u y a n g ,L i a n g Y u n ,e t a l .P o r e c h a r a c t e r i s t i c s a n d i t s c o n t r o l l i n g f a c t o r s i n t h e M i d d l e J u r a s s i c t i gh t s a n d -s t o n e r e s e r v o i r s o f t h e S h e n g b e i S a g ,T u r p a n -H a m i B a s i n [J ].B u l l e t i n o f G e o l o g i c a l S c i e n c e a n d T e c h n o l o g y,2023,42(3):189-200.吐哈盆地胜北洼陷中侏罗统致密砂岩基金项目:国家自然科学基金项目(4207030079)作者简介:陈淑鹏(1994 ),女,现正攻读地球化学专业硕士学位,主要从事石油天然气地质方向的研究工作㊂E -m a i l :2286418713@q q.c o m 通信作者:肖七林(1980 ),男,教授,主要从事油气地球化学与非常规石油地质方向的研究工作㊂E -m a i l :q i l i n x i a o @c u g.e d u .c n 储层孔隙发育特征及控制因素陈淑鹏1a ,1b,蔡苏阳1a ,1b,梁 云2,胡前泽2,肖七林1a ,1b(1.长江大学a .资源与环境学院;b .油气资源与勘探技术教育部重点实验室,武汉430100;2.中国石油吐哈油田分公司吐鲁番采油厂,新疆鄯善838202)摘 要:吐哈盆地中侏罗统致密砂岩储层是非常规致密油气勘探开发的主要目的层㊂以胜北洼陷8口井中侏罗统致密砂岩样品为主要研究对象,从储层岩石学特征㊁成岩作用㊁物性㊁孔隙结构等方面系统刻画了研究区中侏罗统致密砂岩储层特征,探讨了影响储层孔隙发育的主要因素㊂研究结果表明胜北洼陷中侏罗统低孔-特低渗致密砂岩储层以长石岩屑砂岩为主,岩屑砂岩次之;该储层遭受了强烈的压实作用,矿物胶结㊁交代和溶蚀现象明显,孔隙类型以次生长石溶蚀孔为主,同时发育矿物残余粒间孔㊁石英粒内溶蚀孔㊁黏土矿物层间孔和微裂缝等;储层内5~50n m 孔喉最为发育,然而储层物性则主要受50n m~1μm 和100~800μm 孔喉发育程度控制,主要体现在两者孔喉体积与孔隙度和渗透率呈良好的正相关关系㊂储层物性与石英和长石含量呈正相关关系,与黏土矿物和碳酸盐矿物含量呈负相关关系,其原因一方面是该储层遭受了强烈压实,石英颗粒破裂导致其内微裂缝较发育,刚性石英含量增加有利于保存部分原始粒间孔,其内溶蚀孔也较发育,含有机酸的烃类流体运移至中侏罗统地层内促使长石发生了大规模溶蚀,形成大量次生长石溶蚀孔,孔径50n m~1μm 和100~800μm 孔喉相对发育,储层物性因此得以改善;另一方面黏土矿物和碳酸盐矿物多以胶结物形式充填在原始粒间孔和次生微裂缝内,方解石交代长石降低了长石溶蚀的增孔效应,不利于孔径50n m~1μm 和100~800μm 孔喉发育和储层物性改善㊂因此,研究区储层孔隙发育与早期原始沉积环境和后期成岩作用关系密切,压实作用㊁长石溶蚀和自生矿物胶结对储层孔隙发育及物性具有关键控制效应㊂该研究对吐哈盆地胜北洼陷中侏罗统致密砂岩油气有利勘探区分布预测具有指导意义㊂关键词:吐哈盆地;胜北洼陷;致密砂岩;孔隙;压实作用;长石溶蚀中图分类号:P 618.130.2+1 文章编号:2096-8523(2023)03-0189-12 收稿日期:2022-05-21d o i :10.19509/j .c n k i .d z k q.2022.0129 开放科学(资源服务)标识码(O S I D ):P o r e c h a r a c t e r i s t i c s a n d i t s c o n t r o l l i n g fa c t o r s i n t h e M i d d l e J u r a s s i c t i gh t s a n d s t o n e r e s e r v o i r s o f t h e S h e n g b e i S a g ,T u r pa n -H a m i B a s i n C h e n S h u p e n g1a ,1b,C a i S u y a n g 1a ,1b ,L i a n g Yu n 2,H u Q i a n z e 2,X i a o Q i l i n 1a ,1b(1a .S c h o o l o f R e s o u r c e s a n d E n v i r o n m e n t ;1b .K e y L a b o r a t o r y o f O i l a n d G a s R e s o u r c e s a n d E x p l o r a t i o n T e c h n o l o g y o f M i n i s t r y o f E d u c a t i o n ,Y a n g t z e U n i v e r s i t y,W u h a n 430100,C h i n a ;Copyright ©博看网. All Rights Reserved.h t t p s://d z k j q b.c u g.e d u.c n地质科技通报2023年2.T u r p a n O i l P r o d u c t i o n P l a n t o f P e t r o C h i n a T u h a O i l f i e l d,S h a n s h a n X i n j i a n g838202,C h i n a)A b s t r a c t:T h e M i d d l e J u r a s s i c s a n d s t o n e r e s e r v o i r s o f t h e T u r p a n-H a m iB a s i n a r e t h e m a i n t a r g e t s f o r u n-c o n v e n t i o n a l t i g h t o i l a n d g a s e x p l o r a t i o n a n d d e v e l o p m e n t.T o b e t t e r u n d e r s t a n d i n g t h e m a i n c o n t r o l l i n g f a c t o r s o f p o r e c h a r a c t e r i s t i c s i n t h e M i d d l e J u r a s s i c t i g h t s a n d s t o n e s o f t h e S h e n g b e i S a g,T u r p a n-H a m i B a s i n,a c o m p r e h e n s i v e i n v e s t i g a t i o n r e f e r r i n g t o l i t h o l o g y,d i a g e n e s i s,p h y s i c a l p r o p e r t i e s,a n d p o r e s t r u c-t u r e w a s c o n d u c t e d o n s a m p l e s o b t a i n e d f r o m8w e l l s.T h e r e s u l t s i n d i c a t e t h a t t h e M i d d l e J u r a s s i c t i g h t s a n d s t o n e r e s e r v o i r c h a r a c t e r i z e d b y l o w p o r o s i t y a n d u l t r a l o w p e r m e a b i l i t y p r i m a r i l y c o n t a i n s f e l d s p a r l i t h i c s a n d s t o n e s,f o l l o w e d b y l i t h i c s a n d s t o n e s.T h e s e s a n d s t o n e r e s e r v o i r s s u f f e r e d s t r o n g c o m p a c t i o n a n d c o m p l i c a t e d m i n e r a l c e m e n t a t i o n,r e p l a c e m e n t,a n d d i s s o l u t i o n.T h e s e s a n d s t o n e r e s e r v o i r s a r e d o m i n a t e d b y t h e s e c o n d a r y p o r e s g e n e r a t e d b y f e l d s p a r d i s s o l u t i o n,w i t h s o m e r e s i d u a l i n t e r p a r t i c l e p o r e s,q u a r t z d i s-s o l u t i o n p o r e s,c l a y m i n e r a l i n t e r l a y e r p o r e s,a n d m i c r o f r a c t u r e s.P o r e t h r o a t o f5-50n m m o s t w i d e l y a p-p e a r s i n t h e s e r e s e r v o i r s,w h i l e t h e p o r o s i t y a n d p e r m e a b i l i t y o f t h e s e r e s e r v o i r s m a i n l y d e p e n d o n t h e p o r e t h r o a t s o f50n m-1μm a n d100-800μm,a s i n d i c a t e d b y t h e g o o d p o s i t i v e c o r r e l a t i o n s b e t w e e n p o r e t h r o a t s a n d v o l u m e s.B o t h p o r o s i t y a n d p e r m e a b i l i t y c o r r e l a t e p o s i t i v e l y w i t h t h e q u a r t z a n d f e l d s p a r c o n-t e n t s b u t n e g a t i v e l y w i t h t h e c l a y a n d c a r b o n a t e c o n t e n t s.T h e s e c o r r e l a t i o n s w e r e s u p p o s e d t o b e c a u s e d b y t w o f a c t o r s:①s t r o n g c o m p a c t i o n l e d t o t h e l o s s o f m o s t i n t e r p a r t i c l e p o r e s b u t k e p t t h e r e s i d u a l i n t e r-p a r t i c l e p o r e s a s s o c i a t e d w i t h r i g i d q u a r t z,a n d c a u s e d t h e o c c u r r e n c e o f m i c r o f r a c t u r e s a n d d i s s o l u t i o n p o r e s w i t h i n t h e q u a r t z;t h e m i g r a t i o n o f h y d r o c a r b o n f l u i d s c o n t a i n i n g o r g a n i c a c i d s i n t o t h e M i d d l e J u r a s-s i c r e s e r v o i r s r e s u l t e d i n t h e s i g n i f i c a n t d i s s o l u t i o n o f f e l d s p a r a n d g e n e r a t i o n o f s e c o n d a r y d i s s o l u t i o n p o r e s.T h i s p r o c e s s p r o m o t e d t h e o c c u r r e n c e o f p o r e t h r o a t s o f50n m-1μm a n d100-800μm a n d i m-p r o v e d t h e p o r o s i t y a n d p e r m e a b i l i t y.②T h e p r i m a r y i n t e r p a r t i c l e p o r e s a n d s e c o n d a r y m i c r o f r a c t u r e s w e r e f i l l e d w i t h a u t h i g e n i c c l a y o r c a r b o n a t e c e m e n t;t h e r e p l a c e m e n t o f f e l d s p a r b y c a l c i t e d i s t u r b e d t h e p o s i-t i v e e f f e c t s o f f e l d s p a r d i s s o l u t i o n o n t h e p o r o s i t y a n d p e r m e a b i l i t y,w h i c h r e d u c e d t h e o c c u r r e n c e o f50n m -1μm a n d100-800μm p o r e t h r o a t s a n d t h e p h y s i c a l p r o p e r t i e s o f t h e s e r e s e r v o i r s.T h e r e f o r e,t h e o c c u r-r e n c e o f p o r e s w a s c l o s e l y r e l a t e d t o t h e e a r l y s e d i m e n t a r y e n v i r o n m e n t s a n d t h e l a t e r d i a g e n e s i s a f t e r d e p-o s i t i o n.M o r e i m p o r t a n t l y,m e c h a n i c a l c o m p a c t i o n,f e l d s p a r d i s s o l u t i o n,a n d a u t h i g e n i c m i n e r a l c e m e n t a t i o n p l a y e d c r u c i a l r o l e s i n r e g u l a t i n g t h e o c c u r r e n c e o f p o r e s a n d t h e p h y s i c a l p r o p e r t i e s o f t h e s e s a n d s t o n e r e s-e r v o i r s i n t h e s t u d y a r e a.T h i s s t u d y s h o u l d b e h e l p f u l i n p r e d i c t i n g t h e f a v o r a b l e e x p l o r a t i o n a r e a s o f t i g h t o i l a n d g a s i n t h e M i d d l e J u r a s s i c s a n d s t o n e r e s e r v o i r s i n t h e S h e n g b e i S a g,T u r p a n-H a m i B a s i n.K e y w o r d s:T u r p a n-H a m i B a s i n;S h e n g b e i S a g;t i g h t s a n d s t o n e;p o r e;c o m p a c t i n g a c t i o n;f e l d s p a r c o r r o-s i o n当前全球油气勘探正从常规油气领域向非常规油气领域拓展,致密砂岩气作为非常规油气资源主要类型之一,已成为世界油气勘探的重点领域[1-2]㊂例如,美国绿河盆地和加拿大阿尔伯达盆地致密砂岩气在北美天然气版图中占据重要位置,我国鄂尔多斯盆地苏里格地区和四川盆地须家河组致密砂岩气已成为国内天然气主要产区㊂此外,吐哈㊁松辽㊁渤海湾等盆地也具有良好的致密砂岩气勘探开发前景,是天然气增储上产的重要领域[2-8]㊂致密砂岩储层是致密砂岩气勘探的主要对象,其孔隙度往往小于10%,渗透率小于0.1ˑ10-3μm2[2-3,7-10],在岩石组分㊁孔隙类型㊁孔喉结构㊁成岩演化㊁储集性能等方面与常规储层相比均存在较大差异[1-4,11]㊂致密砂岩储层往往具有非均质性强㊁孔喉直径小㊁连通性和储层物性差等特点,这为致密砂岩气勘探 甜点 优选及预测带来巨大挑战,严重制约着世界沉积盆地油气勘探开发进程[2,12]㊂因此,致密砂岩储层表征及影响因素分析长期以来一直是该领域的核心研究内容之一㊂鉴于致密砂岩储层复杂孔隙结构,通常运用铸体薄片㊁核磁共振㊁高压压汞㊁气体吸附㊁聚焦离子束场扫描电镜等技术对致密砂岩储层微观孔隙结构进行综合系统表征[2-6,11-14]㊂已有研究表明致密砂岩储层分布和发育程度主要受沉积㊁成岩及构造作用三大要素控制[2-9]㊂一般来讲,沉积与构造作用是形成致密砂岩储层的基础,成岩作用则在砂岩储层致密化过程中扮演关键角色[2,9]㊂原始沉积环境对储层物性具有首要控制作用,因为储层物性的好坏很091Copyright©博看网. All Rights Reserved.第3期 陈淑鹏等:吐哈盆地胜北洼陷中侏罗统致密砂岩储层孔隙发育特征及控制因素大程度上取决于其原始成分和结构㊂例如,四川盆地上三叠统须家河组辫状河三角洲不同沉积微相中,辫状三角洲前缘水下分流河道与河口坝微相物性较好,平原分支河道微相相对较差[2,14]㊂构造作用往往会诱发生成裂缝系统,裂缝对于致密砂岩储集性能,尤其渗透性能的改善不言而喻[2,9,15]㊂对于致密砂岩储层而言,后期成岩作用对原始孔隙的改造程度通常决定了其能否成为有效储集体㊂与常规储层类似,溶蚀和构造破裂等建设性成岩作用会使致密砂岩储层物性得到有效改善,而压实㊁压溶和胶结等破坏性成岩作用则会导致致密砂岩储层物性变差[15-20]㊂本质上,致密砂岩储层物性取决于其内部微纳米级孔隙发育状况[2-4,11]㊂1 地质概况胜北洼陷位于吐哈盆地台北凹陷西部(图1-a),洼陷内发育了中侏罗统七克台组(J 2q )㊁三间房组(J 2s )和西山窑组(J 2x )3套致密砂岩储层(图2),是吐哈盆地非常规致密气勘探开发重要区域[22]㊂最近,在胜北洼陷中侏罗统七克台组和三间房组致密砂岩储层内相继发现了工业油气流,展现了该区域致密砂岩油气良好的勘探开发前景㊂然而,目前对中侏罗统致密砂岩储层孔隙发育特征及控制因素等认识不足,阻滞了研究区致密砂岩气勘探开发进程[21-24]㊂本研究系统采集了胜北洼陷8口井中侏罗统岩心样品(图1-b ),一方面基于该区致密砂岩样品聚焦离子束扫描电镜㊁高压压汞测试结果,从微观角度明确研究区致密砂岩储层孔隙发育特征;另一方面综合岩石薄片㊁X 射线衍射㊁聚焦离子束扫描电镜㊁高压压汞等测试结果,利用多元统计相关性分析方法,从宏观角度进一步探讨影响和控制该区致密砂岩储层孔隙发育的主要因素,以期为研究区致密砂岩油气勘探开发 甜点 优选和预测提供科学理论依据㊂图1 吐哈盆地含油气区带分布(a )和胜北洼陷研究井位分布图(b )(据文献[21]修改)F i g .1 D i s t r i b u t i o n m a p o f p e t r o l e u m r e g i o n s o f T u r p a n -H a m i B a s i n (a )a n d w e l l l o c a t i o n s (b )i n S h e n g b e i S a g191Copyright ©博看网. All Rights Reserved.h t t p s://d z k j q b.c u g.e d u.c n地质科技通报2023年图2吐哈盆地地层综合柱状图(据文献[21]修改) F i g.2 C o m p r e h e n s i v e s t r a t i g r a p h i c c o l u m n o f t h e T u r-p a n-H a m i B a s i n2样品与实验2.1实验样品本次研究共采集吐哈盆地胜北洼陷区8口井(图1-b)中侏罗统致密砂岩样品48个㊂其中,七克台组砂岩样15个,三间房组砂岩样27个,西山窑组砂岩样6个㊂对这些样品分别进行了岩石薄片㊁X 射线衍射(X R D)㊁孔隙度-渗透率㊁聚焦离子束扫描电镜(F I B-S E M)和高压压汞(M I C P)等分析㊂2.2岩石薄片观测将23块代表性砂岩样品制备成厚度约为1 mm的薄片,并使用茜素红-S和铁氰化钾混合溶液将岩石薄片一半染色(方便与另一半未染色的薄片进行对比),后使用L e i c a D M4P偏光显微镜在单偏光与正交光结合下对岩石薄片进行观测,识别砂岩中的矿物成分,并采集图像㊂2.3X射线衍射(X R D)全岩X衍射定量分析按照‘沉积岩中黏土矿物和常见非黏土矿物X射线衍射分析方法:S Y/T 5163-2018“进行测试㊂将砂岩样品粉碎至粒径0.071mm(200目)以下烘干备用㊂取100m g样品,利用荷兰飞利浦公司生产的X'P e r t P R O D y2198X射线衍射仪进行分析,工作电压40k V, C u Kα射线电流30m A,在3ʎ~85ʎ(2θ)范围内以4ʎ/m i n进行扫描,利用特定矿物的主峰面积对矿物相对含量进行计算㊂2.4孔隙度-渗透率测试选取研究区32块砂岩岩心样品(直径2.5c m,长度2c m),采用P C P-100型孔渗联测仪进行孔隙度和渗透率测试㊂首先将岩心样品用二氯甲烷和甲醇混合溶液(体积比93ʒ7)在索氏抽提系统内抽提72h,取出烘干㊂孔渗联测仪经校准后进行孔隙度测试,围压400P a㊂在恒定压力下向参比室注入氦气,记录参比室初始压力㊂然后将参比室的气体排入岩样的孔隙空间,记录平衡压力㊂岩心样品孔隙度利用波义耳公式计算㊂测定渗透率时,围压为2.0M P a,检测过程中始终保持围压值大于岩心入口压力1.5~2.0M P a㊂当岩心两端的压差或驱替流速保持10m i n以上不改变时,记录测量压力㊁流量等测试数据,连续测定3次后,用达西定律计算渗透率㊂2.5聚焦离子束扫描电镜(F I B-S E M)将岩心样品制备成1c mˑ1c m的长方体,为了保证图像成像质量以及致密砂岩形态完整性,在进行扫描电镜实验前对样品进行了氩离子抛光处理,将样品薄片放入抛光仪进样腔室内,在真空状态下用氩离子轰击2h,以获得光滑的观察面,同时在样品表面镀铬以提高其导电性㊂聚焦离子束扫描电镜工作距离为2~5mm,加速电压为1k V㊂利用H e l i o s N a n o L a b660F E S E M/F I B聚焦离子束扫描电子显微镜在S E/B S E模式下,依次对七克台组㊁三间房组和西山窑组样品进行观测㊂2.6高压压汞(M I C P)选择23个不同层位代表性样品,利用麦克A u-t o P o r e V9620高压压汞仪进行孔径分布测试,孔径检测范围多介于3n m~800μm之间[25-26]㊂实验291Copyright©博看网. All Rights Reserved.