临兴气田上古生界致密砂岩储层发育特征及主控因素

路媛媛

(中海油研究总院有限责任公司，北京 100028)

近几年来，中联煤层气有限责任公司（以下简称“中联公司”）对鄂尔多斯东缘临兴气田上古生界致密砂岩储层勘探取得重大突破，已经陆续发现超千亿方探明储量，开发潜力巨大[1]。钻井揭示，临兴气田不同层位均钻遇优质砂岩储层，压裂测试无阻流量达到50×104m3，同时，还有局部地区单一发现自然高产“甜点”区，射孔后即获得超10×104m3无阻流量，具有很高的经济效益。但也有很多地区未钻遇优质气层，储层以致密层为主，测试产量很低[2]。体现出非常规致密砂岩储层纵横向非均质性强，造成不同层位不同地区气层发育及试气产量差异巨大，制约气田进一步开发上产。经过多年研究，已经在临兴气田形成了“微相控储、物性控藏”为指导的成藏理论，但对非均质性致密砂岩精细储层发育特征研究还十分缺乏。通过对临兴气田上古生界致密砂岩储层岩石学特征、物性特征、储集空间类型及孔吼结构的详细研究，揭示影响非均质性砂岩储层物性的主控因素，为后期气田滚动开发及增储上产提供依据。

图1 研究区地理位置及地层发育特征图Fig.1 Geographical location and stratigraphic characteristics of the study area

1 区域背景介绍

鄂尔多斯盆地位于华北地台西缘，为一大型多旋回克拉通盆地[3]，可划分为西缘逆冲断带、天环坳陷、伊盟隆起、渭北隆起、伊陕斜坡和晋西挠褶带6 个一级构造单元[4-5]。临兴气田位于鄂尔多斯东缘晋西挠褶带上，面积740 km2，主要发育上古生界致密砂岩气层，为典型的岩性气藏[6-8]，地层自下而上可分为本溪组、太原组、山西组、石盒子组及石千峰组，如图1 所示。共分为3 个成藏组合，源内成藏组合主要为本溪—太原组，以发育海相潮坪-泻湖沉积体系为特征，主力储层类型为潮道及砂坪砂岩[9]，顶底以灰岩及煤层为界，其中太原组是研究区源内成藏组合主力勘探层系。近源及远源成藏组合主要发育陆相浅水三角洲沉积体系[10-11]，频繁交错切割的分流/水下分流河道是优势沉积微相发育区，主力勘探层系为石盒子组地层，呈现典型的砂泥互层的叠置样式。

2 储层发育特征

2.1 储层岩石学特征

对临兴地区4 个层组13 个层位261 个样品进行砂岩成分统计分析。研究区不同层组间砂岩主矿物成分差异显著，形成了与沉积环境相对应的砂岩类型，如图2 所示。底部太原组由于发育海相潮坪-泻湖沉积体系，储层以潮道砂岩、砂坪砂岩为主，因此以高石英含量的石英砂岩为主，石英平均含量大于80%，成分成熟度高；向上过渡为石盒子组陆相浅水三角洲沉积体系，石英含量明显降低，长石与岩屑含量升高，形成以岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主体、岩屑砂岩次之的砂岩类型；到石千峰组，石英含量降到最低，长石含量最高，平均含量大于20%，砂岩类型以长石砂岩、长石岩屑砂岩为主。综合来看，由下至上太原组到石千峰组稳定矿物石英含量逐渐降低，不稳定矿物长石、岩屑成分逐渐升高，不稳定塑性矿物含量高，为后期溶蚀作用改善储层物性提供了基础。填细物成分以杂基为主，平均含量大于45%，钙质胶结及泥质胶结次之，平均含量分别为23.5%及18.3%。

