0 引言

储层孔隙结构是影响储层渗流能力的关键因素，其对油气藏的形成、分布以及产能起重要的控制作用^[1-2]。特别是深埋低孔、低渗储层，其储集性能既受到原始沉积时期物源类型、沉积环境的先天控制，又受到埋藏成岩作用的长期改造，表现为成岩作用复杂、成岩强度大、孔隙结构复杂等特征^[3-5]。因此，开展深埋低孔、低渗储层孔隙结构特征、影响因素以及定量评价的研究工作，对于油气勘探及开发具有重要意义^{[1, 4]}。

金龙2地区上乌尔禾组二段储层埋深较大，普遍接近或超过4 000 m，经受漫长埋藏成岩作用的改造，现今表现为低孔低渗、孔隙结构复杂、储集性能差异大等特点，制约了储层预测及对油气藏的高效开发。前人对准噶尔盆地西北缘二叠系沉积环境及沉积演化、储层特征及其控制因素、成岩作用及成岩相分布等方面进行了一系列研究，取得了诸多认识和进展^[6-9]，但针对中拐凸起上乌尔禾组孔隙结构及其影响因素方面的研究较为薄弱。因此，本文通过研究区金202井等11口井100余块岩心柱塞样品的铸体薄片、荧光薄片、扫描电镜资料，200多个岩心的物性分析数据，以及40余块岩心样品的压汞分析数据，对研究区上乌尔禾组二段(P₃w₂)储层孔喉类型、孔隙结构、成岩作用等进行了研究。在对储层孔隙结构影响因素深入剖析的基础上，通过计算视压实率、视胶结率、视溶蚀率、视微孔隙率等反映成岩强度的参数，定量评价成岩作用对储层孔隙结构参数(排驱压力、分选系数)的影响，揭示储层孔隙结构差异性的微观机理，同时引入能够反映成岩作用综合强度的参数——成岩综合指数定量表征不同孔隙结构类型，以期为油气勘探开发工作提供地质依据。

1 地质概况

研究区金龙2井地区位于中拐凸起东斜坡，面积约150 km²(图 1a)，为NE向单斜构造(图 1b)。中拐凸起位于准噶尔盆地西部，呈鼻隆形态，与红车断裂带及克百断裂带毗邻，以斜坡向玛湖凹陷过渡。中拐凸起形成于二叠纪，二叠纪末开始隐伏^[10]。研究层系上乌尔禾组超覆沉积于中拐凸起之上，其石油资源丰富、储盖组合配套、勘探潜力巨大。上乌尔禾组与上下地层均为角度不整合接触，根据岩性、电性及古生物特征，自下而上可划分为3个岩性段，分别为乌一段、乌二段和乌三段(图 1c)：乌一段和乌二段为储层发育段；乌三段主要发育厚层泥岩，为区域性盖层。准噶尔盆地西北缘二叠系—三叠系多发育大型冲积扇—扇三角洲复合扇体^[6]。二叠纪前陆盆地发展时期逆冲推覆作用形成的造山体系作为物源，供给充足，大量水流剥蚀与搬运来的陆源火山碎屑，经过峡谷以及山间河流，从盆地边缘出山口快速卸载形成冲积扇。沉积物继续往前搬运至湖盆斜坡区演化为扇三角洲沉积。垂向沉积序列为多期冲积扇以及扇三角洲砂体的叠合^[6-7]。研究区上乌尔禾组属于扇三角洲前缘沉积，水下分流河道砂体以及碎屑流砂体垂向上相互叠置、平面上大面积连片分布，为大规模连续性岩性地层油气藏的形成奠定了基础。

2 储层孔隙特征 2.1 储层孔隙及喉道类型

乌二段孔隙类型多样，孔隙大小分布不均。由于整体埋深较大，储层经历了压实、胶结以及溶蚀作用的改造，具有胶结物大量充填孔隙、原生孔隙被破坏、溶蚀孔隙不均质发育的特点。总体来说，储集空间以残余粒间孔为主(图 2a)，其次为浊沸石胶结物溶孔(图 2b)、颗粒溶孔(图 2c、d)，局部可见颗粒破裂形成的微裂缝(图 2e)。颗粒溶孔主要由不稳定组分如长石(图 2c)和部分火山岩屑(图 2d)溶蚀形成。荧光薄片可以更直观地显示油气主要的赋存空间。荧光薄片表明粒间杂基(图 2f)以及部分颗粒(图 2g)荧光显示强，局部还可以见到裂缝荧光(图 2h)，表明粒间孔、颗粒溶孔以及裂缝都可以作为储集油气的空间。