第3期 陈淑鹏等:吐哈盆地胜北洼陷中侏罗统致密砂岩储层孔隙发育特征及控制因素前将23个(直径2.5c m ,长度2c m )砂岩岩心样品制成1c mˑ1c m 的正方体,洗油后烘干㊂将岩样浸泡在汞液中,以恒定速度0.00005m L /m i n 向岩心中注入汞,进汞过程中压力周期性降落回升,进汞压力从初始5P a 升高到60000P a,当压力达60000P a 时实验结束㊂实验同时通过计算机系统进行实时监控和自动化数据采集及输出,得到孔喉半径㊁进汞体积等孔隙结构表征参数,在计算孔喉半径时,采用的汞表面张力为4.85ˑ10-1N /m ,接触角取值130ʎ㊂3 结果与讨论3.1储层岩性根据对胜北洼陷中侏罗统储层砂岩样品岩石薄片的观察和统计,研究区中侏罗统致密砂岩以中-粗粒级的长石岩屑砂岩为主,岩屑砂岩次之(图3)㊂具体而言,石英(Q )体积分数在31%~55%之间,平均43%;长石(F )体积分数在10%~23%之间,平均16%;岩屑(R )体积分数在28%~58%之间,平均40%㊂填隙物以泥质为主,其次为碳酸盐矿物,杂基含量低;颗粒的分选性中等,磨圆度较差,以次棱角状为主;胶结类型主要为孔隙式与镶嵌式;研究区压实作用较强,颗粒之间以线接触和线 凹凸接触,以及颗粒支撑结构为主;成分成熟度指数Q /(F +R )在0.4~1.2之间,平均0.8,结构成熟度与成分成熟度均较低(图4)㊂图3 胜北洼陷中侏罗统致密砂岩成分三角图F i g .3 T r i a n g l u l g r d i a g r a m o f M i d d l e J u r a s s i c t i gh t s a n d s t o n e c o m p o s i t i o n s i n S h e n g b e i S a g从储层全岩X R D 测试结果来看,胜北洼陷中侏罗统储层砂岩石英和长石含量均较高,石英质量分数为23%~60%,平均45%㊂长石质量分数为10%~56%,平均37%;黏土矿物质量分数通常为3%~57%,平均16%;含有少量碳酸盐矿物,一般介于1%~13%之间,平均2%㊂3.2成岩作用类型胜北洼陷中侏罗统砂岩储层内的成岩作用类型主要包括机械压实㊁胶结㊁溶蚀和交代㊂研究区中侏罗统致密砂岩储层埋藏深度主要介于4000~5000m 之间,岩石薄片观察显示储层砂岩样品普遍遭受了强烈的机械压实,主要表现为:刚性颗粒石英受较强应力作用发生破裂(图4-a ),云母等软质颗粒发生弯曲变形(图4-b ),颗粒的定向挤压致密排列(图4-c ),其接触关系以线接触和线 凹凸接触为主(图4-a ,c)㊂黏土矿物和碳酸盐矿物是胜北洼陷中侏罗统致密砂岩储层内的主要胶结物类型,它们大多充填在原生粒间孔内(图4-d ,e 和图5-e )㊂黏土矿物主要由高岭石㊁伊利石和绿泥石构成,扫描电镜下自生高岭石为假六方片状,集合体主要呈书页状,胶结在粒间孔中(图5-e)㊂自生绿泥石主要呈叶片状㊁玫瑰花瓣状(图5-f )堵塞在孔隙内㊂伊利石呈细丝状充填在长石粒内溶蚀孔中(图5-g )㊂碳酸盐矿物以方解石和铁方解石为主,多呈粗晶或连晶状,以分散状孔隙式胶结物充填在石英粒间孔和长石颗粒溶蚀孔内(图4-d ,e)㊂长石溶蚀在胜北洼陷中侏罗统不同层位普遍存在㊂储层内长石溶蚀孔异常发育,长石经溶蚀后发育有大量的粒间溶孔㊁粒内溶孔,部分长石溶蚀后,粒内孔中可见沥青充填现象(图4-e)㊂交代作用在胜北洼陷中侏罗统砂岩储层中发育程度较高,岩石薄片在显微镜下主要表现为方解石与铁方解石等碳酸盐矿物呈锯齿状或港湾状交代石英㊁长石和岩屑颗粒(图4-e ,f)㊂3.3储层物性胜北洼陷中侏罗统发育低孔-特低渗致密砂岩储层㊂32个砂岩样品孔隙度与渗透率测试结果显示,研究区砂岩样品孔隙度多介于5%~10%之间,渗透率往往小于0.1ˑ10-3μm 2,孔隙度和渗透率之间没有显著的相关关系(图6)㊂中侏罗统不同层位砂岩储层物性存在一定差异㊂总体来看,三间房组最好,七克台组次之,西山窑组相对较差㊂七克台组储层砂岩孔隙度介于5.55%~10.31%之间,平均6.91%,渗透率介于0.008ˑ10-3~0.187ˑ10-3μm 2之间,平均0.067ˑ10-3μm 2;三间房组储层砂岩孔隙度介于3.80%~9.97%之间,平均7.50%,渗透率介于0.001ˑ10-3~0.775ˑ10-3μm 2之间,平均0.121ˑ10-3μm 2;西山窑组储层砂岩孔隙度介于5.04%~7.89%之间,平均6.61%,渗透率介于0.003ˑ10-3~0.068ˑ10-3μm 2之间,平均0.033ˑ10-3μm 2㊂391Copyright ©博看网. All Rights Reserved.h t t p s ://d z k j q b .c u g.e d u .c n 地质科技通报2023年a .胜深3井,J 2s ,4624.16m ,正交光下刚性颗粒石英破裂,粒内可见清晰裂纹,碎屑颗粒间呈线接触与线-凹凸接触;b .台参2井,J 2s ,4481.84m ,塑性矿物云母挤压弯曲变形;c .胜深3井,J 2x ,4891.62m ,颗粒间呈线-凹凸接触,颗粒定向排列;d .胜北11井,J 2q ,4208.80m ,正交光下含铁方解石胶结在碎屑颗粒间;e .台参2井,J 2x ,4768.68m ,正交光下可见长石溶蚀,方解石交代长石颗粒,沥青质充填溶蚀孔;f .胜北6井,J 2s ,4323.09m ,含铁方解石呈锯齿状或港湾状交代长石颗粒图4 胜北洼陷中侏罗统致密砂岩储层薄片观测F i g .4 T h i n s e c t i o n o b s e r v a t i o n s o f t h e M i d d l e J u r a s s i c t i g h t s a n d s t o n e r e s e r v o i r s i n t h e S h e n g b e i S a g3.4孔隙类型胜北洼陷中侏罗统致密砂岩储层粒间孔不发育,次生溶蚀孔隙相对发育,同时还发育一定数量的微裂缝㊂以胜北506H 井为例,该井中侏罗统七克台组和三间房组灰色荧光中砂岩铸体薄片在偏光下可见石英㊁长石以及碳酸盐矿物颗粒内发育溶蚀孔(图7-a ,c ,f),呈不规则状㊂研究区压实作用强烈,颗粒间主要呈线-凹凸接触,原始粒间孔因此急剧减少,三间房组灰色荧光粗-中砂岩内,碎屑颗粒间与颗粒接触边缘发育少量残余粒间孔(图7-d ,e );由于受到强烈挤压,石英颗粒发生破裂,其内微裂缝也较发育(图7-b ,d ,f )㊂中侏罗统储层孔隙发育的这种特征借助F I B -S E M 观测更为显著㊂F I B -S E M 观测结果进一步显示,胜北洼陷中侏罗统致密砂岩储层内长石粒内溶蚀孔异常发育,呈海绵状(图5-a ~c),石英颗粒内部发育呈圆形和不规则状的粒内溶蚀孔(图5-d ),黏土矿物主要由高岭石㊁绿泥石与伊利石组成,黏土矿物粒内孔或层间孔相对发育(图5-e ~g ),储层砂岩内微裂缝较发育,其内往往被黏土矿物等充填(图5-h ,i)㊂3.5孔径分布孔径分布通常采用累计孔体积或微分孔体积与孔径交会图来表示[27-29]㊂高压压汞实验结果采用微分孔喉体积与孔喉直径分布交会图来展示,第一种交会图为微分孔喉体积与孔喉直径分布交会图,可表征不同尺度孔喉丰度分布状况,第二种交会图为对数微分孔喉体积与孔喉直径分布交会图,除了表征孔喉分布外,还可比较不同尺度孔喉体积的相对贡献(图8)㊂在微分孔喉体积与孔喉直径分布交会图中呈以5~50n m 孔喉为主峰的单峰型,表明胜491Copyright ©博看网. All Rights Reserved.第3期 陈淑鹏等:吐哈盆地胜北洼陷中侏罗统致密砂岩储层孔隙发育特征及控制因素a .胜北5井,J 2q ,4002.13m ,灰色中细砂岩,长石粒内溶蚀孔普遍发育;b .胜深3井,J 2s ,4452.01m ,灰色中砂岩,长石粒内溶蚀孔发育;c .胜北11井,J 2s ,4386.62m ,浅灰色中砂岩,长石粒内溶蚀孔普遍发育;d .胜深3井,J 2s ,4452.01m ,灰色中砂岩,发育石英粒内溶蚀孔;e .胜北10井,J 2s ,3900.00m ,灰色荧光粗-中砂岩,发育书页状或鳞片状高岭石,并充填粒间孔中;f .胜深3井,J 2s ,4452.01m ,灰色中-细砂岩,粒间孔中充填呈玫瑰花瓣状绿泥石;g .台参2井,J 2q ,4069.40m ,灰绿色细砂岩,发育细丝状伊利石;h .台参2井,J 2q ,4069.40m ,灰绿色细砂岩,微裂缝发育;i .胜深3井,J 2x ,4891.62m ,灰色粗砂岩,粒间微裂缝发育图5 胜北洼陷中侏罗统致密砂岩储层孔隙类型F i g .5 T y p e s o f p o r e s i n M i d d l e J u r a s s i c t i g h t s a n d s t o n e r e s e r v o i r s S h e n g b e i S ag图6 胜北洼陷中侏罗统致密砂岩储层孔隙度和渗透率交会图F i g .6 C r o s s p l o t o f p o r o s i t y a n d p e r m e a b i l i t y of t h e M i d -d l e J u r a s s i c t i gh t s a n d s t o n e r e s e r v o i r s i n t h e S h e n g b e i S a g北洼陷中侏罗统致密砂岩内5~50n m 孔喉最为发育(图8-a ~c )㊂在对数微分孔喉体积与孔喉直径分布交会图中大致呈以5~50n m ㊁100n m~1μm 和100~800μm 孔喉为主峰的多峰型分布特征,表明这3类孔喉对总孔喉体积的贡献相对较高(图8-d ~f)㊂这从不同直径的孔喉体积分布特征上进一步得到了证实㊂如图9所示研究区中侏罗统致密砂岩总孔喉体积分布在0.007~0.034m L /g 之间,均值0.021m L /g㊂其中,10~50n m 孔喉体积多介于0.001~0.006m L /g 之间,均值0.004m L /g;100n m~1μm 孔喉体积介于0.002~0.010m L /g 之间,均值0.005m L /g;100~800μm 孔喉体积介于0.001~0.020m L /g 之间,均值0.007m L /g㊂这3类孔喉体积占总孔喉体积的40.6%~95.6%,均值74.8%㊂591Copyright ©博看网. All Rights Reserved.h t t p s ://d z k j q b .c u g.e d u .c n 地质科技通报2023年a .灰色荧光中砂岩,J 2q ,4038.27m ,偏光下可见石英颗粒内溶蚀孔发育;b .灰色荧光细砂岩,J 2s ,4138.11m ,石英颗粒内溶蚀孔发育,并存在微裂缝;c .灰色荧光中砂岩,J 2s ,4141.01m ,镜下可见颗粒间残余粒间孔,以及碳酸盐矿物内部溶蚀孔;d .灰色荧光中砂岩,J 2s ,4235.70m ,单偏光下可见碎屑颗粒间残余粒间孔发育;e .灰色荧光粗砂岩,J 2s ,4236.86m ,碎屑颗粒间与颗粒接触边缘发育残余粒间孔;f .灰色荧光粗砂岩,J 2s ,4236.86m ,长石粒内溶蚀孔发育图7 胜北洼陷胜北506H 井中侏罗统致密砂岩孔隙类型F i g .7 T y p e s o f p o r e s i n t h e M i d d l e J u r a s s i c t i g h t s a n d s t o n e s f r o m W e l l S h e n g b e i 506H i n S h e n g b e i S ag图8 胜北洼陷中侏罗统致密砂岩储层孔喉直径分布图F i g .8 P o r e t h r o a t d i a m e t e r s d i s t r i b u t i o n o f t h e M i d d l e J u r a s s i c t i g h t s a n d s t o n e r e s e r v o i r s i n S h e n g b e i S a g3.6储层孔隙发育控制因素胜北洼陷中侏罗统致密砂岩孔隙度㊁渗透率㊁高压压汞总孔喉体积以及不同直径的孔喉体积与矿物组成相关性分析统计结果证实储层物性受50n m~691Copyright ©博看网. All Rights Reserved.第3期 陈淑鹏等:吐哈盆地胜北洼陷中侏罗统致密砂岩储层孔隙发育特征及控制因素图9 胜北洼陷中侏罗统致密砂岩储层不同直径的孔喉体积分布F i g .9 P o r e t h r o a t v o l u m e s d i s t r i b u t i o n s w i t h d i f f e r e n t d i a m e t e r s i n M i d d l e J u r a s s i c t i gh t s a n d s t o n e r e s e r v o i r s i n S h e n g b e i S a g1μm 和100~800μm 孔喉发育程度控制,微纳米级孔喉发育程度与原始沉积环境和后期成岩作用改造关系密切㊂从表1统计分析结果来看,孔隙度㊁渗透率和高压压汞总孔喉体积与50n m~1μm 和100~800μm 孔喉体积均呈较好的正相关关系,指示胜北洼陷中侏罗统致密砂岩储层内50n m~1μm 和100~800μm 孔喉相对发育(图8),它们对储层物性具有重要控制作用㊂50~100n m 孔喉体积与100n m~1μm 孔喉体积具有显著的正相关关系,可能表明这2类孔喉空间分布上的密切相关性,即孔喉赋存载体在发育50~100n m 孔喉的同时,100n m~1μm 孔喉也相对发育㊂以此类推,10~50n m 孔喉体积和50~100n m 孔喉体积的显著正相关性可能也指示两者在空间分布上的共生关系㊂然而,10~50n m 孔喉体积与100n m~1μm 孔喉体积之间并不具有显著正相关关系,这可能一方面与其发育程度和孔喉体积贡献相对较小有一定关系,主要体现在10~50n m 孔喉体积与孔隙度和总孔喉体积之间相关性较低;另一方面也表明两者的赋存载体存在一定的差异性㊂从孔喉体积与矿物组成关系来看,50n m~1μm 孔喉体积与石英和长石含量均具有较好的正相关关系,与黏土矿物和碳酸盐矿物含量呈一定的负相关性,100~800μm 孔喉体积与石英㊁长石和黏土矿物含量呈弱正相关,与碳酸盐矿物含量呈显著负相关㊂这可能进一步表明研究区储层孔隙发育与原始沉积环境㊁压实和长石溶蚀及方解石交代关系密切㊂通常,储层内石英㊁长石和碎屑等矿物含量主要取决于原始沉积环境㊂例如,在高能沉积环境中,不稳定的碎屑矿物会被逐渐磨蚀,刚性石英矿物则被保留下来,它能够较好地抵御压实作用的影响,从而使地层保持较好的孔隙度和渗透性[30]㊂胜北洼陷中侏罗统致密储层富含石英和长石,以长石岩屑砂岩为主,且遭受了强烈的压实作用,表现为刚性石英颗粒破裂㊁塑性矿物颗粒云母等弯曲变形㊁石英与碎屑颗粒呈线接触和线-凹凸接触等(图4-a ~c),残余粒间孔的发育也多与石英分布关系密切(图7-d ,e ),加之石英颗粒内部发育溶蚀孔(图7-a ,b 和图5-d),其含量增加无疑有利于储层保持较高的孔隙度和渗透率,两者之间的正相关关系正是原始沉积环境对储层物性控制的重要体现㊂扫描电镜观测显示中侏罗统致密砂岩储层内长791Copyright ©博看网. All Rights Reserved.h t t p s ://d z k j q b .c u g.e d u .c n 地质科技通报2023年石颗粒内部溶蚀孔异常发育(图7-f 和图5-a ~c )㊂不仅如此,对照全岩X R D 测试结果与岩石薄片观测结果,可以看到两者的石英含量差别不大,而长石含量差异较大,全岩X R D 测试结果明显偏高一些,表明这部分长石应主要赋存在碎屑颗粒内,其内发育的孔隙可能与长石溶蚀关系更为密切㊂一般来讲,长石溶蚀与石油烃类生成过程中有机酸的大量生成密切相关[30-32]㊂中侏罗统致密砂岩储层内长石溶蚀现象普遍,表明地质历史过程中发生了石油烃类的大规模生成和运移,含有机酸的石油烃类流体进入到中侏罗统地层内促使长石发生大规模溶蚀,从而改善了储层物性㊂这从台参2井西山窑组储层薄片观测结果进一步得到了证实,该井4768.68m 处采集的一块浅灰色荧光细砂岩镜下观察可见沥青质充填于长石溶蚀孔内(图4-e),表明储层内确有石油烃类充注发生㊂众所周知,黏土矿物塑性较强,易于遭受压实,虽然其自身发育了矿物粒内孔或层间孔(图5-e ~g),但由于其遭受了强压实,本身难以为石油烃类提供有效的储集空间和渗流通道㊂从岩石薄片和扫描电镜观测结果来看,黏土矿物一方面作为胶结物充填在原始矿物粒间孔内,另一方面部分长石溶蚀孔和次生微裂缝也被其充填占据(图5-g ~i )㊂因此,这也就不难理解塑性黏土矿物含量增加不利于储层物性的改善了㊂同时,在矿物溶蚀过程中,通常伴有黏土矿物形成㊁转化和迁移[32],可能会形成少量较大的微米级孔隙,这可能是导致100~800μm 孔喉体积与黏土矿物含量弱正相关的主要原因㊂胜北洼陷中侏罗统储层内的碳酸盐矿物以方解石为主,它通常以胶结物的形式赋存在矿物粒间孔内(4-d ,e ),造成原生孔隙不断减少,同时它还与长石共生,往往充填在次生长石溶蚀孔内(图4-e ,f),这是长石溶蚀过程中方解石交代长石的结果[32]㊂从统计分析结果(表1)来看,方解石含量与小于5n m 的孔喉体积显著正相关,与100~800μm 孔喉体积显著负相关,表明方解石内小于5n m 的溶蚀孔可能较为发育㊂由于这种方解石矿物占据了大量原生矿物粒间孔和次生长石溶蚀孔,即便其内部发育少量溶蚀孔仍不足以抵消这种影响效应(图7-c)㊂因此,中侏罗统地层内方解石含量增加总体不利于储层物性的改善,尤其是对100~800μm 微米级孔喉的形成和保存不利㊂表1 胜北洼陷中侏罗统致密砂岩孔隙度㊁渗透率㊁高压压汞总孔体积以及不同直径孔喉体积与矿物组成相关性分析统计T a b l e 1 S t a t i s t i c a l t a b l e o f c o r r e l a t i o n s a n a l y s i s o f p o r o s i t y ,p e r m e a b i l i t y ,t o t a l p o r e v o l u m e o f h i g h -p r e s s u r e m e r c u r y pe n e t r a -t i o n a n d v o l u m e of p o r e t h r o a t s w i t h d i f f e r e n t d i a m e t e r s ,a n d m i n e r a l c o m p o s i t i o n s o f t igh t s a n d s t o n e s a m pl e s f r o m t h e M i d d l e J u r a s s i c ,S h e n g b e i S a g相关性孔隙度/%渗透率/10-3μm2T V孔喉直径<5n m[5,10)n m [10,50)n m [50,100)n m [100,1000)n m[1,10)μm [10,100)μm [100,800]μm 石英长石黏土矿物碳酸盐矿物孔隙度渗透率T V 孔喉<5n m[5,10)n m[10,50)n m[50,100)n m[100,1000)n m[1,10)μm [10,100)μm [100,800]μm 石英长石黏土矿物碳酸盐矿物1.000.531.000.450.801.00-0.35-0.13-0.021.000.02-0.15-0.230.181.000.45-0.020.15-0.260.321.000.500.560.65-0.38-0.290.531.000.520.720.68-0.36-0.250.320.841.000.130.450.480.02-0.43-0.040.320.041.000.310.06-0.08-0.210.29-0.10-0.11-0.02-0.341.000.510.480.62-0.35-0.28-0.040.210.080.360.151.000.330.210.22-0.17-0.100.430.300.320.17-0.110.141.000.140.040.16-0.18-0.140.100.400.290.150.040.12-0.341.00-0.30-0.14-0.190.010.26-0.38-0.38-0.28-0.49-0.150.14-0.71-0.151.00-0.22-0.14-0.310.550.07-0.18-0.36-0.25-0.070.15-0.51-0.11-0.23-0.221.00注:相关系数在0.5以上定义为显著相关;T V .总孔隙体积,单位μm34 结 论(1)胜北洼陷中侏罗统储层砂岩以长石岩屑砂岩为主,岩屑砂岩次之;储层孔隙度介于5%~10%之间,渗透率多小于0.1ˑ10-3μm 2,属于低孔-特低渗致密砂岩储层㊂(2)胜北洼陷中侏罗统砂岩储层的成岩作用类891Copyright ©博看网. 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鄂尔多斯盆地东南部下石盒子组盒8段物源特征与沉积相李亚龙;于兴河;单新;杜永慧;周劲松;韩小琴【摘要】二叠系下石盒子组盒8段为鄂尔多斯盆地东南部天然气主力产层.根据研究区盒8段砂岩组分、岩屑和重矿物分布等物源分析特征,结合粒度分析、岩石薄片和岩心沉积等资料,研究下石盒子组盒8段物源体系及沉积相展布规律.结果表明:盒8段物源主要来自北北东、北北西及南部方向,岩屑等组分的变化趋势指示物源在中心区域形成交汇区;砂岩组分以石英为主,岩屑次之,长石极少,岩屑以变质岩岩屑为主;沉积相主要为辫状河三角洲相,可进一步划分为三角洲平原和三角洲前缘亚相,其中三角洲平原亚相以水下分流河道为主要微相,三角洲前缘亚相以河口坝为主要微相;砂体形态以厚层宽浅型为主,粒度概率曲线主要为两段式、三段式、两段夹过渡式及多段式.该研究结果为研究区天然气进一步勘探开发提供指导.【期刊名称】《东北石油大学学报》【年(卷),期】2016(040)003【总页数】10页(P51-60)【关键词】粒度分析;重矿物;沉积相;下石盒子组;盒8段;鄂尔多斯盆地东南部【作者】李亚龙;于兴河;单新;杜永慧;周劲松;韩小琴【作者单位】中国地质大学(北京)能源学院,北京 100083;中国地质大学(北京)能源学院,北京 100083;中国地质大学(北京)能源学院,北京 100083;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安710075;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安710075;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安710075【正文语种】中文【中图分类】TE121.3+1鄂尔多斯盆地石炭系本溪组、二叠系山西组和石盒子组发现丰富的天然气资源，其中下石盒子组盒8段为重要储层之一 [1]。