图2 研究区砂岩岩性三角图Fig.2 Lithological triangular chart of sandstone in the study area

2.2 储层物性特征

通过大量砂岩样品分析统计表明，临兴地区整体物性条件较差，多数层段呈现低渗低孔的特点，且孔隙度与渗透率随着埋深增加阶段性地增加与降低，局部层段局部分区见相对高孔高渗区，孔隙度大于10%，渗透率大于1 mD，暗示了局部溶孔大量发育及局部微裂隙的存在可能在储集物性改善方面发挥了一定的作用，如图3 所示。

图3 研究区砂岩平均覆压孔渗特征分布图Fig.3 Distribution diagram of average porosity and permeability under confining pressure in the study area

2.3 储集空间类型

综合利用偏光显微镜、扫描电镜等手段对研究区储集空间类型进行研究。研究区储集空间类型主要为发育残余原生粒间孔、次生孔隙（粒间溶孔、粒内溶孔）、晶间孔以及微裂隙[12]。研究区压实作用强烈，原生粒间孔基本消失殆尽，仅在上部层位埋藏较浅的石千峰组及上石盒子组发育少量残余原生粒间孔，下部地层埋深大，几乎不发育残余原生粒间孔，后期溶蚀作用导致次生粒间溶孔和次生粒内溶孔较发育。实际薄片观察中，研究区上古生界砂岩储层孔隙主要以组合形式出现，表现为粒间孔+溶蚀孔+晶间孔型、粒间+粒内溶蚀型、溶蚀孔+晶间孔型和晶间孔型。图4 所示为研究区砂岩典型储集空间类型。

图4 研究区砂岩典型储集空间类型Fig.4 Typical reservoir space characteristics of sandstone in the study area

2.3.1 残余原生粒间孔

指岩石骨架颗粒在上覆地层压力作用保存下来的原始孔隙剩余空间，且未被杂基及胶结物完全充填，镜下形态相对规则，填充孔隙的多为泥质杂基和碳酸盐胶结物等（如图4a 和图4b 所示），碎屑边缘没有明显的溶蚀痕迹，颗粒间呈点-线接触。残余原生粒间孔发育，储层一般孔隙大，喉道粗，连通性好，物性好。

2.3.1 次生孔隙

次生孔隙是砂岩在埋藏过程中经历各种次生成岩作用而产生的孔隙，其中溶蚀作用是形成次生孔隙的主导作用。研究区有机质生烃释放酸性流体，导致岩屑及长石等不稳定组分被溶蚀，形成次生孔隙，主要表现为粒间溶孔及粒内溶孔。

粒间溶孔：孔隙间不稳定的杂基及胶结物（如方解石、白云石、高岭石等）经过次生溶蚀作用后形成的溶蚀孔（如图4c 和图4d 所示）。粒间溶孔形态常不规则，呈港湾状，大小和分布不均，常与岩屑、长石等溶孔伴生。粒间溶孔溶蚀程度与物性呈正相关性，若杂基及胶结物全部被溶蚀可形成高孔高渗储层。

粒内溶孔：岩屑及长石等不稳定颗粒内被部分溶蚀产生的孔隙，多沿矿物解理或裂缝发育，当颗粒被全部溶解而保留其原晶体假象时，则为铸模孔。研究区内砂岩矿物成分总体表现为高岩屑、长石、低石英含量的特征，矿物成分中易溶组分易遭溶蚀，形成长石粒内溶孔及岩屑粒内溶孔（如图4e 所示）。石英颗粒在碱性流体作用下也可发生溶解，溶蚀作用导致石英颗粒表面凹凸不平，边缘不规则状或呈现港湾状（如图4f 所示）。粒内溶孔多为孤立孔隙，连通性较差，一般以粒内溶孔为主的储层渗透率较低，若同时发育粒间孔或者微裂缝沟通，可形成较好储层。

2.3.3 晶间孔

为早期形成的各类孔隙在成岩过程中被自生及交代型黏土矿物（如高岭石）、碳酸盐矿物及石英微晶等充填形成的晶体间孔隙（如图4g 和图4h 所示），一般为微-纳米级。晶间孔隙一般出现于中-晚成岩阶段中，孔隙结构具有微孔、微喉的特征，其发育程度受原始孔隙度大小及重结晶、胶结等成岩作用强弱的综合控制，以晶间孔为主的储层孔渗物性相对较差。

