玛湖凹陷玛131井区三叠系百口泉组主要发育一套近物源粗粒扇三角洲前缘致密砂砾岩储层^[1]，其岩石矿物成分复杂，颗粒分选差。在经历了沉积、成岩作用后，储层孔隙结构和孔喉组合类型多样，具有典型小孔隙-细喉道特征^[2]。孔隙结构作为影响储层品质的关键因素，影响着储层流体的分布、渗流及驱油效率，并最终制约着油气藏的产能^[3]，因此，弄清储层的微观结构特征是储层综合评价的基础。目前对玛湖凹陷致密砂砾岩储层的研究主要集中在构造演化分析^[4]、成藏控制因素分析^[5]、岩相划分及应用^[6]等方面，而对于致密砂砾岩储层孔隙结构定量评价尚未形成有效的技术方法。关于岩石孔隙结构评价，国内外目前普遍采用的实验分析技术包括铸体薄片^[7]、扫描电镜^[8]、微CT扫描^[9]、压汞技术^[10]、气体吸附、小角度中子散射^[11]以及核磁共振^[12]等。前人主要通过实验分析并结合数学方法对储层孔隙结构进行定量评价，如利用压汞曲线特征参数对储层孔隙结构进行分类^[13]，基于分形理论采用分形维数来刻画储层孔隙结构^[14]；或者综合多种实验手段进行孔隙结构评价，如将核磁共振T₂谱与毛管压力曲线相结合评价孔隙结构^[15]；抑或基于孔隙结构成因机理进行孔隙结构评价和储层类型划分^[16]。然而，对于致密砂砾岩储层而言，沉积、成岩作用对孔隙结构的影响显著，储层孔隙结构控制因素复杂，有必要在结合多种实验分析手段的基础上，展开储层孔隙结构影响因素分析，以便最终实现储层孔隙结构的定量评价。

玛湖凹陷紧邻准噶尔盆地西北缘，西北接乌-夏断裂带和克-百断裂带，东南接夏-盐凸起和达巴松凸起^[17]。玛131井区油藏位于玛湖凹陷北斜坡区，乌-夏断裂带下盘^[18]。目的层三叠系百口泉组构造形态整体表现为东南倾的单斜，具有北高南低的特点，局部呈现宽缓鼻状构造特征，平面上受北东-南西向断裂夹持，又被北西-南东向断裂所分割，形成了3个断块，分别为玛133井断块、玛131井断块和夏72井断块。纵向上根据岩性及电性特征，可将玛131井区百口泉组划分为3段，自下而上为百一段、百二段和百三段，其中百二段为主力油层段，岩性主要为灰色砂砾岩，平均孔隙度和平均渗透率分别为7.92%和1.13 mD，为特低孔、特低渗储层。

玛131井区主要发育扇三角洲前缘沉积，百口泉组主要为水下分流河道沉积，以发育岩屑砂砾岩为主，可见少量长石质岩屑砂岩，说明该区岩石成分成熟度较低，砂砾岩沉积环境离物源较近。砂砾岩成分复杂，母岩以火山岩和变质岩为主，砾石以流纹岩（体积分数为13.21%）为主，凝灰岩（体积分数为5.95%）、霏细岩（体积分数为4.13%）次之；砂质碎屑包括流纹岩岩屑、石英和长石，体积分数分别为10.74%，8.05%和5.69%；填隙物主要为杂基和方解石，体积分数分别为6.33%和5.06%。砂砾岩以细砾岩为主，可见少量粗砂岩、细粉砂岩，砾石颗粒大小不均，多呈次棱角或次棱角-次圆状，分选较差。岩石颗粒以线接触为主，胶结物以凝块式充填于溶蚀孔和原生粒间孔中，对孔隙空间破坏作用明显，强压实与胶结作用导致玛131井区百口泉组储层致密。位于水下分流河道微相的储集岩物性相对较好，岩性以灰绿色细砾岩、中砾岩为主，分选相对较好；部分储集岩为扇三角洲平原辫状河道微相沉积，岩性以褐色粗砾岩为主，具有分选较差、杂基含量高及储层物性差的特点。

