川西坳陷須五段儲層微觀孔隙結構特征及其控制因素

龐河清曾 焱劉成川黎華繼李 琦彭 軍嚴煥榕陳 俊

（1中國石化西南油氣分公司勘探開發研究院；2中國石化西南油氣分公司開發管理部；3中國地質大學（北京）能源學院；4西南石油大學資源與環境學院）

川西坳陷須五段儲層微觀孔隙結構特征及其控制因素

龐河清1曾 焱2劉成川1黎華繼1李 琦3彭 軍4嚴煥榕1陳 俊1

（1中國石化西南油氣分公司勘探開發研究院；2中國石化西南油氣分公司開發管理部；3中國地質大學（北京）能源學院；4西南石油大學資源與環境學院）

非常規氣藏儲層的微觀孔隙結構是影響氣藏儲集性能和開發效果的重要因素。以須五段砂巖、泥巖儲層為研究對象，綜合應用掃描電鏡、低溫氮氣吸附法、激光掃描共聚焦顯微鏡以及微米—納米CT掃描等技術手段，對川西坳陷須五段儲層微觀孔隙結構展開深入研究。研究結果表明：①須五段砂巖孔隙類型主要有溶蝕孔、晶間孔、微裂縫，溶蝕孔最為發育；泥質巖孔隙類型有礦物基質孔（粒間孔、粒內孔、晶間孔）、有機質孔、微裂縫，粒間孔、晶間孔最為發育。②須五段儲層孔隙結構復雜，以中孔、大孔為主，多呈廣體細頸型和平板狹長縫型，其比表面積介于1.44～11.7m2/g之間，平均孔徑介于5.75～15.6nm之間，砂巖比表面積比泥巖小，但孔徑反而較大。③考慮到研究區非常規氣藏儲層的復雜性，單一技術手段表征孔隙結構都存在片面性，那么有機整合多種現代高精度技術手段進行非常規氣藏儲層微觀孔隙分析顯得尤為重要。在此基礎上，分析了須五段非常規氣藏儲層微觀孔隙結構的控制因素及產能與不同類型孔隙的關系，為后續“甜點”預測提供地質依據。

川西坳陷；須五段；孔隙類型；微觀孔隙結構；控制因素

川西坳陷上三疊統須家河組五段（簡稱“須五段”）是以泥巖沉積為主，砂巖、泥巖頻繁互層的陸相地層，以往只是作為上覆侏羅系氣藏烴源巖來開展研究[1]。受北美頁巖氣工業的影響，國內油公司及許多學者于2012年開始對其進行聯合攻關研究[2]。然而隨著認識的深入，發現該氣藏砂巖、泥巖儲層物性均較差，屬于特低孔—超致密氣藏，相對高產井層段主要位于由富含有機質的泥巖與具有一定儲集性能的砂巖組成的源儲體中，單一巖性儲層其產出效果并不好，因而認為須五段氣藏是有別于頁巖氣和致密砂巖氣的非常規氣藏。鑒于須五段非常規氣藏的復雜性，那么研究儲層微觀孔隙結構特征，了解其儲集空間類型及流體滲流性能，對評價該類型氣藏儲層品質、氣藏流體賦存狀態以及能否實現商業開采都具有重要的現實意義[3]。針對須五段非常規氣藏儲層孔隙結構的表征手段較多，但總體可歸納為直接觀察法（鑄體薄片、激光掃描共聚焦顯微鏡、掃描電鏡等）與流體注入法（低溫氮氣吸附法、高壓壓汞法等）兩大類[3-4]。雖然眾多手段能定性描述及定量測定孔隙結構參數，但由于須五段儲層微觀孔隙類型多樣、泥巖礦物組成及有機質分布的差異性，使得利用單一手段來確定其微觀孔隙結構常存在片面性，那么如何區分各技術手段的有效性以及多尺度特征表征的統一性都需進一步探索[4]。本文綜合運用低溫氮氣吸附法、激光掃描共聚焦顯微鏡、掃描電鏡以及微米—納米CT掃描來表征須五段砂巖、泥巖的微觀孔隙結構特征及其控制因素，分析各種手段的優劣性，力爭客觀地、全面地研究非常規儲層微觀孔隙結構特征，為后續相關評價工作提供地質依據。

