沧东凹陷孔二段致密砂岩储集层微观孔喉结构特征

程秋萌，陈世悦，鄢继华

沧东凹陷孔二段致密砂岩储集层微观孔喉结构特征

程秋萌，陈世悦，鄢继华

（中国石油大学地球科学与技术学院，山东青岛266580）

应用薄片观察、场发射扫描电镜、物性分析、压汞分析和激光共聚焦显微镜观察等手段，对渤海湾盆地黄骅坳陷沧东凹陷孔店组二段致密砂岩储集层岩石学特征、储集空间类型、储集层物性及孔喉分布特征进行了研究。结果表明，孔二段储集层主要为岩屑石英砂岩和岩屑砂岩，储集空间以次生溶蚀孔隙和晶间微孔隙为主，含少量残余原生孔隙和裂缝，平均孔隙度为7.71%，平均渗透率为0.59 mD，属于特低孔超低渗储集层。储集层的孔喉结构较差，孔喉多呈孤立状分布，连通性较差。储集层的孔隙半径相差不大，多数为100～200 μm；喉道半径相差较大，多属于微米—纳米级别。储集层的渗流能力主要受喉道半径、频数及分布形态的控制。对孔二段致密砂岩储集层的开发应采取保护喉道的改造工艺，才能取得更好的开发效果。

渤海湾盆地；黄骅坳陷；沧东凹陷；孔店组；致密砂岩；储集层；孔喉结构；孔喉参数

随着勘探开发技术的不断进步，致密砂岩储集层在油气勘探中已经取得了突破性的进展。致密砂岩一般指孔隙度小于10%，空气渗透率小于1 mD（基质渗透率小于0.1 mD）的砂岩［1］。由于致密砂岩储集层的储集物性极差，储集空间多样，孔喉结构复杂，因此勘探开发的难度和风险较大。沧东凹陷古新统孔店组二段是盆地内主要的烃源岩和致密油聚集层段。孔二段致密砂岩普遍发育微米—纳米级孔隙，前人对于孔二段砂岩的研究多集中于沉积相和成岩作用等方面，对储集层尤其是孔喉结构的研究较为薄弱。孔喉特征研究有利于明确孔二段储集层的储集性能及其后期改造。GX井、GY井和WZ井是沧东凹陷内3口致密油气藏重点探井，均连续取心，为致密砂岩储集层的研究奠定了基础。笔者应用薄片分析、扫描电镜、激光共聚焦显微镜观察和压汞测试等技术手段，对孔二段致密砂岩孔喉结构特征进行精细表征，以期对沧东凹陷孔二段致密砂岩储集层评价及油气勘探开发有所借鉴。

1　区域地质概况

沧东凹陷位于渤海湾盆地黄骅坳陷南部，是大港油田第二大富油凹陷，勘探面积4 700 km2，夹持于徐黑凸起和沧县隆起之间，北接孔店凸起，为一个南西—北东向的狭长形断陷。沧东凹陷的构造演化主要经历了裂陷阶段（古近纪）和热沉降阶段（新近纪）。控盆边界断层伸展方向、活动强度和活动时期的不同，造成了盆地结构南、北明显的差异。北部由于沧东断裂和徐黑断裂的活动，造成了孔店构造带隆升，形成了“两凹夹一隆”的构造格局；南部为一个持续沉降的斜坡区。沧东凹陷次级构造单元包括孔店构造带、舍女寺断鼻带、孔东斜坡、孔西斜坡、南皮斜坡、孔东次凹和孔西次凹［3］（图1）。

图1　沧东凹陷构造单元（修改自文献［3］）

沧东凹陷从始新世开始接受沉积，古近纪发育孔店组、沙河街组、东营组，新近纪发育馆陶组和明化镇组，第四纪发育平原组。其中孔店组总厚度大于2 000 m，自下而上分为孔三段（E2k3）、孔二段（E2k2）和孔一段（E2k1），孔二段自下而上又可分为，和共4个亚段［4］。孔二段以深湖—半深湖沉积的暗色和灰绿色泥页岩为主，泥页岩层段发育纹层状白云岩和白云岩透镜体，砂岩主要发育在和.

