鄂爾多斯盆地臨興區(qū)塊本1 段儲層特征

牛艷偉

（中聯煤層氣有限責任公司晉西分公司，山西 呂梁 033000）

臨興區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地東北緣，晉西撓折帶西緣[1-2]，地層平緩，構造相對簡單，2021 年臨興氣田發(fā)現超千億方的探明儲量，目前正在加緊滾動勘探開發(fā)。臨興區(qū)塊含氣層段自下而上分別為本溪組、太原組、山西組、下石盒子組、上石盒子組、以及石千峰組，其中上石盒子組、下石盒子組是該區(qū)塊致密砂巖氣層的主力層段[3-4]。本1 段主要發(fā)育障壁型海岸相沉積，儲層以致密層為主，非均質性強，物源方向為南北向，整體上砂體含量發(fā)育較上部地層砂體含量低。通過歷年的勘探開發(fā)，對全區(qū)儲量分布有了較深的認識，目前對臨興區(qū)塊的研究工作大多集中在上古生界二疊系，由于本溪組在該區(qū)砂體不發(fā)育，含氣量也較低，所以研究程度比較低，但在少部分區(qū)域也鉆遇到了商業(yè)氣層。因此，將本1 段儲層特征分析，具有一定指導意義。

1 儲層巖石學特征

臨興區(qū)塊本1 段儲層為低孔低滲的致密砂巖儲層，儲層非均質性強，砂巖中各組分類型及含量對儲層致密化具有重要的影響。儲層砂巖分類了反映物源區(qū)的母巖性質、巖石成熟度和流體性質。通過對33 塊鑄體薄片進行觀察分析，結果數據表明，本1 段發(fā)育砂巖類型較多，以巖屑砂巖、巖屑石英砂巖、長石巖屑砂巖為主，石英砂巖則相對較少（圖1）。本1 段砂礫巖中石英含量為26%～81%；其平均約68%；所占比例最大，是碎屑巖成分含量的普遍特征；長石含量0～42%；平均約8%左右，占比最小，其不同來源的長石可以判別母巖的性質；巖屑含量為7%～43%，其平均約為24%；占比次之，其組分以變質巖巖塊和火成巖巖塊為主，其它巖屑含量較少。研究區(qū)的巖屑組分可能與盆地北部物源區(qū)以變質巖及火成巖為主有關。砂巖填隙物平均總量為14.3%，填隙物可間接反映巖石的形成和演化歷史；雜基的含量為7.1%，以泥為主，能間接反映本1 段地層的沉積速率及流體性質；膠結物含量為7.2%，其沉積時溫度、酸堿性等由膠結物析出時反映；膠結物中，高嶺石平均含量為3.4%，占比最大，其余膠結物含量都在1%以下；雜基只見泥質，未見長英質。粘土礦物可用來分析沉積巖成因、沉積環(huán)境等。通過統(tǒng)計發(fā)現本1 段伊利石分布最廣，說明由大量高嶺石及蒙脫石轉化，也間接說明本溪組地層埋深較厚，成巖作用強。砂巖以中-細粒結構為主，顆粒中等到一般，在一定程度上也制約了其作為有效儲層的潛力。磨圓度主要為次棱角狀，反映沉積水動力較強，易快速堆積；顆粒間以線接觸為主，也說明成巖作用強，結構成熟度高；孔隙式膠結，常見石英次生加大。

圖1 臨興區(qū)塊本1 段砂巖類型三角分類圖

2 儲集空間類型及特征

通過對臨興地區(qū)本1 段巖石薄片進行分析得出，本1段的孔隙發(fā)育類型主要為粒內溶蝕孔、粒間溶蝕孔、填隙物內溶蝕孔等次生孔隙，原生孔隙較少。

2.1 原生孔隙：本1 段儲層粒間孔經過壓實壓溶和其他成巖作用后仍有殘余，殘余原生粒間孔僅占粒間孔的很小部分，原生孔隙常與次生溶孔伴生（圖2a）。

2.2 次生粒間溶孔：本1 段儲層粒間溶孔主要由部分不穩(wěn)定碎屑顆粒（巖屑和極少量石英、長石）和膠結物的局部或全部溶解形成。粒間孔在臨興區(qū)塊本1 段約占孔隙的比重為20%～30%（圖2b、圖2c）。

2.3 粒內溶孔：隨著埋深變大，顆粒內溫度、壓強變大，長石和巖屑不穩(wěn)定溶蝕形成孔隙。長石溶孔在本1段地層中發(fā)育一般，原因是本1 段主要為石英砂巖，長石含量極少，主要在酸性地層水條件下發(fā)生溶蝕，本1 段儲層長石溶孔分布范圍為7%～12%（圖2d）。

2.4 晶間孔：在掃描電鏡下一般較易觀察到（圖2e）。通過觀察，可以看到本1 段的晶間孔徑一般在7μm 之下，這可能受晶體間排列緊密程度影響，是本1 段儲層重要的次生孔隙。

2.5 微裂縫：是指巖石在構造和壓實等作用下形成的破裂縫。構造裂縫往往在油氣運移時產生積極的促進作用，可作為有效儲集空間和滲流通道，而顆粒破裂縫對儲層一般意義不大。研究區(qū)本1 段微裂縫總的含量很低，多低于6%，所以對儲層建設作用不大（圖2f）。

