Natural Gas Geoscience >

2023 , Vol. 34 >Issue 9: 1627 - 1640

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.04.004

Effects of clay minerals and pore-throat characteristics on the movable fluid of tight sandstones：A case study of the Shanxi Formation in eastern Ordos Basin

  • Mi LI , 1 ,
  • Yinghai GUO 2 ,
  • Yihao YANG , 3 ,
  • Kuo JIAN 1, 4 ,
  • Zhongliang RU 1 ,
  • Guanlin LI 2
Expand
  • 1. School of Energy and Materials Engineering，Taiyuan University of Science and Technology，Taiyuan 030024，China
  • 2. School of Resources and Geosciences，China University of Mining and Technology，Xuzhou 221116，China
  • 3. Shanxi Lanyan Coalbed Methane Engineering Research Co. Ltd. ，Jincheng 048000，China
  • 4. Shanxi Lanyan Coalbed Methane Group Co. Ltd. ，Jincheng 048000，China

Received date: 2023-03-10

  Revised date: 2023-04-11

  Online published: 2023-09-01

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(42102218)

the Fundamental Research Program of Shanxi Province, China(202303021211209)

the Jincheng Key Research and Development Plan

Project(20220118)

Fold

Abstract

The study of the factors affecting the movable fluid of tight sandstones can effectively improve the accuracy of reservoir development potential evaluation. The typical tight sandstone samples of Shanxi Formation in the eastern Ordos Basin were collected， and the effects of clay minerals and pore-throat characteristics on the movable fluid were analyzed by using multiple tests， including thin section petrography， scanning electron microscopy， X-ray diffraction， rate-controlled porosimetry， and nuclear magnetic resonance. Based on the pore types， the tight sandstones were divided into three types as follows： （a） Intergranular pore-dissolution pore-intercrystalline pore type （type-I）； （b） Dissolution pore-intercrystalline pore type （type-II）； and （c） Intercrystalline pore type （type-III）. The contents of movable fluid saturation （MFS） of sandstones ranged from 9.39% to 78.79%， with an average of 41.63%， and had a moderate positive correlation with permeability. The study showed that the clay minerals were not conducive to movable fluid， and the pores larger than 200 μm and throats larger than 1 μm were conducive to fluid mobility. The high content of illite occurred as pore-bridging phases， which played a significant role in inhibiting fluid mobility. The type-I sandstones had high MFS values， of which the pores greater than 200 μm occupied a relatively high proportion， and the throats greater than 1μm occupied more than 50%. The contents of MFS in type-II sandstones varied greatly. However， with the increase of dissolution pores and the decrease of intercrystalline pores， the binding on the fluid caused by the pore-throats was weakened， resulting in the increase of the MFS values. The type-III sandstones were dominated by pores less than 200 μm， and throats less than 0.5 μm accounted for more than 50%. Thus， the contents of MFS in type-III sandstones were extremely low.

Key words： Tight sandstone; Movable fluid; Pore-throat characteristic; Clay mineral; Ordos Basin

Cite this article

Mi LI , Yinghai GUO , Yihao YANG , Kuo JIAN , Zhongliang RU , Guanlin LI . Effects of clay minerals and pore-throat characteristics on the movable fluid of tight sandstones：A case study of the Shanxi Formation in eastern Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2023 , 34(9) : 1627 -1640 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.04.004

0 引言

煤系天然气具有丰富的资源量，是我国非常规油气资源开发的重要领域［1］。其中，致密砂岩气占有较大比重，是我国目前最具现实意义的勘探开发目标之一［2-3］。鄂尔多斯盆地上古生界煤系地层蕴藏着丰富的致密砂岩气资源，聚集形成多个大型致密气藏［4］。近期勘探开发成果与相关研究表明，致密砂岩储层具有强烈的微观非均质性，束缚流体饱和度差异显著（18.06%~96.47%）［5］，且存在“亚束缚水饱和度现象”［6］，即原始含水饱和度远低于束缚水饱和度［7］，导致储层开发面临严重的“水锁”伤害。因此，面临致密砂岩储层高效开发的需求，基于物性参数的常规储层评价存在局限，引入可动流体参数表征储层渗流特征，是评价储层开发潜力（可动用资源量）的有利手段［5，8-9］。
目前，核磁共振技术可以获取多孔岩石中流体所含氢核在外加磁场中自旋所产生的弛豫时间（T 2）及幅度。基于氢核弛豫时间与孔隙半径成正比的理论基础［10-11］，核磁共振技术不仅可以获取岩石中含流体孔隙的结构信息，而且可以反映不同半径孔隙中流体的分布特征。近年来，多位学者通过开展致密砂岩样品饱水及离心状态的核磁共振实验，识别了可动流体与束缚流体，揭示了二者的分布特征及影响因素［8-9，12-19］。研究表明，致密砂岩可动流体分布差异显著，影响因素众多且尚存争议［5］。其中，影响因素包括宏观因素如沉积环境、成岩作用，以及微观因素如储层物性、孔喉特征、黏土矿物、微裂隙等。多数研究显示致密砂岩储层的孔隙、喉道半径越大，可动流体饱和度越高，且喉道半径的影响作用更强［12-13，15，17］，但不同大小的孔隙、喉道半径对储层可动流体的影响研究仍然较少［20］。此外，对于不同地区的致密砂岩储层，其黏土矿物发育特征存在差异，不同类型、含量及产状的黏土矿物对可动流体的影响程度不同［8-9］，不能一概而论。因此，为了提高致密砂岩储层开发潜力评价的准确性，有必要开展储层可动流体分布的影响因素研究。
根据鄂尔多斯盆地东部上古生界致密砂岩的相关研究，储层的微观特征，尤其是孔喉及黏土矿物特征非均质性显著，且受到沉积及成岩作用的共同控制［21-22］。因此，本文以鄂尔多斯盆地东部（图1）山西组致密砂岩为研究对象，联合铸体薄片观察、扫描电镜观测、X射线衍射分析、恒速压汞及核磁共振测试，重点揭示黏土矿物和孔喉特征对可动流体分布的影响规律及机理，以期为储层的高效开发提供理论依据。
图1 研究区取样井位分布及代表性样品的取样层位（据参考文献［23］修改）

