川中侏罗系凉高山组微观孔隙结构特征及影响因素

余鉴桥,刘红岐,王拥军,刘海波,杨珂,林建平

(1.西南石油大学地球科学与技术学院,四川成都610500;2.中国石油勘探开发研究院,北京100083;3.中海油田服务股份有限公司,河北燕郊065201;4.中国石油集团测井有限公司西南分公司,重庆401120;5.西南油气田川中矿区,四川遂宁629000)

0 引 言

近年来,中国非常规油气勘探开发取得了重要进展,川中致密油气是非常规油气勘探的一个研究热点[1-4]。通常非常规致密储层以纳米级孔喉系统为主,致密油储集层精细研究对于提高油气田开发效益具有越来越重要的意义[5]。李登华等[6]研究表明四川盆地侏罗系致密油主要产自大安寨段、凉高山组上段和沙溪庙组一段。唐大海[7]从地层对比与划分、沉积特征入手对凉高山组的储集空间、孔隙结构进行划分。张全林等[8]认为凉高山组砂岩属于灰质胶结超低孔隙度低渗透率极致密储层并确定了凉高山组的成岩期次,得出强烈压实作用和重结晶作用是导致凉高山组储层致密的主要因素。焦方菲等[9]认为凉高山组属于低孔隙度、低渗透率储层,主要发育原生残余粒间孔等原生孔隙和粒间溶孔和粒内溶孔等次生孔隙,部分砂岩中含少量微裂缝并根据压汞曲线将孔隙类型归为2种类型。但均未对凉高山组孔隙结构进行微观研究,刘红岐、闫建平等[10-11]运用分形维数表征岩石的胶结指数,认为致密储层或低孔渗储层的孔隙结构具有分形特征。

本文基于扫描电镜、微米CT扫描、高压压汞等实验资料,运用J函数和沃尔公式建立理论模型,对凉高山组微观孔隙特征进行分析,以期对川中致密砂岩储层流体识别及有效储量估算与开发提供参考。

1 区域地质概况

研究区位于四川盆地中部的川中古隆中斜平缓构造带及川北古中坳陷低缓带东部,东西分别以华蓥山和龙泉山基底大断裂为界,南抵川南古凹中隆构造区,北与川北古中坳陷低平构造区过渡。由于受前震旦系变质岩刚性基底控制,历次构造运动多以升降运动为主,因而形成了研究区较为独特的台阶式平缓构造,构造轴线呈近东西向。凉高山组为一套退积-强进积旋回,发育受3个方向物源控制的三角洲沉积体系[12]。凉高山组地层厚度在85～130 m之间,纵向上分为凉上段和凉下段,其中凉上段又细分为凉I、凉I-II及凉II这3个小层,总层厚55～75 m,发育黑色页岩与浅灰色细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩不等厚互层。凉下段区域总厚度20～55 m左右,为四川盆地早侏罗世晚期湖盆沉降过程中形成的一套富含有机质的砂、页岩沉积,是研究区内凉高山时期主要生储层段。凉高山组源储配置与美国威林斯顿盆地泥盆系巴肯组相似,属于烃源岩包砂,但凉高山组储集层比巴肯组储集层更致密且储集空间复杂[12]。

凉高山组储集层岩石矿物成分多样,颗粒大小混杂,岩石结构复杂,岩性主要为石英砂岩、长石石英砂岩、岩屑石英砂岩、长石岩屑石英砂岩和岩屑长石石英砂岩等石英砂岩类(见图1),砂岩结构成熟度和成份成熟度相对较低。储集层物性较差,孔隙度1.0%～5.0%,渗透率一般低于1.0×10-3μm2,属超低孔隙度特低渗透率致密砂岩储集层。

2 凉高山组储集层基本特征

图1 凉高山岩性主要特征

孔隙是流体存在于岩石的基本储集空间,通过对岩心、普通薄片、荧光薄片、铸体薄片以及电镜扫描的观察研究,凉高山组储集空间成因可分为孔隙和裂缝2类,以粒内溶孔发育为主,粒间溶孔和构造缝发育次之,含少量残余粒间孔。