1 研究區概況

川西坳陷上三疊統須家河組五段（T3x5）屬于前三角洲—濱、淺湖沉積，湖泛面旋回頻繁，巖性主要為深灰色、黑色泥頁巖、碳質泥巖，夾巖屑石英砂巖、巖屑砂巖、粉砂巖，局部夾煤層（線）。須五段有機質類型屬于典型的腐殖型干酪根；其TOC為0～40.98%，平均為2.62%，主要分布在0～1%和1%～2%；Tmax值主要為444～503℃，平均為469.98℃；Ro為0.83%～1.53%，平均為1.19%，表明其熱演化程度總體處于低成熟—成熟階段。須五段泥質巖脆性礦物組合共占63.46%，黏土礦物所占比率為36.54%，與國內外頁巖氣田相比，石英含量總體還是偏低[5]。儲層物性方面，泥質巖孔隙度為0.28%～5.99%，平均為2.13%，滲透率為0.001～5.201mD，平均為0.46mD，基質滲透率為0.001～0.929mD，平均為0.08mD；粉砂巖孔隙度為0.67%～5.49%，平均為1.75%，滲透率為0.001～5.67mD，平均為0.112mD，基質滲透率為0.001～0.84mD，平均為0.033mD；細砂巖孔隙度為0.41%～6.65%，平均為1.73%，滲透率為0.002～8.65mD，平均為0.097mD，基質滲透率為0.002～0.296mD，平均為0.015mD，表明不同巖性儲層物性總體很差，屬于特低孔—超致密儲層。

2 微觀孔隙類型

2.1 砂巖儲層微觀孔隙類型

川西坳陷須五段砂巖包括淺灰色、灰色細粒巖屑砂巖、灰色粉砂巖、極少量淺灰色中粒巖屑砂巖，砂巖顆粒粒度整體偏細，且普遍致密化。其孔隙類型較為復雜，主要有黏土礦物晶間孔、巖屑（長石）溶蝕孔、微裂縫三大類，孔、縫形狀不一，常呈孤立狀，連通性較差?？傮w上，以溶蝕孔最為發育，晶間孔、微裂縫次之。

2.1.1 溶蝕孔

須五段砂巖溶蝕孔包括粒間溶孔、粒內溶孔，其中尤以粒內溶孔最為常見，粒間溶孔僅在個別露頭樣品薄片中可見。掃描電鏡下較為明顯的粒內溶孔主要有長石粒內溶孔、堇青石粒內溶孔、燧石巖屑粒內溶孔。長石粒內溶孔是在解理面或雙晶面上發生局部或者全部溶解，溶孔大小不一，形狀呈菱形、長條形、橢圓形等，棱角較分明，其連通性依賴于解理縫的張開程度（圖1a）；堇青石粒內溶孔大小比較均一，基本都在0.5μm左右，呈圓形、橢圓形零星分布于堇青石顆粒內，連通性差（圖1b）；燧石巖屑粒內溶孔呈圓形規則狀或蜂窩狀分布于巖屑顆粒中，溶孔普遍呈圓形，彼此連通性較好（圖1c）。

2.1.2 晶間孔

區內須五段砂巖中泥質填隙物含量高，黏土礦物納米級晶間孔較為發育，主要為高嶺石、云母片晶間孔，其次為少量綠/蒙混層微孔。高嶺石晶間孔孔徑變化較大，較小的孔徑多為300～400nm，較大的孔徑多分布在1～10μm之間（圖1d）；云母片晶間孔則呈狹長縫狀，縫寬幾百納米至幾微米不等（圖1e）。