人们对鄂尔多斯盆地的研究主要集中于盆地北部和西部沉积体系、沉积相及物源的研究[2-5]。

杨西燕等[6]对盆地北部乌审旗地区下石盒子组盒8段下亚段沉积相进行研究，提出盒8段下亚段为滩坝相沉积；席胜利等[7]对盆地西缘及西部—中东部沉积物来源进行对比，认为西缘沉积物主要来自北西方向，西部—中东部以北部物源为主；汪正江等[8]将盆地分为5个沉积体系，对每个沉积体系物源分别进行研究，认为盆地物源主要来自北部阴山古陆、西北缘阿拉善古陆及西南部六盘山古陆；刘锐娥等[9]认为盆地北部物源主要为盆地北缘阴山古陆。

第42卷 第5期2023年 9月 地质科技通报B u l l e t i n o f G e o l o g i c a l S c i e n c e a n d T e c h n o l o g yV o l .42 N o .5S e p .2023何云,王瑞飞,张占杨,等.鄂尔多斯盆地杭锦旗地区下石盒子组致密砂岩储层孔隙结构及可动流体特征[J ].地质科技通报,2023,42(5):94-102.H e Y u n ,W a n g R u i f e i ,Z h a n g Z h a n y a n g ,e t a l .P o r e s t r u c t u r e a n d m o v a b l e f l u i d c h a r a c t e r i s t i c s o f t i gh t s a n d s t o n e r e s e r v o i r s i n t h e L o w e r S h i h e z i F o r m a t i o n i n t h e H a n g j i n q i a r e a ,O r d o s B a s i n [J ].B u l l e t i n o f G e o l o g i c a l S c i e n c e a n d T e c h n o l o g y,2023,42(5):94-102.鄂尔多斯盆地杭锦旗地区下石盒子组基金项目:陕西省重点研发计划(重点产业创新链(群):2022Z D L S F 07-04);国家自然科学基金项目(51974253);陕西省教育厅重点项目(18J S 084);陕西省高校科协青年人才托举计划(20180703)作者简介:何 云(1982 ),男,高级工程师,主要从事油气生产技术管理工作㊂E -m a i l :376254397@q q.c o m 通信作者:王濡岳(1990 ),男,高级工程师,主要从事非常规油气地质与油气勘探规划研究㊂E -m a i l :w r y 1990@v i p .q q.c o m ©E d i t o r i a l O f f i c e o f B u l l e t i n o f G e o l o g i c a l S c i e n c e a n d T e c h n o l o g y .T h i s i s a n o pe n a c c e s s a r t i c l e u n d e r t h e C C B Y -N C -N D l i c e n s e .致密砂岩储层孔隙结构及可动流体特征何 云1,王瑞飞2a,张占杨1,王濡岳3,尹 帅2b,何维领3,陈瑞娜2a,肖 雪2a(1.中国石油化工股份有限公司华北油气分公司,郑州450006;2.西安石油大学a .石油工程学院;b .地球科学与工程学院,西安710065;3.中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院,北京102206)摘 要:核磁共振(NM R )及C T 扫描技术对致密砂岩储层评价正发挥越来越重要的作用㊂以杭锦旗地区下石盒子组盒1段致密砂岩储层为例,基于NM R 及C T 扫描系统探讨了致密砂岩中不同类型孔隙的响应特征及流体识别能力㊂结果表明,测试样品的孔隙度主要分布在1.7%~10%,气测渗透率主要分布在0.1ˑ10-3~1.4ˑ10-3μm 2,T 2弛豫时间截止值主要分布在1~14m s ,平均值为6.11m s ,属于典型的低孔㊁低渗型致密砂岩储层㊂根据离心前饱和分量T 2弛豫时间曲线,盒1段储层孔隙类型为双峰型(左峰为主,右峰不明显),包括3个亚类:微孔-小孔型㊁小孔-中孔型㊁微孔-小孔-中孔型,所对应的T 2弛豫时间区间分别为0.1~10,1~100,0.1~100m s ㊂三维C T 扫描结果显示,小孔-中孔型储层的物性特征最好,其次为微孔-小孔-中孔型储层,而微孔-小孔型储层的物性相对较差㊂T 2截止值与样品可动流体含量负相关㊂盒1段可动流体孔隙度与渗透率具有良好的正相关性,反映可动流体含量受储层渗透率与喉道显著影响㊂盒1段致密砂岩储层中可动水饱和度主要分布在4%~9%,平均值为5.8%㊂开发实践显示,盒1段原始可动水饱和度较低,具有较大开发潜力,从侧面证实了NM P 和C T 扫描技术结果的准确性㊂关键词:杭锦旗地区;核磁共振;C T 扫描;下石盒子组;致密砂岩;储层性质;孔隙结构;可动流体2022-02-10收稿;2022-02-28修回;2022-05-05接受中图分类号:P 130.2+1 文章编号:2096-8523(2023)05-0094-09d o i :10.19509/j .c n k i .d z k q.2022.0134 开放科学(资源服务)标识码(O S I D ):P o r e s t r u c t u r e a n d m o v a b l e f l u i d c h a r a c t e r i s t i c s o f t i gh t s a n d s t o n e r e s e r v o i r s i n t h e L o w e r S h i h e z i F o r m a t i o ni n t h e H a n g j i n qi a r e a ,O r d o s B a s i n H e Y u n 1,W a n g R u i f e i 2a ,Z h a n g Z h a n y a n g 1,W a n g R u yu e 3,Y i n S h u a i 2b ,H e W e i l i n g 3,C h e n R u i n a 2a ,X i a o X u e 2a(1.S I N O P E C N o r t h C h i n a O i l &G a s B r a n c h ,Z h e n gz h o u 450006,C h i n a ;2a .S c h o o l o f P e t r o l e u m E n g i n e e r i n g ;2b .S c h o o l o f E a r t h S c i e n c e a n d E n g i n e e r i n g ,X i 'a n S h i y o u U n i v e r s i t y,X i 'a n 710065,C h i n a ;3.S I N O P E C P e t r o l e u m E x p l o r a t i o n a n d P r o d u c t i o n R e s e a r c h I n s t i t u t e ,B e i j i n g 102206,C h i n a )Copyright ©博看网. All Rights Reserved.第5期何云等:鄂尔多斯盆地杭锦旗地区下石盒子组致密砂岩储层孔隙结构及可动流体特征A b s t r a c t:[O b j e c t i v e]I n r e c e n t y e a r s,n e w d i s c o v e r i e s h a v e b e e n m a d e i n t h e H e1M e m b e r o f t h e H a n g j i n-q i G a s F i e l d.A n d t h e i n i t i a l g a s p r o d u c t i o n o f s o m e w e l l s b y f r a c t u r i n g c a n r e a c h10ˑ104m3/d,w h i c h s h o w s t h a t t h e H e1M e m b e r h a s g r e a t e x p l o r a t i o n p o t e n t i a l.H o w e v e r,d u e t o t h e s t r o n g h e t e r o g e n e i t y o f t h e H e1M e m b e r,t h e g a s p r o d u c t i o n m e c h a n i s m o f t h e H e1M e m b e r i s n o t c l e a r a t p r e s e n t,w h i c h r e-s t r i c t s i t s e f f i c i e n t d e v e l o p m e n t.T o a c c u r a t e l y a n d q u a n t i t a t i v e l y c h a r a c t e r i z e t h e m i c r o s c o p i c p o r e s t r u c-t u r e a n d m o v a b l e f l u i d c h a r a c t e r i s t i c s o f t i g h t g a s s a n d s t o n e r e s e r v o i r s.[M e t h o d s]I n t h i s p a p e r,t a k i n g t h e t i g h t s a n d s t o n e r e s e r v o i r i n t h e H e1M e m b e r o f t h e S h a n g s h i h e z i F o r m a t i o n i n t h e H a n g j i n q i G a s F i e l d a s a n e x a m p l e,NM R a n d C T t e s t s w e r e u s e d t o s t u d y t h e r e s p o n s e c h a r a c t e r i s t i c s a n d f l u i d i d e n t i f i c a t i o n a b i l i t y o f d i f f e r e n t t y p e s o f p o r e s i n t i g h t s a n d s t o n e.[R e s u l t s]T h e r e s e a r c h s h o w s t h a t t h e p o r o s i t y o f t h e t e s t s a m p l e s i s m a i n l y d i s t r i b u t e d i n1.7%-10%,a n d t h e g a s p e r m e a b i l i t y i s m a i n l y d i s t r i b u t e d i n0.1ˑ10-3-1.4ˑ10-3μm2,w h i c h b e l o n g s t o t h e t y p i c a l l o w-p o r o s i t y a n d l o w-p e r m e a b i l i t y p o r o u s t i g h t s a n d-s t o n e r e s e r v o i r.A c c o r d i n g t o t h e T2r e l a x a t i o n t i m e c u r v e o f t h e s a t u r a t i o n c o m p o n e n t b e f o r e c e n t r i f u g a-t i o n,t h e p o r e t y p e o f t h e r e s e r v o i r i n t h e H e1M e m b e r i s b i m o d a l(m a i n l y t h e l e f t p e a k,t h e r i g h t p e a k i s n o t o b v i o u s),i n c l u d i n g3s u b t y p e s:m i c r o p o r e-s m a l l p o r e t y p e,s m a l l p o r e-m e s o p o r e t y p e,m i c r o p o r e-s m a l l p o r e-m e s o p o r e t y p e.T h e T2r e l a x a t i o n t i m e i n t e r v a l s c o r r e s p o n d i n g t o t h e a b o v e t h r e e s u b t y p e s o f p o r e t y p e s a r e0.1-10m s,1-100m s,a n d0.1-100m s,r e s p e c t i v e l y.T h e r e s u l t s o f3D C T s c a n s s h o w t h a t t h e m i c r o p o r e-m e s o p o r e r e s e r v o i r h a s t h e b e s t p h y s i c a l p r o p e r t i e s,f o l l o w e d b y t h e m i c r o p o r e-s m a l l p o r e-m e s o p o r e t y p e,a n d t h e m i c r o p o r e-s m a l l p o r e t y p e r e s e r v o i r s h a v e r e l a t i v e l y p o o r p h y s i c a l p r o p e r t i e s. T h e T2c u t-o f f v a l u e s o f t h e t e s t e d s a m p l e s w e r e m a i n l y d i s t r i b u t e d b e t w e e n1a n d14m s,w i t h a n a v e r a g e v a l u e o f6.11m s.T h e r e i s a c e r t a i n n e g a t i v e c o r r e l a t i o n b e t w e e n t h e T2c u t-o f f v a l u e a n d t h e m o v a b l e f l u-i d p e r c e n t a g e o f t h e r o c k s a m p l e s.T h e m o v a b l e f l u i d p o r o s i t y a n d p e r m e a b i l i t y h a v e a v e r y g o o d p o s i t i v e c o r r e l a t i o n,r e f l e c t i n g t h a t t h e a m o u n t o f m o v a b l e f l u i d i s s i g n i f i c a n t l y a f f e c t e d b y t h e r e s e r v o i r p e r m e a b i l i-t y a n d t h e n u m b e r o f t h r o a t s.T h e m o v a b l e w a t e r s a t u r a t i o n i n t h e t i g h t s a n d s t o n e r e s e r v o i r s o f H e1 M e m b e r i n t h e s t u d y a r e a i s m a i n l y d i s t r i b u t e d a t4%-9%,w i t h a n a v e r a g e v a l u e o f5.8%.[C o n c l u s i o n] O v e r a l l,t h e o r i g i n a l m o v a b l e w a t e r s a t u r a t i o n o f t h e H e1M e m b e r i s l o w a n d h a s g r e a t d e v e l o p m e n t p o t e n t i a l. K e y w o r d s:H a n g j i n q i a r e a;n u c l e a r m a g n e t i c r e s o n a n c e;C T s c a n n i n g;L o w e r S h i h e z i F o r m a t i o n;t i g h t s a n d s t o n e;r e s e r v o i r p r o p e r t y;p o r e s t r u c t u r e;m o v a b l e f l u i dR e c e i v e d:2022-02-10;R e v i s e d:2022-02-28;A c c e p t e d:2022-05-05中国上古生界煤系碎屑岩蕴藏了丰富的天然气资源,是未来国内天然气增储的重要领域㊂根据覆压渗透率(k)的变化,碎屑岩储层可以被划分为3类[1]:常规储层,k>1ˑ10-3μm2;近致密(过渡型)储层,k介于0.1ˑ10-3~1ˑ10-3μm2之间;致密储层,k<0.1ˑ10-3μm2㊂对于常规碎屑岩储层,其孔隙度通常大于10%,孔隙间的连通性好;而对于近致密及致密碎屑岩储层,其孔隙空间相对闭塞,连通性差㊂碎屑岩储层的渗透率与孔喉直径大小有密切关联,孔喉直径的减小会使储层渗透率产生较大程度的降低[2]㊂已有的研究表明,常规砂岩储层的孔喉直径主要分布在5.5~16.7μm范围内;致密砂岩储层的孔喉直径主要分布在0.08~1μm范围内;而泥页岩的孔喉直径主要分布在0.008~0.1μm范围内[1-4]㊂储层物性及可动流体发育条件是决定油气储层的最终累产㊁储层评价及生产周期的重要参数,其除了与孔喉直径相关外,还受岩石孔隙度㊁孔隙连通性㊁颗粒密度㊁颗粒尺寸㊁分选性及成岩作用等因素的综合影响[5]㊂受强压实及胶结作用的影响,致密砂岩储层基质渗透率非常低[6-8]㊂致密砂岩储层具有强非均质性及强各向异性,岩石内部孔隙结构不仅受控于孔隙度而且还受控于成岩作用[6]㊂因而,采用先进的实验手段,对致密储层内部岩石及流体组分二元赋存特征进行定量评价可以为致密砂岩储层 甜点 预测提供新的思路㊂孔隙结构和可动流体性质是关系储层含烃及产烃能力的重要指标,该研究存在的科学问题是如何采用无损技术三维直观地揭示孔隙结构和可动流体性质之间的定量关系㊂对于研究程度尚欠的盒1段而言,该科学问题更为突出㊂核磁共振及C T扫描在近些年被广泛应用于不同类型致密储层综合评价中,C T扫描能够以三维无损方式直观㊁真实地揭示岩石内部孔隙结构,而核磁共振则是揭示岩石内部流体分布的可靠手段㊂因此,本研究采用这2种实验测试,可以有效获取孔隙结构和可动流体性质之59Copyright©博看网. All Rights Reserved.h t t p s://d z k j q b.c u g.e d u.c n地质科技通报2023年间的耦合关系㊂致密砂岩内部孔隙直径变化范围较宽,可从纳米级延伸到微米级[7-9]㊂目前,研究致密砂岩多孔介质孔隙结构的本构模型多是基于微观孔隙均匀分布且尺寸相差不大的假设,从严格意义上来说,这些模型通常不能准确地预测致密储层的本质属性特征㊂核磁共振(NM R)及C T扫描是近些年应用于非常规致密储层评价中的新技术,这些测试可获取储层多方面信息:①不同尺寸孔隙的数量及分布;②流体的可动性㊂基于以上优势,其在致密砂岩储层评价㊁气水层识别及压裂层位优选等方面正发挥越来越重要的作用[9-10]㊂三维C T扫描可以以无损方式直观展示岩石内部孔隙及喉道的分布及联通程度㊂NM R可以通过T2谱截止值有效区分岩石中束缚流体及自由流体㊂对于常规砂岩来说,C o a t e s等[11]的研究表明,其T2截止值为33m s㊂R e z a等[12]研究了含气致密砂岩的NM R响应特征,发现占有最大比重且具有类似尺寸的孔隙主要集中在1m s附近㊂高树生等[10]对四川广安气藏须家河组致密砂岩典型NM R曲线进行了分析,发现该致密砂岩T2时间分布在0.1~ 1000m s之间,具双峰分布特征,双峰峰值分别约对应4m s及60m s,小孔和中孔比例达80%㊂不同类型致密砂岩具有不同的NM R响应特征,利用NM R测试结果结合经典NM R模型[11-15]及回归分析计算,可以获取岩石有效孔隙度㊁总孔隙度及渗透率等储层物性参数㊂近年来,杭锦旗勘探新区盒1段不断获得新发现,部分井压裂初产气量可达10ˑ104m3/d,显示出盒1段具有巨大的勘探潜力㊂但是,受盒1段强非均质性的影响,目前对于盒1段储层微观产气机理尚不明确,制约了其高效开发㊂因此笔者将以杭锦旗地区下石盒子组盒1段为例,系统开展致密砂岩储层NM R及C T扫描测试,进而探讨基于这些新技术的致密砂岩中不同类型孔隙的响应特征㊂1实验样品及方法致密砂岩样品取自杭锦旗地区下石盒子组盒1段,样品共计10组,埋深分布于2572.29~ 3562.71m㊂所选的样品均取自具有一定气显示的砂岩段,且所取样品均为完整样品,从而保证样品具有代表性㊂所取样品的基本信息如表1所示㊂对于NM R测试,100%饱和地层水条件下(离心前)的饱和压力为2.76M P a,饱和时间为24h,地层水类型为C a C l2型,地层水矿化度为20000m g/ L㊂NM R测试曲线包含100%饱和地层水条件下(离心前)的T2时间谱曲线和2.76M P a离心后的T2时间谱曲线㊂核磁共振可动流体测试中,技术指标为最大工作温度155ħ/0.5h,最大工作压力137.9M P a,电子线路交流电电压180V,频率60 H z㊂探头直流电电压600V,800m A/脉冲㊂测量横向弛豫时间T2时的回波间隔T E为0.2m s,回波次数4100次㊂信噪比被控制在80以上㊂表1样品基本信息T a b l e1 B a s i c i n f o r m a t i o n o f t h e s a m p l e s样品编号井号深度/m氦气孔隙度/%气测渗透率/10-3μm2岩性1J1193372.447.00.69中粗砂岩2J1363562.711.70.08中砂岩3J1202572.294.20.26中砂岩4J1373422.387.90.56中砂岩5J1373422.936.20.26粗砂岩6J1193368.127.30.71粗砂岩7J1373424.089.11.13中粗砂岩8J1443223.366.70.52细砂岩9J1373474.109.21.19中砂岩10J512732.9410.10.61中砂岩此外,基于三维C T扫描技术对盒1段致密砂岩储层内部孔隙结构进行了扫描,样品尺寸为直径65μm的圆柱,处理软件为A v i z o+I m a g e J㊂该测试能够无损观察样品内部微观孔隙及喉道的分布及联通特征[16-17]㊂测试仪器为C a r l Z e i s s三维立体X 射线显微镜,其利用X射线穿透样品来观察样品内部孔隙结构及矿物组分㊂2实验结果及分析图1 NM R测试样品的渗透率与孔隙度的关系F i g.1 R e l a t i o n s h i p b e t w e e n p e r m e a b i l i t y a n d p o-r o s i t y o f NM R t e s t s a m p l e s2.1孔隙结构类型划分所测试的10组核磁共振样品的气测孔隙度及渗透率的关系如图1所示,可见两者具有非常好的正相关性㊂样品的孔隙度主要分布在1.7%~69Copyright©博看网. All Rights Reserved.第5期何云等:鄂尔多斯盆地杭锦旗地区下石盒子组致密砂岩储层孔隙结构及可动流体特征10%,气测渗透率主要分布在0.1ˑ10-3~1.4ˑ10-3μm2,属于典型的低孔㊁低渗致密砂岩储层㊂良好的指数相关性表明盒1段致密砂岩储层属于孔隙性储层㊂根据所测试的10组样品的核磁共振曲线及T2谱(图2),获得了样品的可动流体孔隙度㊁可动流体体积分数㊁T2截止值㊁束缚水饱和度等参数㊂离心前饱和分量核磁共振曲线的不同峰态特征可以反映岩石中不同尺寸孔隙所占的比例㊂此外,离心前NM R分量曲线T2弛豫时间谱还可以反映孔隙大小㊂大量研究表明,T2时间<1m s时指示微孔(孔径<0.1μm);T2时间介于[1,10)m s时指示小孔(孔径介于[0.1,0.5)μm);T2时间介于[10,100)m s时指示中孔(孔径介于[0.5,2.5)μm);T2时间介于[100,1000]m s时指示大孔(孔径介于[2.5,10]μm);T2时间>1000m s时则指示溶洞(孔径>10μm)[10]㊂通常,致密砂岩储层的NM R 曲线类型被划分为单峰㊁双峰及三峰3种类型[13]㊂通过分析认为研究区盒1段致密砂岩储层的NM R 曲线峰型相对单一,发育双峰型,且以左峰为主,右峰不明显(图2)㊂根据离心前饱和分量核磁共振曲线所反映的孔隙尺寸的不同,将盒1段储层孔隙类型划分为3类:微孔-小孔型㊁小孔-中孔型㊁微孔-小孔-中孔型㊂统计显示,上述3类样品分别为3组㊁4组㊁3组,即比例分别为30%,40%,30%㊂a.3号样品,2572.29m,微孔-小孔型;b.6号样品,3368.12m,小孔-中孔型;c.8号样品,3223.36m,微孔-小孔-中孔型图2基于离心前饱和分量核磁共振曲线的致密砂岩储层孔隙结构类型划分F i g.2 C l a s s i f i c a t i o n o f p o r e s t r u c t u r e t y p e s i n t i g h t s a n d s t o n e r e s e r v o i r s b a s e d o n NM R c u r v e s o f s a t u r a t i o n c o m p o-n e n t s b e f o r e c e n t r i f u g a t i o n79Copyright©博看网. All Rights Reserved.h t t p s://d z k j q b.c u g.e d u.c n地质科技通报2023年微孔-小孔型以3号样品为代表(图2-a)㊂离心前饱和分量曲线显示,3号样品T2弛豫时间主要分布在0.1~10m s范围,左峰的T2时间分布范围较窄,代表岩样中以微孔和小孔占绝对优势㊂小孔-中孔型以6号样品为代表(图2-b)㊂离心前饱和分量曲线显示,6号样品T2弛豫时间主要分布在1 ~100m s范围,左峰的T2时间分布范围较宽,代表岩样中以小孔和中孔占绝对优势㊂此外,根据T2谱的覆盖范围可知,小孔和中孔所占比例大体相当㊂微孔-小孔-中孔型以8号样品为代表(图2-c)㊂离心前饱和分量曲线显示,8号样品T2弛豫时间主要分布在0.1~100m s范围,左峰的T2时间分布范围非常宽,代表岩样中微孔㊁小孔及中孔均十分发育,且整体上小孔所占比例更高㊂对于所有样品而言,都存在一个T2弛豫时间分布在100~1000m s范围的小型右峰,但其比例较小,代表岩样中还发育少量大孔㊂此外,所有样品都不存在T2弛豫时间>1000m s的情况,表明岩样中不发育溶洞㊂6号样品三维扫描结果见图3㊂该技术从X㊁Y㊁Z3个方向对样品进行逐层无损扫描,通过滤波除噪,孔隙及矿物组分可以被区分开来(图3)㊂利用三维C T扫描结果进一步对比了上述微孔-小孔型㊁小孔-中孔型㊁微孔-小孔-中孔型储层的孔喉分布特征[18]㊂3号㊁6号及8号样品的孔喉空间分布如图4所示㊂该显示图像基于最大球法及球棍模型反演而来,红色代表孔隙,绿色代表喉道㊂统计结果显示,小孔-中孔型储层的物性特征最好,储层的平均孔隙度为7.6%,平均渗透率为0.74ˑ10-3μm2,平均配位数为3.3;其次为微孔-小孔-中孔型储层,该类储层的平均孔隙度为6.6%,平均渗透率为0.54ˑ10-3μm2,平均配位数为2.5;微孔-小孔型储层的物性相对较差,该类储层的平均孔隙度为4.4%,平均渗透率为0.28ˑ10-3μm2,平均配位数为1.6㊂a~b.样品逐层扫描;c.样品原始切片;d.阈值分割后提取的孔隙分布(蓝色);e.三维孔隙分布;f.样品内部含铁矿物三维分布图3研究区盒1段致密砂岩储层6号样品三维C T扫描结果F i g.33D C T s c a n r e s u l t s o f S a m p l e N o.6o f t i g h t s a n d s t o n er e s e r v o i r s i n t h e H e1M e m b e r i n t h e s t u d y a r eaa.3号样品,微孔-小孔型,孔隙度4.2%,渗透率0.26ˑ10-3μm2;b.6号样品,小孔-中孔型,孔隙度7.3%,渗透率0.71ˑ10-3μm2;c.8号样品,微孔-小孔-中孔型,孔隙度6.7%,渗透率0.52ˑ10-3μm2图4基于三维C T扫描的致密砂岩样品的孔喉分布特征F i g.4 P o r e t h r o a t d i s t r i b u t i o n c h a r a c t e r i s t i c s o f t i g h t s a n d s t o n e s a m p l e s b a s e d o n3D C T s c a n n i n g基于NM R及C T测试的储层可动流体孔隙度与孔喉参数的关系如图5所示㊂微孔-小孔型储层的喉道数目低于2500,配位数主要分布在1.4~1.7;小孔-中孔型储层喉道数目分布在11000~60000,配位数主要分布在2.8~3.5;微孔-小孔-中孔型储层喉道数目分布在10000~15000,配89Copyright©博看网. All Rights Reserved.第5期 何 云等:鄂尔多斯盆地杭锦旗地区下石盒子组致密砂岩储层孔隙结构及可动流体特征图5 基于NM R 及C T 测试的储层可动流体孔隙度与孔喉参数的关系F i g .5 R e l a t i o n s h i p b e t w e e n p o r o s i t y a n d p o r e t h r o a t pa r a m e t e r s o f r e s e r v o i r m o v ab l e f l u i d b a s e d o n NM R a n d C T m e a s u r e m e n t s位数主要分布在2.1~2.8㊂小孔-中孔型储层的微观孔喉配置使得储层有相对较高的可动流体孔隙度或渗透性㊂整体而言,小孔-中孔型储层孔隙及喉道的联通性好,且孔隙分布比较均匀(图4-b );微孔-小孔-中孔型储层局部具有较强的非均质性(图4-c );而微孔-小孔型储层内部孔隙相对比较孤立,因而孔隙间的连通性相对较差(图4-a)㊂2.2T 2截止值分析致密砂岩储层内部孔隙及喉道空间狭小,具有一定束缚水及可动水分布,NM R 的T 2时间谱可以对不同赋存状态的流体进行识别[12]㊂离心前与离心后T 2曲线间的部分定义为可动流体;而离心后T 2曲线中高于T 2截止值的部分定义为可动水㊂T 2截止值可根据离心后样品累计核磁信号强度在离心前(100%饱和水)样品T 2累计信号强度曲线上的投射点值确定[19]㊂高于T 2截止值的离心后曲线所覆盖面积代表可动水,相应低于T 2截止值的离心后曲线所覆盖面积代表束缚水(图6)㊂所取致密砂岩样品的T 2截止值主要分布在1~14m s ,平均值为6.11m s (图7-a )㊂通过图7-b可以看出,T 2截止值与孔隙度间的相关性不明显,其与所研究致密砂岩的孔隙结构较为复杂及其T 2截止值分布变化范围较窄有关[20-21]㊂T 2截止值与岩样的可动流体体积分数间具有一定负相关性(图7-c)㊂对于微小孔隙内流体或与较大孔隙固体表面紧密接触的流体,孔隙表面与流体间作用力很强,此时,流体组分的T 2弛豫时间很短,流体为束缚流体或不可动流体㊂对于与孔隙表面未紧密接触的流体,流体与孔隙固体表面的作用力较弱,此时,流体的T 2弛豫时间较长,流体为自由流体或可动流体[13]㊂因此,T 2弛豫时间长短和孔径具有正相关性㊂当T 2截止值较高时,岩石中束缚水饱和度上升,相应可动流体体积分数下降㊂图6 利用NM R 曲线识别T 2截止值示意图F i g .6 S c h e m a t i c d i a g r a m o f i d e n t i f y i n gt h e T 2c u t -o f f v a l u e u s i n g NM R cu r v e s 可动流体体积分数与束缚水饱和度之间具有非常好的负相关性(图7-d )㊂通常来说,陆相致密气砂岩的T 2截止值较为离散,T 2截止值与可动流体组分间并不一定具有相关性㊂而此次分析表明,盒1段T 2截止值与可动流体组分间存在一定关联㊂2.3可动水饱和度分析通常来说,可动流体量的多少主要受储层渗透率影响,即主要由储集空间中的喉道所控制㊂因此,可动流体含量与物性参数之间均具有一定正相关性㊂可动流体孔隙度为可动流体体积分数与孔隙度的乘积㊂该参数综合考虑了可动流体及孔隙度两个参数㊂分析可动流体孔隙度与渗透率的关系可以发现,两者具有非常好的正相关性,相关系数R 2达到0.8437(图8)㊂近年来,鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏出现了不同程度的产水现象,平均产水量约为9m 3/d,这些水来源于地层中的可动水,气井出现产水99Copyright ©博看网. All Rights Reserved.h t t p s ://d z k j q b .c u g.e d u .c n 地质科技通报2023年图7 研究区盒1段致密砂岩样品T 2截止值㊁物性参数及流体参数的分布特征F i g .7 D i s t r i b u t i o n c h a r a c t e r i s t i c s o f t h e T 2c u t o f f v a l u e ,p h y s i c a l p r o p e r t y pa r a m e t e r s a n d f l u i d p a -r a m e t e r s o f t i g h t s a n d s t o n e s a m p l e s i n t h e H e 1M e mb e r o f t h e s t u d y ar ea 图9 致密砂岩样品可动水饱和度(a )㊁束缚水饱和度(b)与孔隙度的关系F i g .9 R e l a t i o n s h i p b e t w e e n m o v a b l e w a t e r s a t u r a t i o n (a ),i r r e d u c i b l e w a t e r s a t u r a t i o n (b )a n d p o r o s i t yo f t i g h t s a n d s t o n e s a m pl es 图8 可动流体孔隙度与渗透率的关系F i g .8 R e l a t i o n s h i p be t w e e n t h e m o v a b l ef l u i d p o -r o s i t y a n d r o c k p e r m e a b i l i t y水现象后会对气井产气能力产生极大的不利影响[14-15]㊂核磁实验测试结合生产动态数据分析,发现致密砂岩气藏气井产水强度与可动水饱和度间具有密切联系[15]:①当可动水饱和度<6%时,气井几乎不产水;②当可动水饱和度位于[6%,8%)范围时,气井只产少量水;③当可动水饱和度位于[8%,11%]时,气井开始大量产水;④当可动水饱和度>11%时,气井严重产水㊂因此,致密砂岩气藏开发应优选含气饱和度>50%且可动水饱和度<8%的气层,当地层中可动水饱和度>11%时,含气层无开发价值㊂对于本研究的盒1段致密砂岩储层而言,其可动水饱和度主要分布在4%~9%,平均值为5.8%(图9-a),表明盒1段储层中原始可动水饱和度较001Copyright ©博看网. All Rights Reserved.第5期何云等:鄂尔多斯盆地杭锦旗地区下石盒子组致密砂岩储层孔隙结构及可动流体特征低,该值低于8%且接近6%,进而说明开发过程中在注意储层保护及生产压差等工作制度制定合理条件下,气井将具备较高的产气能力㊂测试岩样的可动水饱和度与孔隙度间的相关性不显著(图9-a)㊂测试岩样的束缚水饱和度与孔隙度间具有一定负相关性(图9-b)㊂随着孔隙度增加,束缚水饱和度的降低幅度较大,而可动水饱和度的增长幅度相对平稳(图9)㊂本研究采用核磁共振及三维C T扫描定量分析了杭锦旗地区下石盒子组致密砂岩储层的孔隙结构及可动流体特征㊂该研究一方面直观㊁可视化获得了致密砂岩内部孔隙结构,阐明了孔隙结构类型(或孔喉配置)与可动流体参数间的相互关系,因而可以为优质储层 甜点 评价指标的制定提供依据;另一方面,通过定义的可动水饱和度指标可以优选有利射孔㊁压裂层段及气藏气井产水强度预测,进而为气藏开发方案的制定提供依据㊂3结论(1)基于NM R探讨了杭锦旗地区盒1段致密砂岩中不同类型孔隙的响应特征及流体识别能力㊂根据离心前饱和分量T2弛豫时间曲线,盒1段储层孔隙类型为双峰型(左峰为主,右峰不明显),分为3个亚类:微孔-小孔型㊁小孔-中孔型㊁微孔-小孔-中孔型,其所对应的T2弛豫时间区间分别为0.1~10,1~100,0.1~100m s㊂所测试样品的T2截止值主要分布在1~14m s,平均值为6.11m s㊂T2截止值与岩样的可动流体体积分数呈负相关关系㊂(2)三维C T扫描结果显示,小孔-中孔型储层的物性特征最好,平均孔隙度㊁渗透率及配位数分别为7.6%㊁0.74ˑ10-3μm2及3.3;其次为微孔-小孔-中孔型,该类储层的平均孔隙度㊁渗透率及配位数分别为6.6%㊁0.54ˑ10-3μm2及2.5;微孔-小孔型储层的物性相对较差,其平均孔隙度㊁渗透率及配位数分别为4.4%㊁0.28ˑ10-3μm2及1.6㊂(3)盒1段致密砂岩储层可动流体孔隙度与渗透率具有非常好的正相关性,反映出可动流体量的多少受储层渗透率及喉道的显著影响㊂盒1段可动水饱和度主要分布在4%~9%,平均值为5.8%㊂结合开发实践,盒1段原始可动水饱和度较低,具有较大开发潜力㊂(所有作者声明不存在利益冲突)参考文献:[1] B e l i k o v B P,A l e k s a n d r o 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致密砂岩储层特征及主控因素分析作者：贺刚来源：《中国科技博览》2019年第01期[摘要]苏里格东三区南部盒八段的砂岩储层普遍致密，通过储层特征及主控因素的研究，对指导今后研究区的天然气勘探与开发具有重要意义。