喉道大小与形态由储层颗粒大小、接触关系以及胶结类型所决定。根据铸体薄片及扫描电镜资料观察，乌二段喉道主要包括孔隙缩小型喉道、缩颈型喉道、片状喉道和管束状喉道。孔隙缩小型喉道指的是孔隙缩小的部分，主要发育在填隙物含量较少、粒间孔发育的储集层中。缩颈型喉道为颗粒间可变断面的收缩部分，研究区绿泥石环边胶结砂岩多发育这种喉道，由于颗粒边缘被绿泥石胶结，粒间孔隙被保留下来，而喉道变窄(图 2i)。片状喉道主要在压实较强、颗粒定向排列的砂岩中发育。管束状喉道在被杂基和胶结物大量充填、微孔发育的砂岩中发育。

2.2 储层孔隙结构

根据金202等井200多块岩心样品的物性分析数据，乌二段孔隙度分布在5.00%~25.00%，平均值为12.33%，中值为11.62%；渗透率分布于0.11~347.00 mD^①，平均值为1.47 mD，中值为0.72 mD，为低孔低渗储层。根据金202等井47块岩心样品的压汞分析数据，储层排驱压力范围为0.02~1.15 MPa，平均0.39 MPa；饱和度中值压力范围为1.75~18.21 MPa，平均7.45 MPa；退汞效率范围为13.41%~ 59.82%，平均38.09%；最大孔喉半径范围为0.24~4.44 μm，平均1.53 μm；饱和度中值半径范围为0.04~ 0.42 μm，平均0.12μm；平均毛管半径范围为0.13~6.71 μm，平均1.02 μm；分选系数范围为1.43~3.28，平均2.18。总体上，乌二段表现为以细小孔喉为主，具有较高排驱压力、中等—低退汞效率、偏细歪度、中—差分选性的孔隙结构特征。研究发现乌二段渗透率、排驱压力与分选系数之间具有较好的统计相关关系，表明排驱压力和分选系数可以作为不同孔隙结构的表征参数。由图 3可以看出，渗透率越高的样品，排驱压力越低，储层孔隙结构越好。而随着渗透率增加，分选系数增高，表明储层孔喉越分散，其孔隙结构越好，这与常规储层不同。低渗透储层由于喉道半径总体较小，而孔喉越集中，说明微小孔隙越多，其渗透性反而越差^[11-13]。

① 毫达西(mD)为非法定计量单位，1 mD =0.987×10^-3 μm²，下同。

根据47块样品的压汞曲线特征, 结合物性、排驱压力、分选系数、平均毛管半径，将乌二段孔隙结构划分为3类(表 1)，分别为Ⅰ类——大孔粗喉、Ⅱ类——中孔中喉、Ⅲ类——小孔细喉(这里的大孔以及粗喉都是指储层孔喉半径的相对大小)。典型Ⅰ类孔隙结构(图 4a)毛管曲线进汞饱和度＞80%，排驱压力较低，通常＜0.2 MPa，中等歪度；毛管半径分布直方图显示偏粗孔喉对渗透率的贡献较大，呈偏粗孔喉单峰分布特征。典型Ⅱ类孔隙结构(图 4b)毛管曲线进汞饱和度在40%~80%之间，排驱压力较高，通常为0.2~0.6 MPa，偏细歪度；毛管半径分布直方图显示偏细孔喉对渗透率的贡献较大，呈偏细孔喉单峰分布特征。典型Ⅲ类孔隙结构(图 4c)进汞饱和度＜50%，排驱压力很高，通常＞0.6 MPa，细歪度；毛管半径分布直方图显示细孔喉对渗透率的贡献较大，呈细孔喉单峰分布特征。