2.1.3 微裂縫

微裂縫的形成與巖石的組成、成巖作用、地層壓力變化以及有機質熱演化等因素有關[6-7]。區內須五段砂巖微裂縫有解理縫、構造縫及少量有機質收縮縫。掃描電鏡下可見少量長石解理縫，解理縫多呈孤立狀存在，整體上延伸不遠、延伸方向一致，縫間距寬為1～4μm；構造縫縫面較平直，延伸遠，常與主裂縫高角度相交，縫間距多分布于200nm至幾微米之間（圖1f）。微裂縫由于縫間距較小，基本不構成儲層的儲集空間，對孔隙度影響不大，但微裂縫（尤其是構造縫）能起到滲濾作用，可以溝通孤立狀的孔隙，從而提高致密砂巖的滲透性。

圖1 須五段致密砂巖微觀孔隙類型

2.2 泥質巖儲層微觀孔隙類型

目前被廣大學者所接受的泥頁巖孔隙分類方案主要是參考了國際理論（化學）與應用化學聯合會（IUPAC）對多孔物質的孔隙劃分方案：微孔（孔徑≤2nm）、中孔（2nm＜孔徑＜50nm）、大孔（孔徑≥50nm）[8-13]。該方案的提出對于定量評價泥頁巖的孔隙大小與分布具有重要的現實意義[14]。但是鑒于須五段泥頁巖絕大部分孔隙都屬于大孔范疇，若按上述方案劃分將過于籠統[15]。本文主要借鑒于炳松泥頁巖孔隙分類方案，將泥頁巖孔隙類型分為礦物基質孔、有機質孔和微裂縫三大類，其中礦物基質孔又進一步劃分為粒間孔、粒內孔、晶間孔[15]?？傮w上，區內須五段泥質巖儲層以粒間孔、晶間孔最為發育，微裂縫、有機質孔次之，粒內孔發育較差。

2.2.1 礦物基質孔

粒間孔：常發育于剛性顆粒彎曲處（圖2a），多呈三角形或長條形。須五段埋深普遍在3000m左右，儲層普遍致密化，雖然孔隙數量較少，但孔徑卻較大。該類粒間孔多數為次生孔隙，其孔徑在90nm～1.1μm之間（表1）[16]，反映剛性顆?；蝠ね恋V物片之間在經壓實和膠結作用后的殘余孔隙[15]。

粒內孔：主要包括鑄?？?、化石內腔孔、球糞狀黃鐵礦粒內孔、黏土或云母片礦物層間粒內孔等（圖2b）。研究區須五段泥質巖儲層黏土礦物層間粒內孔在不同樣品中都可見到，但其孔隙數量十分有限（表1）。由于黏土礦物不穩定，其蒙脫石在沉積埋藏轉變為伊/蒙混層或伊利石的過程中會產生少量粒內孔；或者在深埋過程中，由于干酪根熱解過程中產生的酸使得不穩定礦物顆粒易溶解而形成粒內孔或粒內溶孔（圖2c），其孔隙形態以圓形—次圓形為主，呈絮狀或孤立狀分布于顆粒內，連通性極差。

晶間孔：由于晶體在生長及堆積過程中易受外界環境干擾，以致晶體間常發育大量縫隙[17]。掃描電鏡下發現研究區須五段泥質巖晶間孔主要有高嶺石晶間孔、綠泥石晶間孔、黃鐵礦晶間孔以及云母片晶間孔等（圖2d），這些晶間孔孔徑介于278～811nm之間（表1），邊緣平整，連通性較好。

