摘要
为研究华庆地区长63致密砂岩储层微观孔喉特征，本文通过铸体薄片、扫描电镜、压汞等对储层微观孔喉结构特征进行研究。表明：①研究区发育岩屑长石砂岩和长石砂岩，粒间孔和长石溶孔较为发育，喉道类型包括孔隙缩小型、缩颈型、片状和管束状；②按孔隙结构特征将其分为Ⅰ—Ⅳ类，Ⅰ类具有大孔大喉的特征，孔渗较好，连通性较强，Ⅳ类孔喉较小，连通性差；③每类孔隙结构对应不同的产能特征，Ⅰ类代表的储层开采过程中具有较高的产能和较低的含水率，Ⅳ类孔隙结构代表的储层不具有开采价值；④矿物成分与成岩作用共同影响了微观孔喉结构，黏土矿物对孔喉结构具有破坏作用，压实和胶结作用不利于孔隙结构的发育，而溶蚀作用对其改善具有促进作用。该研究可为甜点区预测提供地质依据。
Abstract
In order to study the micro pore and throat characteristics of Chang 63 tight sandstone reservoir in Huaqing Area, casting thin sections are identified, scanning electron microscopy are observed, high-pressure mercury injection and constant velocity mercury injection tests are carried out to analyze the basic types and characteristics of the reservoir. It is concluded that: ①Lithic arkose and arkose are developed in Huaqing Area, and the pore types are mainly intergranular pores and feldspar dissolved pores, throat types mainly include pore shrinkage, necking, flaky and tube bundle; ② According to the characteristics of pore structure, it is divided into I, II, III and IV, and its properties become worse in turn. Type I has the characteristics of large pore and large throat, good pore permeability and strong pore throat connectivity, but Type IV pore structure is poor, small pore throat and poor connectivity; ③ Each type of pore structure corresponds to different productivity characteristics. Reservoir with Type I pore structure has high productivity and low water content in the mining process, but the reservoir with type IV pore structure has no mining value; ④ Mineral composition and diagenesis jointly affect the micro pore and throat characteristics. Clay minerals have destructive