3 储层孔隙结构影响因素

储层孔隙结构决定储层渗流性能，是储层评价的核心。构造和沉积背景是储层孔隙形成的基础，成岩作用在孔隙演化中起重要的改造作用^[14-16]。构造挤压可以增加压实作用强度，也可以通过形成裂缝改善储层的渗透性。本次研究用于压汞分析的岩心柱塞样品不发育宏观裂缝，微裂缝也不发育。上乌尔禾组沉积后，区域挤压构造运动较弱，现今构造为较平缓的向东南倾的单斜，无明显的挤压变形，总体上构造作用对于研究区上乌尔禾组储层影响有限。如前所述，研究区乌二段沉积环境为扇三角洲前缘，骨架砂体类型为水下分流河道砂体，研究中用于实验分析的样品虽然粒度、泥质含量存在差异，但大都属于不同水动力条件下的水下分流河道砂体，沉积因素造成的粒度、泥质含量的差异更多是通过影响成岩作用的演化路径间接地决定储层最终孔隙结构面貌。沉积物进入埋藏环境后，在漫长的地质历史时期发生一系列的孔隙水-岩石化学反应，导致储层受成岩作用的影响很大^[17-18]。一方面，压实和胶结作用导致储层孔隙变小、喉道变窄、孔隙结构变差；另一方面，溶蚀作用又能改善储层孔隙，乃至储层渗透性能。研究区上乌尔禾组储层埋深大(3 500~4 200 m), 压实作用强、胶结物类型多(硅质、方解石、浊沸石等)，成岩作用对储层改造强烈(图 5)，控制了储层孔隙结构的形成与分异。

3.1 压实作用

机械压实作用导致碎屑颗粒紧密排列，粒间孔隙被压缩，这种孔隙破坏作用具有不可逆性，因而压实作用是浅层砂岩(通常＜2 500 m)孔隙破坏的最主要因素^{[16, 19]}。随着深度增加，地温升高，岩石-水热化学反应还会导致压溶作用的形成，其进一步使得颗粒接触关系由点-线接触转变为线-缝合接触，储层孔隙由大中孔转变为小微孔，喉道由孔隙缩小型转变为片状、管束状。

研究区乌二段砂岩接触关系整体以点-线以及线接触，可以见到压实作用导致的软岩屑变形以及局部由于泥质含量高造成的线-缝合接触特征(图 5a、b)。引入视压实率来定量反映压实作用强度^[20]：

式中：原始孔隙体积=20.91+22.90/S₀，S₀为Trask分选系数；压实后粒间体积=胶结物体积+现今孔隙体积(实测孔隙度)—溶蚀孔体积。

金龙2、JL2001等井47块铸体薄片的计算结果表明，乌二段视压实率在25.12%~73.95%，平均为53.54%，以中等压实为主，局部泥杂基含量高的层段可达到强压实，总体上压实作用对储层的破坏性较为显著。

由乌二段视压实率与排驱压力、分选系数交会图(图 6a、b)可以看出，随着视压实率的增加，储层排驱压力增加，分选系数减小。压实作用使得储层喉道变窄，孔喉都趋向微细孔喉，因而孔喉分选性变好，而储层孔隙结构变差。

3.2 胶结作用

研究区乌二段胶结物类型主要有浊沸石、(铁)方解石、硅质、绿泥石，其中浊沸石胶结物普遍发育，含量较高。前人研究表明，准噶尔盆地二叠系沸石矿物是在成岩过程中，由非晶质火山玻璃在一定温度和压力条件以及碱性水作用下，由于水化、水解等外生作用形成的^[21]，火山物质沸石化过程为：火山玻璃—斜发沸石—方沸石—片沸石—浊沸石^[22]。研究发现，乌二段柱状浊沸石集合体多以孔隙充填形式出现(图 5c)，较少发生溶蚀，只在局部观察到了浊沸石部分溶蚀现象，总的来说浊沸石起到充填减孔、破坏储层孔隙结构的作用。

经薄片及扫描电镜观察发现，研究区乌二段绿泥石胶结物也很常见，主要有孔隙充填和颗粒包膜两种产状(图 5d)。在水下分流河道中，火山物质水解形成的铁镁物质易形成絮凝沉淀，给绿泥石形成提供了富Fe的物质基础。颗粒绿泥石包膜可以抑制石英次生加大，但由于研究区上乌尔禾组碎屑石英总量较低，石英次生加大总量也较低，绿泥石包膜对储层孔隙保存贡献较小。粒间绒球状绿泥石胶结物充填孔隙、特别是堵塞喉道，降低储层渗透性能。