Fig.1 Sampling well locations in the study area and stratigraphic characteristics of representative samples （modified from Ref.［23］）

1 样品及实验

1.1　岩心样品

由取自鄂尔多斯盆地东部8口钻井的65块岩心样品的铸体薄片鉴定结果可知，山西组砂岩的岩石类型包括石英砂岩、岩屑石英砂岩和岩屑砂岩（图2）。砂岩的碎屑组分以石英和岩屑为主，平均含量分别为67.00%和15.03%；长石含量较低，平均含量为0.52%。山西组砂岩的面孔率较低，介于0.10%~9.10%之间，平均面孔率为2.66%。砂岩的孔隙类型以溶孔（包括粒间溶孔和粒内溶孔）和黏土矿物晶间孔为主，平均面孔率分别为1.84%和0.46%；仅在13个样品中观察到残余粒间孔，平均面孔率为0.35%。根据山西组砂岩的孔隙类型，可将其划分为“粒间孔—溶孔—晶间孔型”、“溶孔—晶间孔型”和“晶间孔型”储层。
图2 研究区山西组砂岩样品的岩石类型

Fig.2 Rock types of sandstone samples from Shanxi Formation in the study area

基于以上特征，选取8块代表性岩心样品（表1）进一步开展扫描电镜观测、X射线衍射分析、恒速压汞及核磁共振测试。其中，1#、3#和7#样品取自山2段，其余样品取自山1段（图1）。此外，样品中未见宏观裂隙，氦气孔隙度介于2.68%~12.50%之间，空气渗透率介于（0.093 0~0.892 0）×10-3 μm2之间，属于典型的致密砂岩储层（表1）。
表1 山西组典型致密砂岩样品的岩性、物性及孔隙发育特征

Table 1 Lithology, physical properties and pore characteristics of typical tight sandstone samples from Shanxi Formation

样品

编号

深度

/m

 层位

孔隙度

/%

渗透率

/（10-3 μm2）

 岩性 孔隙类型及面孔率/% 孔隙组合类型
残余粒间孔 粒间溶孔 粒内溶孔 晶间孔 总面孔率
1# 2 589.19 山2 5.90 0.892 0 石英砂岩 2.00 2.50 0.00 1.00 5.50 粒间孔—溶孔—晶间孔型
2# 2 695.08 山1 11.17 0.560 7 岩屑石英砂岩 1.00 1.00 4.00 0.50 6.50 粒间孔—溶孔—晶间孔型
3# 1 992.45 山2 9.10 0.454 0 岩屑石英砂岩 0.00 0.00 1.50 0.50 2.00 溶孔—晶间孔型
4# 3 740.06 山1 11.29 0.474 8 石英砂岩 0.00 0.00 6.50 1.50 8.00 溶孔—晶间孔型
5# 1 924.56 山1 12.50 0.327 5 岩屑砂岩 0.00 0.00 1.50 1.00 2.50 溶孔—晶间孔型
6# 2 831.37 山1 11.87 0.491 0 岩屑砂岩 0.00 0.00 0.20 1.00 1.20 溶孔—晶间孔型
7# 2 409.19 山2 2.68 0.093 0 岩屑砂岩 0.00 0.00 0.00 0.20 0.20 晶间孔型
8# 2 196.48 山1 5.20 0.291 0 岩屑石英砂岩 0.00 0.00 0.00 0.20 0.20 晶间孔型

1.2　实验方法

为避免非均质性对实验结果的影响，8块柱状样品（长度为50 mm，直径为25 mm）均平行于岩心层面钻取。首先，截取长约5 mm柱样制备铸体薄片。其次，参照文献［11］的方法消除余样中的沥青，并将其烘干、抽真空，然后依据《岩样核磁共振参数实验室测量规范》（SY/T6490—2014）在MacroMR12-150H-I型核磁共振仪上依次开展样品饱水状态及离心状态的核磁共振实验。其中，饱水状态指样品被KCl溶液（矿化度为80 g/L［4］）完全饱和后的岩心状态，离心状态指经过高速离心实验后（离心力为2.00 MPa）的岩心状态。最后，再次截取长约40 mm柱样，烘干后开展恒速压汞测试，剩余样品进行扫描电镜观测和X射线衍射分析。恒速压汞实验依据《岩石毛管压力曲线测定恒速法》（Q/SY DQ1526—2012）在ASPE-730型恒速压汞仪上进行，实验的恒定进汞速率为0.000 05 mL/min，最大进汞压力为6.20 MPa。

2 实验结果和讨论

2.1　黏土矿物组成

X射线衍射分析结果（表2）显示黏土矿物的类型多样，且绝对含量平均可达15.25%，反映黏土矿物是山西组致密砂岩的重要矿物类型之一。样品中普遍含有伊利石和高岭石，平均相对含量分别为37.13%和29.50%。除1#样品外，其余样品均含有绿泥石，其平均相对含量为25.00%。此外，部分样品中含有伊/蒙间层矿物，平均相对含量为13.40%。
表2 山西组典型致密砂岩样品的黏土矿物组成及含量

Table 2 Types and contents of clay minerals occurred in typical tight sandstone samples of Shanxi Formation