2.2.2 有機質孔

有機質孔主要是發育在有機質內的粒內孔，呈圓形—次圓形、氣泡狀，二維空間上孔隙間彼此并不連通，但在三維空間來看，有機質孔是彼此連通的，該結論已經被證實[15，18]。從成熟度角度來看，當Ro≥0.6%時，干酪根開始達到生油門限，有機質孔才開始發育。由于研究區須五段泥質巖熱演化程度總體較低，Ro介于0.83%～1.53%，平均為1.19%，與川南龍馬溪組海相頁巖相比較，其有機質孔相對欠發育，但與區內其他孔隙類型相比，發育程度適中，主要為納米級孔隙，發育于有機質間和有機質內，呈蜂窩狀、線狀、串珠狀、氣泡狀等[19]，其孔徑為5nm～2μm，平均為200nm（表1），按IUPAC劃分標準，多屬中孔、大孔范圍（圖2e）。

2.2.3 微裂縫

研究區須五段鉆井巖心中泥質巖可見許多微裂縫，主要有黏土礦物脫水收縮縫、有機質熱演化縫以及成巖構造縫等。鏡下可見微裂縫主要存在于晶間和晶內，在有機質中也較常見（圖2f），裂縫呈明顯的鋸齒彎曲狀，且多具較好延伸性，縫長多在200μ m，縫寬大多在50nm～200μ m（表1）。宏觀尺度裂縫的形成主要與巖石脆性、有機質生烴、地層孔隙壓力、差異水平壓力、斷裂、褶皺和黏土礦物脫水收縮等因素有關，而微觀尺度裂縫經過張力測試模擬可以反映微裂縫受制于礦物的結晶作用。雖然有些泥巖儲層中微裂縫被雜基膠結，但研究表明，即使被膠結物充填，微裂縫仍然對后期壓裂誘導裂縫的延伸起到促進作用。

圖2 須五段泥質巖微觀孔隙類型

表1 新場須五段儲層孔隙孔徑及面孔率統計

3 孔隙結構特征定量表征

對于研究區非常規氣藏微米—納米級尺度的儲層，利用傳統技術方法來表征其孔隙結構，由于受分辨率的限制，表征結果常為假象[14]。目前定量表征非常規氣藏儲層孔隙大小分布與孔隙結構特征的方法主要有：氣體吸附法、壓汞法、核磁共振法、普通顯微鏡、普通鎢絲掃描電鏡、小角散射、場發射掃描電鏡、環境掃描電鏡、微米—納米CT掃描、聚焦離子束掃描電鏡以及激光掃描共聚焦顯微鏡等[19-20]。

低壓條件下，甲烷分子動力學直徑是0.38nm，氮氣分子動力學直徑是0.304nm，因而用氮氣吸附法來檢測微米—納米級孔徑是可行的。本次實驗是在中國石化華東分公司實驗研究中心通過ASAP2020物理吸附儀來實現，實驗環境是低溫條件77.35K、氮氣吸附濃度和氦氣濃度都達到99.999%，實驗前將1～3g樣品在150℃環境下脫氣3h，然后將樣品研磨粉碎至小于250μm才開始實驗，通過測量不同相對壓力條件的吸附量，可求取比表面積與孔徑分布。

本次研究共收集到XYHF-1井、XYHF-2井共30個低溫氮氣吸附實驗資料，曲線特征都類似于BDDT定義的Ⅱ型等溫吸附曲線[21]。圖3為XYHF-1井等溫吸附、脫附曲線圖，從圖中可知，吸附曲線總體可分為3個階段：低相對壓力段（p/po=0.05～0.45）、中等相對壓力段（p/po=0.45～0.5）、高相對壓力段（p/po=0.5～0.9）。在低相對壓力段，吸附、脫附曲線重合且接近直線緩慢上升，表明液氮分子在泥頁巖表面開始發生吸附或僅在微孔充氣[21]；在中等相對壓力段，吸附、脫附曲線分開，脫附曲線出現一個急劇上升的拐點，脫附曲線在吸附曲線上方，此時產生脫附滯后現象；在高相對壓力段，吸附量增加較快，滯后環逐漸變寬，然后在相對壓力趨于接近1時（即平衡壓力接近飽和蒸汽壓），吸附與脫附曲線又逐漸重合且吸附量趨于無窮值，表明樣品中存在一定量的中孔、大孔[22]。