2.3.4 微裂隙

研究区微裂隙较少发育，主要表现为在压实作用、颗粒收缩及各种构造应力作用下形成的微小缝隙（如图4i 所示），不包括溶蚀作用形成的微裂缝。镜下可见裂隙沿着颗粒边缘延伸或切割矿物颗粒。微裂隙可以作为各种流体的渗滤通道，沟通孤立的孔隙，储层中天然裂隙较发育时，可以显著提高储层渗透率，形成裂隙性储层。

2.4 储层孔喉结构特征

利用毛管压力曲线可以表征储层孔隙喉道分布规律，从而可以定性评价储层的孔隙结构。根据不同样品排驱压力、中值半径及毛管压力曲线形态，将研究区储层毛管压力曲线分为4 类，如图5 所示。I 类毛管压力曲线排驱压力低（低于0.5 MPa），进汞饱和度高（高于90%），中值半径大于0.2 μm，毛管压力曲线呈“下凹状”，粗歪度，储层主要为残余粒间孔，孔隙结构以大孔为主，连通性强，分选性好，渗流能力强；II 类毛管压力曲线排驱压力为0.5～1.0 MPa，中值半径为0.1～0.2 μm，毛管压力曲线呈“平缓斜线”状，略粗歪度，储层渗透性中等，储层主要以粒间溶孔为主；III 类毛管压力曲线排驱压力为1.0～1.5 MPa，中值半径为0.05～0.10 μm，毛管压力曲线呈“斜直状”，这一类储层孔隙与喉道分选较差，主要发育粒内溶孔，连通性差；Ⅳ类毛管压力曲线排驱压力高（大于1.5 MPa），进汞饱和度低（低于20%），中值半径小于0.05 μm，毛管压力曲线呈“上凸”形态，这一类储层孔隙类型以细小喉道为主，细歪度，储层渗透性差，主要发育黏土晶间孔。

图5 研究区砂岩毛管压力曲线特征Fig.5 Characteristics of capillary pressure curve of sandstone in the study area

3 储层发育主控因素

3.1 沉积微相对储集物性的控制作用

研究区上古生界地层发育海相潮坪-泻湖沉积体系、浅水三角洲沉积体系。沉积体系控制储层的矿物组成，在一定程度上影响后期储层的成岩作用及孔喉类型，进而控制着储层的宏观物性。研究发现，优势沉积微相与储层物性具有正相关关系，海相潮坪-泻湖沉积体系中，潮道储层物性最好，孔隙度多为6%～15%，渗透率为0.1～10.0 mD；砂坪储层物性中等，孔隙度变化范围较大（3%～10%），渗透率基本为0.01～1.00 mD；混合坪与泥炭坪储层物性较差，孔隙度多数小于5%，渗透率基本小于0.1 mD，如图6 所示。陆相浅水三角洲沉积体系中，分流河道、水下分流河道等的储层具有较好的物性，孔隙度多大于10%，渗透率基本大于1 mD；河口坝储层物性一般，孔隙度多为5%～10%，渗透率多为0.01～1.00 mD；分流间湾发育的储层物性较差，孔隙度基本小于5%，渗透率基本小于0.1 mD。

图6 研究区不同沉积微相砂体储层物性关系图Fig.6 Porosity-Permeability plot displaying different sedimentary microfacies in the study area

3.2 岩性特征对储集物性的控制作用

研究区储层岩性主要为砾岩、粗砂岩、中砂岩及细砂岩。总体来说，砾岩与粗砂岩储层物性最好，砾岩平均孔隙度9.96%，以8%～10%为主，粗砂岩平均孔隙度10.23%，以4%～8%为主，其次为＞10%孔隙度。千5 段可能由于其沉积环境水动力强，砂岩岩性粗，保留了大量残余原生粒间孔，储层物性较好；其次为中砂岩与细砂岩，平均孔隙度7.47%，以4%～8%区间为主，如图7 所示。除细砂岩外，各岩性储层渗透率多为0.1～0.5 mD，细砂岩储层渗透率相比其他岩性更低。对应气层发育情况及沉积微相来说，80%的气层分布于粗粒砂岩中及优势沉积微相中（如辫状河道、河口坝、潮道、砂坪等高能沉积微相环境）。