样品编号 黏土矿物相对含量/% 伊/蒙间层比 黏土矿物绝对含量/%
伊/蒙间层 伊利石 高岭石 绿泥石
1# 31 33 36 / 10 3
2# / 41 18 41 / 14
3# 19 7 73 1 10 13
4# / 23 44 33 / 10
5# 3 26 35 36 20 17
6# / 37 16 47 / 20
7# 6 83 2 9 40 27
8# 8 47 12 33 20 18

2.2　微观孔喉特征

2.2.1　孔喉类型

1#和2#样品的孔隙类型多样，发育残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔和晶间孔［图3（a）—图3（c）］，可将其划分为“粒间孔—溶孔—晶间孔型”储层。残余粒间孔和粒间溶孔的半径较大，常见（弯）片状喉道［图3（a）—图3（c）］，有时被黏土矿物充填而发育管束状喉道［图3（b）］。3#至6#样品发育粒内溶孔和晶间孔［图3（d）—图3（f）］，可将其划分为“溶孔—晶间孔型”储层。粒内溶孔中常因黏土矿物充填而发育管束状喉道［图3（d）］，偶见（弯）片状喉道。7#和8#样品仅发育晶间孔［图3（g）—图3（i）］，可将其划分为“晶间孔型”储层，发育管束状喉道。
图3 山西组典型致密砂岩样品的孔喉及黏土矿物特征

（a）残余粒间孔和粒间溶孔，可见（弯）片状喉道，2#样品；（b）高岭石充填残余粒间孔，发育管束状喉道，2#样品；（c）粒间溶孔，可见片状喉道，1#样品；（d）粒内溶孔和晶间孔，可见管束状喉道，4#样品；（e）高岭石化碎屑和高岭石胶结物，发育晶间孔和管束状喉道，6#样品；（f）粒间充填的绿泥石和高岭石，5#样品；（g）伊利石晶间孔和管束状喉道，7#样品；（h）高岭石晶间孔和管束状喉道，8#样品；（i）粒间充填的伊利石，7#样品

Fig.3 Photomicrograph of pore-throats and clay minerals occurred in typical tight sandstone samples of Shanxi Formation

2.2.2　孔喉半径分布

通过恒速压汞实验获取山西组致密砂岩样品的孔喉半径等实验参数（表3）以及孔隙半径、喉道半径、孔喉比的分布曲线图（图4）。致密砂岩样品的孔隙半径分布曲线［图4（b）］差异较小，反映主体孔隙半径分布范围相似（100~250 μm）且峰值接近（120~150 μm），与文献［11-12，22，24-25］中报道的孔隙半径分布特征相似。然而，致密砂岩样品的喉道半径分布曲线［图4（c）］差异显著，主体喉道半径分布范围不同，且峰值变化较大（0.23~1.70 μm）。其中，1#和2#样品（“粒间孔—溶孔—晶间孔型”储层）的喉道半径分布曲线呈现多峰—双峰态特征，主体喉道半径分布范围较宽（0.30~2.30 μm），且半径>1 μm的喉道占比较高；3#至6#样品（“溶孔—晶间孔型”储层）的喉道半径分布曲线呈现双峰—单峰态特征，主体喉道半径分布范围随着溶孔的减少、晶间孔的增多逐渐左移，如3#样品的主体喉道半径分布范围介于0.30~2.30 μm之间，而6#样品的主体喉道半径分布范围介于0.20~0.70 μm之间；7#和8#样品（“晶间孔型”储层）的喉道半径分布曲线呈现单峰态特征，主体喉道半径分布范围较窄（0.20~0.70 μm），且半径<0.5 μm的喉道占比较高。此外，致密砂岩样品具有较大的孔喉比［11］，介于132.57~435.67之间。尽管不同样品的孔隙半径分布相似，但由于喉道半径分布差异显著，导致孔喉比分布［图4（d）］也存在较大差异［22］。
表3 山西组典型致密砂岩样品的恒速压汞实验参数

Table 3 Parameters derived from the rate-controlled porosimetry tests of typical tight sandstone samples from Shanxi Formation

样品编号

平均孔隙

半径/μm

平均喉道

半径/μm

平均

孔喉比

总进汞

饱和度/%

孔隙进汞

饱和度/%

喉道进汞

饱和度/%

 排驱压力/MPa 孔隙组合类型
1# 181.38 1.44 187.62 92.14 71.19 20.95 0.350 粒间孔—溶孔—晶间孔型
2# 148.66 1.10 143.20 55.04 17.49 37.56 0.309 粒间孔—溶孔—晶间孔型
3# 159.96 1.05 238.09 68.70 42.96 25.73 0.350 溶孔—晶间孔型
4# 164.21 1.13 132.57 72.14 32.99 39.14 0.231 溶孔—晶间孔型
5# 149.23 0.71 187.73 59.50 24.11 35.39 0.606 溶孔—晶间孔型
6# 141.13 0.48 240.65 33.07 5.95 27.13 0.939 溶孔—晶间孔型
7# 121.51 0.59 183.72 53.81 12.87 40.94 0.790 晶间孔型
8# 127.30 0.30 435.67 52.57 30.18 22.40 0.897 晶间孔型
图4 山西组典型致密砂岩样品的总进汞压力曲线以及孔隙半径、喉道半径、孔喉比分布曲线

Fig.4 Curves of total mercury， pore radius distribution， throat radius distribution and pore-throat radius ratio distribution of typical tight sandstone samples from Shanxi Formation