根據IUPAC滯后環分類標準，區內樣品中滯后環均屬于H2和H3型，其中圖3a為H2型，對應的孔隙為廣體細頸“墨水瓶”形態，表明樣品的孔喉結構為中孔、大孔小喉道，這種孔隙結構有利于氣體吸附儲集，但不利于氣體的滲流；圖3b為H3型，對應的孔隙形態為四周開放的平板狀狹長孔縫，反映樣品中孔隙相對較少，但孔徑較大，有利于氣體滲流[22]。

圖3 XYHF-1井須五段氮氣吸附—脫附曲線圖

總體而言，須五段砂巖8個樣品的比表面積在1.49～3.34m2/g之間，平均為2.09m2/g，平均孔徑介于8.82～13.6nm之間，平均為11.41nm；泥質巖19個樣品的比表面積在1.44～11.7m2/g之間，平均為7.28m2/g，平均孔徑介于5.75～15.6nm之間，平均為8.81nm。由不同孔徑下孔隙體積大小曲線，可得到對孔隙體積貢獻最大的孔徑大小，該孔徑即為須五段最主要的孔徑值。按照IUPAC分類標準，樣品中微孔孔隙體積平均為0.000594cm3/g，中孔孔隙體積平均為0.005353cm3/g，大孔孔隙體積平均為0.001298cm3/g（圖4）。

圖4 須五段儲層孔隙孔徑分布圖

3.2 激光掃描共聚焦顯微鏡

激光掃描共聚焦顯微鏡（CLSM）是集成了激光掃描、電子成像、計算機圖像處理的現代高科技手段[23]。該儀器放大倍數可達10000倍，極限分辨率為0.15μm，一般最小觀察喉道半徑約為2μm[24]。本次研究是在中國石化西南油氣分公司地質實驗中心利用徠卡DM4500P激光掃描共聚焦顯微鏡進行的。通過共聚焦疊加圖，定量計算了XYHF-1井、XYHF-2井和X503井32個巖心樣品面孔率、孔徑等孔喉特征參數。須五段細砂巖17個樣品的面孔率介于3.18%～33.55%之間，平均為11.42%；比表面積介于0.49～1.55μm-1之間，平均為1.30μm-1；孔徑介于3.26～183.82μm之間，平均為35μm。須五段泥質巖13個樣品的面孔率介于0.01%～22.13%之間，平均為7.83%；比表面積介于0.67～1.59μm-1之間，平均為1.35μm-1；孔徑分布范圍大，介于1.99～271.2μm之間，平均為58.55μm，不同樣品的孔徑分布峰值差異大，反映儲層非均質性極強（圖5）?？傮w來說，砂巖比表面積較泥質巖的小，孔徑反而較大，基本符合孔徑越大其比表面積越小的規律。但是樣品面孔率差異較大，反映須五段儲層孔隙發育不均勻，其滲流性能依賴于微裂縫的發育。

圖5 XYHF-1井激光共聚焦泥質巖孔隙結構典型特征

3.3 微米—納米CT掃描

CT掃描的基本原理：X射線穿透巖樣時會造成射線強度衰減，不同密度的組分其吸收射線能量不一，灰度圖像中白色的區域代表密度較大的礦物組分，黑色或灰黑色代表密度較低的縫隙或有機質，因而從灰度圖像上就能很好地表征出巖石孔隙形態及結構[25]（圖6a、b）。本次研究是利用ACTIS-225FFiCT/DR/RTR CT掃描儀進行了2個泥質巖樣品納米CT和11個砂巖樣品微米CT實驗，實驗中首先應用Image J2x軟件對樣品內有機質和孔隙的灰度值設定好閾值，然后使用Avizo Fire7.1軟件對CT掃描獲得的三維組構數據進行圖像分割和孔隙參數計算[20]。為了更好地區分灰度遞變所反映的地質信息，通過數字圖像處理技術將灰度圖像轉變為彩色增強圖像[25]。從有機質、孔隙三維分布特征可以看出，XYHF-1井須五段泥質巖內的孔隙總體發育程度較低，主要以微裂縫或有機質熱演化縫為主，根據該方法計算的有機質含量為10.06%，總孔隙度為2.52%，連通孔隙僅為1.25%（圖6c—f）。