effect on pore structure as a whole. Compaction and cementation are not conducive to the development of dominant pore structure, while dissolution can promote the improvement of pore structure. This study will provide geological evidence for the prediction of the sweet spot area.
0 引言
近些年来，致密储层因其蕴含着丰富的地质资源，已作为重要的接替能源成为勘探和开发的重点目标，致密砂岩储层特征也成为当今的焦点话题之一（张启贤和王红亮，2016；陈怡婷等，2020；靳晓杰等，2024）。鄂尔多斯盆地华庆地区长 63油藏储量丰富，但储层品质较低，开发动用难度较大，目前动用程度较低，油藏油水关系复杂，油水分布规律难寻。投入开采后，注水开发效果不理想，采出程度较低，投产后递减幅度较大，难以维持稳产和上产，因而需对储层进行深入研究。前人对其储层开展了一定研究，主要集中在储层成藏期次（孙茜等， 2017）、储层成岩作用与孔隙度致密演化（任大忠等，2016）、储层内部建筑结构研究（杨友运等， 2015）。然而，前人对其微观孔喉系统分析较少。研究微观储层特征，分析其孔隙结构特征，区分孔隙喉道大小、分布频率及其连通性与配位性，不仅可以判断储层的基本情况，为储层综合分类提供依据，同时，能为总结油气富集规律提供依据（何辉等，2020；张全培等，2020；黄奕铭和 Richard，2021； 张景军等，2023）。本文通过铸体薄片、扫描电镜等基础测试鉴定储层类型及特征，同时结合高压压汞和恒速压汞数据分析微观孔隙结构特征，对储层进行综合评价与分类，并分析微观孔隙结构的主要控制因素，以期在后期开发过程中提供指导依据。
1 区域地质概况
华庆地区位于鄂尔多斯盆地西南部，北至吴起，南临庆阳，西邻天环凹陷，东接志丹，构造位置位于陕北斜坡一级构造单元上（图1a）。研究区地层平缓，地层倾角较小（不足 1°），地理位置位于华池—庆阳一带，面积约 1864 km2（图1b）。三叠系延长组作为鄂尔多斯盆地主力生油层系之一，一直是勘探开发的重点层位。延长组时期盆地西低东高，形成了一套冲积扇、河流、三角洲和重力流沉积的沉积体系（赵靖舟等，2020；庞军刚等，2021；王正等，2021）。根据沉积旋回、测井、岩性的变化，前人将延长组划分为长 1~长 10 共 10 个油层组，每个油层组内部，根据次一级的旋回变化，又可以细分为若干小层。其中长 6 油层组主要发育砂岩、粉砂岩及泥岩。其内根据地层岩性变化、测井曲线特征、沉积旋回特征将其划分为长 61，长 62和长 63共 3 个小层，长 63为本研究目的层位（图1c）。华庆地区长 63段受东北和西南两个方向的物源控制，主要发育深湖—半深湖沉积（傅强等，2019；阮昱等，2020）。前人研究表明，华庆地区长 63油层组以重力流沉积为主，发育浊积砂体（刘昊伟等，2010；任大忠， 2015；赵晨阳，2018）。
2 储层基本特征
2.1 储层岩石学特征
通过对华庆地区长 63小层 99 块样品进行薄片观察与鉴定，并进行绘制三角分类图（图2），研究区主要发育岩屑长石砂岩和长石砂岩，长石岩屑质石英砂岩和长石岩屑砂岩也少量发育。
华庆地区长 63段碎屑颗粒主要为石英、长石和岩屑，石英含量25%~59%，平均45%；长石含量13%~52%，平均 26.2%；岩屑含量 9%~82.8%，平均为 19.9%，岩屑种类较多，主要包括云母岩屑，白云岩岩屑、千枚岩岩屑、花岗岩岩屑等，其中云母含量最高，可占岩屑总量30%~40%。