2.3　可动流体的分布特征

2.3.1　 T 2谱曲线形态

山西组致密砂岩样品的核磁共振T 2谱曲线（图5）显示，当样品为饱水状态时，多数样品的T 2谱曲线呈现双峰特征，仅7#样品与8#样品的T 2谱曲线［图5（c）］呈现单峰特征。致密砂岩饱水状态的核磁共振实验可以反映样品中孔隙分布的全貌［9， 11］，因此该结果表明多数样品中不同大小的孔隙共存，而7#样品和8#样品中仅发育小孔隙。其中，1#样品的右峰频率显著高于左峰［图5（a）］，反映样品中大孔隙占比高；2#样品的左峰频率与右峰相当［图5（a）］，反映样品中大孔隙与小孔隙的占比接近；3#、4#及5#样品的左峰频率升高，但仍低于右峰，且双峰之间呈现连续形态［图5（b）］，反映样品中小孔隙占比逐渐增大但仍以大孔隙为主；6#样品的左峰频率显著高于右峰［图5（b）］，反映样品中小孔隙的占比高。
图5 山西组典型致密砂岩样品的核磁共振T 2谱

Fig.5 Nuclear magnetic resonance T 2 spectra of typical tight sandstone samples from Shanxi Formation

致密砂岩样品离心状态的T 2谱曲线（图5）显示，束缚水主要赋存于样品的小孔隙及部分大孔隙中。对比饱水状态的T 2谱曲线，同一样品在离心状态的T 2谱曲线形态变化可反映可动流体的分布特征。结果显示，2#、5#、6#样品的左峰形态［图5（a），图5（b）］以及7#、8#样品的峰值形态［图5（c）］未发生明显变化，表明样品中的小孔隙含有的可动流体含量极低。相反的，1#样品至6#样品的右峰频率在离心后发生明显下降［图5（a），图5（b）］，表明样品中的大孔隙含有一定含量的可动流体，而下降幅度反映了可动流体含量的差异。比如，1#样品的右峰频率下降幅度较大［图5（a）］，而6#样品右峰频率下降幅度较小［图5（b）］，反映6#样品中大孔隙含有的可动流体含量显著低于1#样品。此外，4#样品的左峰频率呈现小幅度下降［图5（b）］，反映样品中小孔隙含有较低含量的可动流体。需要特别说明的是，1#、3#样品的左峰频率在离心后反而高于饱水状态［图5（a），图5（b）］，可能是由于邻近大孔隙中的水在离心力作用下窜入小孔隙中造成［26］。
结合致密砂岩样品的孔隙类型，对比不同样品在饱水及离心状态的T 2谱曲线形态，可知1#和2#样品（“粒间孔—溶孔—晶间孔型”储层）中大孔隙的占比较高，可动流体含量较高且主要分布在大孔隙中；3#至6#样品（“溶孔—晶间孔型”储层）随着溶孔的减少、晶间孔的增多，大孔隙的占比逐渐减小而小孔隙的占比逐渐增大，同时主要分布在大孔隙中的可动流体含量逐渐降低；7#和8#样品（“晶间孔型”储层）仅发育小孔隙，可动流体含量极低。

2.3.2　可动流体参数

山西组致密砂岩样品的可动流体参数差异较大（表4），反映砂岩中的可动流体分布具有强非均质性。其中，T 2截止值（T 2cutoff，简写为T 2c）为束缚流体与可动流体的分界阈值，可通过离心标定法求取，其具体方法为：从离心状态的T 2谱累积曲线最大值处做水平线，该水平线与饱水状态的T 2谱累积曲线相交，从交点引垂线到横轴，其对应的T 2值即为T 2c ［26］。计算结果表明该值介于3.37~90.39 ms之间，平均为18.90 ms。
表4 山西组典型致密砂岩样品的核磁共振实验参数

Table 4 Parameters derived from the nuclear magnetic resonance tests of typical tight sandstone samples from Shanxi Formation

样品编号 核磁孔隙度/% 渗透率/（10-3 μm2） 可动流体百分数/% 束缚流体百分数/% T 2c/ms 可动流体孔隙度/%
1# 4.67 0.892 0 78.79 21.21 90.39 3.68
2# 11.53 0.560 7 40.10 59.90 7.32 4.62
3# 9.14 0.454 0 58.86 41.14 22.09 5.38
4# 11.34 0.474 8 67.44 32.56 3.95 7.65
5# 12.58 0.327 5 47.00 53.00 10.16 5.91
6# 11.67 0.491 0 22.07 77.93 3.37 2.57
7# 2.56 0.093 0 9.41 90.59 5.17 0.24
8# 4.86 0.291 0 9.39 90.61 8.76 0.46
岩样的可动流体百分数可以通过截断法和离心法求取［27］。截断法即确定T 2c后，将弛豫时间大于T 2c所对应的流体称为可动流体，而将弛豫时间小于T 2c所对应的流体称为束缚流体，则可动流体百分数为可动流体体积与饱和流体体积之比。截断法基于理想的双峰模型，认为大孔隙中的流体全部为可动流体，而小孔隙中的流体全部为束缚流体。离心法将岩样的离心过程视为驱替过程，可动流体百分数为离心前后可驱出流体体积与饱和流体体积之比。根据研究区致密砂岩样品离心前后的T 2谱曲线特征（图5），可知大孔隙中存在一定含量的束缚流体，小孔隙中也存在少量的可动流体。因此，与截断法相比，通过离心法求取可动流体百分数更能反映实际的可动流体含量［27］。其具体方法为：求取饱水状态的T 2谱累积曲线最大值与离心状态的T 2谱累积曲线最大值的差值，该差值与饱水状态的T 2谱累积曲线最大值之比即为可动流体百分数。计算结果表明砂岩样品的可动流体百分数介于9.39%~78.79%之间，平均为41.63%。
将饱水状态的T 2谱累积曲线最大值标定为总孔隙度，离心状态的T 2谱累积曲线最大值标定为束缚流体孔隙度，二者差值即为可动流体孔隙度［26］。计算结果表明，砂岩样品的可动流体孔隙度介于0.24%~7.65%之间，平均为3.81%。对比近年来鄂尔多斯地区的相关研究，发现研究区山西组致密砂岩的可动流体参数与苏里格地区较为接近，或许是由于二者沉积环境与岩性的相似性［12，15，24-25，28］。此外，与许多研究结果一致［19-20］，研究区山西组致密砂岩样品的可动流体百分数与渗透率的相关性优于孔隙度（图6）。
图6 山西组典型致密砂岩样品的可动流体百分数与孔隙度和渗透率的关系