[关键词]致密砂岩储层、低孔低渗、主控因素中图分类号：TE312 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2019）01-0022-01近年来，随着常规油气藏储量的减少以及勘探难度的增加，致密砂岩储层已成为国内外众多学者研究的热点及前沿问题。

研究区苏里格东三区南部盒八段气藏储集砂体具有岩性致密、物性较差、成岩作用复杂等地质特征，勘探开发难度大，开发程度较低。

笔者拟从微观的角度出发，通过研究该地区储层的岩石学特征及孔隙结构特征，分析“有利区”储层的主控因素。

盒8段孔隙度为1%～7%，渗透率为0mD～0.3mD。

属于典型的低孔低渗储层，通过分析研究区岩石学特征和微观孔隙结构特征，来寻找“有利区”储层的主控因素。

进而划分有利区，为今后致密砂岩储层油藏的勘探及开发提供借鉴意义。

1 岩石学特征根据岩心描述及薄片统计表明，苏里格东三区南部盒八段的砂岩类型主要为石英砂岩及岩屑石英砂岩。

盒八段的碎屑成分主要以岩屑和石英为主，其体积分数分别为75.7%和18.7%，填隙物的体积分数为3.6%。

填隙物以水云母、高岭石、硅质、铁方解石为主。

胶结物是指成岩期在颗粒之间孔隙中或缝隙中由于孔隙水的物化条件变化而形成的化学沉淀物，主要是碳酸盐、硅质、自生粘土矿物，还有少量的胶结物及黄铁矿等，在本区主要是铁方解石、高岭石、绿泥石、硅质、水云母。

2 结构特征根据粒度资料分析表明，研究区目的层位储层以粗砂岩、中-粗砂岩为主，所占比例为85%，砂岩粒度大。

粉砂所占比例很小。

砂岩粒度大，碎屑颗粒粒径主要分布在0.2mm-1mm 之间，表明粒度分布整体偏粗，说明砂岩分选中等～好。

磨圆度指碎屑颗粒被磨蚀圆化的程度，盒8段砂岩的磨圆度为磨圆呈次棱角状，次棱角状-次圆状，次圆状，说明研究区砂岩磨圆度较差。

延川南地区下石盒子组致密砂岩气储层特征及成藏条件
李理
【期刊名称】《中国煤炭地质》
【年(卷),期】2013(000)008
【摘要】延川南地区位于鄂尔多斯盆地东南缘晋西挠褶带与渭北隆起交汇处，区内2口钻井在盒6、盒8段试气获得中-高产气流。

在前人研究的基础上，对下石盒子组致密砂岩气储层的沉积相类型、储集空间特征、储层物性以及影响气藏发育的主控因素进行分析，认为下石盒子组产气层位一般发育在河道的砂体富集带的心滩微相，储层岩石类型以长石岩屑质石英砂岩为主，岩屑砂岩、岩屑质石英砂岩次之。

研究区河道砂体富集带在上部受泥岩封盖，侧向上受逆断层遮挡，形成岩性-地层复合型气藏。

【总页数】4页(P20-23)
【作者】李理
【作者单位】中石化华东分公司石油勘探开发研究院，江苏南京 210011
【正文语种】中文
【中图分类】TE132.2
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1.英吉苏凹陷英南2致密砂岩气形成条件与成藏模式 [J], 谭万仓
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鄂尔多斯盆地东部盒8段致密砂岩储层特征——以子洲气田清涧地区为例郭智;冀光;王国亭;彭艳霞【摘要】清涧地区位于鄂尔多斯盆地东部,是子洲气田稳产的主力接替区块.研究区面积大,钻井数目少,地质认识程度低,尚处于开发评价阶段.以盒8段为研究对象,开展了沉积、储层等精细地质研究工作,并与苏里格致密砂岩气田进行综合对比,落实了有效砂体的厚度、规模、发育频率,总结了有效砂体在空间的分布规律,认识到区内有效砂体分布零星,连续性差,与心滩等优势相带对应关系较好,平面上主要集中在研究区的西砂带,垂向上在盒8上2、盒8下2小层相对发育.结合地质与试气资料,以“连续性有效厚度”为主要依据,将储层分成好、中、差、干层等4种类型,优选了富集区,按照开发级次将研究区划分为3类区,建议在一类区、二类区优选直井开发,不建议部署水平井开发.本研究为气田开发方案编制提供了地质依据,同时也可对类似气田的地质工作起到借鉴作用.【期刊名称】《现代地质》【年(卷),期】2016(030)004【总页数】10页(P880-889)【关键词】子洲气田;清涧地区;盒8段;有效储层;连续性有效厚度【作者】郭智;冀光;王国亭;彭艳霞【作者单位】中国石油勘探开发研究院北京100083;中国石油勘探开发研究院北京100083;中国石油勘探开发研究院北京100083;中国地质大学(北京)能源学院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】TE122.2致密砂岩气是全球非常规油气资源的重要组成部分，美国、加拿大等国家的相关研究起步早，技术、经验较为成熟，这些国家比较重视储层岩石学和渗流机理等基础研究[1]，具有完善的致密砂岩分析实验室，能有效评价致密砂岩储层渗透率，在开发中充分利用地球物理技术，刻画储层的空间分布，为井位部署提供依据。

我国致密气开发起步晚，近10年来发展迅速，2015年致密气产量已占到全国天然气总产量的1/3，建成了以鄂尔多斯盆地为代表的致密砂岩气大型产业基地。

致密砂岩储层微观孔隙结构特征及物性影响因素分析——以延长探区上古生界山西组为例尚婷;曹红霞;郭艳琴;吴海燕;强娟;武渝;高飞;罗腾跃【摘要】Based on the core observation,analyses on lug data of casting thin sections,SEM,cathode lumi-nescence,image size,high pressure Hg injection,mercury and etc,the microscopic pore structure character-istics and its effects on reservoir quality were studied. The result shows that the porosity and permeability were positively correlated unless the cracks affect the development of high permeability,and the Shan 1 reservoir physical property is a little better than that of the Shan 2. The overall pore doesn′t develop and has poor physi-cal property. The size and connectivity of the pore and roar lines determine the quality of the reservoir. The study area shows the typical tight sandstone reservoir gas reservoirs. The distributary channel sandstone reser-voir is better than inter-distributary bay. The layer rock is mainly lithic quartz sandstone,lithic sandstone and quartz sandstone. The final physical properties is generally better than the former,and the latter is relatively poor. The high permeability reservoir has big particle size with pore development. Compaction is the general background of reservoir densification,siliceous cementation and late carbonate cementation are the main cause of densification. Cemetation of illite,kaolinite and illite-smectite are the main controlling factors of permeabili-ty. A great quantity chlorite thin film formation on detrital grains have resulted in significant primary inter-granular porespreserved,and limited dissolution has a certain degree of improvement to the reservoir porosity and permeability. The above results are of significance both in theory and practice for tracing "sweet spots"in natural gas-bearing reservoir as well.%在岩心观察的基础上,根据大量的岩石薄片、扫描电镜和阴极发光镜下的观察和统计,运用图像粒度和高压压汞分析,探讨鄂尔多斯盆地山西组砂岩储层微观孔隙结构的特征及物性影响因素.研究结果表明,研究区除局部存在受裂缝影响发育的高孔渗段外,整体孔隙度与渗透率呈正相关;山1段物性较山2段好,整体孔隙不发育,物性较差;孔隙和吼道的大小及连通性直接决定着物性的好坏,表现出典型的致密砂岩型气藏.在沉积相中,水下分流河道较分流河道间的孔隙度和渗透率好.研究区以发育岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主,其次为石英砂岩,石英砂岩的孔渗物性整体较好,岩屑石英砂岩次之,岩屑砂岩最差;砂岩的粒度越粗,孔隙越发育,物性越好.在经历了强烈的压实作用后,硅质胶结及晚期形成的碳酸盐胶结是储层致密、物性差的主要原因.黏土矿物中,伊利石、高岭石和混层类的充填胶结作用是影响渗透率的关键性因素.石英颗粒表面绿泥石薄膜保护了原生粒间孔隙,而本区有限的溶蚀作用对储层起到一定程度的改善作用.该研究对在上古生界大面积低丰度天然气藏的背景下,发现"甜点式"的油气富集区具有重要的理论意义和实际指导意义.【期刊名称】《西北大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2017(047)006【总页数】10页(P877-886)【关键词】微观孔隙结构;上古生界;山西组;延长探区【作者】尚婷;曹红霞;郭艳琴;吴海燕;强娟;武渝;高飞;罗腾跃【作者单位】延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安 710069;延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安 710069;西安石油大学地球科学与工程学院,陕西西安 710065;延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安 710069;延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安 710069;延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安 710069;延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安 710069;延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安 710069【正文语种】中文【中图分类】TE122.2鄂尔多斯盆地是一沉降稳定、扭动明显、拗陷迁移的多旋回克拉通盆地,由不同时代、不同沉积类型叠合到一起而成，富含石油、天然气、煤炭和铀矿等多种能源[1-2]。

1.2 致密储层研究1.2.1 致密储层的基本特征致密砂岩储层具有岩性致密、低孔低渗、气藏压力系数低、圈闭幅度低、自然产能低等典型特征。

由于不同学者所研究的对象和角度不同，对致密的理解也不相同。

低渗透储层本身就是一个相对概念，随着资源状况和技术条件的变化，致密储层的标准和界限也会随之变化，因此长期以来致密砂岩储层一直没有一个完整的、明确的定义和界限。

美国联邦能源管理委员会(FERC)把低渗透(致密)天然气储层定义为估算的原始地层渗透率为0．1 X10-3 um2或者小于0．1×10-3 u m2(B．E．Law等，1986)的储层。

关德师( 1995) 等在《中国非常规油气地质》 中,把致密砂岩气藏的储层描述为孔隙度低(小于12%)、渗透率比较低( 1 ×10- 3 um2) 、含气饱和度低( 小于60%)、含水饱和度高( 大于40% )。

杨晓宁( 2005) 认为致密砂岩一般是指具有7% ~ 12%的孔隙度和小于1. 0× 10- 3 um2的空气渗透率,砂岩孔喉半径一般小于0. 5 um。

按照我国的标准, 致密储层有效渗透率 ≤0. 1 ×10- 3 um2(绝对渗透率≤1 ×10- 3 um2)、孔隙度≤10%。

另外一般具有较高的毛细管压力，束缚水饱和度变化也比较大，一般储层中的束缚水饱和度都比较高。

张哨楠根据对鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层束缚水饱和度的分析，束缚水饱和度都在40％以上；在孔隙度为4％～11％的范围内，束缚水饱和度在42％～56％之间变化。

他根据对四川盆地上三叠统致密砂岩储层孔隙度和束缚水饱和度的统计(表1)，用两种方法测试的结果表明束缚水饱和度和孔隙度之间存在负相关关系。

鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层的孔隙度、渗透率和束缚水饱和度之间的关系同样说明致密砂岩储层的束缚水饱和度随着孔隙度和渗透率的降低而增高(图1)。

1.2.2 致密砂岩储层的成因类型致密砂岩储层与常规砂岩储层相比具有特殊的特征。

百家述评•264【参考文献】[1]李锦锋.研究油田长8段致密砂岩油藏成藏条件及有利发育区预测[J].石油地质与工程,2016,30(2):9-11+16.[作者简介：沈冰玥，胜利油田分公司物探研究院东辛地区油气勘探。

]文/沈冰玥致密砂岩油藏成藏主控因素及勘探潜力分析摘要 研究区域构造为一平缓西倾单斜，内部构造相对简单，斜坡带上发育一系列规模大小不一且由东向西倾没的低幅度鼻状隆起构造。

盆地先后经历了中晚元古代坳拉谷、早古生代陆表海、晚古生代海陆过渡、中生代内陆湖盆及新生代周边断陷等五大演化阶段，形成了下古生界碳酸盐岩、上古生界海陆过渡相煤系碎屑岩、及中新生界内陆碎屑岩沉积的三层结构。

研究区A段属深湖浊积扇沉积，砂岩十分致密，地质基础研究十分薄弱，对其致密砂岩储层特征及主控因素、致密砂岩油藏成藏条件及主控因素等认识尚不明确。

根据探井和评价井的测井、录井和岩心资料，对研究区A致密砂岩油藏成藏条件及主控因素进行分析，并圈定出有利勘探区域，对今后研究区及鄂尔多斯盆地其他区域致密砂岩油藏的勘探开发具有重要的参考。