图1鄂尔多斯盆地构造分区图（a）研究区井位（b）和单井柱状图（c）
图2研究区长63砂岩三角分类图
填隙物包括杂基和胶结物。填隙物主要包括黏土矿物和碳酸盐岩胶结物（图3）。黏土矿物以水云母（图3a）、伊利石（图3b）、绿泥石（图3c）为主，含少量的高岭石，碳酸盐岩胶结物研究区可见方解石胶结物，铁方解石胶结物和铁白云石胶结物（图3d），白云石胶结物在本区不发育。除此之外，还含有少量硅质（图3e、f）和其他填隙物。
2.2 储层物性特征
通过对研究区 126 块样品数据进行统计，并绘制孔隙度渗透率分布直方图（图4a、b），可以直观看出研究区储层物性分布。华庆地区长 63孔隙度与渗透率呈指数相关，相关性较好，相关系数 R2 = 0.494，渗透率随孔隙度增大而增大（图4c），孔隙度主要集中在 7.5%~12.5%，其中 10%~12.5 %内样品数量最多，约 42.86 %，7.5%~10% 内为 27.78%（图4a）。本区储层渗透率多数小于 0.5 mD，其中小于 0.1 mD和 0.1~0.5 mD内样品最多，分别占比 26.98% 和51.59%（图4b），为特低孔—低孔，超低渗储层。
图3研究区长63扫描电镜照片
a—水云母，B125井，1962.51 m；b—伊利石，L183井，2098.4 m；c—绿泥石，B432井，2230.13 m；d—铁白云石胶结，B265井，1847 m；e—石英充填孔隙，B265井，1847 m；f—原生石英，S70井，2055.2 m
图4研究区长63储层孔渗分布直方图（a，b）和孔渗相关性交汇图（c）
3 微观孔隙结构特征
3.1 孔隙类型及特征
通过对华庆地区长 63样品进行观察与统计，研究区储层总面孔率约为 2.42%，平均孔径为 25.08 μm。主要发育粒间孔（1.45%）和长石溶孔（1.27%），岩屑溶孔（0.04%）、晶间孔（0.04%）也偶尔发育（图5）。
图5研究区长63储集空间类型分布直方图
粒间孔在本区最发育，现今所保留的粒间孔均为原生粒间孔经过一系列成岩作用后所保留下来，称为残余粒间孔（宋腾等，2021；王圣柱，2021），发育于颗粒间，边界比较平直（图6a），分布较广泛，连通性较好；溶蚀孔隙在研究区也比较发育，包括长石溶孔和岩屑溶孔（图6b~d），主要是由于岩石组分中可溶物质在酸性溶液中被溶蚀所形成的孔隙（袁晓冬等，2020）。长石溶孔在研究区也比较常见，仅次于粒间孔，主要表现为长石被溶蚀之后所形成的孔隙空间，其形状不规则（图6b~c）。岩屑溶孔是指岩屑被溶蚀之后所形成的孔隙，在研究区不太发育 （图6d）。晶间孔一般指晶体矿物之间所形成的孔隙，本区主要形成于黏土矿物晶体之间（图6e）。微裂缝在研究区偶尔可见，主要形成于压实作用过程中，由于刚性颗粒被压碎所形成，微裂缝的形成可以作为运移通道，改善储层的物性（图6f）。
图6研究区长63储层孔隙类型镜下照片
a—粒间孔，S127，1939.3 m；b—长石溶孔，L81井，2120.5 m；c—长石溶孔，B279井，1869 m；d—岩屑溶孔，L83井，2136.5 m；e—晶间孔，B265 井，1949 m；f—微裂缝，S188井，1929.26 m
3.2 喉道类型及特征
铸体薄片和扫描电镜观察研究区主要发育4类典型的喉道类型，分别为：孔隙缩小型、缩颈型、片状和管束状喉道。孔隙缩小型喉道，顾名思义是由于孔隙缩小而形成的，此类喉道通常出现于颗粒之间的狭小区域（图6a），孔隙与喉道相连导致两者难以区分。孔隙缩小型喉道稍小于孔隙，因而连通性较好。颗粒紧密接触时或环边胶结物发育时，通常发育缩颈型喉道（图6b、d），此类喉道通常较短且粗，因而连通性也较好。片状喉道通常形成于线接触或凹凸接触的颗粒之间，颗粒之间发育片状喉道 （图6e），此类喉道类型较上两类连通性更差。管束状喉道通常形成于黏土矿物颗粒之间，呈管状、束状（图6e）。因黏土矿物晶体之间通常发育晶间孔隙，孔隙微小，也可称之为喉道，可以作为储集空间，储存油气，同时又可以作为流体的连接通道。此类喉道十分细小，连通性较差。