受复杂的矿物成分和成岩作用的影响，玛131井区储层孔隙类型多样，以原生粒间孔和长石溶孔为主，高岭石晶间孔次之，偶见杂基孔（图 1）。原生粒间孔呈不规则三角形或多边形，孔隙之间连通性较好[图 1（a）]；长石溶孔以粒内溶孔为主，多呈长条状或蜂窝状结构，孔隙之间连通性较差，对储层改善作用不明显[图 1（b）~（c）]；高岭石晶间孔为自生高岭石或网状黏土等结晶粗大的黏土矿物晶体之间的孔隙，多为窗格状结构[图 1（d）]，对原生粒间孔破坏作用明显。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 玛131井区百口泉组储层孔隙类型 （a）原生粒间孔，孔隙度为16.70%，渗透率为70.90 mD，玛139井，3 259.70 m，铸体薄片，单偏光；（b）砾石内溶孔，孔隙度为8.70%，渗透率为0.89 mD，夏723井，2 682.25 m，铸体薄片，单偏光；（c）长石粒内溶孔，孔隙度为5.73%，渗透率为0.16 mD，玛154井，3 026.38 m，铸体薄片，单偏光；（d）高岭石晶间溶孔，孔隙度为11.75%，渗透率为0.34 mD，玛152井，3 123.05 m，铸体薄片，单偏光；（e）杂基溶孔，孔隙度为10.20%，渗透率为0.21 mD，玛139井，3 271.23 m，铸体薄片，单偏光；（f）孔隙类型频率分布直方图 Fig. 1 Reservoir pore types of Baikouquan Formation in Ma 131 well field

高压压汞资料分析表明：百口泉组储层排驱压力为0.26~5.50 MPa，平均为0.93 MPa，对应最大孔喉半径为0.13~2.80 μm，平均为1.24 μm；饱和中值压力为6.17~95.06 MPa，平均为29.7 MPa，对应中值孔喉半径为0.007~0.126 μm，平均为0.042 μm；孔喉组合类型以中孔-细喉型（孔隙度为10%~ 15%，最大孔喉半径为1~3 μm，占42%）和小孔-细喉型（孔隙度为6%~10%，最大孔喉半径＜1 μm，占36%）为主，其次为中孔-微喉型（占15%）。

恒速压汞曲线数据分析表明，储层孔隙半径主要为100~200 μm，喉道半径主要为0.1~1.0 μm，孔喉比均值为375.0~437.5。孔喉比越小，岩石孔隙结构均值性越好，微观呈现“小孔配小喉、大孔配大喉”的特征，更有利于孔喉空间内流体的渗流^[19-20]。如样品M152-6和X723-4，高压压汞资料分析显示排驱压力分别为0.671 MPa和0.676 MPa，对应最大孔喉半径分别为1.095 μm和1.088 μm；恒速压汞分析孔隙半径均值分别为172.5 μm和180.0 μm，喉道半径均值分别为10.90 μm和9.70 μm。常规物性分析表明样品M152-6的渗透率为0.045 mD，远低于样品X723-4的渗透率（0.746 mD）。一方面，喉道半径会对流体渗流产生较明显的影响；另一方面，孔喉的配置关系也是影响流体渗流的关键因素，分析表明样品M152-6的孔喉比均值为437.5，远高于样品X723-4的孔喉比均值（375.0）（表 1）。

表 1(Table 1)

表 1 玛131井区百口泉组储层高压压汞及恒速压汞参数统计 Table 1 Parameters of high press and constant rate mercury injection of reservoir of Baikouquan Formation in Ma 131 well field 样品编号 渗透率/mD 高压压汞 恒速压汞 排驱压力/ MPa 最大孔喉半径/pm 孔隙半径均值/pm 喉道半径均值/pm 孔喉比均值 主孔喉比 M152-6 0.045 0.671 1.095 172.5 10.90 437.5 420 M137-2 0.108 0.267 2.756 165.0 2.15 480.0 400 X94-2 0.125 0.675 1.089 165.0 6.00 455.0 385 M15-5 0.247 0.676 1.088 180.0 10.35 360.0 360 X723-4 0.746 0.676 1.088 180.0 9.70 375.0 180

下载CSV 表 1 玛131井区百口泉组储层高压压汞及恒速压汞参数统计 Table 1 Parameters of high press and constant rate mercury injection of reservoir of Baikouquan Formation in Ma 131 well field

