致密砂巖氣儲層有效性識別和定量評價——以鄂爾多斯盆地東南部上古生界山西組一段為例

秦波，曹斌風，周進松，張立寬，雷裕紅，張振宇

1.中國石油大學(華東)地球科學與技術學院，山東青島 266580 2.中國科學院地質與地球物理研究所油氣資源研究院重點實驗室，北京 100029 3.陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院，西安 710075

0 引言

近年來，隨著勘探開發技術的迅速發展和廣泛應用，我國致密砂巖氣勘探開發在多個盆地多套層系中取得了重大進展，特別是以鄂爾多斯盆地蘇里格和榆林、四川盆地合川和新場及塔里木盆地庫車坳陷大北為代表的大氣田的發現[1-2]。致密砂巖氣已成為我國天然氣增儲上產的重點領域。致密砂巖儲層通常表現為整體上低—特低孔滲但仍存在物性較良好的巖石，孔隙結構與成因復雜，成巖作用強且差異大，含油氣非均質性強等特點[3-6]。實際勘探發現，在致密背景下，物性和含氣性相對好的有效儲層的發育是天然氣富集、高產的關鍵[7-9]。因此，儲層有效性識別和定量評價是致密砂巖氣研究的關鍵科學問題之一，對實際勘探中“甜點”預測也具有重要意義。

受控于沉積、成巖及構造作用，致密砂巖儲層具有很強的非均質性。在強非均質儲層有效性評價中，劃分巖相或巖石相進行對比研究，對全面地描述、表征儲層，明確有效儲集巖石的地質、巖石物理特征，指導有效勘探開發部署具有重要的意義[10-17]。前人在認識有效儲集巖石特征的基礎上，多采用統計方法建立沉積環境和有效儲層的相關判別模式，根據沉積砂體展布推導出有效儲層的空間分布規律[18-20]。然而即使同一沉積砂體，成巖作用與演化過程、物性與孔隙結構特征也不盡相同，因而不能較好的解決強非均質儲層有效性評價的問題。在實際勘探中，由于鉆井取芯往往很有限，將儲層非均質性研究由點拓展到面，需要借助測井資料建立有效儲集巖石的測井識模型[12-15,21]。基于大量單井的解釋和對比，認識有效儲層的空間分布，同時選擇合適的定量參數表征儲層有效性，目前國內外在該方面研究鮮少[12]。

鄂爾多斯盆地東南部上古生界致密砂巖氣勘探前景廣闊[22-23]。其中下二疊統山西組為其主力勘探層之一。儲層的巖性和物性非均質性強，有效儲層發育特征不清楚，影響了對天然氣富集規律的認識。筆者針對致密砂巖儲層有效性識別和定量評價的關鍵問題，以儲層非均質性研究為切入點，劃分儲層砂巖巖石相，利用測井資料進行不同巖石相的識別，定量評價儲層有效性，為致密砂巖氣甜點預測提供科學依據。

1 地質背景

研究區地處鄂爾多斯盆地東南部延長氣田，構造上位于伊陜斜坡東南部(圖1)。現今構造簡單，為一平緩的單斜，地層自東向西傾伏，傾角小于1°。晚古生代，鄂爾多斯盆地由海向陸過渡，經歷了濱海平原階段[24-25]，依次沉積了賓夕法尼亞系本溪組和太原組、下二疊統山西組、中二疊統下石盒子和上石盒子組及上二疊統石千峰組。

研究區山西組以大量發育透鏡型和上傾尖滅型的巖性圈閉為特征，屬源內成藏組合[23]。組內的暗色泥巖、炭質泥巖及煤等煤系烴源巖組合分布廣泛，熱演化程度高，已進入了高成熟—過成熟生氣階段。在晚侏羅世—早白堊世末達生、排烴高峰期，生氣強度為(20～36)×108m3/km2，生烴量大，具廣覆式生烴特征[23]。山西組以發育淺水緩坡型三角洲前緣亞相為主，包括水下分流河道、分流間灣，河口壩發育較差或不發育[23,26-27]。砂體呈南北向展布(圖2)。穩定的盆地構造升降運動、上石盒子組和石千峰組區域性泥巖蓋層為天然氣藏的保存提供了良好條件，且山西組內泥巖也具有較好的封蓋性。因此，儲層有效性是天然氣富集的最關鍵因素。

圖1 鄂爾多斯盆地構造單元及研究區位置 (據楊俊杰[24]修改)Fig.1 Structural units of the Ordos Basin and the location of the study area(modified from Yang[24])