2　储集层岩石学特征

沧东凹陷孔二段储集层主要为岩屑石英砂岩和岩屑砂岩。长石以斜长石为主，钾长石含量稍低；岩屑主要为中酸性喷出岩岩屑，偶见燧石和变质石英岩岩屑。填隙物以方解石和方沸石胶结物为主，少量石英次生加大。杂基含量较低，以泥质为主。黏土矿物主要为伊利石和伊蒙混层，绿泥石含量相对较低。储集层以粉砂岩和细砂岩为主，粒级0.03～0.37 mm，分选较差—中等，颗粒磨圆以次棱角—次圆状为主，接触关系以点-线接触为主，凹凸接触不发育。胶结类型多为孔隙式，部分为基底式。

3　储集空间类型

结合铸体薄片和场发射扫描电镜资料，将沧东凹陷孔二段砂岩的储集空间划分为如下4种类型。

（1）残余原生孔隙沧东凹陷孔二段砂岩埋深大于2 980 m.在强烈的压实作用下，原生孔隙体积减小。在强烈的胶结作用下，原生孔隙几乎损失殆尽，仅可见少量未被自生黏土矿物或杂基完全充填的残余原生孔隙，孔隙直径仅约50 μm（图2a）。经统计，残余原生孔隙约占孔隙总体积的10%.

图2　沧东凹陷孔二段致密砂岩储集空间类型

（2）次生溶蚀孔隙孔二段砂岩次生溶蚀孔隙主要为岩屑溶孔、长石溶孔、杂基溶孔、方沸石溶孔和微裂缝。长石、岩屑颗粒边缘溶蚀形成粒间溶孔，少量长石颗粒溶蚀作用强烈，形成铸模孔（图2b）。孔二段砂岩次生溶蚀孔隙直径多在10～150 μm，偶见颗粒和杂基溶蚀形成的超大溶蚀孔隙（图2c）。方沸石是成岩早期形成的一种自生铝硅酸盐矿物［5］，在沧东凹陷孔二段中普遍发育，边缘溶蚀形成粒间溶孔，矿物内发生溶蚀形成粒内溶孔（图2d）。微裂缝在孔二段砂岩中整体发育情况较差，多为沿颗粒边缘发生溶蚀作用形成，延伸距离一般较短（图2e）。次生溶蚀孔隙在孔二段砂岩中普遍发育，约占总孔隙的60%.

（3）晶间微孔隙晶间微孔隙主要指自生黏土矿物间的孔隙。研究区黏土矿物晶间微孔隙主要为伊利石晶间孔、伊蒙混层晶间孔及绿泥石晶间孔。由于黏土矿物晶粒较小，形成大量纳米级的晶间微孔隙，孔隙直径多小于1 μm（图2f），约占总孔隙的25%.

（4）裂缝孔二段砂岩仅在局部可见裂缝发育。裂缝开度约为0.02 mm，多呈弯曲状，延伸距离较长（图2g），部分裂缝切穿颗粒（图2h）。裂缝形成的储集空间较小，对孔隙度的贡献不大，但其形成的渗流通道提高了岩石的渗透率。裂缝约占孔隙总体积的5%.

4　储集层物性特征

沧东凹陷孔二段砂岩整体粒度较细，以粉砂—细砂为主。选取了140个样品进行孔隙度和渗透率测试，结果表明，储集层孔隙度为3.03%～13.65%，平均为7.71%，其中孔隙度小于10.00%的样品占总数的87.86%；渗透率为0.04～9.44 mD，平均为0.59 mD，其中渗透率小于1.00 mD的样品占总数的87.86%（图3）。根据中国石油天然气行业标准SY/T6285—1997《油气储层评价方法》，沧东凹陷孔二段砂岩为典型的特低孔超低渗储集层。

图3　沧东凹陷孔二段致密砂岩样品孔隙度（a）和渗透率（b）频率分布

5　孔喉结构特征分析

致密储集层由于孔隙小且孔喉结构复杂，常规测试技术应用效果较差［6］，单一的测试方法都无法对其进行精确测定。对致密储集层孔喉结构的表征技术，主要分为以激光共聚焦显微镜为代表的二维扫描技术、以微纳米CT扫描为代表的三维扫描技术和以恒速压汞为代表的定量表征技术［7］。对样品分别进行高压压汞和恒速压汞测试，结合激光共聚焦显微镜观察结果，可以精细地表征沧东凹陷孔二段砂岩的孔喉结构特征。