关键词 A组;致密砂岩油藏;成藏条件;主控因素;勘探开发1 成藏主控因素分析1.1 优质烃源岩是成藏的基础优质的烃源岩是致密砂岩油气藏形成的物质基础。

研究区位于鄂尔多斯盆地沉积—沉降中心处，油源十分丰富。

广泛分布的X1油页岩和A油页岩是研究区良好的生油岩系，为A段致密砂岩油藏的形成奠定了丰富的物质基础。

本次研究结合前人在鄂尔多斯盆地做的X1油层组及A油层组烃源岩分布规律，绘制了研究油田X1烃源岩及A烃源岩厚度等值线图。

在研究区X1烃源岩较厚的区域主要位于研究区西南部柳洛峪区，厚度均超过50m，具备很好的生烃潜质。

1.2 优越的沉积微相之下优良的储层物性是成藏的关键研究表明，优越的沉积相和成岩相有利于形成厚度大且储集性能好的储层，是油气富集的主要区域。

在研究区，已发现的A油层组有较好油气显示且已获工业油流的井位大部分均分布在深湖区浊积扇扇中浊积主水道部位，而扇中浊积主水道是浊积扇主要砂体发育区。

致密砂岩储层孔隙度定量预测——以鄂尔多斯盆地姬塬地区长8油层组为例刘畅;张琴;庞国印;王琪;廖朋;马晓峰【摘要】鄂尔多斯盆地姬塬地区长8油层组为典型的低孔、低渗致密砂岩储层.由于其孔隙结构复杂、非均质性强,应用传统的孔隙度计算方法误差较大,结合姬塬地区长8油层组的具体地质特征,运用广义回归神经网络模型对致密砂岩储层孔隙度进行了预测.结果表明,利用该方法预测的孔隙度与利用岩心分析的孔隙度符合率较高.该方法对于未取心井区致密砂岩储层孔隙度的研究具有很好的应用前景.【期刊名称】《岩性油气藏》【年(卷),期】2013(025)005【总页数】6页(P70-75)【关键词】致密砂岩;孔隙度;广义回归神经网络;非均质性;长8油层组;姬塬地区【作者】刘畅;张琴;庞国印;王琪;廖朋;马晓峰【作者单位】中国石油大学(北京)地球科学学院,北京102249;中国石油大学(北京)地球科学学院,北京102249;中国科学院油气资源研究重点实验室,甘肃兰州730000;中国科学院大学,北京100049;中国科学院油气资源研究重点实验室,甘肃兰州730000;中国科学院油气资源研究重点实验室,甘肃兰州730000;中国科学院大学,北京100049;中国科学院油气资源研究重点实验室,甘肃兰州730000【正文语种】中文【中图分类】TE122.2+30 引言目前，我国储层评价技术还处于定性—定量阶段，主要以孔隙度和渗透率为依据。

其中，孔隙度在很大程度上决定了所研究储层质量的好与差［1-3］，但由于钻井取心的限制，孔隙度的岩心测量数据一般较少且不连续。

因此，利用目的层大量连续的测井资料来计算孔隙度成为解决这一问题的主要方法之一。

致密砂岩储层孔隙度较低，非均质性较强，使得利用常规的方法计算出的孔隙度与岩心孔隙度偏差较大。

因此，综合考虑各种因素，采用合理的数学方法才能获得精确的致密砂岩储层孔隙度预测模型。

近年来，国内学者在致密砂岩储层孔隙度定量预测方面进行了大量研究，并取得了一些研究成果。

致密砂岩油气藏形成机理及勘探技术（调研报告）编写人：牛宝荣孙占东主要参加人：王幸才王琦莫增敏李元萍杨丹王成辉审核：刘永军吐哈油田公司勘探开发研究院科技信息中心二零零九年三月目录一、致密砂岩油气藏形成机理及特征 (1)1.致密砂岩的形成机制 (1)2.致密砂岩的封闭机理及储层特性 (2)3.致密砂岩油气藏特征 (4)4.致密砂岩气藏的划分 (5)4.1两种气藏成藏特征异同点 (7)4.2两种气藏成藏条件异同点 (8)4.3两种气藏成藏模式及分布规律异同点 (13)二、典型致密砂岩油气藏实例 (14)1.加拿大阿尔伯达盆地深盆气藏 (14)2.美国落基山地区深盆气藏 (15)3.鄂尔多斯盆地上古生界深盆气藏 (16)4.四川盆地西部坳陷的中生界陆相致密砂岩气藏 (17)三、致密砂岩油气藏的勘探技术 (18)1.用屏蔽暂堵技术提高致密砂岩油气层测井识别能力 (19)2.致密砂岩孔隙度计算方法 (23)3.地震裂缝综合预测技术 (26)4.致密砂岩油气层测井评价新技术 (30)5.致密砂岩气层的识别技术方法 (32)6.致密含气砂岩的多参数联合反演预测技术 (35)四、勘探技术现实中的应用 (41)1、屏蔽暂堵技术应用效果（以鄂尔多斯盆地北部塔巴庙致密砂岩气藏为例） (41)2、致密砂岩孔隙度计算方法的应用效果（以鄂尔多斯盆地北部下二叠系下石盒子组测井数据为例） (42)3．地震裂缝综合预测技术应用效果（以川西BMM 地区侏罗系沙溪庙组地层为例） (43)4、致密砂岩油气层测井评价新技术的应用效果（以鄂尔多斯盆地上古生界以陆相、海陆交互相碎屑岩为例） (43)5、致密砂岩气层的识别技术方法的应用效果（以鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部陕北富县探区上古生界致密砂岩为例） (45)6、多参数联合反演预测技术的应用效果（以川南须家河组致密砂岩储层为例） (46)五、结论 (49)六、结束语 (51)致密砂岩油气藏形成机理及勘探技术一、致密砂岩油气藏形成机理及特征1、致密砂岩的形成机制砂岩发生机械压实作用，其孔隙及喉道被粘土矿物、自生矿物次生加大充填而形成网格状微细孔喉结构，具有较高的毛细管压力，由此演化成为低渗透致密砂岩。

第３５卷　第２期ＯＩＬ＆ＧＡＳＧＥＯＬＯＧＹ２０１４年４月　 收稿日期：２０１３－０８－１０；修订日期：２０１４－０１－１０。

第一作者简介：王朋岩（１９７０—），男，教授，石油与天然气地质。

基金项目：国家科技重大专项（２０１１ＺＸ０５０２８－００２）；黑龙江省普通高等学校青年学术骨干支持计划项目（１１５５Ｇ０３）。

文章编号：０２５３－９９８５（２０１４）０２－０２３８－０６ｄｏｉ：１０．１１７４３／ｏｇｇ２０１４０２１０致密砂岩气藏储层物性上限界定与分布特征王朋岩１，刘凤轩１，马　锋２，杨　勉１，林益康３，卢　冲４（１．东北石油大学地球科学学院，黑龙江大庆１６３３１８；　２．中国石油石油勘探开发研究院，北京１０００８３；　３．中国石油青海油田分公司勘探开发研究院，甘肃敦煌７３６２０２；　４．中国石油青海油田分公司采油一厂，青海茫崖８１６４９９）摘要：致密砂岩气成藏形成过程受到砂岩储层低孔、低渗特点的控制，人们已经认识到只有在某一上限值以下的储层中才会形成大面积低丰度的致密砂岩气聚集，但这一界限值一直缺少公认的标准。

通过收集国内外典型致密砂岩气藏实测储层物性数据，经过统计分析，研究致密储层渗透率、孔隙度分布规律，总结致密物性的形成原因和致密砂岩气成藏特征。

数据分析结果表明国内外典型致密砂岩气藏常规测试渗透率有超过８０％的数据点小于０畅１×１０－３μｍ２。

经过校正的原地渗透率值比常规渗透率低一个数量级。

据此可以用常规渗透率０畅１×１０－３μｍ２作为致密砂岩储层物性上限，具有合理性和可操作性。

通过统计全球致密砂岩气藏数据，认识到致密砂岩储层形成环境多样，深度跨度大，地质年代差异大。

构造活动、沉积环境和成岩作用是形成储层致密的主要原因，但在各个盆地具体表现各有不同。

通过气源、构造活动强度和储层致密程度可以圈定致密砂岩气的分布范围。

关键词：常规渗透率；原地渗透率；储层物性；致密砂岩气中图分类号：ＴＥ１２１畅１ 文献标识码：ＡＵｐｐｅｒｌｉｍｉｔａｎｄｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｏｆｐｈｙｓｉｃａｌｐｒｏｐｅｒｔｙｏｆｔｉｇｈｔｇａｓｓａｎｄｓｔｏｎｅｓＷａｎｇＰｅｎｇｙａｎ１，ＬｉｕＦｅｎｇｘｕａｎ１，ＭａＦｅｎｇ２，ＹａｎｇＭｉａｎ１，ＬｉｎＹｉｋａｎｇ３，ＬｕＣｈｏｎｇ４（１．ＳｃｈｏｏｌｏｆＥａｒｔｈＳｃｉｅｎｃｅｓ，ＮｏｒｔｈｅａｓｔＰｅｔｒｏｌｅｕｍＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｄａｑｉｎｇ，Ｈｅｉｌｏｎｇｊｉａｎｇ１６３３１８，Ｃｈｉｎａ；２．ＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＰｒｏｄｕｃｔｉｏｎＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ，Ｂｅｉｊｉｎｇ１０００８３，Ｃｈｉｎａ；３．ＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＰｒｏｄｕｃｔｉｏｎＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａＱｉｎｇｈａｉＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，Ｄｕｎｈｕａｎｇ，Ｇａｎｓｕ７３６２０２，Ｃｈｉｎａ；４．Ｎｏ．１ＯｉｌＰｒｏｄｕｃｔｉｏｎＰｌａｎｔ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａＱｉｎｇｈａｉＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，Ｍａｎｇｙａ，Ｑｉｎｇｈａｉ８１６４９９，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅｆｏｒｍａｔｉｏｎｏｆｔｉｇｈｔｇａｓｉｓｃｏｎｔｒｏｌｌｅｄｂｙｔｈｅｌｏｗｐｏｒｏｓｉｔｙａｎｄｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｏｆｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．Ｉｔｈａｓｂｅｅｎｒｅｃｏｇｎｉｚｅｄｔｈａｔｔｈｅａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎｏｆｐｅｒｖａｓｉｖｅｌｏｗａｂｕｎｄａｎｃｅｔｉｇｈｔｇａｓｉｓｐｏｓｓｉｂｌｅｏｎｌｙｗｈｅｎｔｈｅｐｏｒｏｓｉｔｙａｎｄｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｏｆｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｓａｂｏｖｅａｃｅｒｔａｉｎｌｉｍｉｔｖａｌｕｅ．Ｈｏｗｅｖｅｒ，ｔｈｅｒｅａｒｅｎｏｗｉｄｅｌｙａｃｃｅｐｔｅｄｃｒｉｔｅｒｉａｆｏｒｄｅｆｉｎｉｎｇｔｈｉｓｌｉｍｉｔｖａｌｕｅ．Ｂａｓｅｄｏｎｃｏｌｌｅｃｔｉｏｎｏｆｔｈｅｍｅａｓｕｒｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｐｒｏｐｅｒｔｙｏｆｂｏｔｈｄｏｍｅｓｔｉｃａｎｄｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌｔｙｐｉｃａｌｔｉｇｈｔｇａｓｓａｎｄｓ，ｗｅｓｔｕ－ｄｉｅｄｔｈｅｓｔａｔｉｓｔｉｃａｌｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｐａｔｔｅｒｎｓｏｆｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙａｎｄｐｏｒｏｓｉｔｙｏｆｔｉｇｈｔｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，ａｎｄａｎａｌｙｚｅｄｔｈｅｃａｕｓｅｓｆｏｒｒｅｓｅｒ－ｖｏｉｒｔｉｇｈｔｅｎｉｎｇａｎｄｔｈｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｔｉｇｈｔｇａｓａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ．Ｄａｔａｓｈｏｗｔｈａｔｏｖｅｒ８０％ｒｏｕｔｉｎｅｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｄａｔａｐｏｉｎｔｓｈａｖｅａｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｌｅｓｓｔｈａｎ０畅１×１０－３μｍ２．Ｔｈｅｃｏｒｒｅｃｔｅｄｉｎ－ｓｉｔｕｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｉｓａｂｏｕｔｏｎｅｏｒｄｅｒｏｆｍａｇｎｉｔｕｄｅｌｏｗｅｒｔｈａｎｔｈｅｒｏｕｔｉｎｅｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ．Ｔａｋｉｎｇｔｈｅｒｏｕｔｉｎｅｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｖａｌｕｅｏｆ０畅１×１０－３μｍ２ａｓｔｈｅｕｐｐｅｒｌｉｍｉｔｏｆｔｉｇｈｔｇａｓｓａｎｄｓｉｓｒｅａｓｏｎａｂｌｅａｎｄｐｒａｃｔｉｃａｌ．Ｓｔａｔｉｓｔｉｃｓｏｆｔｉｇｈｔｇａｓｓａｎｄｓｏｖｅｒｔｈｅｗｏｒｌｄｓｈｏｗｓｔｈａｔｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｈａｖｅｄｉ－ｖｅｒｓｉｔｙｏｆｓｅｄｉｍｅｎｔａｒｙｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔｓ，ｌａｒｇｅｄｅｐｔｈｓｐａｎ，ａｎｄｌｏｎｇｔｉｍｅｒａｎｇｅｉｎｇｅｏｌｏｇｉｃａｌａｇｅ．Ｔｅｃｔｏｎｉｃａｃｔｉｖｉｔｙ，ｓｅｄｉｍｅｎｔａ－ｒｙｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔａｎｄｄｉａｇｅｎｅｓｉｓａｒｅｔｈｅｍａｉｎｆａｃｔｏｒｓｆｏｒｔｈｅｆｏｒｍａｔｉｏｎｏｆｔｉｇｈｔｒｅｓｅｒｖｏｉｒ，ｂｕｔｔｈｅｙｐｌａｙａｄｉｆｆｅｒｅｎｔｒｏｌｅｉｎｄｉｆ－ｆｅｒｅｎｔｂａｓｉｎｓ．Ｔｈｅｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｏｆｔｉｇｈｔｇａｓｓａｎｄｓｃａｎｂｅｄｅｌｉｎｅａｔｅｄｂｙａｎａｌｙｚｉｎｇｓｏｕｒｃｅｒｏｃｋ，ｔｅｃｔｏｎｉｃｍｏｖｅｍｅｎｔｓａｎｄｒｅｓｅ－ｒｖｏｉｒｔｉｇｈｔｎｅｓｓ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｒｏｕｔｉｎｅｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ，ｉｎ－ｓｉｔｕｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ，ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｐｈｙｓｉｃａｌｐｒｏｐｅｒｔｙ，ｔｉｇｈｔｇａｓ１　致密砂岩气藏概念及划分标准现状致密砂岩气是非常规天然气的一种，分布面积广，储量规模大，是当前常规油气资源的重要补充，受到研究人员和世界各大油气企业广泛重视［１－３］。