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圖6 XYHF-1井（3043～3044m）泥質巖納米CT三維表征圖

4 討論

4.1 定量表征差異性分析

本次研究綜合多技術手段定量表征須五段非常規氣藏儲層微觀結構特征，發現激光掃描共聚焦顯微鏡得出的孔徑都是幾百納米至幾萬納米，屬于微納米級范疇，即使應用CT掃描技術，其分辨率也僅達到30nm，可能達不到表征致密儲層中大量納米級孔喉的要求。與低溫氮氣吸附法得出納米級孔喉結果比較，發現兩者表征數據差異極大。究其原因是氮氣吸附法測量側重于微孔—中孔范圍，表征的結果介于幾十納米至幾百納米之間，與目前大多數海相頁巖氣孔徑基本一致，同屬于納米級范疇，所以認為低溫氮氣吸附法能客觀反映須五段儲層的微觀孔隙結構特征。然而該方法依賴于致密儲層的連通性，對于孤立、封閉的孔隙則無法表征，因而其測定結果偏小。至于激光掃描共聚焦顯微鏡，這種方法對樣品的局部現象觀察能力強，但對整體情況反映能力較弱，加上通過Image J2x軟件二值化計算孔隙率對閾值無固定標準，人為主觀因素影響太大?？紤]到研究區非常規氣藏儲層的復雜性，單一技術手段表征孔隙結構都存在片面性。因此，有機整合多種現代高精度技術手段進行非常規氣藏儲層微觀孔隙分析顯得尤為重要。

4.2 基質孔隙構成

根據測井地質理論，傳統的碎屑巖巖石物理體積模型是由顆粒骨架、黏土礦物及孔隙三部分組成，但對于“源內”非常規氣藏碎屑巖，由于砂、泥頻繁互層，泥質巖中富含有機質，其體積模型應包括顆粒骨架、黏土礦物、有機質及孔隙四部分。在此，參考王玉滿等研究海相頁巖孔隙組成所建立的數學模型來分析研究區須五段陸相儲層的孔隙組成情況[26]：

式中ρ——泥質巖巖石密度，t/m3；

ABri、AClay和ATOC——分別為脆性礦物、黏土礦物和有機質的質量百分含量，%；

VBri、VClay和VTOC——分別為脆性礦物、黏土

礦物和有機質的單位質量孔隙體積，m3/t；

φ——總孔隙度，%。

本次研究選取致密砂巖和泥質巖的具體參數、TOC和孔隙度等測試資料分別建立三元一次方程組，計算出致密砂巖與泥質巖的VBri、VClay和VTOC值（表2）。根據計算出的單位質量孔隙體積，分別對致密砂巖與泥質巖樣品進行孔隙度計算，計算結果與實測孔隙度相關性較好，相關系數分別為0.9312、0.8600（圖7），從而證實該模型較符合須五段儲層的實際情況，可作為須五段儲層孔隙構成的有效方法和依據。

表2 須五段儲層孔隙度計算參數表

圖7 須五段儲層實測孔隙度與計算孔隙度關系圖

須五段致密砂巖中脆性礦物孔對總孔隙的貢獻比例為85.73%～95.74%，平均為91.34%；黏土礦物孔對總孔隙的貢獻比例為2.25%～11.94%，平均為6.42%；有機質孔對總孔隙貢獻比例為2%～3.56%，平均2.24%（圖8）；泥質巖中脆性礦物孔對總孔隙的貢獻比例為5.33%～38.24%，平均為14.92%；黏土礦物孔對總孔隙的貢獻比例為58.62%～90.33%，平均為78.17%；有機質孔對總孔隙的貢獻比例為0.76%～32.06%，平均為6.9%（圖8）。即致密砂巖孔隙中以脆性礦物孔最為發育，黏土礦物孔、有機質孔次之；泥質巖孔隙中以黏土礦物孔最為發育，其次為脆性礦物孔與有機質孔。

