葛東升，蔡振華，劉靈童，秦 鵬，宣 濤，劉世界

(中海油能源發(fā)展股份有限公司上海工程技術分公司，上海 200335)

致密砂巖氣作為非常規(guī)油氣的重要組成部分，現(xiàn)已成為油氣勘探開發(fā)的重點[1]。鄂爾多斯盆地東緣臨興地區(qū)是我國重要的致密砂巖氣區(qū)，勘探開發(fā)潛力巨大[2-4]，區(qū)內下二疊統(tǒng)太原組砂巖是盆地主要的生、儲氣層位之一，具有成巖作用復雜和儲層非均質性強、勘探開發(fā)難度較大的特點[5-6]。龐振宇等[7]對鄂爾多斯盆地蘇里格氣田蘇48及120區(qū)致密儲層進行分析，指出致密砂巖儲層的品質主要受喉道控制，喉道是決定其開發(fā)效果的關鍵因素；楊傳奇[8]通過對鄂爾多斯盆地馬營—紙坊地區(qū)長6、長8致密砂巖儲層特征及其成因分析研究并進行分類評價，指出了勘探開發(fā)有利區(qū)；馮小哲等[9]通過對蘇里格地區(qū)下石盒子組致密砂巖儲層孔隙發(fā)育特征及孔隙結構特征分析，指出小孔隙不利于儲層的滲流，孔隙結構簡單，均值性強、形態(tài)未被改造的儲層為勘探開發(fā)的有利目標。前人在鄰近工區(qū)儲層孔隙結構的研究已取得一定認識，而對于臨興地區(qū)致密儲層略顯不足，因此，在工區(qū)致密砂巖氣的開發(fā)中，加強致密砂巖儲層特征研究，合理評價其孔隙結構顯得十分重要。

臨興地區(qū)位于鄂爾多斯盆地東緣河東煤田中北部，西接陜北斜坡，東臨呂梁隆起，面積約2 000 km2[10-11]。構造位置上處于鄂爾多斯盆地東北部伊陜斜坡東段、晉西撓褶帶西緣，區(qū)內太原組廣泛分布，沉積厚度達數十米，地層由上至下可分為太1段和太2段，上段以暗色泥巖為主，下段為灰黑色泥巖夾灰色砂巖[12-14]，太2段為研究區(qū)致密砂巖氣主力勘探開發(fā)層段，也是本次研究的目的層段。本文通過鑄體薄片、掃描電鏡、常規(guī)物性、高壓壓汞、核磁共振等實驗分析手段，對研究區(qū)太原組太2段致密砂巖儲層的儲集空間類型、孔隙結構特征進行研究，旨在明確不同孔隙結構與儲層滲流能力的關系，以期為下步勘探開發(fā)提供有效支撐。

1 巖石學特征

通過對研究區(qū)太2段15口井108樣次砂巖儲層樣品鑄體薄片進行分析，結果表明：太2段主要為巖屑砂巖及長石巖屑砂巖。其中，石英含量為28%～73%，平均含量為50.9%，以單晶石英為主；巖屑含量為22%～60%，均值為39.8%，巖屑成分主要為石英巖巖塊、火成巖巖塊、少量的沉積巖巖塊及云母等；長石的含量較低，平均含量為8.5%；鉀長石含量稍高于斜長石，風化嚴重，鉀長石多高嶺石化，斜長石常見絹云母化。粒度以細—中砂為主，分選好—中等，磨圓為次圓—次棱狀，顆粒以點—線接觸為主，孔隙膠結式(圖1)。

圖1 鄂爾多斯盆地臨興地區(qū)太2段砂巖類型三角圖

2 儲集空間特征

根據鑄體薄片和掃描電鏡觀察分析，發(fā)現(xiàn)太2段砂巖儲層的儲集空間類型主要為次生孔隙，包括溶蝕粒間孔、顆粒溶蝕孔及膠結物溶孔，此外，還含有少量的殘余粒間孔隙(表1)。

表1 研究區(qū)太2段砂巖儲層空間類型

2.1 殘余粒間孔

殘余粒間孔是由原生孔隙經壓實作用及膠結物充填后保留下來的孔隙。此類孔隙類型在太2段儲層中較少見，面孔率平均值為0.2%，僅占總面孔率的4.38%，鏡下可見邊緣平直，孔壁上分布有膠結物的殘余粒間孔則呈不規(guī)則狀(圖2a)。