定北地区下石盒子组盒1段致密砂岩储层特征及影响因素马超
【期刊名称】《岩性油气藏》
【年(卷),期】2015(027)001
【摘要】定北地区盒1段是该区上古生界的主力产层,属于典型的致密砂岩储层,但对其储层特征及影响因素的研究较少,严重制约了气藏的评价和优选.从储层岩石学特征入手,利用岩石薄片、铸体薄片和孔渗分析等资料,对盒1段致密砂岩储层特征及影响因素进行了研究.结果表明,盒1段致密砂岩储层的孔隙类型以粒间溶孔和残余粒间孔为主;三角洲平原分流河道主河道是有利储层的发育区;压实和压溶作用及胶结作用是导致储层致密和原生粒间孔大幅减少的主要因素,而溶蚀作用产生的粒间溶孔改善了储层物性.该研究成果为盒1段致密砂岩储层的评价和勘探选区提供了依据和方法.
【总页数】6页(P89-94)
【作者】马超
【作者单位】中国石化股份公司华北分公司勘探开发研究院,郑州450006
【正文语种】中文
【中图分类】TE122.23
【相关文献】
1.致密砂岩储层成岩作用特征与孔隙演化定量评价--以鄂尔多斯盆地高桥地区二叠系下石盒子组盒8段为例 [J], 张兴良;田景春;王峰;陈蓉;张锦泉
2.苏里格气田东区中二叠统盒8—山1段致密砂岩储层相渗特征及影响因素 [J], 周锴;孙卫;王证;张一果;马永平
3.鄂尔多斯盆地北部塔巴庙地区下石盒子组盒3段储层特征及有利区块预测 [J], 阳伟;田景春;张翔;王文之
4.定北地区盒一段致密砂岩储层“四性”关系及有效下限 [J], 冯弋秦; 赵俊兴; 王冰; 冯强汉; 马超; 贺育超; 苗如霖
5.鄂尔多斯盆地苏里格地区下石盒子组致密砂岩储层微观孔隙结构及分形特征 [J], 冯小哲;祝海华
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东北石油大学学报第47卷第5期2023年10月J O U R N A LO FN O R T H E A S TP E T R O L E UM U N I V E R S I T YV o l .47N o .5O c t .2023收稿日期:20221124;编辑:刘丽丽 基金项目:国家自然科学基金项目(41340030) 作者简介:付 炜(1988 ),男,博士研究生,主要从事油气地质与勘探方面的研究㊂ 通信作者:胡望水,E -m a i l :h w s @y a n g t z e u .e d u .c n D O I 10.3969/j .i s s n .2095-4107.2023.05.003致密砂岩储层特征及质量影响因素 以鄂尔多斯盆地西北部二叠系下石盒子组为例付 炜1,2,胡望水1,2,王晓晨3,张曼婷1,2,黄 鑫1,2(1.长江大学地球科学学院,湖北武汉 430100; 2.长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室,湖北武汉 430100; 3.中国石油华北油田分公司质量安全环保监督中心,河北任丘 062522) 摘 要:以鄂尔多斯盆地西北部二叠系下石盒子组致密砂岩为研究对象,基于铸体薄片㊁扫描电镜观测结果,采用核磁共振和氮气吸附孔隙度㊁渗透率测试等方法,分析下石盒子组致密砂岩储层特征及质量影响因素㊂结果表明:鄂尔多斯盆地西北部二叠系下石盒子组储层主要由长石岩屑砂岩及岩屑砂岩组成,属于典型的致密砂岩㊂快速埋藏是储层致密化的最主要原因,压实作用是造成储层质量降低的最主要因素,原生孔隙度下降率为58%;胶结作用进一步使砂岩储层致密,是导致储层质量降低的次要原因,原生孔隙度下降率为24%;成岩作用形成方解石和铁方解石并充填粒间孔隙,储层质量降低㊂长石的溶蚀提供广泛粒间孔隙,以及刚性石英颗粒的抵抗压实保护部分原生孔隙,改善储层质量㊂该结果为其他河流相致密砂岩盆地的储层研究提供参考㊂关 键 词:致密砂岩;储层特征;成岩作用;孔隙结构;孔隙演化;二叠系;下石盒子组;鄂尔多斯盆地中图分类号:T E 122.2;P 618.130 文献标识码:A 文章编号:20954107(2023)050036130 引言致密气成为常规油气重要补充[1]㊂鄂尔多斯盆地蕴含丰富的致密气资源,上古生界二叠系经过多年的勘探开发,发现苏里格㊁榆林㊁乌审旗和子州等大气田[2],其中下石盒子组致密砂岩具有较大贡献,是鄂尔多斯盆地最重要的致密气生产层之一[3]㊂与常规油气相比,低孔隙度㊁低渗透率和强非均质性是致密砂岩储层最重要的特征,储层致密化与影响因素是致密砂岩储层研究的重要方向㊂对鄂尔多斯盆地二叠系下石盒子组致密砂岩储层特征及影响因素的研究具有重要意义㊂储层质量是致密砂岩油气勘探开发关键的影响因素之一[4],受沉积作用和成岩作用的共同影响㊂沉积作用控制砂岩储层成分㊁分布㊁粒度㊁分选㊁砂体结构,以及原始孔隙度㊁渗透率,决定早期成岩变化㊂成岩作用对储层的改造对最终的储层特征和质量有重要影响[5]㊂复杂的微观孔隙结构是长期复杂的成岩作用改造结果㊂不同类型的成岩作用在不同的成岩阶段可能改善或降低储层质量㊂致密砂岩储层通常经历复杂的成岩作用,导致在埋藏和热演化过程中变得致密[6]㊂压实作用使碎屑颗粒被重新排列并紧密接触,导致原生孔隙大量损失㊂胶结作用因不同胶结物具有不同的物理化学性质而对储层质量有复杂的影响,在多数情况下胶结作用降低储层的物性㊂与压实作用和胶结作用不同,溶蚀作用往往可以改善储层的物性㊂溶蚀作用形成的次生孔隙和构造活动形成的裂缝通常可以提高储层的孔隙度和渗透率[7]㊂鄂尔多斯盆地下石盒子组致密砂岩为河流相沉积体系,以辫状河沉积为主,沉积旋回特征较为突出,区块及其外围地区发育多条自北而南流向的主干河道,各层砂体叠置发育且砂体间具有较好的继承性[8]㊂下石盒子组底部砂岩最为发育,一般厚度为15~25m ,是鄂尔多斯盆地局部性标志层,也是下石盒子组勘探的主要目的层段㊂在河道的侧向迁移与侵蚀作用下,研究区下石盒子组致密砂岩呈多期叠置河道在平面上的复合连片构型[9]㊂研究区受改造并不强烈,构造对天然气聚集不起主要控制作用,岩性侧向尖灭和储层内物性差异等因素控制天然气的聚集和成藏[10]㊂在埋深和构造运动等因素的影响下,鄂尔多斯盆地北部下石盒子组储层成岩阶段有一定的差异,北部大牛地和杭锦旗地区下石盒子组成岩阶段主要是在中第5期 付 炜等:致密砂岩储层特征及质量影响因素成岩A期 中成岩B期㊂早成岩阶段的压实作用导致原始孔隙度大幅降低㊂生烃过程排出的有机酸性物质溶蚀长石产生的次生孔隙是最重要的储集空间[11]㊂目前,有关鄂尔多斯盆地北部油气储层研究较多,但在下石盒子组底部砂岩快速埋藏背景下储层质量的影响因素不明确㊂以鄂尔多斯盆地西北部二叠系下石盒子组致密砂岩为研究对象,基于铸体薄片㊁扫描电镜观测结果,采用核磁共振和氮气吸附孔隙度㊁渗透率测试等方法,研究致密砂岩的组成㊁结构㊁孔隙类型㊁孔隙度和渗透率,分析储层质量的影响因素,有助于鄂尔多斯盆地西北部二叠系下石盒子组致密气勘探开发,为其他河流相致密砂岩盆地的储层研究提供依据㊂1 区域地质概况研究区位于鄂尔多斯盆地西北部㊁伊陕斜坡北部㊁苏里格气田西南部㊂鄂尔多斯盆地是一个典型的中新生代陆相盆地,构造位置属于华北地台西部[12]㊂鄂尔多斯盆地分为6个构造单元,包括伊盟隆起㊁渭北隆起㊁晋西褶皱带㊁伊陕斜坡㊁天环凹陷和西部冲断带(见图1(a))[13]㊂鄂尔多斯盆地的沉积环境从海相到海洋大陆过渡相到河流相㊂印支运动后,由于华北地台分裂,鄂尔多斯盆地处于独立发展阶段,开启鄂尔多斯盆地的湖泊沉积[14]㊂鄂尔多斯盆地形成后,主要经历燕山运动和喜马拉雅运动㊂受燕山运动的影响,研究区在晚白垩世达到最大埋藏深度后开始隆起[15]㊂受喜马拉雅运动的影响,研究区继承隆起并受到侵蚀,伴随褶皱和断层的发育[16]㊂图1 研究区构造位置及地层综合柱状图F i g.1T e c t o n i c l o c a t i o no f s t u d y a r e a a n d s t r a t i g r a p h i c c o l u m no f s t r a t u m东 北 石 油 大 学 学 报 第47卷 2023年下石盒子组上㊁下分别与上石盒子组和山西组整合接触,以 骆驼脖子砂岩”之底为底界,厚度为120 ~160m(见图1(b))㊂岩性为灰白色含砾粗砂岩㊁中 粗粒砂岩及灰绿色细砂岩与深灰色泥岩互层㊂下石盒子组沉积期,海水完全退出,沉积环境变为内陆湖盆环境,干旱炎热的气候环境代替温暖潮湿的环境,导致地表植被生长大幅降低,煤层和暗色泥岩的发育变薄,沉积一套灰白 灰绿色纯陆源碎屑岩㊂鄂尔多斯盆地北部古陆在同一时期进一步抬升,物源丰富,季节性水系异常活跃,沉积物供给充分,相对湖平面下降,河流三角洲体系向南推进,河流相沉积较山西组的更为发育[17]㊂伴随北部物源区抬升的再次减弱,沉积物补给能量减小,河流作用减弱,湖泊扩展㊂该时期岩相古地理格局与山西组沉积期的有一定继承性㊂伴随区域构造活动加强,北部物源区继续抬升,丰富的陆源碎屑导致河流作用加强,浅水三角洲体系快速向南推进[18]㊂2 样品与实验选取鄂尔多斯盆地西北部下石盒子组12口取心井34块岩心样品,取样深度为2257.5~2957.3m㊂薄片鉴定设备为徕卡D M L P光显微镜,按照S Y/T5368 2016‘岩石薄片鉴定“测定,提供有关骨架颗粒组成㊁胶结特征㊁孔隙类型和压实引起的变形特征信息㊂粒度和分选分析采用M S2000激光粒度仪,用铁研钵破碎成小块,按照S Y/T5434 2018‘碎屑岩粒度分析方法“测定㊂核磁共振采用R e c o r e3100分析仪,按照S Y/T6490 2014‘岩样核磁共振参数实验室测量规范“测定,在饱和水条件和束缚水条件下,测量每个样品用于反映砂岩的孔径分布和孔隙连通性㊂黏土矿物成分分析采用D/m a x-2500F D335203X 线衍射仪,按照S Y/T5163 2018‘沉积岩中黏和常见非黏土矿物X射线衍射分析方法“测定㊂3 储层特征3.1 岩石学特征3.1.1 碎屑成分根据研究区34块岩心样品铸体薄片分析结果,绘制碎屑颗粒的成分三角图(见图2(a)),样品碎屑成分主要由石英㊁长石㊁岩屑和少量的云母㊁重矿物组成㊂石英体积分数为50.9%~97.8%,平均为65.8%;长石体积分数为0.5%~10.7%,平均为3.5%;岩屑体积分数为11.9%~40.3%,平均为30.6%(见图2(a))㊂根据碎屑组成,研究区下石盒子组砂岩的成分成熟度偏低㊂根据F O L K RL等[19]的分类方案,研究区下石盒子组砂岩主要为长石岩屑砂岩及岩屑砂岩,有少量石英砂岩和亚岩屑砂岩(见图2(a))㊂岩屑主要由变质岩岩屑组成,其次是火山岩岩屑(见图2(b))㊂变质岩岩屑包括石英岩㊁千枚岩和片岩等,体积分数为8.0%~40.0%,平均为24.0%㊂火山岩岩屑的体积分数为2.0%~27.0%,平均为11.0%㊂火山岩岩屑主要由酸性岩石和中等酸性岩石组成㊂图2 研究区下石盒子组致密砂岩储层岩石组分三角图F i g.2T r i a n g u l a t i o no f f r a m e w o r kc o m p o s i t i o n i n t h e t i g h t s a n d s t o n eo f t h eL o w e rS h i h e z i F o r m a t i o n i n t h es t u d y a r e a3.1.2 碎屑结构特征粒度和分选是碎屑颗粒的重要结构特征参数㊂研究区砂岩的粒度中值在50~980μm 之间,平均为270μm ,主要分布在250~500μm 之间,其次为125~250μm (见图3(a ))㊂研究区砂岩多属于粗砂岩及中砂岩,细砂岩及粉砂岩较少;砂岩的分选因数在2.0~20.0之间,平均为5.8,多数分选因数大于4.0(见图3(b )),分选中等 好;磨圆度以次棱角 次圆状为主,胶结类型以孔隙式胶结占主导,其次为薄膜 孔隙式胶结㊂研究区碎屑颗粒接触类型主要为线接触或凹凸接触,可以判断压实作用中等偏强㊂图3 研究区下石盒子组致密砂岩碎屑颗粒粒度特征F i g .3G r a i n s i z e c h a r a c t e r i s t i c s o f t h e d e t r i t a l g r a i n s i n t h e t i g h t s a n d s t o n e o f L o w e r S h i h e z i F o r m a t i o n i n s t u d y ar e a 3.2 填隙物特征研究区下石盒子组致密砂岩中填隙物主要为杂基和胶结物㊂杂基类型为泥质㊁泥晶灰质和长英质等;胶结物普遍发育,填隙物平均体积分数为10.0%,主要为石英㊁方解石㊁铁白云石㊁高岭石及泥质等㊂研究区储层黏土矿物体积分数为67.0%,方解石体积分数为11.0%,石英体积分数为13.0%,铁白云石体积分数为9.0%㊂3.2.1 泥质杂基研究区下石盒子组致密砂岩泥质杂基平均质量分数为3.1%,黏土矿物以高岭石为主,其次为伊利石㊂高岭石质量分数一般介于35.0%~80.0%,平均为64.4%,最高可达99.0%㊂有岩屑蚀变型和孔隙沉淀型两种产状㊂岩屑蚀变型主要由富含长石岩屑或凝灰质杂基蚀变而成,晶体细小,见少量晶间孔,在蚀变过程中分解大量的硅质并于附近沉淀,形成硅质加大或孔隙充填物,储层更致密(见图4(a ))㊂孔隙沉淀型高岭石主要形成于残余原生粒间孔较发育㊁黏土杂基较少的石英砂岩,晶体粗大,晶形较好,虽然占据大量的粒间孔,但晶体松散堆积,晶间孔隙发育,是研究区储层主要的储集空间之一㊂图4 研究区下石盒子组致密砂岩泥质杂基扫描电镜照片F i g .4P h o t o g r a p h s o f S E Ms h o w i n g t i g h t s a n d s t o n e a r g i l l a c e o u s o fL o w e r S h i -h e z i F o r m a t i o n i n s t u d y ar e a 研究区下石盒子组伊利石储层发育较少,质量分数为20.0%~65.0%,平均为35.6%㊂扫描电镜可第5期 付 炜等:致密砂岩储层特征及质量影响因素见,伊利石呈毛发状和卷曲片状(见图4(b ))㊂伊利石一部分是原生沉积,另一部分来源于伊/蒙混层和部分高岭石的成岩转化㊂随埋深的增加,伊利石质量分数增加㊂3.2.2 胶结物成分研究区下石盒子组致密砂岩胶结物主要由碳酸盐矿物和黏土矿物,以及少量硅质矿物组成㊂碳酸盐胶结物包括方解石㊁铁方解石㊁白云石和菱铁矿㊂其中,铁方解石占主导地位㊂碳酸盐矿物质量分数在0.6%~18.3%之间,平均为4.5%㊂黏土矿物发育于碎屑颗粒之间的孔隙㊂黏土矿物质量分数从高到低为:伊利石㊁绿泥石㊁高岭石㊁伊/蒙混层矿物和绿/蒙混层矿物㊂全黏土矿物中伊利石质量分数为7.0%~76.0%,平均为41.0%;绿泥石质量分数为6.0%~45.0%,平均为27.0%;高岭石质量分数在7.0%~78.0%之间,平均为24.0%;伊/蒙混层矿物质量分数小于27.0%,平均为8.0%,蒙皂石占伊/蒙混层矿物的12%;绿/蒙混层矿物质量分数小于13.0%,平均为1.0%;硅质胶结物质量分数小于3.0%,通常以石英过度生长和自形石英晶体的形式存在㊂3.3 储层物性特征根据研究区34块岩心样品物性资料统计,下石盒子组致密砂岩孔隙度ϕ为2.0%~16.0%,平均为7.5%(见图5(a )),其中,孔隙度小于10.0%的样品占比为76.5%㊂渗透率K 主要分布在(0.10~2.00)×10-3μm 2之间(见图5(b )),平均为0.86×10-3μm 2,其中,渗透率大于1.00×10-3μm 2的样品占比为17.6%㊂研究区下石盒子组储层孔隙度以特低孔 超低孔为主,渗透率以特低渗 超低渗为主,属于典型的低孔低渗致密储层㊂图5 研究区下石盒子组致密砂岩孔隙度和渗透率分布F i g .5D i s t r i b u t i o no f p o r o s i t y a n d p e r m e a b i l i t y o f t i g h t s a n d s t o n e i nL o w e r S h i h e z i F o r m a t i o n i n s t u d y a r e a 3.4 储集空间及孔隙结构研究区下石盒子组致密砂岩孔隙类型为原生粒间孔㊁溶蚀孔㊁晶间孔和微裂缝㊂根据薄片观察结果,研究区下石盒子组致密砂岩整体孔隙发育不良(见图6)㊂研究区下石盒子组致密砂岩的总面孔率小于15.0%,平均为4.4%㊂其中溶蚀孔储层空间占比最大,为65.3%,主要为方解石㊁长石等溶解形成;原生粒间孔占比次之,为23.7%,主要为碎屑颗粒骨架间孔隙;晶间孔与微裂缝占比较小,占比分别为4.8%与6.2%㊂原生粒间孔是岩石经过成岩作用后残余保留的原始孔隙,孔隙无明显溶蚀痕迹,孔隙边缘常为平直状(见图6(a -b ))㊂溶蚀孔主要由粒间溶孔(见图6(c -d ))和粒内溶孔(见图6(e -g ))组成㊂方解石和长石在溶解作用下形成的粒间溶蚀孔是下石盒子组成岩过程中导致孔隙增加的主要孔隙类型㊂粒内溶孔主要是长石在溶解作用下形成的㊂微裂缝在研究区致密砂岩中也普遍发育,是岩体受持续压力压裂而形成的(见图6(h -i ))㊂为研究下石盒子组致密砂岩的孔隙结构和流体流动能力,采用核磁共振法(NM R )测试具有不同渗透率的样品,表明渗透率与NM R 孔隙度线性相关,随NMR 孔隙度增大而增大(见图7)㊂核磁共振T 2谱呈双峰分布表征,两个峰值分别为0~10㊁10~100m s (见图8),表明下石盒子组砂岩的孔隙以微孔为主㊂随渗透率的增加,整个层段的振幅增加,介于10~100m s 峰值明显增加,表明这部分孔隙对致密砂岩的渗透东 北 石 油 大 学 学 报 第47卷 2023年率起决定性作用㊂图6 研究区下石盒子组致密砂岩孔隙镜下特征F i g .6P h o t o m i c r o g r a p ho f t h e p o r e s c h a r a c t e r i s t i c s i n t i g h t s a n d s t o n e o f L o w e r S h i h e z i F o r m a t i o n i n t h e s t u d y ar e a 图7 研究区下石盒子组致密砂岩渗透率与核磁共振孔隙度关系F i g .7R e l a t i o n s h i p b e t w e e n p e r m e a b i l i t y a n d NM R p o r o s i t y o f t i g h ts a n d s t o n e i nL o w e rS h i h e z i F o r m a t i o no f s t u d y a r e a 图8 研究区下石盒子组致密砂岩核磁共振T 2谱F i g .8NM R T 2m e a s u r e m e n t so f t i g h t s a n d s t o n e s i n L o w e r S h i h e z i F o r m a t i o no f s t u d y a r e a 4 储层质量影响因素4.1 成岩作用4.1.1 压实作用铸体薄片观察显示,研究区下石盒子组致密砂岩碎屑颗粒接触方式主要为点 线接触(见图9)㊂压第5期 付 炜等:致密砂岩储层特征及质量影响因素实作用可分为机械压实和化学压实,发生在不同的埋藏阶段㊂根据下石盒子组埋藏史及成岩序列,研究区下石盒子组致密砂岩在沉积后经历两个快速埋藏阶段㊂第一阶段快速埋藏后,埋藏深度约为2200m ,主要特征是早期的机械压实[20]㊂随机械压实的进行,碎屑颗粒被重新排列并紧密接触(从分散或点接触演变为线接触),导致原生孔隙的大量损失,并且携带水离子从原始沉积物中产生,在晶间孔隙中形成沉淀物㊂随埋藏深度的增加,碎屑颗粒接触更紧密,受刚性颗粒和胶结物的支撑作用,碎屑颗粒难以压实㊂碎屑颗粒在接触点的溶解度随温度和压力的增加而增加㊂在压溶作用下,碎屑颗粒的接触形式从线接触演变为凹凸或缝合接触,破坏孔隙的连通性㊂图9 研究区下石盒子组致密砂岩碎屑颗粒接触关系F i g .9C o n t a c t r e l a t i o n s h i p o f d e t r i t a l g r a i n s o f t i g h t s a n d s t o n e s i nL o w e r S h i h e -z i F o r m a t i o n i n s t u d y ar e a 根据E H R E N B E R GSN [21]的方法绘制粒间孔体积和胶结物交会图版(见图10)㊂由图10可以看出,压实作用破坏的孔隙度为32%~81%,平均为58%,表明压实作用是导致研究区下石盒子组砂岩致密化的主要因素之一㊂压实作用对储层质量的破坏程度取决于埋藏历史和砂岩成分㊂不同骨架成分的砂岩在压实作用方面存在差异㊂随塑性成分的增加,砂岩抵抗压实作用的能力减弱㊂对于岩屑长石砂岩㊁长石岩屑砂岩和岩屑砂岩,压实作用造成的孔隙度损失分别占原始孔隙度的54%㊁58%和68%㊂图10 研究区下石盒子组致密砂岩粒间孔体积和胶结物交会图F i g .10P l o to f i n t e r g r a n u l a rv o l u m ea n dc e m e n t i l l u s t r a t i n g t h ee f f e c to f c o m p a c t i o n a n d c e m e n t a t i o n i nL o w e r S h i h e z i F o r m a t i o n t i g h t s a n d -s t o n e s i n s t u d y ar e a 4.1.2 胶结作用研究区胶结物主要分为碳酸盐胶结物㊁黏土矿物胶结物和硅质胶结物,常见碳酸盐胶结物㊂随碳酸盐东 北 石 油 大 学 学 报 第47卷 2023年胶结物质量分数的增加,砂岩的孔隙度和渗透率降低(见图11)㊂胶结作用降低的孔隙度在5%~64%之间,平均为24%,胶结作用是导致研究区下石盒子组砂岩致密化的一个重要因素㊂渗透率对碳酸盐质量分数比孔隙度更敏感㊂碳酸盐胶结物可在不同的成岩阶段形成㊂早期成岩阶段形成的方解石在离子浓度较低的淡水环境中发育㊂方解石胶结碎屑颗粒呈基底形式,胶结碎屑颗粒缺乏石英过度生长和绿泥石环边㊂致密的胶结作用可以有效抵抗压实作用,同时防止后期流体的侵入,不利于砂岩的原始渗透能力和次生孔隙的形成㊂随成岩作用的进行,中成岩阶段形成的方解石在压实后填充粒间孔隙,沿解理面取代长石,直接覆盖绿泥石环边㊂随成岩环境从氧化环境变为还原环境,铁方解石更加发育㊂碳酸盐胶结物质量分数高的砂岩孔隙度低㊁渗透性差㊂图11 研究区下石盒子组碳酸盐胶结物对储层质量的影响F i g .11E f f e c t s o f c a r b o n a t e c e m e n t o n t h e r e s e r v o i r q u a l i t y o fL o w e r S h i h e z i F o r m a t i o n i n t h e s t u d y a r e a 扫描电镜和薄片分析表明,研究区也常见黏土矿物胶结物㊂不同的黏土矿物对砂岩储层质量的影响不同,主要与黏土矿物的发育形式有关㊂伊利石通常以纤维状或片状附着于碎屑颗粒的表面,提供许多晶间孔隙(见图12(a )),由于粒间孔隙占据,砂岩的孔隙度随伊利石质量分数的增加而降低(见图12(b ))㊂当伊利石质量分数较低时,渗透率几乎不受伊利石质量分数影响;当伊利石质量分数高时,伊利石的晶体形式容易堵塞孔喉,渗透率明显降低㊂绿泥石通常作为碎屑颗粒的环边而产生,能够通过防止石英过度生长保留更多的颗粒间孔隙[22],砂岩的孔隙度和渗透率随绿泥石质量分数的增加而增加㊂当绿泥石环边的厚度过大时,孔喉将被堵塞[23]㊂高岭石通常以蠕虫状或书皮状产出,密集填充碎屑颗粒的粒间孔隙㊂孔隙度和渗透率随高岭石质量分数的增加而降低㊂研究区硅质胶结物的质量分数很低,硅质胶结物对储层质量起破坏作用㊂首先,强化学压实作用导致的石英次生增大通常发生在石英颗粒接触处或附近,容易堵塞孔喉;其次,粒间孔隙沉淀的硅质胶结物部分或完全占据粒间空间㊂图12 研究区下石盒子组伊利石扫描电镜照片F i g .12S E M m i c r o p h o t o g r a p h s o f i l l i t e f r o mL o w e r S h i h e z i F o r m a t i o n i n s t u d y ar e a 第5期 付 炜等:致密砂岩储层特征及质量影响因素4.1.3 溶蚀作用在强烈压实和胶结作用后,砂岩中几乎没有原始粒间孔隙㊂溶蚀作用导致的次生孔隙是研究区主要孔隙类型(见图13),主要是长石的溶蚀㊂长石非常不稳定,容易沿解理面溶解,长石的最佳溶解温度为80~120℃㊂热历史和有机物成熟度表明,碳氢化合物发生降解,产生有机酸㊂长石的溶解广泛,不同位置的长石溶解程度不同,产生许多次生孔隙,在一定程度上导致孔隙度的差异分布㊂图13 研究区下石盒子组溶蚀孔镜下特征F i g .13M i c r o s c o p i c c h a r a c t e r i s t i c s o f d i s s o l u t i o n p o r e s i nL o w e r S h i h e z i F o r m a t i o n i n s t u d y ar e a 4.1.4 成岩序列及孔隙演化根据研究区下石盒子组有机质成熟度㊁岩石学特征㊁矿物的共生关系和古地温等,按照S Y /T5477 2003‘碎屑岩成岩阶段划分“,重建研究区下石盒子组致密砂岩的埋藏史及成岩序列(见图14)㊂研究区下石盒子组主要处于中成岩A 期,部分达到中成岩B 期㊂图14 研究区下石盒子组致密砂岩埋藏史㊁成岩序列及孔隙演化史F i g .14T h e b u r i a l h i s t o r y ,d i a g e n e t i c s e q u e n c e a n d p o r e e v o l u t i o nh i s t o r y o f L o w e r S h i h e z i F o r m a t i o n t i g h t s a n d s t o n e s i n s t u d y ar e a 东 北 石 油 大 学 学 报 第47卷 2023年为研究孔隙演化规律,需要恢复成岩过程中的致密砂岩孔隙度㊂恢复研究区下石盒子组孔隙演化过程,需对原始孔隙度和溶蚀作用的增孔率进行计算㊂原始孔隙度采用B E A R D D C 等[24]方法求得,首先通过粒度累积曲线75%与25%处的粒径求得T r a s k 分选因数;然后根据原始孔隙度与T r a s k 分选因数之间关系求得原始孔隙度;最后计算溶蚀孔隙度与原始孔隙度比值求得溶蚀作用的增孔率㊂通过岩石薄片镜下观察统计溶蚀孔的面孔率,并非岩石在三维空间的孔隙度,需转化为孔隙度㊂由于研究区下石盒子组致密砂岩孔隙多不规则,采用数据统计法进行转换,将不同层段的面孔率与响应层段的实测孔隙度投影到二维坐标平面,求得一系列点的回归方程,从而实现面孔率与孔隙度的转换(见图15)㊂图15 研究区下石盒子组致密砂岩孔隙度与面孔率拟合关系F i g .15T h e f i t t i n g r e l a t i o n s h i p b e t w e e n p o r o s i t y a n d s u r f a c e p o r o s i t y o fL o w e rS h i h e z iF o r m a t i o n t i g h t s a n d s t o n e s i n s t u d y ar e a 研究区下石盒子组T r a s k 分选因数介于1.74~2.11,平均为1.93;原始孔隙度介于31.76%~34.07%,平均为32.92%;溶蚀作用的孔隙度提升率为2.58%~8.14%,平均为4.47%㊂根据成岩作用对储层质量的影响,建立研究区下石盒子组致密砂岩的孔隙演化史(见图14)㊂下石盒子组致密砂岩的成岩序列与孔隙演化史表明,压实作用是对致密砂岩储层孔隙改造的主要因素,早成岩阶段,下石盒子组一段储层受快速埋藏压实作用,伴随早期胶结作用,造成快速减孔㊂压实作用造成的孔隙度下降率在32%~81%之间,平均为58%㊂胶结作用造成的孔隙度下降率在5%~64%之间,平均为24%㊂中成岩A 期,逐渐成熟的烃源岩产生酸性流体进入储层,对长石或碳酸盐岩产生溶蚀作用㊂溶蚀作用对储层孔隙的积极改造比压实作用和胶结作用的破坏程度低,孔隙度提升率平均为4.47%㊂压实作用对储层质量的影响相对较小,但同时发生胶结作用,成岩作用对孔隙的积极改造和消极影响同时作用于储层岩石㊂中成岩B 期,成岩作用对储层质量的影响较微弱㊂早白垩世晚期,构造抬升造成地温降低,成岩作用的改造有限,下石盒子组孔隙度基本定型㊂4.2 砂岩成分和颗粒结构成岩过程的响应反映砂岩成分对储层质量的影响[25]㊂石英以岩石骨架的形式存在于砂岩,硬度高,早期成岩阶段可以有效抵抗压实㊂原始粒间孔隙随石英体积分数的增加而保留㊂砂岩的孔隙度和渗透率随石英体积分数的增加而增加(见图16(a -b ))㊂长石容易溶解而不稳定,研究区长石体积分数高的砂岩具有两个特征:早期成岩阶段的碳酸盐致密胶结和高泥质基质发育㊂早期成岩阶段的碳酸盐胶结阻碍长石被后期流体转化,次生孔隙发育较少㊂高泥质基质发育表明埋藏速度快,分选性差,原生孔隙少,孔隙连通性差㊂砂岩的孔隙度和渗透率随长石体积分数的增加而降低(见图16(c -d ))㊂残留的长石越少,储层质量越好㊂岩石碎屑是砂岩颗粒的重要组成部分㊂岩石碎屑的成分复杂,包括抗压实性较弱的岩石碎片(云母㊁泥岩㊁板岩㊁片岩和千枚岩),以及硬度较高的岩石碎片(燧石㊁花岗岩和石英岩)[26]㊂岩石碎屑体积分数与储层质量之间没有明显的相关关系(见图16(e -f ))㊂粒度中值反映粒度分布的总体趋势㊂碎屑颗粒的分选因数表明某一粒径周围颗粒尺寸的均匀性㊂粒度中值越小,晶粒尺寸越均匀㊂研究区下石盒子组致密砂岩主要发育于辫状河道,是砂岩粒径大和成分成熟度低的主要原因㊂此外,粒径越大,分选因数越小,晶间孔隙越发育㊂研究区下石盒子组致密砂岩的孔隙度和渗透率随粒径的增加而增加(见图17(a -b )),随分选因数的增加而降低(见图17(c -d ))㊂第5期 付 炜等:致密砂岩储层特征及质量影响因素。