圖8 須五段儲層孔隙構成比例圖

4.3 微觀孔隙結構控制因素

4.3.1 巖石組分的差異

須五段非常規氣藏致密砂巖和泥質巖儲層均以脆性礦物孔、黏土礦物孔為主，有機質孔所占比例較少。對須五段不同巖性中黏土礦物含量、石英含量、TOC與比表面積及孔隙體積作相關性分析，發現黏土礦物含量、石英含量與比表面積的相關性較好，而TOC與比表面積相關性較差；對孔隙體積來說，同樣與石英含量、黏土礦物含量有較明顯的相關性，而與TOC相關性不明顯（圖9）。分析認為：由于致密砂巖有機質欠發育，其孔隙構成以脆性礦物孔最為發育，石英對構造應力具有敏感性，容易形成裂縫，從而使得比表面積減小，孔隙體積減??；而泥質巖由于黏土礦物含量高，黏土礦物在脫水收縮時形成更多的微孔隙，從而使得比表面積越大，孔隙體積也越高。與渝東—川南海相龍馬溪組頁巖比較發現，由于陸相泥質巖有機質含量相對較低，其孔隙構成又有別于海相頁巖以有機質孔為主這一結論。

4.3.2 “烴源灶”作用

從巖心觀察及鏡下薄片可知，須五段非常規氣藏致密砂巖和泥質巖儲層均發育一定量的裂縫，其中尤以泥質巖中的微裂縫最為發育，表明須五段泥質巖中由于生烴強度較大，排烴過程中產生的巨大壓力，形成“烴源灶”作用，以致泥質巖和鄰近的致密砂巖微裂縫較發育，微裂縫發育又使得大量有機酸能進入致密砂巖中，導致膠結物溶蝕，從而形成一定量的溶蝕孔。

4.4 產能與不同類型孔隙的關系

前面已論述，須五段相對高產層段主要位于由富含有機質的泥質巖與具有一定儲集性能的砂巖組成的源儲體中，單一巖性儲層其產出效果并不好。由試采資料亦可知，初期產量與砂巖孔隙度、TOC都具有較好的正相關性（圖10、圖11），表明良好的砂泥配置是氣井獲產的必要條件，優質烴源巖則是獲產的物質基礎，其含氣豐度直接決定氣藏的可采規模。

圖9 須五段儲層孔隙結構參數與控制因素相關圖

圖10 砂巖孔隙度與試采初期產氣量相關圖

圖11 TOC與試采初期產氣量相關圖

致密砂巖中的溶蝕孔、晶間孔相對較發育，盡管其物性條件較“近源型”致密砂巖差，但由于緊鄰富含有機質的泥巖（泥巖中晶間孔、微裂縫相對發育，是充足氣源的有利儲集空間及運移通道），可使氣體在砂巖中運移的門檻值降低，故能形成油氣相對富集的“甜點”區（圖12）。然而由于砂巖物性差，以致氣體運移距離有限，即使緊鄰優質烴源巖（“烴源灶”作用），其采氣半徑也過小，氣井可持續產能低下。再考慮到，須五段砂巖石英含量為39%，鈣質膠結物含量平均為14.9%，折算砂巖儲層的脆性指數僅43%，其可壓性較差。即使存在可壓性較強的泥巖段，但須五段氣藏為有水氣藏，也因為地層容易水化，導致滲流能力降低。