Fig.6 Relationship between MFS versus porosity and permeability of typical tight sandstone samples from Shanxi Formation

2.4　储层微观特征对可动流体分布的影响

2.4.1　黏土矿物

黏土矿物作为山西组致密砂岩的重要矿物类型之一，其绝对含量与可动流体百分数呈较强的负相关［图7（a）］。前人研究提出黏土矿物的存在增大了岩石的比表面积，使岩石表面对流体产生较强的束缚作用，因而限制了流体的可动性［20］。镜下特征显示，黏土矿物在研究区砂岩中以胶结物和蚀变碎屑的形式存在（图3），其中赋存晶间孔与管束状喉道，孔喉半径细小、表面粗糙，对流体的束缚性较强。核磁共振实验结果也证实，7#、8#样品（“晶间孔型”储层）中可动流体含量均低于10%。当黏土矿物作为胶结物存在时，其通常切割或堵塞粒间孔或溶孔等半径较大的孔隙，导致部分可动流体转变为束缚流体。
图7 山西组典型致密砂岩样品的可动流体百分数与黏土矿物绝对含量的关系

Fig.7 Relationship between MFS versus clay mineral content of typical tight sandstone samples from Shanxi Formation

山西组致密砂岩中黏土矿物的类型多样，通过对比可动流体百分数与不同黏土矿物绝对含量的相关性［图7（b）—图7（d）］，发现伊利石对可动流体分布的影响较强，高岭石和绿泥石对可动流体分布的影响较弱。其中，可动流体百分数与伊利石的绝对含量呈中等负相关［图7（c）］。镜下特征显示，高岭石呈分散质点式充填孔隙［图3（f）］，绿泥石通常呈孔隙衬边式产出［图3（f）］，伊利石呈搭桥式分割孔隙［图3（i）］。已有研究指出，与分散质点式和孔隙衬边式产状相比，搭桥式产状对流体流动的抑制作用更强［29］。此外，研究区山西组致密砂岩样品中的伊利石含量较高，也可能是伊利石对可动流体分布影响较强的原因之一。高岭石常充填溶孔［图3（d）］，反映其是酸性条件下溶蚀作用的产物［30］。作为次生孔隙发育的标志，较高的高岭石含量代表了较强溶蚀作用的发生［31-32］，可以改善流体的可动性；然而，高岭石的沉淀同时伴随着晶间孔与管束状喉道的发育［图3（b）］，该类孔喉对流体的束缚性较强。因此，研究认为可能是由于2种作用相互抵消，导致高岭石对研究区致密砂岩样品可动流体分布的影响较弱。孔隙衬边式产出的绿泥石减小了孔隙及喉道半径，直接限制了流体的可动性［8-9］。但是，由于研究区山西组致密砂岩样品中的绿泥石含量较低，对可动流体分布没有产生明显的抑制作用。

2.4.2　孔喉特征

许多研究已经证实，孔喉半径是影响致密砂岩流体可动性的重要因素，且较大的孔喉半径有利于提高流体的可动性［13，15，17］。山西组致密砂岩样品的可动流体百分数与平均孔隙半径、平均喉道半径均呈较强的正相关性［图8（a）］，与孔喉比呈较弱的负相关性［图8（b）］。结合致密砂岩样品的孔喉特征可知，除7#与8#样品（“晶间孔型”储层）的孔喉类型单一、半径较小且孔隙特别是喉道半径分布范围较窄之外；其余样品（“粒间孔—溶孔—晶间孔型”、“溶孔—晶间孔型”储层）由于粒间孔、溶孔的发育，使得孔喉类型多样化，且孔隙特别是喉道半径分布范围更宽广。因此，为进一步厘定不同大小孔隙、喉道对储层流体可动性的影响，基于致密砂岩样品的孔喉类型及孔喉半径分布特征，将孔隙半径划分为<100 μm、100~200 μm、>200 μm 3个区间，同时将喉道半径划分为<0.5 μm、0.5~1 μm、>1 μm 3个区间，统计不同半径区间孔隙、喉道的累积频率（图9）并与可动流体百分数进行相关性分析（图10）。
图8 山西组典型致密砂岩样品的可动流体百分数与平均孔隙半径、平均喉道半径及孔喉比的关系

Fig.8 Relationship between MFS versus average pore radius， average throat radius and pore-throat radius ratio of typical tight sandstone samples from Shanxi Formation

图9 山西组典型致密砂岩样品不同半径区间孔隙、喉道的累积频率分布

Fig.9 Cumulative frequency of pore and throat in different radius interval of typical tight sandstone samples from Shanxi Formation

图10 山西组典型致密砂岩样品的可动流体百分数与不同半径区间孔隙、喉道累积频率的关系

Fig.10 Relationship between MFS versus pore and throat in different radius interval of typical tight sandstone samples from Shanxi Formation