2 致密砂巖儲層非均質性和巖石相劃分

基于32口鉆井(圖2)巖芯觀察和描述，選取典型砂巖樣品，開展鑄體薄片鑒定、X射線衍射(XRD)全巖和黏土礦物分析及掃描電鏡(SEM)觀察(含能譜分析)，分析儲層的巖石學和孔隙特征，結合實測物性，認識巖石學組構對成巖作用類型和成巖產物、孔隙及物性的影響，劃分砂巖巖石相類型，認識有效儲集巖石的特征。

圖2 山西組一段沉積微相和取樣井Fig.2 Depositional microfacies for the first member of the Shanxi Formation and sampling wells

2.1 儲層巖石學組構的非均質性

制備了94塊鑄體薄片，依據傳統的Gazzi-Dickinson計點法(300個點)，對砂巖的礦物學組分和碎屑顆粒結構進行統計，分析儲層巖石學特征。結果表明研究區山西組一段砂巖類型多樣，砂巖骨架顆粒成分、結構及填隙物組分均存在強非均質性。

砂巖骨架顆粒磨圓度為次棱—次圓，分選性中等，少數含礫砂巖分選極差。顆粒粒徑中值為0.1～0.8 mm，從細粒到粗粒，變化范圍大，但以中—粗粒為主。

砂巖為巖屑石英砂巖和巖屑砂巖(圖3)。碎屑石英包括單晶石英和變質成因的多晶石英，單晶石英顆粒含量為18%～80%，平均值為61%，而多晶石英含量為0～8%，平均值為2%；碎屑長石含量極少，最高達3%，包括鉀長石和斜長石；巖屑以淺變質巖巖屑為主(圖3)，含量為2%～48%，平均值為16%，包括片巖、千枚巖、板巖及變質粉砂巖；也見極少量的火山巖巖屑和泥巖巖屑，二者含量分別小于3%和5%。此外，髓石含量為0～5%，平均值為1%；白云母碎屑含量為0～5%，平均值為1%。微量的金紅石、鋯石、白鈦礦、石榴子石等組成砂巖的重礦物系列。

圖3 砂巖石英—長石—巖屑三角分類(砂巖分類方案依據Folk[28]) Ⅰ.石英砂巖；Ⅱ.長石石英砂巖；Ⅲ.巖屑石英砂巖；Ⅳ.長石砂巖；Ⅴ.巖屑長石砂巖；Ⅵ.長石巖屑砂巖；Ⅶ.巖屑砂巖Fig.3 Sandstone QFL triangular classification (after Folk[28])

砂巖中黏土雜基含量為0～30%，平均值為6%，見極少的凝灰質雜基。自生膠結物類型多樣，含量變化大，包括方解石、鐵白云石、菱鐵礦、石英、高嶺石、綠泥石及伊利石(圖4)。方解石含量為0～25%，平均值為3%；鐵白云石很少見，最高達10%；菱鐵礦含量為0～10%，平均值為1%；自生石英含量為0～12%，平均值為2%；高嶺石含量為0～8%，平均值為2%；綠泥石含量為0～3%，平均值為1%；伊利石(伊蒙混層)含量為0～14%，平均值為3%。

2.2 儲層物性的非均質性

選擇270個實測物性進行統計分析，發現儲層孔隙度、滲透率變化范圍大，具有強的非均質性。孔隙度為1.0%～11.1%，平均值為5.4%；滲透率為0.003×10-3μm2～8.651×10-3μm2，平均值為0.093 ×10-3μm2(圖5)。物性與氣測全烴值關系統計發現有一定的相關性，孔隙度和滲透率越高，氣測全烴值越高，但規律不明顯(圖6)。