储层岩石孔隙结构是储层沉积、成岩作用的综合反映，不同成因类型储层各影响因素的影响程度不同^[21]。玛131井区百口泉组储集层孔隙结构受沉积、成岩作用的共同影响，其中成岩作用对储层孔隙结构影响更为显著。通过饱和中值压力、孔喉半径均值、核磁大孔比率与不同成岩作用的相互关系，来表征成岩作用对储集岩孔喉连通性、大小及分布的影响程度，其中核磁大孔比率是指核磁共振T₂> 100 ms谱面积与总谱面积之比。

玛131井区百口泉组主要处于扇三角洲前缘沉积环境^[2]，百一段主要为扇三角洲平原相沉积，储集岩泥质含量高、物性差；百二段、百三段主要为扇三角洲前缘水下分流河道沉积，形成于水动力相对稳定的高能环境，以牵引流下形成的槽状交错层理砾岩相、同级颗粒支撑砾岩相为主，颗粒磨圆度好，粒级较细，原生孔隙结构保存较好，孔喉连通性较好，有利于后期有机酸渗入并形成次生孔隙^[5]。

玛131井区百口泉组储集岩所处的成岩阶段主要为晚成岩阶段（图 2）。在早成岩阶段，受杂基充填以及压实作用影响，储层孔隙度随埋藏深度的增加逐渐减小。在晚成岩阶段，地层中有机质分解并形成有机酸，使长石与先前形成的方解石胶结物被溶蚀，部分溶蚀物质在其他位置以高岭石、石英次生加大等方式再次沉淀，但大部分溶蚀物质被地层水带出，形成了大量的次生孔隙；黏土矿物以片状或絮状胶结于原生粒间孔中，导致原生粒间孔隙减少。在晚成岩阶段B期，地层的压实基本完成，地层环境为弱碱性，溶蚀作用减弱，以方解石胶结作用为主，对溶蚀孔隙造成严重破坏，储层孔隙度急剧下降。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 玛131井区百口泉组储层埋藏成岩作用与孔隙演化 Fig. 2 Chart of burial diagenesis and pore evolution of reservoir of Baikouquan Formation in Ma 131 well field

通常认为早成岩阶段压实作用明显，而到晚成岩阶段，碎屑颗粒接触关系为线接触，粒间孔难以被单纯的机械压实作用所破坏。但是，玛131井区百口泉组砂砾岩含有较多的火山岩岩屑，其中部分半塑性的火山岩岩屑在强压实作用下会发生塑性变形，与周围碎屑颗粒呈凹凸接触，进一步加强了压实作用对储层储集性的破坏[图 3（a）]。引入视压实率^[22] [式（1）]作为定量表征岩石颗粒间压实作用强度的参数，再结合铸体薄片资料分析得到，玛131井区百口泉组致密砂砾岩储层视压实率为29.2%~66.7%，平均为47%，压实作用较强。随着视压实率的增大，岩石饱和中值压力增大，孔喉半径均值和大孔比率减小，表明压实作用越强，储层孔隙越小，孔隙喉道越窄，压实作用对储层孔隙结构破坏作用越明显[图 4（a）~（c）]。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 玛131井区百口泉组致密砂砾岩成岩特征 （a）岩石致密，颗粒压实较强，玛134井，3 209.40 m，铸体薄片，单偏光；（b）长石（F）溶蚀孔，玛136井，3 256.89 m，扫描电镜；（c）杂基充填，玛137井，3 255.18 m，铸体薄片，单偏光；（d）高岭石（K）晶间溶孔，玛134井，3 171.33 m，扫描电镜；（e）绿泥石（C）环状膜，玛139井，3 266.90 m，铸体薄片，单偏光；（f）绿泥石膜，玛137井，3 263.36 m，扫描电镜；（g）伊/蒙混层（I/S）及伊利石（I），玛134井，3 209.69 m，扫描电镜；（h）方解石（Ca）胶结，玛15井，3 091.02 m，铸体薄片，正交偏光；（i）方解石胶结，玛133井，3 364.86 m，扫描电镜 Fig. 3 Diagenetic characteristics of tight glutenite reservoir of Baikouquan Formation in Ma 131 well field

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 玛131井区百口泉组各成岩作用对储集岩孔喉结构的影响 （a）~（c）压实作用；（d）~（f）溶蚀作用；（g）~（i）充填作用；（j）~（l）胶结作用 Fig. 4 Influences of diagenesis on pore throat structure of Baikouquan Formation in Ma 131 well field