3.3 孔隙结构特征
高压压汞是一种比较常规而有效的孔喉表征方法，因实验步骤方便，操作过程简单，价位相对低廉，应用面十分广泛。通过判断压汞曲线的形态特征，分析参数类别，可以判断基本的孔隙结构特征 （马浪等，2019；石坚，2020）。但对更微小的孔隙或喉道进行表征时，高压压汞实验显示出不足。恒速压汞在对更细小的孔喉表征时具有比较显著的优势。恒速压汞是以恒定速率将汞注入样品孔隙中，可近似将其看作一准静态过程（彭梦玲等，2018）。在进汞过程中，孔隙大阻力较小的孔隙会优先被充满，此时毛细管压力曲线无太大变化，当其充满该孔隙，转向其他孔隙时，必须先突破与之相邻的喉道。汞进入喉道时，毛细管压力会逐渐增大，直至达到突破此喉道的临界压力，此时毛细管压力曲线会骤然减小。此过程不断重复出现，直至该样品被汞液充满。因而，通过读取毛细管压力与进汞饱和度之间的变化关系，可以对孔喉进行定量表征（余吉远等，2021）。
本文高压压汞测试仪器为 PoreMasterGT60 高压压汞仪，测试之前先将样品烘干，将其放入样品室内（隔离），开始不断注入汞，并记录递增注入汞的压力值，随着注入汞的量达到最大时，开始降低压力，同时记录退汞的体积。记录压力与汞饱和度值，绘制压汞曲线。本文恒速压汞测试仪器为 ASPE-730 恒速孔隙分析仪，仪器编号为 1309B08，将样品置于25℃的恒温环境下，间隔2 s进行采样，同时绘制毛细管压力与进汞饱和度关系图。选取 15块样品进行高压压汞测试，10块样品进行恒速压汞测试，结合两者测试结果，将研究区储层微观孔隙结构分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ和Ⅳ共4类（图7，图8）。
Ⅰ类储层具有大孔隙、大喉道的结构，此类样品排驱压力较小，通常小于 0.48 MPa，中值压力较小，毛细管压力曲线通常位于左下方（图7）。此类样品粒间孔较发育，喉道以缩颈型喉道和孔隙缩小型喉道较普遍。平均孔隙半径为 159.39 μm（图8a），平均喉道半径为 4.752 μm（图8b），孔喉较大，且连通性好。最大进汞饱和度较高，最大可达 97.33%，此类样品通常发育于砂体较厚的区域，代表物性较好的储层，在研究区分布比较少。
Ⅱ类储层孔隙较大，喉道也较大，孔隙结构较好，仅次于Ⅰ类（图7）。该类孔隙结构的毛细管压力曲线位于Ⅰ类上方，排驱压力更高，平均为 1.56 MPa，主要发育粒间孔，少量长石溶孔和岩屑溶孔，喉道以片状喉道为主，偶尔可见缩颈型喉道。平均孔隙半径为 160.75 μm（图8a），平均喉道半径 0.41 μm（图8b），孔喉连通性较好。最大进汞饱和度较高，为 72.9%~92.97%，Ⅱ类样品代表的储层整体较好，渗流能力较强，在研究区比较发育。
Ⅲ类样品代表中等孔隙、中等喉道的孔隙结构特征（图7）。此类样品代表的排驱压力中等—较大，平均为 2.63 MPa，孔隙以溶蚀孔为主，发育长石溶孔和岩屑溶孔，少量晶间孔，片状喉道较为发育。平均孔隙半径为 156.38 μm（图8a），平均喉道半径 0.35 μm（图8b），孔喉连通性一般，平均最大进汞饱和度为 72.1%，比前两类偏小。此类样品代表储层物性中等偏好，孔隙结构储集和渗流性能中等，在研究区分布较广泛。
Ⅳ类样品代表小孔隙和小喉道特征（图7），此类孔隙结构，注入汞压力最大，毛细管压力曲线位于右上方（图7），平均排驱压力高于 4.76 MPa，晶间孔比较发育，可见少量粒间孔和溶蚀孔，以管束状喉道为主，平均孔隙半径为 129.57 μm（图8a），平均喉道半径 0.23 μm（图8b），孔喉连通性较差，最大进汞饱和度较小，最小为34.9%。此类样品物性较差，孔隙结构储集和渗流性能均较差，在研究区也较常见，不利于形成有利的油气储层。