研究区自生方解石与硅质沉淀可能与火山物质蚀变密切相关。火山玻璃水解形成沸石的过程中可以释放出钙离子，多余的钙离子有利于方解石的沉淀^[21]。而火山玻璃水解过程中形成的富硅酸流体，随着局部pH值的降低，可以通过聚合反应沉淀出硅质。(铁)方解石和硅质胶结物常充填孔隙和裂缝(图 5e、f)，对储层孔隙结构起破坏作用。

引入视胶结率来定量表征胶结作用的强度^[20]：

计算结果表明，乌二段视胶结率在16.28~85.00%，平均47.53%，表现为中等—强胶结的特征。

由乌二段视胶结率与排驱压力、分选系数交会图(图 6c、d)可以看出，随着视胶结率的增加，储层排驱压力增加，分选系数减小，孔隙结构变差。可以看到，部分排驱压力较高的砂岩样品，其视压实率并不高，但视胶结率却超过60%，足以说明胶结作用对储层孔隙结构的破坏性影响。

3.3 溶蚀作用

研究区乌二段储层中存在易溶组分长石(平均体积分数10.82%)以及浊沸石胶结物(平均体积分数4.52%)，存在溶蚀作用发生的物质基础。根据经典的碎屑岩次生孔隙形成理论，中成岩期有机质成熟释放有机酸，可以对长石及浊沸石等硅酸盐矿物进行溶蚀，形成溶蚀孔隙，改善储层储集性能。理论上，2 mol钾长石在有机酸环境下溶蚀可至少形成11.91%的孔隙，2 mol钠长石溶蚀则可形成5.08%的孔隙^[23]。

引入视溶蚀率来定量反映溶蚀作用的强度^[18]：

视溶蚀率越高，说明溶蚀作用对储层孔隙的改造越显著，对应的储层孔隙度也越高。计算结果表明，研究区乌二段储层视溶蚀率在0~100%，平均13.84%，反映乌二段整体溶蚀作用较弱。

由乌二段视溶蚀率与排驱压力、分选系数交会图(图 6e、f)可以看出，视溶蚀率和排驱压力、分选系数之间相关性较差。可以看到，排驱压力较低、孔隙结构较好的砂岩，视溶蚀率可以较低；排驱压力较高、孔隙结构较差的砂岩，视溶蚀率也可以较高。这一方面反映了乌二段溶蚀作用较弱，溶蚀作用对形成优质孔隙结构储层的贡献较小；另一方面，这是由溶孔本身特性所决定的。一般来说，颗粒溶孔可以有效增加储层孔隙度，但由于颗粒溶孔连通性差，且颗粒的内部溶蚀不增加储层喉道宽度，因此对储层渗透率的贡献较小。由铸体薄片可以看到，乌二段砂岩长石溶孔呈孤立状出现，浊沸石胶结物也只在局部见到少量溶蚀(图 5g、h)，因此区内溶蚀作用未能显著改善储层孔隙结构。

3.4 视微孔隙率

乌二段储层在经受压实、胶结、溶蚀一系列的成岩作用改造后，存在大量的微孔，包括泥质间微孔、自生矿物间微孔以及粒内微孔。有时铸体薄片中观察不到显孔，但样品的实测孔隙度可以达到6%~8%，这说明存在微孔隙。微孔直径小，且连通性差，当微孔大量发育时，储层排驱压力大、退汞效率低，造成储层中大量的束缚流体^[18]。

引入视微孔率来定量表征储层中微小孔隙的含量：

视微孔率越高，说明储层中可供流体有效渗流的空间越低，储层孔隙结构越差^[20]。计算结果表明，研究区乌二段储层视微孔隙率在15.46%~94.23%，平均60.67%。

由乌二段视微孔隙率和排驱压力以及分选系数交会图(图 6g、h)可以看出，随着视微孔隙率增加：储层排驱压力增加，孔隙结构变差；由于微孔分选性变好，因而孔喉分选系数变小。

4 孔隙结构定量评价 4.1 孔隙结构定量评价参数

由前所述，压实作用、胶结作用、溶蚀作用的强度以及微孔隙含量4种因素共同决定乌二段储层最终的孔隙结构特征，单一利用其中任何一个参数，都难以准确表征储层孔隙结构。而研究表明，成岩综合指数能够全面反映压实、胶结、溶蚀以及微孔隙含量对储层孔隙结构的综合影响程度^{[18, 24]}，成岩综合指数越高，说明使储层孔隙结构变好的成岩作用影响越大，而使储层孔隙结构变差的成岩作用影响越小。