结果表明，半径介于100~200 μm区间的孔隙在研究区致密砂岩样品中占比最高，平均为85.61%；半径>200 μm区间的孔隙占比次之，平均为10.77%；半径<100 μm区间的孔隙占比最低，平均为3.62%［图9（a）］。其中，半径<100 μm区间的孔隙占比与可动流体百分数呈中等的负相关性［图10（a）］，半径介于100~200 μm区间的孔隙占比与可动流体百分数呈较弱的负相关性［图10（b）］，反映半径<200 μm区间的孔隙不利于流体的可动性，但随着半径增大，孔隙对流体的束缚性逐渐减弱；半径>200 μm区间的孔隙占比与可动流体百分数呈较强的正相关性［图10（c）］，反映该类孔隙是研究区致密砂岩样品可动流体的有利赋存空间。
半径介于0.5~1 μm区间的喉道在研究区致密砂岩样品中占比较高，平均为43.06%；半径<0.5 μm和>1 μm区间的喉道占比较低，分别为28.89%和28.05%［图9（b）］。其中，半径<0.5 μm区间的喉道占比与可动流体百分数呈较强的负相关性［图10（d）］，反映该类喉道对流体具有较强的束缚性；半径介于0.5~1 μm区间的喉道占比与可动流体百分数无明显的相关性［图10（e）］，而半径>1 μm区间的喉道占比与可动流体百分数呈中等的正相关性［图10（f）］，反映半径>1 μm区间的喉道，即微米级喉道有利于流体的可动性。
“晶间孔型”砂岩（7#和8#样品）的平均孔隙、喉道半径均较小（表3），且以半径<200 μm区间的孔隙为主［图9（a）］，同时半径<0.5 μm区间的喉道占比大于50%［图9（b）］，不利于流体的可动性；核磁共振实验结果显示该类样品的孔隙中以束缚流体为主［图5（c）］，可动流体百分数极低（表4）。“粒间孔—溶孔—晶间孔型”砂岩（1#和2#样品）的平均孔隙、喉道半径均较大（表3），样品中几乎不含半径<100 μm区间的孔隙，而半径>200 μm区间的孔隙占比较高［图9（a）］，同时半径>1 μm区间的喉道占比大于50%［图9（b）］，有利于流体的可动性；核磁共振实验结果显示该类样品的可动流体百分数较高（表4），且可动流体主要分布在大孔隙中［图5（a）］。
值得注意的是，“溶孔—晶间孔型”砂岩（3#至6#样品）的孔隙、喉道半径分布特征复杂，且可动流体百分数变化较大（介于22.07%~67.44%之间）。研究认为，随着砂岩样品中溶孔的减少、晶间孔的增多，平均孔隙、喉道半径减小，半径>200 μm区间的孔隙占比降低而半径<100 μm区间的孔隙占比升高，同时半径>1 μm区间的喉道占比降低而半径<0.5 μm区间的喉道占比升高，导致孔喉对流体的束缚性增强，可动流体百分数降低。核磁共振实验结果也证实，对于4#、3#、5#和6#样品，随着溶孔面孔率的降低（表1），主要分布在大孔隙中的可动流体含量逐渐减少［图5（b）］，可动流体百分数依次降低（表4）。

3 结论

（1）根据鄂尔多斯盆地东部山西组致密砂岩的孔隙类型，可将其划分为“粒间孔—溶孔—晶间孔型”、“溶孔—晶间孔型”及“晶间孔型”储层。对比饱水状态的T 2谱曲线，砂岩样品在离心状态的T 2谱曲线形态变化反映可动流体主要分布在大孔隙及部分小孔隙中。砂岩样品的可动流体百分数介于9.39%~78.79%之间，平均为41.63%，且与渗透率呈中等的正相关性。
（2）山西组致密砂岩样品中普遍含有伊利石和高岭石，多数含有绿泥石，部分含有伊/蒙间层矿物。黏土矿物的存在不利于流体的可动性。其中，伊利石含量较高，呈搭桥式分割孔隙，对流体的可动性具有较强的抑制作用；高岭石和绿泥石对可动流体分布的影响较弱。
（3）山西组致密砂岩样品的平均孔隙半径介于121.51~181.38 μm之间，平均喉道半径介于0.30~1.44 μm之间，孔喉比介于132.57~435.67之间。半径<200 μm区间的孔隙不利于流体的可动性，随着半径增大，孔隙对流体的束缚性逐渐减弱，半径>200 μm区间的孔隙是可动流体的有利赋存空间；半径<0.5 μm区间的喉道对流体具有较强的束缚性，而半径>1 μm区间的喉道有利于流体的可动性。
（4）“粒间孔—溶孔—晶间孔型”砂岩中半径>200 μm区间的孔隙占比较高，同时半径>1 μm区间的喉道占比大于50%，可动流体百分数较高。“溶孔—晶间孔型”砂岩的可动流体百分数变化较大，但随着溶孔的增多、晶间孔的减少，孔喉对流体的束缚性减弱，可动流体百分数增高。“晶间孔型”砂岩以半径<200 μm区间的孔隙为主，同时半径<0.5 μm区间的喉道占比大于50%，可动流体百分数极低。

References

Publishing order | Descend order by publishing year | Descend order by cited within
1
秦勇， 申建， 史锐. 中国煤系气大产业建设战略价值与战略选择［J］. 煤炭学报， 2022， 47（1）： 371-387.

QIN Y， SHEN J， SHI R. Strategic value and choice on construction of large CMG industry in China［J］. Journal of China Coal Society， 2022， 47（1）： 371-387.

2
戴金星， 倪云燕， 吴小奇. 中国致密砂岩气及在勘探开发上的重要意义［J］. 石油勘探与开发， 2012， 39（3）： 257-264.

DAI J X，NI Y Y，WU X Q.Tight gas in China and its significance in exploration and exploitation［J］.Petroleum Exploration and Development， 2012， 39（3）： 257-264.

3
邹才能， 张国生， 杨智， 等. 非常规油气概念、特征、潜力及技术——兼论非常规油气地质学［J］. 石油勘探与开发， 2013， 40（4）： 385-399.

ZOU C N， ZHANG G S， YANG Z， et al. Geological concepts， characteristics， resource potential and key techniques of unconventional hydrocarbon： On unconventional petroleum geology［J］. Petroleum Exploration and Development， 2013， 40（4）： 385-399.

4
杨华， 席胜利， 魏新善，等. 鄂尔多斯盆地大面积致密砂岩气成藏理论［M］. 北京： 科学出版社， 2016：1-378.