5.1激光共聚焦显微镜分析

利用激光共聚焦显微镜可以观测孔喉在二维空间上的分布。从激光共聚焦显微镜分析结果来看，沧东凹陷孔二段砂岩的孔喉分布在空间上具有很强的非均质性，孔喉大小及分布不均。通过对比分析可知，样品的渗透率主要与孔喉的分布、半径和数量有关。当样品孔喉呈孤立状分布时，样品的渗透率较小；当样品的孔喉呈片状且分布较均匀时，样品的渗透率较大。当样品孔喉分布较为相似时，样品的孔喉半径越大，样品的渗透率越大。当样品的孔喉半径相似时，样品的孔喉数量越多，样品的渗透率越大。孔二段砂岩孔喉半径较小，孔喉形态不规则。经统计，孔喉呈孤立状分布的达到了60%，局部富集或较均匀的分散发育。裂缝发育情况较差，开度较小。孔二段砂岩整体孔喉连通性较差。

5.2高压压汞实验

5.2.1压汞参数分析

选取了140块具有代表性的孔二段砂岩样品，进行了高压压汞实验。高压压汞参数包括分选系数、歪度、排驱压力、变异系数、平均孔喉半径、退汞效率等。孔二段砂岩的排驱压力为0.01～12.00 MPa，平均排驱压力为3.25 MPa，高排驱压力反映了孔二段砂岩较差的渗透率。孔二段砂岩退汞效率为22.46%～55.05%，平均为36.36%，退汞效率较低，表明储集层孔隙结构较差。孔二段砂岩孔喉半径为0.01～7.85 μm，平均为0.18 μm，孔喉半径0.01～0.05 μm的样品比例为66%.多数样品的平均孔喉半径小于0.05 μm，说明孔二段砂岩的孔喉半径较小。孔二段砂岩的歪度为-1.87～3.61，平均为1.15，92%的样品歪度大于0，且74%的样品歪度大于1，说明孔二段大部分砂岩的孔喉分布呈正偏态，偏向于大孔。变异系数反映孔喉大小的均匀度，变异系数越小，孔喉大小分布越均匀［8］。孔二段砂岩孔喉大小分布较均匀，其变异系数为0.06～3.30，平均为0.40，多数样品小于0.50.孔喉分选系数代表岩石孔喉大小的分选程度。孔喉分选系数与岩石孔喉大小分选性呈正相关性［8］。孔二段砂岩的分选系数为0.93～6.12，平均分选系数为2.09，且大多数样品的分选系数为2.00～6.00，分选系数较大，表明孔喉半径分选差，孔喉分布不集中。

5.2.2孔喉分布特征

利用部分样品的高压压汞数据，建立了孔喉半径和汞饱和度频率的关系（图4a），孔二段砂岩的孔喉半径分布一般只有一个主峰，且一般为左偏。孔隙度越大，渗透率越高时，孔喉半径的峰值越大，孔喉半径的分布范围越大。当孔隙度变小时，孔喉半径分布范围也相应变小，峰值变小。当孔隙度约小于8%时，孔喉半径峰值基本不变，孔喉半径以纳米级为主。因此，物性较好的储集层孔喉半径较大，物性较差的储集层孔喉半径较小。储集层物性越好，大孔喉含量越高。

图4　高压压汞分析致密砂岩储集层汞饱和度（a）和渗透率贡献（b）与孔隙半径关系

孔二段致密砂岩样品中，对渗透率起主要贡献的孔喉半径分布规律基本相同，均表现为分布范围较窄，仅有一个孔喉半径分布峰值（图4b），渗透率主要由半径小于0.1 μm的孔喉贡献。

5.3恒速压汞实验

恒速压汞是以较低的进汞速度将汞注入岩石孔隙内，通过进汞压力的涨落来定量分析孔隙和喉道的半径大小及其变化特征。根据突破点压力，可以确定喉道半径，进汞体积可以确定孔隙大小。恒速压汞不但能确定孔隙和喉道的发育情况，并且能够给出孔隙、喉道的大小及频率分布，提供孔隙和喉道的压汞曲线［9-10］。取7块具有代表性的孔二段砂岩样品进行恒速压汞测试，得出了各个样品孔隙、喉道半径和分布频率。通过分析对比可知，测试样品的喉道半径较小，主要集中分布于0.2～1.2 μm，最大值小于4.4 μm，分布范围相差较大，一般只有一个主峰，峰值半径相差不大。测试样品的喉道半径为0.19～1.47 μm，平均值多小于1.00 μm且相差较大。不同样品的喉道分布频数相差较大，渗透率较好的样品喉道半径分布范围较大，喉道频数较大；渗透率较差的样品喉道半径分布范围较小，喉道频数较小（图5a）。不同低值喉道的大量分布增加了储集层的非均质性。样品孔隙半径分布范围差异不明显，一般呈单峰正态分布。孔隙半径主要集中于100～200 μm，峰值半径较为接近，孔隙半径最大值小于360 μm，不同样品的孔隙分布频数相差较大。孔隙度较大的样品孔隙分布范围较大，孔隙频数较大；孔隙度较小的样品孔隙分布范围较小，孔隙频数较小（图5b）。