2.1 孔隙类型

研究区内孔隙按成因分为原生孔隙和次生孔隙2类(见表1),原生孔隙指与岩石本身同时(即成岩作用时期)生成的孔隙[13]。根据扫描电镜和铸体薄片分析得出,原生孔隙发育程度较低。薄片显示大多数岩石颗粒呈压嵌接触,被胶结物充填,其余多为泥质杂基微孔。利用扫描电镜发现×56井样品具层状结构,云母等片状矿物方向性堆积,颗粒接触较紧密,孔隙发育程度较差,云母片之间的晶间孔隙在样品中较多[见图2(a)]。

次生孔隙在不同水介质环境下砂岩中碎屑物、填隙物被溶蚀形成[14]。凉高山组致密砂岩储集层次生孔隙主要划分为粒间溶孔、粒内溶孔、杂基内溶孔等3种,其中以粒内溶孔为主。G17井2 505.3～2 507.4 m段处孔隙多呈现为溶蚀孔,含少量残余粒间孔,部分孔隙被沥青充填,孔隙连通性较差。利用扫描电镜发现×56井另一块样品以次生粒间孔为主,发育程度一般。颗粒之间常有黏土充填;有石英加大现象[见图2(b)]。

表1 凉高山组储集空间类型划分

图2 ×56井2 050.3 m井段镜下薄片

2.2 裂缝类型

前人研究认为凉高山组油气受微裂缝发育控制[15],作为凉高山组致密油储集层含油的重要因素之一。根据钻井岩心,铸体薄片,荧光薄片扫描电镜资料观察发现,凉高山组按照裂缝成因,可将其分为溶蚀缝和构造缝2类,缝宽为1～10 μm;按照裂缝尺度,可分为大尺度裂缝、小尺度裂缝、微尺度裂缝3大类(见表2)。

凉高山组砂岩原生裂缝极少,主要以次生缝为主。构造缝是岩石在构造应力作用下破裂产生的裂缝,岩心上较多见,裂缝平直,延伸较长,多发育水平缝和低角度缝,部分裂缝被充填。通过对×9井,×56井等的铸体薄片分析得出凉高山组微裂缝分布较广,延伸远,个别沿颗粒发育或切割颗粒。通过微米CT扫描成像分析,凉高山组致密油储集层内部微裂缝发育程度不均,对比有微裂缝样品和无缝样品,发现有微裂缝存在的样品渗透率明显增大,反映微裂缝对储集层物性起到一定改善作用。通过G17井2 505.3 m处的荧光薄片观察,大量微裂缝中存在亮黄色荧光显示,表明微裂缝含油的同时存在微裂缝被沥青质充填。

表2 裂缝分类

3 凉高山组储集层微观孔隙结构

3.1 计算最小孔喉半径

J函数是处理处理平均毛细管压力的经典方法。Leverett[16]把实测岩心毛细管压力和计算参考毛细管压力的比值定义为岩心的J函数,通过大量实验证明J函数与饱和度之间存在函数关系

(1)

(2)

式中,Swi为岩心的束缚水饱和度,小数;SHg为岩心的汞饱和度,小数。

用式(1)和式(2)可把实测岩心的毛细管压力曲线处理成J函数曲线。Brown[17]提出同类岩石的J函数曲线形态十分相似,可以进行平均处理。平均处理J函数的方法很多,本文选取式(3)[18]

(3)

(4)

Sw=Swi+(1-Swi)Sw

例如，学生可以根据第二次笔记中记载的有关“蛋白质”专题的知识，进行蛋白质概念图的建构。学生在分析解决一定量的遗传题之后总结遗传题分析手段(方法)有两种： 通过遗传图解分析与通过系谱图分析等。

(5)

式中,a为岩心的J函数排驱压力;b为岩心的J函数曲线指数;a和b合称为岩心的J函数曲线参数。K为油气藏的平均渗透率,×10-3μm2;φ为油气藏的平均孔隙度,%;Swi为油气藏的平均束缚水饱和度,%;pc为油气藏的平均毛细管压力,MPa。