YANG H， XI S L， WEI X S， et al. Large-scale Tight Sandstone Gas Accumulation Theory in the Ordos Basin［M］. Beijing： Science Press， 2016： 1-378.

5
吴蒙， 秦勇， 王晓青， 等. 中国致密砂岩储层流体可动性及其影响因素［J］. 吉林大学学报（地球科学版）， 2021， 51（1）： 35-51.

WU M，QIN Y，WANG X Q，et al. Fluid mobility and its influencing factors of tight sandstone reservoirs in China［J］. Journal of Jilin University （Earth Science Edition），2021，51（1）： 35-51.

6
魏新善， 胡爱平， 赵会涛， 等. 致密砂岩气地质认识新进展［J］. 岩性油气藏，2017，29（1）：11-20.

WEI X S， HU A P， ZHAO H T， et al. New geological understanding of tight sandstone gas［J］.Lithologic Reservoirs，2017， 29（1）：11-20.

7
张浩， 康毅力， 陈一健， 等. 致密砂岩气藏超低含水饱和度形成地质过程及实验模拟研究［J］. 天然气地球科学， 2005， 16（2）： 186.

ZHANG H， KANG Y L， CHEN Y J， et al. The study of geology course and experiment simulation for forming ultra-low water saturation in tight sandstones gas reservoirs［J］. Natural Gas Geoscience， 2005， 16（2）： 186.

8
时建超， 屈雪峰， 雷启鸿， 等. 致密油储层可动流体分布特征及主控因素分析——以鄂尔多斯盆地长7储层为例［J］. 天然气地球科学， 2016， 27（5）： 827-834，850.

SHI J C， QU X F， LEI Q H， et al. Distribution characteristics and controlling factors of movable fluid in tight oil reservoir：A case study of Chang 7 reservoir in Ordos Basin［J］. Natural Gas Geoscience， 2016， 27（5）： 827-834，850.

9
黄兴， 李天太， 王香增， 等. 致密砂岩储层可动流体分布特征及影响因素——以鄂尔多斯盆地姬塬油田延长组长8油层组为例［J］. 石油学报， 2019， 40（5）： 557-567.

HUANG X， LI T T， WANG X Z， et al. Distribution characteristics and its influence factors of movable fluid in tight sandstone reservoir： A case study from Chang-8 oil layer of Yanchang Formation in Jinyuan Oilfield，Ordos Basin［J］.Acta Pe-trolei Sinica， 2019， 40（5）： 557-567.

10
姚艳斌， 刘大锰. 基于核磁共振弛豫谱的煤储层岩石物理与流体表征［J］. 煤炭科学技术， 2016， 44（6）： 14-22.

YAO Y B， LIU D M. Petrophysics and fluid properties characterizations of coalbed methane reservoir by using NMR relaxation time analysis［J］. Coal Science and Technology， 2016， 44（6）： 14-22.

11
肖佃师， 卢双舫， 陆正元， 等. 联合核磁共振和恒速压汞方法测定致密砂岩孔喉结构［J］. 石油勘探与开发， 2016， 43（6）： 961-970.

XIAO D S， LU S F， LU Z Y， et al. Combining nuclear magnetic resonance and rate-controlled porosimetry to probe the pore-throat structure of tight sandstones［J］. Petroleum Exploration and Development， 2016， 43（6）： 961-970.

12
刘登科， 孙卫， 任大忠， 等. 致密砂岩气藏孔喉结构与可动流体赋存规律——以鄂尔多斯盆地苏里格气田西区盒8 段、山1 段储层为例［J］. 天然气地球科学， 2016， 27（12）：2136-2146.

LIU D K， SUN W， REN D Z， et al. Features of pore-throat structures and movable fluid in tight gas reservoir： A case from the 8th member of Permian Xiashihezi Formation and the 1st member of Permian Shanxi Formation in the western area of Sulige Gasfiled，Ordos Basin［J］.Natural Gas Geoscience，2016， 27（12）：2136-2146.

13
JIANG F， ZHANG C， WANG K， et al. Characteristics of micropores， pore throats， and movable fluids in the tight sandstone oil reservoirs of the Yanchang Formation in the southwestern Ordos Basin， China［J］. AAPG Bulletin， 2019， 103（12）： 2835-2859.

14
LI P， JIA C， JIN Z， et al. The characteristics of movable fluid in the Triassic lacustrine tight oil reservoir： A case study of the Chang 7 member of Xin’anbian Block， Ordos Basin， China［J］. Marine and Petroleum Geology， 2019， 102：126-137.

15
HUI W，WANG Y，REN D，et al. Effects of pore structures on the movable fluid saturation in tight sandstones：A He 8 Formation example in Sulige Gasfield， Ordos Basin，China［J］. Journal of Petroleum Science and Engineering，2020，192：107295.

16
WANG W， YUE D， ERIKSSON K A， et al. Qualitative and quantitative characterization of multiple factors that influence movable fluid saturation in lacustrine deep-water gravity-flow tight sandstones from the Yanchang Formation， southern Ordos Basin，China［J］.Marine and Petroleum Geology，2020，121：104625.

17
YANG L， WANG S， JIANG Q， et al. Effects of microstructure and rock mineralogy on movable fluid saturation in tight reservoirs［J］. Energy Fuels， 2020， 34（11）：14515-14526.

18
ZANG Q， LIU C， AWAN R S， et al. Occurrence characteristics of the movable fluid in heterogeneous sandstone reservoir based on fractal analysis of NMR data：A case study of the Chang 7 member of Ansai Block，Ordos Basin，China［J］. Journal of Petroleum Science and Engineering，2022，214：110499.

19
ZHANG Q， LIU Y， WANG B， et al. Effects of pore-throat structures on the fluid mobility in Chang 7 tight sandstone reservoirs of Longdong area， Ordos Basin［J］. Marine and Petroleum Geology， 2022， 135：105407.