2.2 粒間溶蝕孔

粒間溶蝕孔是碎屑顆粒中的中酸性巖屑如長石云母及碳酸鹽巖等多沿邊緣發(fā)生溶蝕形成的孔隙。其鏡下可見孔邊緣多呈不規(guī)則狀或港灣狀，該特征是區(qū)別溶蝕顆?？着c原生殘余粒間孔的主要依據。太2段溶蝕粒間孔均值為1.7%，占總面孔率的37.37%，是該段儲層主要的儲集空間，對儲層物性具有重要作用(圖2b)。

圖2 鄂爾多斯盆地東緣臨興區(qū)塊太2段砂巖儲層孔隙特征

2.3 粒內溶蝕孔

粒內溶蝕孔是研究區(qū)太2段砂巖儲層中的主要次生孔隙類型，面孔率均值為2.2%，占總面孔率的48.64%。此類孔隙主要由長石和巖屑的溶蝕而形成，鏡下常見長石沿解理或裂紋發(fā)生溶蝕而形成孤島狀、條帶狀或殘縷狀粒內孔，巖屑沿裂縫、可溶礦物形成蜂窩狀或串珠狀粒內孔隙，若完全溶蝕則形成鑄?？?。粒內溶蝕孔發(fā)育的樣品，儲層滲流能力有很大程度上的提高，是區(qū)內重要的儲集空間類型(圖2c)。

2.4 膠結物溶孔

膠結物溶孔是膠結物溶蝕形成的孔隙，鏡下主要為方解石、鐵白云石以及高嶺石，充填于顆粒之間或交代礦物，在其邊緣或內部被溶蝕形成次生孔隙溶孔。其平均面孔率為0.4%，占總面孔率的9.60%(圖2d)。

3 物性特征

砂巖儲層的孔隙度和滲透率是反映儲層儲集性能和滲流條件的兩個最基本參數[15]。通過對研究區(qū)太2段砂巖儲層樣品共計1 006樣次物性參數的統(tǒng)計分析，結果表明：區(qū)內太2段孔隙度主要分布區(qū)間為5%～12%，本區(qū)間在太2段占比為67.65%；滲透率主要分布區(qū)間為0.1～1 mD，該區(qū)間在太2段砂巖儲層占比為72.15%；據《油氣儲層評價方法》(SY/T 6285—2011)[16]，其為典型的低孔、低滲致密砂巖儲層(圖3)。通過對孔隙度和滲透率的相關性進行分析，表明研究區(qū)太2段孔隙度和滲透率之間具有一定的正相關關系(圖3)。

圖3 研究區(qū)太2段砂巖儲層孔滲分布及相關性圖

4 孔喉結構特征

儲層的孔隙結構是指巖石所具有的孔隙和喉道的幾何形狀、大小、分布、相互連通情況以及孔隙與喉道間的配置關系[17]?？紫督Y構特征是影響儲層滲流能力的內在因素，也是決定開發(fā)效果的關鍵所在。

4.1 高壓壓汞分析

根據研究區(qū)太2段35塊次儲層砂巖樣品的壓汞分析結果及高壓壓汞曲線形態(tài)特征分析，表明其孔隙結構可分為以下3類(表2)：

表2 臨興區(qū)塊太2段砂巖微觀孔隙結構評價標準

(1)Ⅰ偏粗態(tài)型：此類儲層物性較好，以粒間溶孔及溶蝕顆?？诪橹?，孔隙結構的壓汞曲線具有較寬的平臺，排驅壓力較低，平均為0.93 MPa，分選系數平均為1.78，最大進汞飽和度均值為71.49%，退汞效率均值為41.00%，中值半徑為0.03～0.37 μm，均值為0.14 μm，最大孔喉半徑為0.95 μm?？缀砥?，此類儲層滲流能力較好。

(2)Ⅱ偏細態(tài)型：孔隙類型以溶蝕孔及殘余粒間孔為主，該類孔隙結構的毛管壓力曲線平臺寬度一般，排驅壓力中等，均值為1.44 MPa，分選系數平均為1.60，最大進汞飽和度均值為59.00%，退汞效率均值為39.63%，中值半徑為0.02～0.21 μm，均值為0.10 μm，最大孔喉半徑為0.82 μm?？缀碇械?，滲流能力一般。

(3)Ⅲ細態(tài)型：此類儲層巖石物性較差，以膠結物溶孔及晶間孔為主，毛細管壓力曲線具有較窄的平臺，排驅壓力較高，平均為1.88 MPa，分選系數平均為1.43，最大進汞飽和度均值為52.94%，退汞效率均值為37.77%，中值半徑為0.02～0.17 μm，均值為0.08 μm，最大孔喉半徑為0.70 μm?？缀磔^小，此類儲層滲流能力較差。