图5　恒速压汞分析致密砂岩储集层喉道半径（a）和孔隙半径（b）分布特征

通过分析，样品的渗透率受喉道半径及其分布频率的共同控制（图6a）。单位体积样品的喉道频率相差不大时，喉道平均半径越大，样品的渗透率越大；喉道平均半径越小，样品的渗透率越小。喉道平均半径越大，对样品渗透率的增益程度越大。当样品的喉道半径加权平均值和半径峰值相差不大时，单位体积样品的喉道频率越大，样品的渗透率越大。喉道由于半径较小，对孔隙度的贡献较小。在孔隙半径加权平均值和半径峰值相差不大且孔隙分布范围相近的情况下，单位体积样品的孔隙频数越大，样品的孔隙度越大（图6b）。而渗透率与孔隙半径和孔隙频数关系不明显。这说明孔隙半径和频数对样品渗透率影响较小，主要控制孔隙度的变化。

图6　恒速压汞物性与孔喉特征关系分析

6　结论

（1）沧东凹陷孔二段致密砂岩岩石类型主要为岩屑石英砂岩和岩屑砂岩，粒度细；储集空间类型主要为次生溶蚀孔隙、晶间微孔隙、残余原生孔隙和裂缝，并且以次生溶蚀孔隙为主。

（2）沧东凹陷孔二段致密砂岩平均孔喉半径较小，具有较高的排驱压力，较大的分选系数，较小的变异系数。岩石总体孔隙分布均匀性较差，孔隙连通性较差。岩石的孔隙半径分布差别不大，喉道半径分布差别较大。

（3）沧东凹陷孔二段致密砂岩的喉道发育情况复杂且具有较强的非均质性，渗流能力受喉道半径、频数及分布形态控制。对于致密储集层，应采取先进的改造工艺保护和开发喉道，才能取得更好的开发效果。

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（编辑顾新元）

Characteristics of Micro-Pore Throat Structures in Tight Sandstone Reservoir of the Second Member of Kongdian Formation in Cangdong Sag

CHENG Qiumeng，CHEN Shiyue，YAN Jihua
（School of Geosciences，China University of Petroleum，Qingdao，Shandong 266580，China）

Based on thin section observation，analysis on SEM，physical property and mercury injection and laser scanning confocal microscope observation，the petrological characteristics，reservoir space type，physical property and pore throat distribution are studied for the tight sandstone reservoir in the second member of Kongdian formation in Cangdong sag of Huanghua depression，Baohai Bay basin.The result shows that the reservoir in the second member of Kongdian formation is dominated by lithic quartz sandstone and lithic sandstone，and the reservoir space is mainly composed of secondary dissolved pores and intercrystalline micro-pores，containing a few residual primary pores and fissures.The porosity and permeability of the reservoir average 7.71%and 0.59 mD，respectively，indicating that the reservoir belongs to super-low porosity and extra-low permeability reservoirs.The reservoir pore throats have relatively poor structures and are mostly distributed separately，so the pore connectivity is poor.The reservoir pore radiuses are similar with the most ranging from 100 to 200 μm. Pore throat radiuses vary largely with the most in micron-nano scale.The filtration capacity of the reservoir is mainly controlled by radius，frequency and distribution pattern of pore throats.Some treatment technologies should be adopted to protect the pore throats in the tight sandstone reservoirs in the second member of Kongdian formation and better development effects can be gained.

Bohai Bay basin；Huanghua depression；Cangdong sag；Kongdian formation；tight sandstone；reservoir；pore throat structure；pore throat parameter

TE112.23

A

1001-3873（2016）05-0519-05DOI：10.7657/XJPG20160504

2016-03-31

2016-05-21

国家自然科学基金（41372107）

程秋萌（1991-），男，辽宁盘锦人，硕士研究生，沉积及储层地质，（Tel）15153291763（E-mail）527326917@qq.com