【摘要】 与常规储层相比，致密砂岩储层普遍经历了复杂的埋藏演化，非均质性强，导致复杂孔隙结构中孔隙类型多样，喉道非常窄。

随着常规油气储层的日益枯竭，致密油气储层正成为当前地质界日益关注的研究领域。近年来，由于微尺度孔喉表征方法以及水平钻井和水力压裂技术的进步，全球致密油气勘探开发取得了重大成就，如Alberta盆地的Cardium组、Fort Worth盆地的Barnett组和Williston盆地的Bakken组。中国的含油盆地也蕴藏着丰富的致密油气资源，如鄂尔多斯盆地延长组、塔里木盆地石炭系和白垩系、四川盆地须家河组等。致密砂岩是全球油气储层的重要组成部分，其定义为孔隙度低于10%、空气渗透率低于1 mD或地层渗透率低于0.1 mD的储层。

 

四川盆地东南部下志留统小河坝组发育一套典型的海相致密砂岩，夹在上覆汉家店组厚泥岩与下伏龙马溪组页岩之间，形成了良好的生储盖组合。在四川盆地的石油勘探实践中，在小河坝组发现了油气迹象。近年来，龙马溪组页岩储层勘探取得重大突破，建立了中国第一个页岩气储层。在此基础上，进一步研究了龙马溪组页岩气及其上覆小河坝组致密砂岩含气地层。

 

与常规储层相比，致密砂岩储层普遍经历了复杂的埋藏演化，非均质性强，导致复杂孔隙结构中孔隙类型多样，喉道非常窄。对致密砂岩储层孔喉结构的研究较少，即对孔喉尺寸分布进行量化研究。而孔喉结构决定了致密储层的储集和渗流特性，是储层评价的重要因素。Zhang等人[1]以四川盆地东南部下志留统小河坝组致密砂岩为研究对象，采用PLM、FE-SEM、HPMI、RCMI等方法对其孔喉系统进行了研究。

 

本研究的主要目的是:(a)直观地描述致密砂岩储层的孔隙形态和类型;(b)采用改进的方法(HPMI和RCMI测试相结合)定量表征致密砂岩储层全尺寸孔径分布;(c)明确不同孔径的孔喉对储层物性参数的具体贡献。

图1. 四川盆地地质图及研究区构造位置[1]

 

四川盆地东南部的构造位置为扬子板块中南部地区、黔中古隆起北缘、川中古隆起西部地区所包围，地质构造复杂，七月山断裂带贯穿该区 (图1)。小河坝组沉积于早志留世晚期。受加里东运动的影响，华南板块向西北方向挤压拼接扬子板块，造成扬子板块整体隆升。此外，沉积中心逐渐向西北移动，水体变浅，发育了典型的逆级配三角洲层序 (图2)。

 

以往的研究结果表明，由于致密砂岩储层的孔喉尺寸范围较大，用单一方法表征致密储层的整体孔喉尺寸分布具有一定的挑战性。一般来说，当压力足够高时，HPMI可以有效表征非常窄的孔喉，但不能测量相对较大的孔喉(大于50 mm)。RCMI可以表征宽孔喉，也可以定量分析宽孔喉的结构参数，如孔半径、孔喉半径、孔喉半径比等的分布特征。但在有限的实验条件下，无法识别小于0.12 mm的孔喉。结合HPMI和RCMI测试有助于获得致密砂岩储层的整个孔喉尺寸分布。

 

图2. 四川盆地东南部双流坝地区下志留统小河坝组岩性剖面及沉积相[1]

 

[1] Zhang W , Shi Z , Tian Y .An improved method to characterize the pore-throat structures in tight sandstone reservoirs: Combined high-pressure and rate-controlled mercury injection techniques[J].Energy Exploration & Exploitation, 2020(2):014459872092072.

 

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