其中

式中：S₀为Trask分选系数，为粒度累积曲线25%和75%处粒径的比值。

溶蚀孔以长石溶孔和岩屑溶孔为主，部分碳酸盐类和杂基也具有溶蚀现象。长石及岩屑溶蚀主要发育在晚成岩阶段，此时储层环境为弱酸性（参见图 2）。长石溶孔多呈长条形或不规则多边形，且多伴有长石边蚀变现象[图 3（b）]；碎屑岩中部分颗粒被溶解并形成岩屑溶孔，孔隙之间大多彼此孤立，对储层物性改善作用并不明显。引入视溶蚀率[式（4）]作为定量表征溶蚀作用强弱的参数，该值越大表示溶蚀孔隙所占比例越高^[22]。图 4（d）~（f）表明，溶蚀作用对研究区储层孔隙结构的影响并不明显。

玛131井区百口泉组储层砂砾岩主要充填物为杂基，由粒度小于0.031 5 mm的细粉砂和黏土矿物组成。杂基充填作用主要发生于早成岩阶段，细小的颗粒对原生孔隙具有充填作用，同时黏土矿物迂回、胶结于孔喉空间，对储层储集性及渗流性均有较大影响[图 3（c）]。引入视微孔率[式（5）]来定量表征渗流能力很差的储层微小孔隙所占比例，该值越大表明充填作用越强^[23]。图 4（g）~（i）表明，充填作用越强，孔喉半径均值越小，微孔越发育，孔隙结构越差。

玛131井区百口泉组主要发育黏土矿物及方解石胶结。其中，黏土矿物以伊利石、高岭石、绿泥石和伊/蒙混层为主，体积分数分别为26.4%，28.8%，29.4%和15.5%。在早成岩阶段，高岭石以蠕虫状分布于原生粒间孔中，高岭石晶间孔较为发育[图 3（d）]，至晚成岩阶段，高岭石向伊利石转化，以棉絮状胶结于原生孔喉中；绿泥石以环状分布于孔隙边缘[图 3（e）]或以片状胶结于原生孔隙中[图 3（f）]；伊利石及伊/蒙混层则以毛发状或丝状迂回于孔隙喉道中[图 3（g）]，极大地降低了储集岩的渗流能力。方解石胶结主要作用于晚成岩阶段B期，成岩自生矿物中开始大量出现方解石，充填粒间孔及溶蚀孔，导致储层物性急剧变差[图 3（h）~（i）]。引入视胶结率[式（6）]作为定量表征胶结作用强度的参数，该值越大，说明胶结作用越强^[22]。随着视胶结率增大，饱和中值压力增大，孔喉半径均值和核磁大孔比率逐渐减小[图 4（j）~（l）]，表明胶结作用对孔隙结构的破坏较为明显。

综合上述分析认为，压实、充填和胶结作用对玛131井区百口泉组致密砂砾岩孔隙结构的影响较为突出，3种因素共同决定了最终的岩石孔隙结构特征，这也导致采用单一评价参数难以准确表征储集岩的孔隙结构特征。因此，引入成岩综合系数（C_g）来表征压实、胶结、充填作用对储层孔隙结构的综合影响程度[式（7）]，C_g越大，储层岩石成岩组合越有利，孔隙结构受成岩作用破坏程度越低。

从玛131井区百口泉组实地取心35块，其中粒级大小不同的砂砾岩28块，粗砂岩7块，岩心孔隙度为2.16%~16.41%，平均为7.66%，渗透率为0.001~60.557 mD，平均为1.08 mD。选取其中20块岩样进行配套高压压汞、饱含水核磁共振、粒度及铸体薄片实验分析，进而建立成岩综合系数与孔隙结构特征参数交会图，结果表明孔喉半径均值、均值系数、饱和中值压力、核磁大孔比率、T₂几何均值及排驱压力均与成岩综合系数有较好的相关性（图 5）。其中，孔喉半径均值、均值系数、核磁大孔比率和T₂几何均值随着成岩综合系数的增大而增大，说明孔隙结构越好，大孔越多，孔喉越偏粗，储集岩孔喉均质性越好；饱和中值压力、排驱压力随着成岩综合系数的增大而降低，说明孔隙结构越好，渗流压力越低，越有利于储层油气产出。因此，选取孔喉半径均值、饱和中值压力、变异系数、排驱压力、核磁大孔比率及T₂几何均值这6个参数作为评价致密砂砾岩孔隙结构的特征参数。