图7研究区长63高压压汞曲线
图8研究区长63储层孔隙半径分布曲线（a）和喉道半径分布曲线（b）
图9研究区长63不同孔隙结构产油量分布特征（a）和含水率分布特征（b）
4 微观孔隙结构与产能的响应
前文将研究区微观孔隙结构分为 4 类，选取各类储层的典型井，对其进行生产动态分析，明确各类孔隙结构特征与产能的响应关系，可为后期的开采与提高采收率提供有利的技术支持。
Ⅰ类储层具有良好的孔隙结构。此类样品开井后，产油量和含水率相对较稳定（图9）。产油量一直处于较高的数值，以日产 6.1 t 的产出率，持续了接近 2 年的时间，第 25 个月之后有个小波动，达到日产最高值，之后又逐渐趋于平稳，保持在6.1 t/d 的产量。此类储层含水率较低，也相对稳定，从初期到第35个月一直保持在10%的含水率。
Ⅱ类储层孔隙结构较好，仅次于Ⅰ类。此类储层开井后，初期产量较高，日产4~5 t，5个月之后，产量持续下降，第18个月的时候，开始小幅增长，产量至 3.8 t/d，增到 24 个月之后，产油量继续下降（图9）。Ⅱ类储层开井后含水率整体较低，开采初期，含水率较高，第 1 个月直至第 14 个月之后，含水率开始在20%上下波动。
Ⅲ类储层孔隙结构一般。此类储层在开采过程中，产油量较低，含水率较高（图9）。开采初期，产油量较高，为3.4 t/d，前10个月，产量在1.7~2.4 t/d 波动，10 个月之后，产油量开始逐步下降，维持在 1.3 t/d。含水率整体较高，开采初期的含水率为 50%，前15个月含水率在20%~50%波动，15个月之后，含水率较稳定，基本上保持在40%左右。
Ⅳ类样品孔隙结构较差，开采过程中，产油量极差，含水率极高（图9）。开采过程中，采油率较稳定，产量基本在 0.5 t/d 左右波动，含水率整体较高，在 70%~80% 波动。此类样品产油量较低，含水率高，不具有开发潜力。
图10研究区长63黏土矿物与孔隙相关性曲线
a—水云母与孔隙的相关性；b—绿泥石与孔隙的相关性
5 微观孔隙结构的控制因素
5.1 黏土矿物
黏土矿物的发育是影响微观孔隙结构的重要因素（白云云等，2018；南凡驰，2021）。黏土矿物通常充填于孔隙空间，对孔隙结构的发育具有一定的影响作用，通常情况下，由于黏土矿物的填充，对流体的流动具有一定的阻碍作用，但不同黏土矿物的影响不同（彭建龙等，2016；王伟明等，2016；江蓉蓉等，2018）。在对研究区测试样品中，分别做出了本区较发育的黏土矿物（水云母、绿泥石）与孔隙（粒间孔和溶孔）之间的相关性图，对本区黏土矿物与孔隙之间的关系进行分析，因晶间孔发育较少，仅占孔隙空间 1%（图5），对孔隙空间的影响较小，故在此不进行讨论。
整体上，粒间孔、溶孔含量与黏土矿物含量呈负相关关系，随黏土矿物含量的的增多而减少（图10）。粒间孔含量随水云母含量增多而减小（图10a），由于水云母充填于粒间孔隙中，极大地破坏了粒间孔隙空间，且随着水云母的发育，使得喉道由缩颈型、孔隙缩小型向片状、管束状转变，阻碍了流体的流动，降低了储层的渗流能力，相关系数 R2 = 0.49，相关性较弱。而溶孔含量与水云母呈负相关关系，但相关性不强，R2 =0.0003（图10a）。粒间孔含量与绿泥石呈正相关性，溶孔含量与绿泥石含量呈负相关性（图10b），这是由于绿泥石颗粒可形成于颗粒之间，包裹碎屑颗粒，而绿泥石非刚性矿物，对压实作用的抵抗较小，且绿泥石充填了粒间孔隙，导致绿泥石含量与粒间孔相关关系较差。同时，由于绿泥石的包裹，减弱了酸性流体对颗粒的溶蚀作用。
图11研究区长63成岩作用与孔隙度的关系
a—埋深与孔隙度的相关性；b—胶结物与孔隙度的相关性；c—视溶蚀率与孔隙度的相关性
图12研究区长63成岩作用与渗透率的关系