图7 研究区不同岩性砂体粒度储层物性关系图Fig.7 Porosity-Permeability plot displaying grainsize of different lithology in the study area

3.3 成岩作用对储集物性的控制作用

研究区经历多种成岩作用类型，具有多成岩作用叠加发育的特点，主要为压实作用、胶结作用及溶解作用。

图8 所示为研究区砂岩典型成岩作用。研究区各层位均呈现强压实作用的特点（如图8a 和图8b所示），表现为颗粒之间凹凸-线接触，原生孔隙被快速破坏，压实程度高的地方可能发生压溶作用。胶结作用主要表现为钙质胶结及泥质胶结，与前述砂岩填细物类型有很好的对应关系（如图8c 所示）。钙质胶结多表现为方解石胶结及少量白云石胶结，泥质胶结多大于10%，且对矿物类型进行统计结果表明，泥质胶结矿物类型表现为伊利石、高岭石、绿泥石、伊/蒙混层等。研究区还发育石英次生加大现象（如图8d 所示）。早期的强压实作用和持续的胶结作用是主要的破坏性成岩作用，减孔率可达60%～70%，是造成储层致密化的主要因素。

研究区不同程度发育溶蚀现象，主要表现为易溶矿物长石、岩屑、钙质胶结物以及黏土矿物的溶蚀（如图8e 和图8f 所示）。长石溶蚀是最常见的溶蚀现象，表现为钾/钠长石溶蚀向伊利石/绿泥石转化的现象。各层位溶蚀差异较为显著，垂向上，盒4、盒6 段发育异常高孔高渗段，溶蚀作用可能最高，其他层位如盒2、盒7、太1 段可能也暗示其溶蚀程度相较其他层位强，物性较好。临兴气田紫金山火山活动加快水岩作用，溶蚀孔大量发育，增孔率可达10%～30%，极大改善了储层物性（主要孔隙度）。

图8 研究区砂岩典型成岩作用Fig.8 Thin sections and electron image displaying patterns of classic sandstone diagenesis in the study area

4 结论

1）研究区内砂岩主矿物成分与沉积环境相对应，底部太原组以海相石英砂岩为主，向上石盒子组、石千峰组以陆相岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主体，岩屑砂岩次之。由下至上稳定矿物石英含量逐渐降低，不稳定矿物长石、岩屑成分逐渐升高，为后期溶蚀作用改善储层物性提供了基础。

2）研究区整体物性条件较差，表现为低渗低孔的特点，局部层段发育相对高孔高渗区，孔隙度大于10%，渗透率大于1 mD。储集空间类型多样，多发育次生改造孔隙，如粒间溶孔、粒内溶孔，残余原生粒间孔、晶间孔及微裂隙仅在部分层位可见。其中，残余原生粒间孔、粒间溶孔大量发育的储层以I 类、II 类毛管压力曲线为特征，储层孔隙结构以大孔为主，连通性强，分选性好，渗流能力强，是有利的“甜点”发育区。

3）研究区储集物性主要受控于沉积微相、砂岩岩性及成岩作用。研究发现，优势沉积微相与储层物性具有正相关关系，同时辫状河道、河口坝、潮道、砂坪等优势高能沉积微相环境形成的砂岩岩性粗，对应储层物性好。强压实及贯穿储层成岩作用始终的广泛胶结作用是造成储层致密化的主因，造成60%～70%的减孔率，但部分层位发育的强溶蚀作用增孔率达到10%～30%，是储层物性极大改善的关键发育“甜点”区。