不同的岩心具有不同的a、b值。把每一块岩心的a、b值确定之后进行平均,得出油气藏的a、b值,即得到油气藏的平均毛细管压力曲线,然后通过式(4)和式(5)反求出油气藏的平均毛细管压力曲线(见图3)。

图3 平均毛细管压力曲线

在计算得出平均毛细管压力的情况下,采用沃尔公式法可以计算得出储集层油的最小孔喉半径。沃尔公式用孔隙体积增量来计算每一个孔隙体积中的渗透能力贡献值ΔKi和累积渗透能力ΣK,当最终累积渗透能力达到99.9%时,所对应的孔喉半径即为最小孔喉半径[19]。沃尔公式法为

(6)

(7)

式中,ΔKi为渗透率贡献值,%;ΣK为累计渗透能力,%;i为等量体积间隔序号;ri为孔喉半径,μm。

(1)设定汞饱和度SHg的起始计算值为0,确定取值步长。

(2)根据式(4)计算不同汞饱和度SHg情况下的平均毛细管压力。将平均毛细管压力pc带入表示毛细管压力和毛细管半径的关系式(8)得出孔喉半径ri。在油藏条件下

ri=0.0517/pci

(8)

(4)计算第i个节点对应的区间渗透能力贡献值ΔK,以及对应的累积渗透能力ΣK,直到达到100%。当≥99.9%时,所对应的ri即为最小孔喉半径。

以Ⅰ类孔隙为例,最后计算得出Ⅰ类孔隙结构最小流动孔喉半径为0.075 μm(见表3)。

表3 J函数计算

3.2 纳米孔喉结构特征

储集层微观孔隙结构是指储集岩中孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通关系,储集层的储集和渗流能力被储集层岩石的微观孔隙特征直接影响[20-21]。凉高山组广泛存在纳米级孔隙,这些孔隙不仅影响储集层的渗流能力还能聚集天然气[22]。通过扫描电镜分析观察,凉高山组致密油储集层喉道类型有点状、片状、管状、缩颈喉道等;CT扫描是一种获取岩石等多孔介质内部结构信息的技术,能直观反应微观孔隙的发规律和变化[23]。G46井岩心横截面CT扫描切片结果显示,储集层微孔隙和微裂缝发育不连续,多呈孤立状,少数微裂缝与孔隙联通(见图4)。

图4 G46井CT扫描切片

同一喉道半径下的汞饱和度和渗透率与孔隙度之间有着良好的相关关系,通过加压使汞进入岩石孔隙,压力越大,汞能够进入岩石的孔半径越小[24-25]。综合分析研究区105组高压压汞数据,分析结果显示,最大进汞饱和度值97.6%,排驱压力平均值11.935 MPa,中值半径主体范围0.004～0.1 μm,平均喉道半径0.06 μm,最大孔喉半径范围0.008～1.872 μm,其中80%以上分布于0.035～0.4 μm(见图5)。

图5 凉高山组压汞曲线及其分布

3.3 储层分类及评价

根据取心井岩心105个样品压汞曲线形态特征及孔隙结构参数,将该段储集层细分为Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅲ型、Ⅳ型4种类型,最常见的为Ⅱ、Ⅲ类储集层,Ⅰ类储层最为少见(见图6)。

图6 储层孔隙度渗透率图

Ⅰ型:该类压汞曲线其排驱压力2 MPa以下;最大进汞饱和度为97.6%,中值压力在10 MPa以下,最小孔喉半径在0.075～2 μm,分选好,该类孔喉发育程度较好,具有较好的渗透性,约占14.61%。

Ⅱ型:该类曲线其排驱压力在1～30 MPa;最大进汞饱和度为85%,中值压力为10～65 MPa,最小孔喉半径0.01～1 μm,该类孔喉发育程度较好,具有较好的渗透性,约占41.57%。

Ⅲ型:该类压汞曲线中-高排驱压力,最大进汞饱和度为65%,中值压力45～200 MPa,最小孔喉半径0.015～0.5 μm,该类孔喉发育程度较低,渗透性较差,约占30.34%