a—埋深与渗透率的相关性；b—胶结物与渗透率的相关性；c—视溶蚀率与渗透率的相关性
5.2 成岩作用
研究区长 63储层形成过程中主要经历了压实作用、胶结作用和溶蚀作用，压实作用和胶结作用破坏了储层的孔隙结构，而溶蚀作用对孔隙结构具有改善作用（任大忠等，2016）。
（1）压实作用对孔隙结构的破坏
成岩过程中，压实作用对孔隙结构的破坏性较大。压实作用对孔喉的影响主要受控于埋深，埋深不同，所受地层压力不同。通过分析埋深与孔隙度渗透率的关系，结果显示孔隙度、渗透率随着埋深的增加而减小（图11a，图12a），孔隙度与埋深的相关性更大，R2 =0.04，渗透率与埋深的相关性较弱，R2 =0.006。这是由于压实作用对孔隙空间的破坏性较强，使得原生孔隙减小，随着埋深的增加，碎屑颗粒之间由点-线接触逐渐过渡为凹凸接触和缝合接触，颗粒定向排列，压实至变形，颗粒边界变模糊，镜下可观察到残余粒间孔，喉道也转变为缩颈型喉道和片状喉道，孔喉连通性变差。
（2）胶结作用对孔隙结构的破坏
胶结作用是指受外界环境的作用（温度、埋深、地层应力等）导致沉积物孔隙中的矿物质析出，沉淀于颗粒之间，将沉积物固结的过程。研究区在镜下识别出长 63段多种胶结物类型，包括碳酸盐岩胶结、黏土矿物胶结和硅质胶结（图3）。分析本区胶结物体积分数与孔渗的相关性（图11b，图12b），孔渗均随着胶结物的体积分数的增加而减小，但渗透率变化不大，相关系数为 R2 =0.0003（图12b）。胶结作用的发生使得孔隙空间被矿物质充填，细小的矿物充填于孔隙间，不仅占据了孔隙空间，使得孔隙度降低，同时，细小矿物可填充于喉道间，阻碍了流体的充注和运移，使得储层的渗流能力大大减弱。
（3）溶蚀作用对孔隙结构的改善
溶蚀作用在研究区主要表现为对长石和岩屑的溶蚀。通过溶蚀作用，长石和岩屑颗粒被溶蚀，溶蚀作用形成新的孔隙空间，称为溶孔，溶孔的形成对储层具有改善作用。华庆地区长 63段长石较发育，为溶蚀作用的发生提供了一定的物质基础，长石通常沿解理缝发生溶蚀，长石溶蚀后可形成较大的溶孔，对储集能力的改善具有一定的积极性，同时，小溶孔可作为相邻大孔隙之间的连接通道，对渗流能力的提高也具有十分重要的作用。通过分析华庆地区长 63段视溶蚀率与孔隙度和渗透率之间的相关性（视溶蚀率为次生溶蚀面孔率与总面孔率的比值），结果表明，溶蚀作用强度越大，储层孔隙度渗透率越好，孔隙度与视溶蚀率相关性较好，相关系数为R2 =0.18（图11c），渗透率与视溶蚀率相关性较差，相关系数为 R2 =0.008（图12c），溶蚀作用主要提高了研究区的储层的储集能力，对渗流能力的改善作用较小。
6 结论
（1）华庆地区主要发育岩屑长石砂岩和长石砂岩，孔隙类型以粒间孔和长石溶孔为主，岩屑溶孔和晶间孔也偶尔发育。通过物性分析，华庆地区主要发育特低孔—低孔，超低渗储层。
（2）华庆地区发育 4 类孔隙结构（Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ和 Ⅳ），孔隙结构依次变差，Ⅰ类孔隙结构好，发育粒间孔，孔隙较大喉道以孔隙缩小型为主；Ⅱ类孔隙结构较好，发育粒间孔、溶孔，喉道类型以孔隙缩小型、缩颈型为主；Ⅲ类孔隙结构一般，以溶孔为主，喉道以片状喉道为主；Ⅳ类孔隙结构较差，以晶间孔为主，喉道以管束状喉道为主，储集能力和渗流能力均较差，不利于储层的发育。
（3）Ⅰ类孔隙结构对应最高的产能和较低的含水率；Ⅱ类孔隙结构产量较高，含水率较低；Ⅲ类孔隙结构产油量一般，含水率相对较高；Ⅳ类孔隙结构具有较低的产能和较高的含水率，开采过程出油率较低，不利于开采。
（4）黏土矿物含量与类型和成岩作用是影响微观孔隙结构的主要因素。水云母的发育对微观孔喉具有破坏作用；绿泥石的发育对粒间孔具有保护作用，对溶孔具有抑制作用。压实和胶结作用破坏了孔隙结构，溶蚀作用对孔隙结构的改善具有积极的影响。