第42卷 第3期2023年 5月 地质科技通报B u l l e t i n o f G e o l o g i c a l S c i e n c e a n d T e c h n o l o g yV o l .42 N o .3M a y 2023赵丁丁,侯加根,王秀杰,等.致密砂岩气藏不同岩石相孔喉结构对气水相渗特征控制机理:以鄂尔多斯盆地东胜气田J 72井区下石盒子组储层为例[J ].地质科技通报,2023,42(3):163-174.Z h a o D i n g d i n g ,H o u J i a g e n ,W a n g X i u j i e ,e t a l .C o n t r o l l i n g me c h a n i s m of p o r e -t h r o a t s t r u c t u r e o f d i f f e r e n t l i t h o f a c i e s o ng a s -w a t e r r e l a t i v e p e r m e a b i l i t y ch a r a c t e ri s t i c s o f t i g h t s a n d s t o n e g a s r e s e r v o i r :A c a s e s t u d y of t h e L o w e r S h i h e z i F o r m a t i o n i n t h e W e l l J 72b l o c k o f t h e D o ng sh e n g G a s Fi e l d ,O r d o s B a s i n [J ].B u l l e t i n o f G e o l o g i c a l S c i e n c e a n d T e c h n o l o g y,2023,42(3):163-174.致密砂岩气藏不同岩石相孔喉结构对气水相渗特征控制机理:基金项目:国家自然科学基金项目(42172154)作者简介:赵丁丁(1994 ),男,现正攻读地质资源与地质工程专业博士学位,主要从事油气田开发地质方面的研究工作㊂E -m a i l :z d d c u pe r 187@s i n a .c o m 通信作者:侯加根(1963 ),男,教授,主要从事油气田开发地质方面的研究工作㊂E -m a i l :j gh o u 63@h o t m a i l .c o m 以鄂尔多斯盆地东胜气田J 72井区下石盒子组储层为例赵丁丁1a ,1b,侯加根1a ,1b,王秀杰2,刘钰铭1a ,1b,陈儒贤1a ,1b,张占杨3(1.中国石油大学(北京)a .油气资源与探测国家重点实验室;b .地球科学学院,北京102249;2.中国石油吉林油田川南天然气勘探开发分公司技术研究中心,四川自贡643000;3.中国石化华北油气分公司勘探开发研究院,郑州450006)摘 要:为了明确致密砂岩气藏储层微观孔喉对气水相渗特征的控制机理,更好地指导气田增储上产,以东胜气田J 72井区下石盒子组储层为研究对象,综合多种分析化验资料并细分岩石相探究了微观孔喉参数对气水渗流能力的影响,揭示了不同岩石相对含气性及产能的控制作用㊂研究结果表明:J 72井区下石盒子组岩石相可以归纳为砾岩相㊁砾质砂岩相㊁含砾粗砂岩相㊁中细砂岩相㊁泥岩相五大类,其中含砾粗砂岩相㊁砾质砂岩相为优质岩石相;孔隙类型主要为次生粒间溶孔,平均占比达48.5%,含砾粗砂岩相㊁砾质砂岩相㊁中细砂岩相的粒间溶孔比例依次减少,三类岩石相均具有多重分形的特征,大孔比例逐渐降低,其中优质岩石相的物性好㊁综合分形维数小;优质岩石相的黏土矿物含量低㊁平均孔喉半径大,气体渗流时的可动气体孔隙度和最大有效气相渗透率较大,含气性好㊂综合研究认为优质岩石相是控制气井高产稳产的关键因素,深入剖析岩石相的微观特征可以为致密砂岩气藏的高效开发提供有力指导㊂关键词:鄂尔多斯盆地;致密砂岩气藏;岩石相;孔喉结构;气水相渗特征中图分类号:P 618.130.2+1 文章编号:2096-8523(2023)03-0163-12 收稿日期:2022-10-09d o i :10.19509/j .c n k i .d z k q.t b 20220517 开放科学(资源服务)标识码(O S I D ):C o n t r o l l i n g me c h a n i s m of p o r e -t h r o a t s t r u c t u r e o f d i f f e r e n t l i t h o f a c i e s o ng a s -w a t e r r e l a t i v e p e r m e a b i l i t y ch a r a c t e ri s t i c s o f t i gh t s a n d s t o n e g a s r e s e r v o i r :A c a s e s t u d y of t h e L o w e r S h i h e z i F o r m a t i o n i n t h e W e l l J 72b l o c k o f t h e D o ng sh e n g Ga s F i e l d ,O r d o s B a s i n Z h a o D i n g d i n g1a ,1b,H o u J i a g e n 1a ,1b ,W a n g X i u j i e 2,L i u Y u m i n g 1a ,1b ,C h e n R u x i a n 1a ,1b ,Z h a n g Z h a n y a n g3(1a .S t a t e K e y L a b o r a t o r y o f P e t r o l e u m R e s o u r c e s a n d P r o s p e c t i n g ;1b .C o l l e ge of G e o s c i e n c e s ,C h i n a U n i v e r s i t y o f P e t r o l e u m (B e i j i ng ),B e i j i n g 102249,C h i n a ;2.T e c h n i c a l R e s e a r c h C e n t e r o f S o u t h S i c h u a n N a t u r a l G a s E x p l o r a t i o n a n d D e v e l o p m e n t C o m p a n y,P e t r o C h i n a J i l i n O i l f i e l d ,Z i g o n g S i c h u a n 643000,C h i n a ;3.E x p l o r a t i o n a n d D e v e l o pm e n t R e s e a r c h I n s t i t u t e ,S I N O P E C N o r t h C h i n a C o m p a n y ,Z h e n gz h o u 450006,C h i n a )Copyright ©博看网. All Rights Reserved.h t t p s://d z k j q b.c u g.e d u.c n地质科技通报2023年A b s t r a c t:T o u n d e r s t a n d t h e c o n t r o l l i n g m e c h a n i s m o f p o r e-t h r o a t c h a r a c t e r i s t i c s o n g a s-w a t e r r e l a t i v e p e r-m e a b i l i t y c h a r a c t e r i s t i c s o f t i g h t s a n d s t o n e g a s r e s e r v o i r s a n d b e t t e r g u i d e t h e i n c r e a s e i n g a s r e s e r v e s a n d p r o d u c t i o n,t a k i n g t h e L o w e r S h i h e z i F o r m a t i o n r e s e r v o i r i n t h e J72w e l l b l o c k o f t h e D o n g s h e n g G a s F i e l d a s a r e s e a r c h o b j e c t,t h e e f f e c t s o f m i c r o s c o p i c p o r e-t h r o a t p a r a m e t e r s o n g a s a n d w a t e r t r a n s p o r t p r o p e r-t i e s w e r e s t u d i e d b y c o m b i n i n g v a r i o u s a n a l y t i c a l d a t a a n d l i t h o f a c i e s d i v i s i o n.T h e c o n t r o l l i n g e f f e c t o f r o c k l i t h o f a c i e s o n g a s c o n t e n t a n d p r o d u c t i v i t y w a s r e v e a l e d.R e s u l t s s h o w t h a t t h e l i t h o f a c i e s o f t h e L o w-e r S h i h e z i F o r m a t i o n i n t h e J72w e l l b l o c k c a n b e c l a s s i f i e d i n t o c o n g l o m e r a t e r o c k,g r a v e l l y s a n d s t o n e, p e b b l y c o a r s e-g r a i n e d s a n d s t o n e,m e d i u m-a n d f i n e-g r a i n e d s a n d s t o n e,a n d m u d s t o n e l i t h o f a c i e s,o f w h i c h t h e p e b b l y c o a r s e-g r a i n e d s a n d s t o n e a n d g r a v e l l y s a n d s t o n e l i t h o f a c i e s a r e t h e h i g h-q u a l i t y l i t h o f a c i e s.P o r e t y p e s a r e m a i n l y s e c o n d a r y i n t e r g r a n u l a r d i s s o l v e d p o r e s,w i t h a n a v e r a g e p r o p o r t i o n o f48.5%.T h e p r o-p o r t i o n o f i n t e r g r a n u l a r d i s s o l v e d p o r e s i n p e b b l y c o a r s e-g r a i n e d s a n d s t o n e l i t h o f a c i e s,g r a v e l l y s a n d s t o n e, a n d m e d i u m-a n d f i n e-g r a i n e d s a n d s t o n e l i t h o f a c i e s d e c r e a s e s s u c c e s s i v e l y.P o r e s p a c e i n t h e t h r e e l i t h o f a-c i e s i s m u l t i f r a c t a l,a n d t h e p r o p o r t i o n o f l a r g e p o r e s g r a d u a l l y d e c r e a s e s.T h e h i g h-q u a l i t y l i t h o f a c i e s h a s s u p e r i o r p h y s i c a l p r o p e r t i e s a n d s m a l l c o m p r e h e n s i v e f r a c t a l d i m e n s i o n s.T h e h i g h-q u a l i t y l i t h o f a c i e s a l s o h a s l o w c l a y m i n e r a l c o n t e n t,l a r g e a v e r a g e p o r e-t h r o a t r a d i u s,l a r g e m o v a b l e g a s p o r o s i t y,m a x i m u m e f-f e c t i v e g a s p e r m e a b i l i t y d u r i n g g a s t r a n s p o r t,a n d h i g h g a s-b e a r i n g c a p a c i t y.A c o m p r e h e n s i v e s t u d y s h o w s t h a t h i g h-q u a l i t y l i t h o f a c i e s i s t h e k e y f a c t o r i n c o n t r o l l i n g t h e h i g h a n d s t a b l e p r o d u c t i o n o f g a s w e l l s.T h e i n-d e p t h a n a l y s i s o f t h e m i c r o s c o p i c c h a r a c t e r i s t i c s o f l i t h o f a c i e s p r o v i d e s u s e f u l g u i d a n c e f o r t h e e f f i c i e n t d e v e l o p m e n t o f t i g h t s a n d s t o n e g a s r e s e r v o i r s.K e y w o r d s:O r d o s B a s i n;t i g h t s a n d s t o n e g a s r e s e r v o i r;l i t h o f a c i e s;p o r e-t h r o a t s t r u c t u r e;g a s-w a t e r r e l a-t i v e p e r m e a b i l i t y c h a r a c t e r i s t i c s致密砂岩气资源在我国现阶段的能源结构转型中发挥着重要作用[1]㊂我国已在鄂尔多斯盆地下石盒子组和山西组㊁四川盆地须家河组等发现了储量巨大的致密砂岩气资源[2-4],我国致密砂岩气累计探明地质储量在2019年底已达5万亿方[1]㊂与常规气藏相比,致密砂岩气藏储层具有成岩作用强㊁微-纳米级孔喉发育㊁孔喉非均质性强㊁气水渗流特征复杂等特点,在生产过程中易出现气井产量下降快㊁产液量高等一系列问题[5-7]㊂因此,揭示气水相渗差异特征的控制机理可以为气藏的高效合理开发提供重要指导㊂致密砂岩气储层的气水相渗特征非常复杂,气水两相共渗区小且相对渗透率极低,其受到岩石润湿性㊁毛管压力㊁复杂的孔喉类型和大小㊁启动压力梯度等多种因素的控制[6-8]㊂很多学者利用驱替实验㊁核磁共振㊁气水相渗及渗吸实验对致密砂岩储层中不同物性的样品或不同沉积微相的样品气水两相渗流特征进行了细致的研究[7,9-10],发现孔喉结构对气水相渗特征具有重要的控制作用,孔喉非均质性越强,气水两相的干扰程度越大,气相的渗流能力越差,并且孔喉越小,岩样中的束缚水饱和度越高,气相的有效渗流空间越小[11-12]㊂虽然前人对孔喉结构及其对气水相渗特征的影响进行了一些研究,但对于不同岩石相内部孔喉结构是如何控制气水两相的渗流特征仍不清晰[13-17]㊂通过岩石相的精细研究,可以从成因上揭示同一沉积微相内部的孔隙结构差异特征,明确不同岩石相孔喉结构差异特征对气水相渗特征的控制作用,这对于厘清气藏的渗流特征及产能控制因素具有重要意义[18]㊂东胜气田J72井区下石盒子组沉积背景为近物源的砾质辫状河沉积体系,强水动力条件导致砂体呈大面积叠合连片状分布,但砂体内部的气水渗流特征非常复杂,不同气井产能差异大[19]㊂因此,基于岩石相研究孔喉结构对气水相渗的控制作用非常有必要㊂笔者拟以J72井区下石盒子组储层为研究对象,运用多种测试资料定量化表征不同岩石相的孔隙结构差异特征,并探究不同岩石相孔隙结构对气水相渗特征的控制机理,分析优质岩石相的含气性响应特征及其与产能的关系,从而为研究区气藏的储层评价及产能建设提供理论指导㊂1区域地质背景东胜气田J72井区构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡与伊盟隆起2个一级构造单元的过渡部位[20](图1-a),构造特征表现为北东高㊁南西低的平缓单斜,发育局部鼻状隆起,面积约800k m2,下石盒子组为主要产气层段[21](图1-b)㊂下石盒子组的物源主要来自北部阴山㊁北东部大青山-乌拉山[22],沉积相为近源砾质辫状河沉积,复合心滩为461Copyright©博看网. All Rights Reserved.第3期赵丁丁等:致密砂岩气藏不同岩石相孔喉结构对气水相渗特征控制机理: 以鄂尔多斯盆地东胜气田J 72井区下石盒子组储层为例图1 研究区构造位置(a )及地层综合柱状图(b)F i g .1 T e c t o n i c l o c a t i o n (a )a n d c o m p r e h e n s i v e s t r a t i g r a p h i c h i s t o g r a m (b )o f t h e s t u d y ar e a 优势储集相带,储层埋深介于3100~3300m ㊂本次研究充分利用了19口取心井的岩心资料和铸体薄片㊁扫描电镜㊁粒度分析㊁X 衍射㊁高压压汞㊁气水相渗等测试数据,以及典型井的产能数据㊂J 72井区下石盒子组储层以(含砾)中粗粒岩屑砂岩㊁岩屑石英砂岩为主,分选中等,磨圆呈棱角-次圆状;岩屑以变质岩岩屑为主,体积分数介于79%~86%,平均为82.3%;填隙物主要包括泥质杂基和硅质胶结㊁黏土矿物㊁方解石,其体积分数分别为3.4%,6.4%,5.8%,3.1%㊂岩石颗粒呈点-线或凹凸接触,原生孔隙几乎消失殆尽,平均气测孔隙度和渗透率分别为9.2%㊁0.58ˑ10-3μm 2,属于典型的致密砂岩气储层㊂2 岩石相类型岩石相研究对于沉积微相内部的储层质量表征具有重要意义[23]㊂在对J 72井区19口取心井下石盒子组长218.5m 岩心的细致观察后,依据岩心的粒度㊁沉积构造等特征共识别出7种岩石相(图2)㊂(1)块状砾岩相 该类岩石相通常由次棱角状㊁分选较差的砾石组成,砾石长轴直径介于2~50m m ,整体呈块状㊂块状砾岩相的厚度为0.04~0.75m ,一般为辫状河道底部的滞留沉积,强水动力条件时也可在心滩中下部形成较厚的块状砾岩相㊂由于该类岩石相的颗粒杂乱充填,其物性极差,通常为非储层,伽马曲线响应为中-高幅微齿化箱型㊂(2)块状砾质砂岩相 该类岩石相的砾石体积分数大于30%,磨圆为次棱-次圆状㊁分选中等,沉积构造呈现为块状㊂块状砾质砂岩相的厚度介于0.5~2.5m ,通常为强水动力条件下辫状河道或心滩中下部的快速充填沉积所形成㊂该类岩石相物性较好,可形成含气储层,伽马曲线响应为高幅齿化箱型㊂(3)块状含砾粗砂岩相 该类岩石相中砾石稀少,磨圆呈次圆状,分选较好,沉积构造无明显层理㊂块状含砾粗砂岩相的厚度为0.5~4.5m ,为研究区厚度最大的岩石相类型,心滩主体部位快速充填沉积可形成较厚的块状含砾粗砂岩㊂该类岩石相物性较好,是优质储层的主要岩石相类型,伽马曲线响应为高幅光滑箱型㊂(4)槽状交错层理中粗砂岩相 该类岩石相颗粒的分选㊁磨圆均较好,由于水动力变化快,沉积构造呈槽状,厚度介于0.5~1.0m ,通常形成于心滩的中上部㊂该类岩石相的物性较好,在研究区分布较少,伽马曲线响应为中-高幅微齿化箱型㊂(5)块状层理中粗砂岩相 该类岩石相颗粒的磨圆㊁分选与槽状交错层理中粗砂岩相类似,为中强水动力条件下快速充填沉积形成,亦无明显的沉积构造,厚度一般为0.5~3.0m ,沉积于心滩或复合561Copyright ©博看网. All Rights Reserved.h t t p s ://d z k j q b .c u g.e d u .c n 地质科技通报2023年a .块状砾岩相,J 21井,2936.21m ,盒1段;b .块状砾质砂岩相,J 116井,2979.86m ,盒1段;c .块状含砾粗砂岩相,J 116井,2982.06m ,盒1段;d .槽状交错层理中粗砂岩相,J 7井,2823.41m ,盒1段;e .块状层理中粗砂岩相,J 53井,2894.10m ,盒1段;f .平行层理中细砂岩相,J 72井,2946.42m ,盒1段;g.块状泥岩相,J 69井,2952.47m ,盒1段;h .块状砾岩相,J 7井,2838.41m ,盒1段;i .块状砾质砂岩相,J 54井,2885.06m ,盒1段;j .块状含砾粗砂岩相,J 116井,2985.70m ,盒1段;k .槽状交错层理中粗砂岩相,J 91井,3005.60m ,盒1段;l .块状层理中粗砂岩相,J 88井,3002.32m ,盒1段;m.平行层理中细砂岩相,J 72井,2963.76m ,盒1段;n .块状泥岩相,J 7井,2746.95m ,盒3段图2 东胜气田J 72井区不同岩石相典型照片及测井相特征F i g .2 T y p i c a l i m a g e s a n d l o g g i n g f a c i e s c h a r a c t e r i s t i c s o f d i f f e r e n t l i t h o f a c i e s i n t h e J 72w e l l b l o c k o f t h e D o n g s h e n g Ga s F i e l d心滩的中上部㊂该类岩石相的物性较好,在研究区广泛分布,伽马曲线响应为中-高幅光滑箱型㊂(6)平行层理中细砂岩相 该类岩石相颗粒的磨圆㊁分选均好,沉积构造可见明显的平行层理,厚度一般为0.2~0.8m ,通常沉积于稳定水动力条件下的辫状河道主体或心滩上部,垂向上可与泥岩呈互层发育,其物性较差,泥质含量较高,伽马曲线特征呈钟型㊂(7)块状泥岩相 该类岩石相主要由灰绿色㊁红褐色泥岩组成,沉积于泛滥平原环境,伽马曲线特征呈平直状㊂由于岩心观察中划分的岩石相类型较为细致,且沉积构造以块状为主,而研究储层微观特征的分析化验资料所涵盖的岩石相类型有限,因此,将上述的7种岩石相归类为砾岩相㊁砾质砂岩相㊁含砾粗砂岩相㊁中细砂岩相㊁泥岩相共五大类(表1)㊂由于研究区的砾岩相为砾质辫状河沉积相的底部滞留沉积,厚度小且物性极差,无法储存流体㊂再者,泥岩相为非储层,所以J 72井区下石盒子组储层岩石相主要为砾质砂岩相㊁含砾粗砂岩相㊁中细砂岩相,下文将对储层的3种主要岩石相的微观孔喉特征及气水相渗特征进行深入探究㊂表1 东胜气田J 72井区下石盒子组岩石相归类T a b l e 1 L i t h o f a c i e s c l a s s i f i c a t i o n o f t h e L o w e r S h i h e z i F o r m a t i o n i n t h e J 72w e l l b l o c k o f t h e D o n g s h e n g Ga s F i e l d 岩石相亚类砾岩相砾质砂岩相含砾粗砂岩相中细砂岩相泥岩相岩石相类型块状砾岩相块状砾质砂岩相块状含砾粗砂岩相槽状交错层理中粗砂岩相块状层理中粗砂岩相平行层理中细砂岩相块状泥岩相661Copyright ©博看网. All Rights Reserved.第3期赵丁丁等:致密砂岩气藏不同岩石相孔喉结构对气水相渗特征控制机理:以鄂尔多斯盆地东胜气田J72井区下石盒子组储层为例3不同岩石相的微观孔喉特征在阐明典型岩石相沉积特征的基础上,进一步深入剖析了不同岩石相的微观孔喉特征,并结合分形理论定量表征了不同岩石相孔喉的复杂程度㊂3.1孔隙类型63块铸体薄片的镜下面孔率统计结果表明: J72井区下石盒子组储层储集空间以次生粒间溶孔为主,平均占比约48.5%,其次为铸模孔㊁粒内溶孔㊁微孔㊁残余粒间孔,微裂缝极少(图3,4)㊂粒间溶孔主要为岩屑㊁长石在酸性流体作用下形成的形状不规则的溶蚀孔隙(图4-a,c,d,e);当颗粒被完全溶蚀且颗粒的轮廓完整保留时,形成的溶蚀孔为铸模孔(图4-b),平均占比为19.8%;粒内溶孔主要为岩屑颗粒内溶蚀所形成(图4-e,f,g,j),平均占比为12.1%,通常为孤立孔隙,对渗流能力影响甚微;微孔主要为黏土矿物充填形成的晶间孔隙(图4-h,i, l),平均占比为10.6%;由于J72井区下石盒子组储层经历了强烈的压实作用,残余粒间孔含量较少(图4-a,c),平均占比为8.4%;由于强烈的压实和溶蚀作用,存在少量的穿粒微裂缝(图4-k),平均占比为0.8%㊂图3东胜气田J72井区不同孔隙类型所占百分比F i g.3 P e r c e n t a g e s o f d i f f e r e n t p o r e t y p e s i n t h eJ72w e l l b l o c k o f t h e D o n g s h e n g G a s F i e l d由图4可知,不同岩石相的孔隙类型差异明显,含砾粗砂岩相的粒间溶孔㊁铸模孔㊁残余粒间孔占比较多,这主要是由于含砾粗砂岩沉积时的水动力较强,黏土矿物含量较少,且颗粒分选㊁磨圆较好,保留的部分残余粒间孔可以为溶蚀作用的进行提供酸性流体运移通道;砾质砂岩相中的粒内溶孔和粒间溶孔占比较多,主要是由于砾质砂岩相中的砾石较多,颗粒分选较差,原生孔隙几乎全部消失,但岩石颗粒较粗,成岩中后期形成的溶蚀孔隙较多;中细砂岩相a.残余粒间孔㊁粒间溶孔,J32井,2942.24m,含砾粗砂岩相,铸体薄片;b.铸模孔,J90井,2969.7m,含砾粗砂岩相,铸体薄片;c.残余粒间孔㊁粒间溶孔,J93井,3021.81m,含砾粗砂岩相,铸体薄片;d.粒间溶孔,J92井,3066.1m,含砾粗砂岩相,扫描电镜;e.粒间溶孔㊁粒内溶孔,J48井,2534.92m,砾质砂岩相,铸体薄片;f.粒间溶孔㊁粒内溶孔,J93井,3060.93m,砾质砂岩相,铸体薄片;g.粒内溶孔,J91井,2985.02m,砾质砂岩相,铸体薄片;h.粒间溶孔㊁微孔,J89井,3087.05m,砾质砂岩相,扫描电镜;i.微孔,J70井,2907.93m,中细砂岩相,铸体薄片;j.粒内溶孔,J21井,2875.03m,中细砂岩相,铸体薄片;k.微裂缝,J72井,2950.13m,中细砂岩相,铸体薄片;l.微孔,J9井,2990.66m,中细砂岩相,扫描电镜图4东胜气田J72井区下石盒子组不同孔隙类型照片F i g.4I m a g e s o f d i f f e r e n t p o r e t y p e s o f t h e L o w e r S h i h e z i F o r m a t i o n i n t h e J72w e l l b l o c k o f t h e D o n g s h e n gG a s F i e l d761Copyright©博看网. All Rights Reserved.h t t p s://d z k j q b.c u g.e d u.c n地质科技通报2023年的储集空间主要为连通性差的粒内溶孔和微孔,含极小的微裂缝,这主要是由于中细砂岩相沉积时水动力弱,黏土矿物含量多,且压实作用强,岩石孔隙空间小,酸性流体难以有效溶蚀岩石颗粒,从而形成较多的粒内溶孔及微孔㊂3.2高压压汞定量表征孔喉特征高压压汞实验通过记录进汞与退汞过程中毛细管压力的变化,从而得到定量反映样品孔喉大小及连通性的参数,是最常用的孔喉特征表征方法[24-27]㊂由研究区下石盒子组3类岩石相共8块样品的高压压汞结果(表2,图5-a)可知,所有进汞曲线均呈 斜直状 的特征,无明显的 平台 ,最大进汞饱和度范围为41.18%~93.36%,排驱压力范围为0.19~ 2.58M P a,3类岩石相压汞曲线差异明显,表明孔喉非均质性强㊂含砾粗砂岩相样品压汞曲线分布靠近左下方,最大进汞饱和度平均为90.18%,排驱压力平均为0.23M P a,最大孔喉半径平均为3.29μm(图5-a,表2)㊂由于该类岩石相粒间溶孔㊁铸模孔较多,所以孔喉半径较大,平均孔隙度㊁渗透率分别为12.07%,2.24ˑ10-3μm2㊂由该类岩石相典型样品J91(深度2984.14m)孔喉分布对渗透率贡献的曲线(图5-b)可知,对渗流能力起主要贡献的孔喉半径介于0.16~2.80μm,而该孔喉半径区间的累计进汞量为51.44%,表明小于0.16μm的孔喉对渗流能力贡献较小,但具有一定的储集作用㊂砾质砂岩相样品的压汞曲线紧邻含砾粗砂岩相压汞曲线的右上侧,平均最大进汞饱和度和排驱压力分别为81.79%㊁0.6M P a,最大孔喉半径平均为1.33μm(图5-a,表2)㊂该类岩石相的粒间溶孔㊁粒内溶孔较多,孔喉半径比含砾粗砂岩相稍小,平均孔隙度㊁渗透率分别为7.1%,0.8ˑ10-3μm2㊂典型样品J72(深度2952.56m)对渗透率起主要贡献的孔喉半径范围为0.1~1.6μm(图5-c)㊂表2不同岩石相高压压汞及气水相渗曲线参数T a b l e2 M e r c u r y i n j e c t i o n a n d g a s-w a t e r r e l a t i v e p e r m e a b i l i t y c u r v e p a r a m e t e r s o f d i f f e r e n t l i t h o f a c i e s井名深度/m岩石相孔隙度/%渗透率/10-3μm2高压压汞曲线参数气水相渗曲线参数/%排驱压力/M P a最大孔喉半径/μm平均孔喉半径/μm最大进汞饱和度/%分选系数束缚水处含水饱和度残余气处含水饱和度等渗点相对渗透率两相共渗区范围J912984.14含砾粗砂岩12.204.400.223.410.3685.650.5147.2770.910.0323.64 J722942.93含砾粗砂岩11.101.470.292.520.3891.530.4155.9584.580.0328.63 J933036.49含砾粗砂岩12.900.840.193.950.5593.360.6666.4984.540.0218.05 J722952.56砾质砂岩6.501.300.431.730.0886.120.1667.7483.870.0216.13 J902986.61砾质砂岩6.100.900.830.900.1274.120.1063.8681.930.0318.07 J933022.34砾质砂岩8.700.200.541.370.1985.120.1857.7974.030.0216.24 J902988.36中细砂岩5.500.431.200.620.0867.610.0663.7778.260.0214.49 J912953.41中细砂岩3.900.692.580.160.0341.180.0265.2478.610.0213.37中细砂岩相样品的压汞曲线分布靠近右上方,进汞曲线呈明显 上翘 的特征,平均最大进汞饱和度和平均排驱压力分别为54.4%㊁1.89M P a,最大孔喉半径平均为0.39μm(图5-a,表2)㊂由于该类岩石相泥质含量较高,粒内溶孔及微孔发育,平均孔隙度㊁渗透率分别为4.7%㊁0.56ˑ10-3μm2㊂典型样品J90(2988.36m)对渗透率起主要贡献的孔喉半径范围为0.06~0.64μm(图5-d)㊂由上述分析可知,含砾粗砂岩和砾质砂岩的排驱压力较小,对渗透率起主要贡献的孔喉半径较大,物性较好,是J72井区下石盒子组储层的优质岩石相,其易于形成优质储层㊂3.3基于分形理论表征孔喉非均质性分形理论可以用于表征非均质性较强的致密砂岩储层孔隙空间,引入的分形维数可以定量刻画孔喉结构的复杂程度,多孔介质的分形维数通常介于2~3,分形维数越小,非均质性越弱,自相似性越强[28-30]㊂用于计算分形维数的公式[31]为:l g(1-S H g)=(3-D)l g r-(3-D)l g r m a x(1)式中:S H g为累计进汞饱和度(%);r为孔喉半径(μm);r m a x为最大孔喉半径(μm);D为分形维数㊂依据高压压汞测试结果绘制l g(1-S H g)与l g r 的相关性曲线,拟合曲线斜率k,根据D=3-k求取样品孔隙空间的分形维数㊂根据不同岩石相典型样品的分形特征曲线(图6)可知,分形曲线呈明显的三段式,依据所有样品的分形特征可将孔隙划分为小孔㊁中孔及大孔,对应的分形维数分别为D1㊁D2㊁D3㊂为了表征样品孔喉的整体分形维数,分别统计大孔㊁中孔及小孔所具有的孔隙度φ1㊁φ2㊁φ3,并根据不同尺度孔隙的孔隙度加861Copyright©博看网. All Rights Reserved.第3期赵丁丁等:致密砂岩气藏不同岩石相孔喉结构对气水相渗特征控制机理: 以鄂尔多斯盆地东胜气田J 72井区下石盒子组储层为例a .3类岩石相8块样品毛细管压力曲线;b .含砾粗砂岩相典型样品孔喉分布曲线,J 91井,2984.14m ,孔隙度为12.2%,渗透率为4.4ˑ10-3μm 2;c .砾质砂岩相典型样品孔喉分布曲线,J 72井,2952.56m ,孔隙度为6.5%,渗透率为1.3ˑ10-3μm 2;d .中细砂岩相典型样品孔喉分布曲线,J 90井,2988.36m ,孔隙度为5.5%,渗透率为0.43ˑ10-3μm2图5 不同类型岩石相毛细管压力曲线及孔喉分布F i g .5 C a p i l l a r y pr e s s u r e c u r v e s a n d p o r e -t h r o a t r a d i u s d i s t r i b u t i o n s o f d i f f e r e n t l i t h o f a c i es a .含砾粗砂岩相典型样品,J 91井,2984.14m ;b .砾质砂岩相典型样品,J 72井,2952.56m ;c .中细砂岩相典型样品,J 90井,2988.36m图6 不同类型岩石相典型样品分形特征曲线F i g .6 F r a c t a l c h a r a c t e r i s t i c c u r v e s o f t y p i c a l s a m pl e s f r o m d i f f e r e n t l i t h o f a c i e s 权平均得到样品孔隙空间的总体分形维数D [32]为:D =D 1φ1+D 2φ2+D 3φ3φ1+φ2+φ3(2)依据图6可知,拟合的分形曲线相关性好,R 2平均值大于0.8,含砾粗砂岩㊁砾质砂岩㊁中细砂岩典型样品中大孔㊁中孔㊁小孔的分形维数均依次减小,表明岩样中大孔的复杂程度高,小孔分布较均匀,自相似性强,不同尺度孔隙分形特征差异明显㊂总分形维数能够表征不同样品所有尺度孔隙的优劣和复杂程度㊂通过式(2)计算了3块典型样品的总分形维数,图6-a~c 对应的总分形维数分别为2.6855,2.7861,2.8312,表明含砾粗砂岩相样品的总体孔喉非均质性弱,孔喉表面的粗糙程度和复杂程度低,孔喉连通性较好,不同尺度的孔喉分布相对集中;中细砂岩相样品的总体孔喉非均质性强,不同尺度的孔喉分布较为离散,孔喉表面的粗糙程度及复杂程度高,孔喉连通性差,孔喉形状极不规则㊂4 不同岩石相孔喉特征对气水相渗特征的影响4.1不同岩石相气水相渗曲线特征本次气水相渗实验参考行业标准S Y /T 5345-2007‘岩石中两相流体相对渗透率测定方法“中的非稳态气水相渗测量方法,在固定的压差下进行气驱961Copyright ©博看网. All Rights Reserved.h t t p s ://d z k j q b .c u g.e d u .c n 地质科技通报2023年水,记录驱替过程中不同时间的产气量㊁产水量及驱替压差,进一步利用 J .B .N 方法的结果编制非稳态法气水相渗曲线㊂由不同类型岩石相的气水相渗曲线可知(表1,图7),含砾粗砂岩相样品的平均束缚水饱和度为56.57%,平均残余气饱和度为19.99%,气水两相共渗区范围平均为23.44%,该类样品的气水两相共渗区范围较大,气相的渗流能力较强,气井生产初期的产量高,稳产时间较长;砾质砂岩相样品的平均束缚水饱和度为63.13%,平均残余气饱和度为20.06%,气水两相共渗区范围平均为16.81%,该类样品的气水抗干扰程度也较强,在气井生产过程中呈现单井初期产量高,但水相渗流能力快速增加,稳产时间一般;中细砂岩相样品的平均束缚水饱和度为64.51%,平均残余气饱和度为21.56%,气水两相共渗区范围平均为13.93%,该类样品气水相渗曲线的两相共渗区范围小,气水抗干扰程度弱,在气井生产过程中呈现为单井初期产量低,气相渗流能力迅速下降,只产水不产气㊂由此可知,优质岩石相为含砾粗砂岩和砾质砂岩,是储层开发的重点对象㊂K r w .水相相对渗透率;K r g .气相相对渗透率;S w .含水饱和度图7 不同类型岩石相气水相渗曲线F i g .7G a s -w a t e r r e l a t i v e p e r m e a b i l i t y cu r v e s o f d i f f e r e n t l i t h o f a c i e s 4.2微观孔喉参数对气水相渗曲线的影响在对不同岩石相气水相渗曲线特征分析的基础上,引入可动气体孔隙度(φm )和最大有效气相渗透率(k g m a x )来表征气相的渗流能力[33]㊂可动气体孔隙度系指用于气体流动的孔隙空间所占的孔隙度,其公式为:φm =(S w i -S g r -S w r )ˑ0.01ˑφ(3)式中:S w i 为样品初始含水饱和度(%);S g r 为残余气饱和度(%);S w r 为束缚水饱和度(%);φ为岩样孔隙度(%)㊂最大有效气相渗透率表示气水两相渗流时气相渗流的最大渗透率,其公式为:k g m a x =k g w r ˑk (4)式中:k g w r 为束缚水点时的气相相对渗透率;k 为岩样渗透率(10-3μm 2)㊂由高压压汞参数与可动气体孔隙度㊁最大有效气相渗透率的交会图(图8-a ~c)可知,最大进汞饱和度(图8-c )㊁排驱压力(图8-a)㊁平均孔喉半径(图8-b )与可动气体饱和度均具有较好的相关性,R 2均大于0.5,而压汞参数与最大有效气相渗透率的相关性均较差,表明随着平均孔喉半径㊁最大进汞饱和度的增加及排驱压力的减小,可动气体孔隙度更容易增加,这主要是由于最大有效气相渗透率反映了储层开发过程中气相的渗流能力,其与孔喉的配置关系紧密相关,而高压压汞参数不能有效地表征孔喉的配置关系㊂从图8-d 可看出总分形维数与可动气体孔隙度㊁最大有效气相渗透率的相关系数均高于压汞参数,表明总分形维数比单一压汞参数更能准确刻画孔喉结构的复杂程度,总分形维数越大,孔喉非均质性越强,孔喉表面的粗糙程度和复杂程度越大,孔喉连通性越差,束缚水饱和度越高,可动气体所占的孔隙空间越小,气体的最大有效渗透率越低,气井生产过程中的可采气量及产能越低㊂4.3黏土矿物含量对气水相渗曲线的影响黏土矿物含量是影响致密储层中流体渗流的重要因素,不同类型的黏土矿物充填在岩样的孔隙空间中(图4-h ,i),通常会造成储层储渗能力变差[6,9]㊂从图9可看出,含砾粗砂岩相㊁砾质砂岩相㊁中细砂岩相的黏土矿物质量分数依次增加,平均质量分数分别为7.15%,18.54%,26.55%㊂从图10可看出,黏土矿物质量分数与可动气体孔隙度㊁最大有效气相渗透率呈较好的负相关性,R 2分别为0.9292,0.5545,表明黏土矿物含量越高,气水两相渗流时气相的渗流能力越差㊂由于研究区靠近物缘区,沉积物中携带的泥质含量高,中细砂岩沉积时的水动力较弱,岩石填隙物中含有较多的黏土矿物,堵塞了储层的储渗空间,且中细砂岩相成岩作用强度大,使得孔喉变小或使孔隙分散成微孔,在气体运移的过程中会产生贾敏效应[34-35],导致可动气体所占的孔隙空间变小,气体的最大有效渗透率变小㊂优质岩石71Copyright ©博看网. 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深层致密砂岩储层特征及物性控制因素——以川东北元坝西地区须二下亚段为例王爱;钟大康;刘忠群;王威;杜红权;周志恒;唐自成【期刊名称】《沉积学报》【年(卷),期】2022(40)2【摘要】基于川东北元坝西地区10口钻井的须二下亚段砂岩物性测试数据,结合铸体薄片、氩离子抛光扫描电镜和压汞测试等手段,分析了致密砂岩储层的特征及物性控制因素。