20
DONG X X， MENG X Z， PU R H. Impacts of mineralogy and pore throat structure on the movable fluid of tight sandstone gas reservoirs in coal measure strata： A case study of the Shanxi Formation along the southeastern margin of the Ordos Basin［J］.Journal of Petroleum Science and Engineering，2023， 20（Part A）： 111257.

21
李咪， 姚泾利， 郭英海， 等. 鄂尔多斯盆地东部二叠系山西组23段石英砂岩砂体结构类型及成岩作用差异［J］. 古地理学报， 2018， 20（3）： 465-476.

LI M， YAO J L， GUO Y H， et al. Sandbody architecture types and diagenesis differences of quartz sandstone of the Member 23 of Permian Shanxi Formation， eastern Ordos Basin［J］. Journal of Palaeogeography， 2018， 20（3）： 465-476.

22
LI M， GUO Y H， LI Z F， et al. The diagenetic controls of the reservoir heterogeneity in the tight sand gas reservoirs of the Zizhou area in China's east Ordos Basin： Implications for reservoir quality predictions［J］. Marine and Petroleum Geology， 2019， 112： 104088.

23
张雷， 赵培华， 侯伟， 等. 鄂尔多斯盆地东缘山西组山23亚段泥页岩地球化学特征与沉积环境［J］. 天然气地球科学， 2023， 34（2）： 181-193.

ZHANG L， ZHAO P H， HOU W， et al. Geochemical characteristics and sedimentary environment of mudshale in Shan23 submember of Shanxi Formation， eastern margin of Ordos Basin［J］. Natural Gas Geoscience， 2023， 34（2）： 181-193.

24
柳娜， 周兆华， 任大忠， 等．致密砂岩气藏可动流体分布特征及其控制因素：以苏里格气田西区盒8段与山1段为例［J］. 岩性油气藏， 2019， 31（5）： 1-12.

LIU N， ZHOU Z H， REN D Z， et al. Distribution characteristics and controlling factors of movable fluid in tight sandstone gas reservoir： A case study of the eighth member of Xiashihezi Formation and the first member of Shanxi Formation in western Sulige Gas Field［J］. Lithologic Reservoirs， 2019， 31（5）： 1-12.

25
吴育平， 孙卫， 杜堃， 等．致密砂岩储层孔喉结构差异对可动流体赋存特征的影响：以苏里格气田东区和西区盒8储层为例［J］. 地质与勘探， 2019， 55（1）： 214-224.

WU Y P， SUN W， DU K， et al. Influence of pore-throat structure differences on occurrence characteristics of movable fluid in tight sandstone reservoirs： An example of the He 8th member of Permian Xiashihezi Formation in the east and west of the Sulige Gas Field［J］. Geology and Exploration， 2019， 55（1）： 214-224.

26
郭晨， 秦勇， 杨兆彪， 等. 黔西比德—三塘盆地煤储层NMR T2谱及气水相渗特征与控制因素［J］. 中国矿业大学学报， 2014， 43（5）： 841-852.

GUO C， QIN Y， YANG Z B， et al. Coal reservoirs NMR T2 spectrum and gas-water relative permeability characteristics and their controlling factors in Bide-santang basin， western Guizhou［J］. Journal of China University of Mining and Technology， 2014， 43（5）： 841-852.

27
吴海科， 曹凯， 赵方方. 低渗沉积岩可动流体饱和度核磁共振实验［J］. 天然气地球科学， 2021， 32（3）： 457-463.

WU H K， CAO K， ZHAO F F. NMR experimental study of movable fluid saturation in low permeability sedimentary rocks［J］. Natural Gas Geoscience， 2021， 32（3）： 457-463.

28
明红霞， 孙卫， 张龙龙， 等．致密砂岩气藏孔隙结构对物性及可动流体赋存特征的影响：以苏里格气田东部和东南部盒8段储层为例［J］. 中南大学学报（自然科学版）， 2015， 46（12）： 4556-4567.

MING H X， SUN W， ZHANG L L， et al. Impact of pore structure on physical property and occurrence characteristics of moving fluid of tight sandstone reservoir：Taking He 8 reservoir in the east and southeast of Sulige gas field as an example［J］. Journal of Central South University （Science and Technology）， 2015， 46（12）： 4556-4567.

29
JAFARZADEH N， KADKHODAIE A， BAHREHVAR M， et al. Reservoir characterization of fluvio-deltaic sandstone packages in the framework of depositional environment and diagenesis，the south Caspian Sea Basin［J］.Journal of Asian Earth Sciences， 2022， 224：105028.

30
SURDAM R C， CROSSEY L J， HAGEN E S， et al. Organic-inorganic interactions and sandstones diagenesis［J］. AAPG Bulletin， 1989， 73（1）：1-23.

31
WILKINSON M， DARBY D， HASZELDINE R S， et al. Secondary porosity generation during deep burial associated with overpressure leak-off：fulmar Formation，United Kingdom Central Graben［J］. AAPG Bulletin，1997，81（5）：803-813.

32
YANG T， CAO Y， FRIIS H， et al. Diagenesis and reservoir quality of lacustrine deep-water gravity-flow sandstones in the Eocene Shahejie Formation in the Dongying sag， Jiyang Depression， eastern China［J］. AAPG Bulletin， 2020， 104（5）： 1045-1073.

Options
Outlines

/

〈 〉

陇ICP备2021001824号-7　 甘公网安备 62010202000678号
Copyright © Natural Gas Geoscience, All Rights Reserved.
Tel: (0931)8277790　
E-mail：geogas@lzb.ac.cn
Total visitors:　 Visitors of today: 　 Now online:
Powered by Beijing Magtech Co. Ltd,.