Ⅳ型:该类压汞曲线高排驱压力,最大进汞饱和度为40%,孔喉半径0.008～0.04 μm,该类孔喉发育程度低,渗透性差,约占13.48%。

Ⅰ到Ⅳ型储集层,所对应的储层孔隙度整体上呈下降趋势,渗透率则明显降低(见图5)。Ⅰ型储集层孔隙度渗透率较高,其岩性主要是中-细砂岩,泥质含量低,岩性较纯,储集空间主要是粒间溶孔。Ⅳ型储集层孔渗很差,岩性主要是粉砂岩、泥页岩,以晶间孔为主,孔隙孤立、喉道狭小,连通性差。

总体上,凉高山组致密油储集层孔隙结构表现为孔隙细小且分选不均,喉道属纳米级喉道,孔隙间连通性较差。

4 影响因素

成岩作用及其演化是一个复杂的物理化学变化过程,常对储集层孔隙结构和矿物组成的变化产生重要影响[26]。根据薄片分析,微米CT扫描实验结果分析,凉高山储集层埋藏过程经历了机械压实作用、胶结作用、溶蚀作用和构造破裂作用。前2种成岩作用为破坏性成岩作用,导致储集层致密化,后2种为建设性成岩作用,导致储集层孔隙度增大。其次凉高山致密油储集层储集空间存在不同程度的充填,充填物阻碍孔隙间连通。

4.1 破坏性作用

(1)压实作用。强烈的压实作用是储集层原生孔隙大幅度减少的主要原因之一。凉高山储集层在早期成岩阶段经历了强烈的机械压实作用,主要表现为塑性颗粒受力变形明显,刚性颗粒破碎、断裂,颗粒定向排列和紧密堆积是孔隙减少[见图7(a)]。

(2)胶结作用。凉高山组主要表现为碳酸盐岩矿物和黏土矿物胶结。主要发生在有孔隙的地方,从颗粒边缘开始慢慢沉淀,最终以胶结物的形式充填孔隙[17][见图7(b)]。

4.2 建设性作用

图7 破坏性成岩作用

(1)溶蚀作用。致密砂岩储集层中溶蚀作用的主要影响因素为地层成岩流体,流体运移通道和储集层中不稳定的矿物组分[28]。凉高山组储集层溶蚀作用主要表现为扩大和连通喉道,极大地改善了储集层的渗透率。凉高山组主要为岩屑、长石的溶解形成粒间溶孔和粒内溶孔,如G17井的岩石薄片显示粒间溶孔呈不规则状,局部管状喉道连通。

(2)破裂作用。构造破碎作用形成微裂缝,在致密砂岩储层的低孔隙度低渗透率条件下,微裂缝不仅是油气有效的储集空间而且大大改善了储层的渗滤能力[29]。通过对G17井的R7和R17这2组薄片进行核磁共振实验,对比R7和R17核磁共振T2谱,R17可动流体峰较大,而R7可动流体峰小,束缚流体幅度大,表明R17较R7具有良好的渗透能力[见图8(a)]。根据实验数据和CT扫描图,R17样品孔隙度较R7低,但微裂缝孔隙度大于R7样品,致使R17渗透率大于R7[见表4,图8(b)],证明微裂缝发育对储集层的渗流能力具有提高能力。

图8 G17井R7和R17薄片对比

表4 实验数据

5 结 论

(1)凉高山组致密油储集层以次生孔隙为主,原生孔隙发育较少,孔隙间连通性较差;微裂缝是凉高山组致密油储集层有效的储集空间,广泛存在的微裂缝一定程度上改善了储集层的渗透率。

(2)根据该区压汞实验数据统计分析,岩心喉道中值半径主体范围0.004～0.1 μm,平均喉道半径0.06 μm,最大孔喉半径范围0.008～1.872 μm,其中80%以上分布于0.035～0.4 μm。

(3)根据J函数和沃尔公式,利用高压压汞实验数据,计算的出凉高山组致密油储集层最小流动孔喉半径为0.075 μm,片状喉道的粒间微裂缝连通微纳孔隙。