圖2 臨興區(qū)塊本1 段砂巖儲集空間類型及特征

3 孔隙結構特征

壓汞參數的不同其孔滲特征也不同[5]。通過對本1 段儲層共12 塊樣品壓汞實驗數據進行了統(tǒng)計和分析（表1），同時結合掃描電鏡、鑄體薄片綜合研究，結果表明：本1 段砂巖的排驅壓力在0.51MPa～4.14MPa，平均1.66MPa，即非潤濕相開始進入本1 段巖樣的壓力為1.66MPa；最大進汞飽和度即最高壓力時的累計值，介于14.45%～94.93%，平均68.76%；中值壓力分布在0MPa～17.53MPa 不等，平均5.49MPa，越大意味著滲濾能力越差；中值半徑介于0μm～0.28μm，平均0.13μm，用測井方法求得的該參數能較為準確反映其平均孔喉半徑；綜合以上說明本1 段砂巖儲層孔喉半徑偏小，滲濾能力一般。喉道分選系數在0.81～2.17，平均為1.46；歪度系數在0.11～0.29，平均為0.15；變異系數0.06～0.19，平均為0.12；均值系數在11.30～13.81，平均為12.47；四者共同表征儲層孔喉分選情況，通過以上統(tǒng)計說明本1 段儲層孔喉分選較差。退汞效率介于24.36%～62.85%，平均45.08%，通過數據分析說明本1 段儲層孔喉的連通性一般。因此，綜合以上數據分析可以表明，本1 段儲層具有孔喉滲濾能力一般，顆粒大小不均勻，縫隙之間連通性一般等特點，從而也間接影響了氣層的發(fā)育。

表1 臨興區(qū)塊本1 段孔隙結構參數分布表

4 物性特征

臨興區(qū)塊儲層屬于致密砂巖儲層，其物性特征與常規(guī)儲層相比，孔滲性較差，易受到巖石成分、類型、礦物顆粒大小、孔喉分布情況等多種因素影響。通過對巖心物性分析樣品統(tǒng)計發(fā)現，本1 段砂巖儲層孔隙度與常規(guī)儲層相比差別很大，分布在1%～12.2%，均值6.35%，中值6.01%。主體在3%～8%，約占72.0%，呈現單峰的特征，大于8%與小于3%的占比相差不大，分別約占15.5%和12.5%。滲透率同樣也具有單峰的特征，主體在0.02mD～0.2mD，約占73%，大于0.2mD 的約占21%（表2）。本1段整體上的砂體發(fā)育范圍與上部地層相比，發(fā)育一般，煤系烴源巖在本溪組全區(qū)發(fā)育，但部分區(qū)域儲層砂體物性較好，出現孔隙度和滲透率值均較高的現象，因此在小范圍區(qū)間內可獲得物性較好的砂巖儲層。

表2 臨興區(qū)塊本1 段儲層孔隙度、滲透率統(tǒng)計表

5 儲層主控因素分析

結合前人對臨興區(qū)塊的研究結果，對臨興區(qū)塊儲層發(fā)育主控因素進行了分析[6]，認為本1 段儲層主要受以下兩種作用的控制，儲層中構造裂縫對本1 段的儲層建設作用影響不大。

5.1 沉積作用對臨興區(qū)塊本1 段儲層物性的影響

不同類型的儲層，其中物質成份、粒度大小、雜基含量多少、分選好壞性等沉積環(huán)境不同，沉積作用對儲層的巖性及物性特征影響很大。研究區(qū)本1 段主要沉積環(huán)境為障壁型海岸相，其沉積相影響儲層的礦物組成，在一定程度上影響著儲層的宏觀物性[7]。障壁島砂體為優(yōu)質儲層，孔隙度、滲透率相比其他砂體更高，而瀉湖又是良好的生氣相帶；障壁砂壩為分選好的中薄層中細砂巖，物性相對較好，有利于氣體的儲集。混合坪次之，灰坪、沼澤物性最差。

5.2 成巖作用對臨興區(qū)塊本1 段儲層物性的影響

鏡質體反射率是用來劃分成巖階段的依據[8]，通過對臨興區(qū)塊本1 段的鏡質體反射率統(tǒng)計，其值在0.98%～1.32%，所以臨興區(qū)塊本1 段儲層主體成巖階段處于中成巖A-B 期。中成巖A-B 期，隨著埋深變厚，沉積物抗壓實能力降低，原生孔隙遭到大量破壞，膠結作用也變得越來越強烈。壓實和膠結作用與溶蝕作用相比，作用相反，分別降低和改善儲層儲集性能；構造裂縫在本1段較少，所以對本1 段的建設作用影響不大。

6 結論

6.1 臨興區(qū)塊本1 段砂巖儲層以巖屑砂巖、巖屑石英砂巖、長石巖屑砂巖為主，巖石組分具有石英含量高、巖屑含量次之、長石含量低的特征。

6.2 臨興區(qū)塊本1 段儲層孔隙以次生孔隙為主，孔喉滲濾能力一般，顆粒大小不均勻，縫隙之間連通性一般等特點，物性為特低孔特低滲，屬于致密儲層。

6.3 臨興區(qū)塊本1 段儲層受沉積和成巖作用的共同影響。障壁島砂體為優(yōu)質儲層，是儲層物性相對較好的主要原因。壓實作用和膠結作用由于在研究區(qū)本溪組埋藏較深，作用強烈，極大降低砂巖儲層物性，溶蝕作用的發(fā)生，有效改善了儲層物性。