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 玛131井区百口泉组储层压汞、核磁特征参数与成岩综合系数交会图 Fig. 5 Crossplots of comprehensive diagenetic coefficient and characteristic parameters of mercury injection and NMR of reservoir of Baikouquan Formation in Ma 131 well field

由上述分析可知，综合考虑了压实、胶结及充填作用的成岩综合系数能较好地反映储集岩孔隙结构特征，但研究区成岩综合系数基于铸体薄片资料求取，对于准确表征岩石孔隙空间分布特征存在一定制约。研究表明，储层品质因子与成岩综合系数具有较好的线性相关关系，且可以准确表征储层宏观物性特征^[24]，因此，选取储层品质因子作为孔隙结构定量表征参数。

孔喉半径均值、变异系数、核磁大孔比率均与储层品质因子具有较好的相关性（图 6），并且均随着储层品质因子增大而增大。孔喉半径均值表征孔喉大小，其值越大表明孔喉半径越大；变异系数表征孔喉分布均匀程度，其值越大且越接近1表明孔喉分布均质性越好；核磁大孔比率表征孔隙分布，其值越大表明岩石大孔所占比例越高，孔隙结构越好。由图 6可知储层品质因子与孔喉半径均值、变异系数、核磁大孔比率均呈指数关系，利用多元非线性回归建立了孔隙结构特征参数表征致密砂砾岩储层品质因子模型，即

图 6

Fig. 6

下载eps/tif图 图 6 玛131井区百口泉组储层品质因子与孔隙结构评价参数交会图 Fig. 6 Crossplots of reservoir quality factor and pore structure evaluation parameters of Baikouquan Formation in Ma 131 well field

式中：k为渗透率，mD；φ为孔隙度，%；D_M为孔喉半径均值，μm；PT₂为核磁大孔比率，%；C_s为变异系数。

根据式（8）计算的储层品质因子在常规测井曲线上的响应特征，采用多元线性回归法，建立了常规测井曲线连续表征储层品质因子计算模型，即

式中：AC为声波时差，μs/m；R_LLD/R_LLS为深侧向电阻率与浅侧向电阻率之比；DEN为密度，g/cm³；CNL为补偿中子，%。

根据新建立的综合孔隙结构评价参数模型，对玛134井百口泉组储层孔隙结构进行了逐点定量计算与评价。玛134井共有2个试油层段，3 169~ 3 188 m试油段孔隙度平均为11.3%，渗透率平均为0.56 mD，储层品质因子平均为0.263，日产油7.81 t；3 210.00~3 218.25 m试油段孔隙度平均为7.4%，渗透率平均为0.32 mD，储层品质因子平均为0.233，日产油0.28 t。计算结果显示，储层品质因子越大，孔隙结构越好，储层产量越高（图 7），说明利用新模型计算的储层品质因子与研究区实际情况相符，并且能较好地显示孔隙结构的优劣性，对储层评价具有指导作用。

图 7

Fig. 7

下载eps/tif图 图 7 玛134井百口泉组储层孔隙结构定量评价 Fig. 7 Quantitative evaluation result of pore structure of Baikouquan Formation in well Ma 134

（1）玛湖凹陷玛131井区百口泉组储层主要发育原生粒间孔和溶蚀孔，孔喉组合类型以中孔-细喉型和小孔-细喉型为主。原生孔隙越发育，孔喉半径越大，孔喉比越小，储层孔隙结构越好。

（2）玛131井区百口泉组储层孔隙结构受沉积、成岩作用共同影响，其中成岩作用的影响更为显著。引入成岩综合系数作为表征沉积、成岩作用对孔隙结构综合影响程度的参数，通过分析其与压汞曲线、核磁T₂谱特征参数之间的关系，优选了孔喉半径均值、饱和中值压力、变异系数、排驱压力、核磁大孔比率和T₂几何均值作为孔隙结构评价特征参数，选取储层品质因子作为孔隙结构定量表征参数，进而基于孔隙结构评价特征参数与储层品质因子统计关系，通过多元非线性回归，建立了储层品质因子定量计算模型，再结合核磁共振测井与常规测井，实现了玛131井区百口泉组地层条件下储层品质因子的连续、定量表征。