研究表明元坝西须二下亚段砂岩为低孔中低渗储层,孔隙度为0.99%~10.53%,渗透率为(0.0036~1.41)×10^(-3)μm^(2),孔渗关系表现为“分层”特征,根据孔渗关系可划分出低孔中渗储层,低孔低渗储层和特低孔低渗储层3种类型储层。

不同类型储层的砂岩物性受沉积条件和成岩作用共同控制,沉积条件决定了砂岩岩石学特征,进而对成岩作用产生重要影响;成岩作用的非均质性最终决定了储层物性的差异。

不同类型储层砂岩在垂向上表现出强烈的成岩非均质性,发育岩屑溶蚀段(绿泥石膜胶结段)—硅质胶结段—方解石胶结段的成岩组合序列。

优质储层主要分布在发育强烈溶蚀作用河道砂体中部的中粒(长石)岩屑砂岩中。

此项研究结果能更好地进行深层致密砂岩甜点预测,指导四川盆地深层致密砂岩气的勘探。

【总页数】12页(P410-421)【作者】王爱;钟大康;刘忠群;王威;杜红权;周志恒;唐自成【作者单位】中国石化石油勘探开发研究院;中国石油大学(北京)地球科学学院;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室;中国石化勘探分公司【正文语种】中文【中图分类】TE122.2【相关文献】1.元坝西部地区须二下亚段致密砂岩储层预测研究2.川东北元坝西地区须三段钙屑致密砂岩储层成岩作用与孔隙演化3.川西坳陷孝泉–新场地区须四段致密砂岩储层特征及控制因素4.源内致密砂岩优质储层特征及控制因素分析:以川西坳陷须五段为例5.元坝地区须二下亚段砂岩储层致密化与天然气充注关系因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

城壕地区西259井区长3段储层特征研究的开题报告【摘要】以大庆油田城壕地区西259井区长3段储层特征研究为研究对象，通过野外地质调查、岩心、测井资料的实验室测试和分析，对储层特征进行了研究，结果表明长3段储层以泥质岩为主，发育程度好，孔隙度大，吸附能力强。

同时，对储层的四个特征参数（孔、缝、渗、压）进行了综合研究，掌握了储层分布规律和含油性能特点，为城壕地区西259井区长3段储层勘探开发提供了科学依据。

【关键词】城壕地区；西259井区；长3段；储层特征；四个特征参数一、研究背景及意义城壕地区是大庆油田的主要生产区域之一，其在当地的经济发展和国家的能源安全中具有重要的地位。

西259井区位于城壕地区的中南部，长3段是该区主要的油层系之一，对其进行储层特征研究，可以了解该油层系的分布特征和储量状况，为进一步勘探开发提供可靠的科学依据。

二、研究内容及方法2.1 研究内容（1）野外地质调查，了解研究区域的地质情况和构造特点。

（2）岩心实验，获取储层岩石样品，进行岩石薄片分析、储层孔隙结构和孔径分布的测定等。

（3）测井测试，进行测井剖面分析，获取研究区域储层的含油性能特点等。

2.2 研究方法（1）岩心分析法：对储层岩石样品进行岩石薄片分析，了解储层内部结构，计算孔隙度、孔体积等参数。

（2）测井分析法：通过测井仪器获取钻井孔内的物理参数，在实验室中处理数据，绘制测井曲线，并分析识别储层。

三、研究成果预期预计能够掌握城壕地区西259井区长3段储层的岩性、特征参数和含油性能，明确其分布特征和油气运移规律，为进一步的勘探开发提供科学依据和技术支持。

四、研究进度安排本研究计划为期半年，主要工作和进度安排如下：第一阶段：野外地质调查、岩心实验（1个月）；第二阶段：测井测试、数据处理、分析（2个月）；第三阶段：结果检验、撰写论文（2个月）。

五、可行性及研究难点本研究的可行性较高，因为研究区域及长3段储层在该地区有着丰富的数据支撑和相关研究文献，同时也具有很好的研究前景。