5 結論

（1）雖然須五段非常規氣藏儲層孔隙較發育，但連通性總體較差。其中砂巖儲層孔隙類型有溶蝕孔、晶間孔、微裂縫三大類，以溶蝕孔最為發育，砂巖孔隙平均孔徑介于8.82～13.6nm之間，平均為11.41nm；泥質巖儲層孔隙類型由礦物基質孔（粒間孔、粒內孔、晶間孔）、有機質孔、微裂縫組成，以黏土礦物粒間孔、晶間孔最為發育，泥質巖孔隙平均孔徑介于5.75～15.6nm之間，平均為8.81nm。

圖12 須五段典型井綜合柱狀圖

（2）須五段致密砂巖孔隙構成以脆性礦物孔最為發育，黏土礦物孔及有機質孔次之；泥質巖孔隙構成以黏土礦物孔最為發育，脆性礦物孔及有機質孔次之。鑒于研究區非常規儲層孔隙構成的復雜性，需綜合應用多種先進技術手段才能精確表征其微觀孔隙特征。

（3）須五段砂巖和泥質巖儲層的孔隙發育都與黏土礦物、石英關系密切。從產能與不同類型孔隙關系可知，良好的砂泥配置是氣井獲產的必要條件，優質烴源巖是獲產的物質基礎。

致謝：中國地質大學（北京）能源學院楊強強以及中國石化西南油氣分公司勘探開發研究院油氣藏評價所相關人員提供了許多幫助，特此致謝！

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Characteristics and controlling factors of micro-pore structure of Xu 5 reservoir in western Sichuan depression

Pang Heqing1, Zeng Yan2, Liu Chengchuan1, Li Huaji1, Li Qi3, Peng Jun4, Yan Huanrong1, Chen Jun1
(1 Exploration and Production Research Institute, Sinopec Southwest Oil & Gas Company; 2 Development Management Department, Sinopec Southwest Oil & Gas Company; 3 School of Energy Resources, China University of Geosciences (Beijing); 4 School of Resources and Environment, Southwest Petroleum University)

Micro-pore structure is an important factor controlling the preservation properties and development results of unconventional gas reservoir. In this paper, the micro-pore structure of the Xu 5 reservoir in the western Sichuan depression was studied using SEM (scanning electron microscopy), low-temperature nitrogen adsorption, laser scanning confocal microscopy and micro-nano CT scanning techniques. The following results were obtained. First, the pore space in the Xu 5 sandstone reservoir is composed of solution pores, intercrystal pores and micro fractures, with the solution pores in dominance, and the pore space in the shale reservoir is composed of mineral matrix pores (e.g. intergranular, intragranular and intercrystal pores), organic pores, and micro fractures, of which the most developed types are intergranular and intercrystal pores. Second, the pore structure of the Xu 5 reservoir is complex, primarily consisting of mesopores and macropores which show in the shapes of wide body and narrow neck, and fl at and narrow seam, with a specif i c surface area between 1.44 m2/g and 11.7 m2/g, and an average pore diameter ranging from 5.75 nm to 15.6 nm; the specif i c surface area of the sandstone is smaller than that of the mudstone, but the pore size of the sandstone is larger. Third, since the unconventional gas reservoir is very complex, single technique may only provide incomplete results, and several modern high-precision techniques can be combined together for characterizing the micro-pore structure. On this basis, the factors that control the micro-pore structure and the relationship between the production and pore types in the Xu 5 unconventional gas reservoir were analyzed, in order to provide the geological base for subsequent "sweet spot" prediction.

western Sichuan depression, the fi fth member of Xujiahe Formation (Xu 5), pore type, micro-pore structure, controlling factor

TE132.2

：A

10.3969/j.issn.1672-7703.2017.04.005

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發”（2016ZX05048004）。

龐河清（1982-），男，廣東茂名人，博士后，工程師，主要從事氣藏描述及非常規氣藏評價研究工作。地址：四川省成都市高新區吉泰路688號，郵政編碼：610041。E-mail:phq450303@163.com

2016-03-22；修改日期：2017-05-04