4.2 核磁共振結果分析

核磁共振作為一種非常重要的儲層分析評價手段，已在石油勘探開發(fā)領域得到廣泛應用[18]。弛豫時間T2分布反映了孔隙大小及分布，大孔隙組分對應較大的T2值，小孔隙組分對應較小的T2值，因此，核磁共振T2分布反映了巖石的孔隙結構[19]。

從研究區(qū)太2段共25塊樣品的核磁共振譜分布特征可以看出，T2譜圖可分為3種類型：雙峰a型、雙峰b型、單峰型(圖4)。雙峰a型樣品的峰態(tài)為左低右高，反映了孔隙流體的比表面積較小，大孔隙占比較大；雙峰b型的峰態(tài)為左高右低，孔隙流體的比表面類型主要以大的比表面積為主，孔隙的比表面積較大，小孔隙含量占比較高；單峰型樣品的峰態(tài)對應較小T2值，表明孔隙以小孔為主。

綜合高壓壓汞曲線形態(tài)特征及核磁共振T2譜圖特征，可將儲層分為3類(圖4)。Ⅰ類儲層：偏粗類—雙峰a型，以粒間溶孔及溶蝕顆?？诪橹?，孔隙以大級別孔喉為主，包含部分小孔，具有較好的滲流特征。Ⅱ類儲層：偏細類—雙峰b型，以溶蝕孔及殘余粒間孔為主，以小級別孔喉為主，其次為部分大孔，滲流能力中等。Ⅲ類儲層：細態(tài)類—單峰型，以膠結物溶孔及晶間孔為主，主要以小孔為主，滲流能力較弱。表明大級別孔喉占比越高，則儲層的滲流能力越強。

圖4 臨興區(qū)塊太2段砂巖不同類型儲層壓汞曲線特征及核磁共振T2譜圖峰態(tài)圖

5 儲層滲流特征

氣水兩相滲流中，兩者的相互干擾程度與巖石的孔隙結構相關[20]。在其他條件一定的基礎之上，流體飽和度和孔隙結構共同決定著有效滲透率或相對滲透率大小[21]。

在氣驅水過程中，隨著含氣飽和度的增加，氣相滲透率增加，水相滲透率降低[22]。太2段砂巖隨著含氣飽和度的上升，氣水兩相相對滲透率的上升速率由慢變快，水相滲透率下降速率由快變慢(圖5)。3類相滲曲線均具有兩相共滲區(qū)窄、等滲點低的特征，為典型低滲致密砂巖氣水滲流。其中，Ⅰ類儲層的氣水共滲區(qū)最大，殘余水飽和度最低為48.8%，表明大孔喉比例相對最高，氣相滲透率為0.055 mD；Ⅱ類儲層氣水共滲區(qū)中等，殘余水飽和度為59.7%，氣相滲透率為0.008 mD；Ⅲ類儲層氣水共滲區(qū)最窄，殘余水飽和度為72.1%，氣相滲透率為0.006 mD。

圖5 臨興區(qū)塊太2段不同氣水相滲曲線特征

由上述分析可知，工區(qū)太2段砂巖整體具有較高的束縛水飽和度、等滲點含水飽和度高滲透率低、共滲區(qū)窄，氣相相對滲透率隨著含水飽和度增加下降速度快，氣水干擾程度高。

6 結論

(1)鄂爾多斯盆地東緣臨興地區(qū)太2段砂巖儲層巖石類型主要以巖屑砂巖為主，其次為長石巖屑砂巖。顆粒以細—中砂為主，分選為好—中等，顆粒之間以點—線接觸為主，磨圓為次圓—次棱狀，以孔隙式膠結為主。

(2)工區(qū)太2段砂巖為典型的低孔、低滲致密砂巖儲層，儲集空間類型主要為顆粒溶蝕孔(均值2.2%)、粒間溶孔(均值1.7%)及膠結物溶孔(均值0.4%)，以及少量的殘余粒間孔(均值0.2%)?？紫抖群蜐B透率的相關性分析結果表明，目的層孔隙度和滲透率之間具有一定的正相關關系。

(3)根據毛細管壓力曲線及核磁共振T2譜圖峰態(tài)形態(tài)特征，結合相滲分析，將研究區(qū)儲層分為3種類型：Ⅰ類偏粗態(tài)—雙峰a型，孔喉偏粗，滲流能力較好，氣水兩相共滲區(qū)相對最大，殘余水對氣相滲透率相對最小；Ⅱ類偏細態(tài)—雙峰b型，孔喉中等，滲流能力一般，氣水兩相共滲區(qū)變窄；Ⅲ類細態(tài)—單峰型，孔喉較小，滲流能力較差，氣水兩相共滲區(qū)最窄，氣水干擾嚴重。孔喉的大小及分布是決定儲層滲流能力的關鍵。