计算结果表明，成岩综合指数与反映储层微观孔隙结构的参数，如排驱压力、分选系数有着较好的相关关系，其与反映储层整体结构参数的储层品质因子RQI(式(6))也有着较好的相关性(图 7)。这充分表明，反映各种成岩作用及微孔隙含量对储层影响程度的成岩综合指数能够较好地表征储层孔隙结构。

式中：K为渗透率(mD)；φ为孔隙度。

4.2 孔隙结构定量评价

综上所述，利用成岩综合指数可以有效表征储层孔隙结构。因此，在上述分析工作的基础上，通过成岩综合指数对研究区乌二段储层孔隙结构进行分类以及定量评价(表 2)。

Ⅰ类——大孔粗喉储层：具有最低的排驱压力，最大的分选系数。铸体薄片镜下观察表明，此类储层显孔面孔率最高，填隙物体积分数也最低，储层孔隙类型以残余粒间孔为主，孔隙直径通常大于50 μm，喉道类型主要为孔隙缩小型喉道。这类储集岩粒间泥质体积分数低，分选好，受压实以及胶结作用的破坏最小，粒间孔被最好地保存；同时，由于填隙物体积分数低，粒间微孔较少，成岩综合指数大于8%，物性及储层品质因子也最高，是最有利的孔隙结构。

Ⅱ类——中孔中喉储层：与Ⅰ类储层孔隙结构相比，此类储层受压实及胶结作用的破坏更大。镜下观察其面孔率一般在2%~5%，填隙物体积分数也更高(5%~8%)，储层孔隙类型以残余粒间孔和颗粒溶孔组合出现，由于压实作用和胶结作用增强，原生孔受到压缩及充填，孔隙直径通常在25~50 μm，喉道类型主要为缩颈喉道以及片状喉道。此类孔隙结构对应较高的排驱压力以及较低的分选系数，成岩综合指数在2%~8%，总体而言也是研究区较有利的孔隙结构。

Ⅲ类——小孔细喉储层：此类储集体受到的压实和胶结作用最强，显孔面孔率通常小于2%，由于粒间填隙物体积分数高(大于8%)，微孔隙也最发育。镜下观察其孔隙类型多为直径小于25 μm的小孔和溶蚀孔，其对应的排驱压力最高、分选系数最低，成岩综合指数小于2%，为研究区最差孔隙结构的储层。

图 8为金205井乌二段储层段成岩综合指数划分结果，可以看到：Ⅰ类和Ⅱ类孔隙结构储层粒间孔隙更发育，储层含油性也更好；Ⅲ类孔隙结构的储层明显受压实作用影响更强，粒间孔隙总体不发育，储层喉道半径较小。因此在对储层孔隙结构控制因素分析的基础上，简单地通过铸体薄片和物性数据就可以对储层孔隙结构有定性以及定量的认识，为后期油田高效开发提供地质依据。这种定量评价储层孔隙结构的方法，在其他受成岩作用控制的低渗储层中也同样值得尝试。

5 结论

1) 上乌尔禾组二段储层孔隙结构整体较差，表现为细小孔喉、中等—细歪度、较高排驱压力的孔隙结构特征。根据压汞曲线形态结合压汞参数，将乌二段储层划分为大孔粗喉、中孔中喉、小孔细喉3种类型。

2) 研究区乌二段储层孔隙结构主要受成岩作用控制，压实、胶结作用以及发育微孔隙是储层孔隙结构变差的主要因素，溶蚀作用对改善储层孔隙结构贡献小。随着视压实率、视胶结率、视微孔隙率的增大，排驱压力减小，分选系数增大，储层孔隙结构变差。

3) 成岩综合指数与排驱压力、分选系数、储层品质因子具有较好的统计相关性，因此可以作为定量表征不同孔隙结构的参数。对研究区乌二段而言：Ⅰ类孔隙结构成岩综合指数大于8%，Ⅱ类孔隙结构成岩综合指数为2%~8%，Ⅲ类孔隙结构成岩综合指数小于2%。