2.3 儲層巖石相劃分

在巖芯描述的基礎上，綜合巖石學、成巖作用及物性分析，進行含氣儲層砂巖巖石相劃分。圖7給出了典型井取芯段巖芯描述、礦物學(X射線衍射)、物性及含氣性特征。巖芯上，砂體下段發育高流態的塊狀層理粗砂巖、中砂巖，底部見沖刷構造和撕裂泥礫，向上過渡為低流態的低角度斜層理中砂巖、細砂巖，常見暗色礦物紋層且向上增多。隨著碎屑顆粒粒徑增大，砂巖中石英含量增加，黏土總含量減小，物性變好，含氣性也變好。對比分析典型取樣點的砂巖微觀特征發現，斜層理中、細砂巖為巖屑砂巖和巖屑石英砂巖，砂巖粒徑中值平均值為0.26 mm；碎屑石英含量平均值為51%，淺變質巖巖屑含量平均值為24%，黏土雜基含量平均值為17%。其中富泥質的塑性顆粒(淺變質巖巖屑及少量的火山巖巖屑、泥巖巖屑、白云母碎屑)遭受機械壓實軟變形作用強烈，方解石含量平均值為1%，不發育石英加大邊。不發育薄片面孔；孔隙度平均值為3.7%，滲透率平均值為0.071 ×10-3μm2(圖7)。相反，塊狀層理粗、中砂巖屬巖屑石英砂巖，砂巖粒徑中值平均值為0.45 mm；碎屑石英含量平均值為70%，淺變質巖巖屑含量平均值為9%，幾乎不含黏土雜基。方解石含量平均值為2%，石英加大邊含量平均值3%，高嶺石含量平均值為1%，綠泥石含量平均值1%，伊利石(混層黏土)含量平均值為5%。發育碎屑長石和巖屑溶蝕孔隙(平均值為1.5%)及少量的高嶺石微孔隙(0.5%)；孔隙度平均值為8.0%，滲透率平均值為0.228 ×10-3μm2(圖7)。

依據巖芯相、巖石學組構、成巖作用及物性特征的差異，筆者將含氣儲層砂巖劃分為貧塑性顆粒巖屑石英砂巖、富塑性顆粒巖屑(巖屑石英)砂巖(塑性顆粒含量大于15%)及碳酸鹽致密膠結巖屑(巖屑石英)砂巖(碳酸鹽含量大于15%)三種巖石相。

(1) 貧塑性顆粒巖屑石英砂巖

整體上，貧塑性顆粒巖屑石英砂巖中碎屑石英含量高、淺變質巖巖屑和黏土雜基含量低，膠結物種類多但總含量低(圖4a～d、圖8)。主要為中—粗粒，粒徑大小為0.35～0.65 mm。石英顆粒含量平均值為76%，見零星的碎屑長石，淺變質巖巖屑含量平均值為7%，髓石含量平均值為1%(圖8)。富泥質塑性顆粒含量低，碎屑石英間線—凹凸接觸，壓溶現象普遍，見石英顆粒表面發育微裂縫(圖4a，b)。基本上不含黏土雜基。方解石含量平均值為2%，零星的鐵白云石發育，自生石英含量平均值為4%，高嶺石含量平均值為2%，綠泥石含量平均值為1%，伊利石(混層黏土)含量平均值為3%(圖8)。發育長石和巖屑溶蝕孔隙及高嶺石微孔隙，幾乎不見原生粒間孔隙(圖4e，f，g)。統計發現總薄片面孔最大值為7%，平均值為1.8%，其中溶蝕孔隙占總面孔的61%，而高嶺石微孔隙占總面孔的39%。貧塑性顆粒巖屑石英砂巖物性較其他兩類巖石好，孔隙度為4.5%～11.0%，平均值為7.2%；滲透率為0.020×10-3μm2～8.651 ×10-3μm2，平均值為0.230 ×10-3μm2(圖9a，a′)。因此，貧塑性顆粒巖屑石英砂巖構成了致密砂巖氣的有效儲集巖石。

圖4 砂巖成巖特征顯微照片a.延334井，2 247.86 m，單偏：方解石呈斑點狀填充孔隙，與石英加大邊同時發育或在其之后；b.延335井，2 363.5 m，正交：自生石英呈加大邊發育；c.延343井，2 453.9 m，SEM：方解石、伊利石淹沒高嶺石；d.試18井，2 544.53 m，SEM：方解石淹沒綠泥石、伊利石混合物；e.延328井， 2 446.93 m，單偏：長石溶蝕，高嶺石沉淀；f.延343井，2 457.7 m，單偏：長石和巖屑的溶蝕；g.延325井，2 413.69 m，單偏：長石溶蝕孔隙和高嶺石晶間微孔隙；h.延311井，2 695.9 m，單偏：大量淺變質巖巖屑遭受壓實變形；i.延340井，2 584.59 m，正交：黏土雜基大量發育；j.試18井，2 534.33 m，SEM.伊利石黏土具卷片狀形態；k.延305井，2 648 m，正交：方解石大量充填孔隙和交代骨架顆粒；l.延331井，2 782.5 m，單偏：菱鐵礦沿白云母分布。Qtz-o.石英加大邊；Cal.方解石；Kao.高嶺石；Chl.綠泥石；Ill.伊利石；I/S.伊蒙混層；Sid.菱鐵礦；SP.次生溶蝕孔隙Fig.4 Photomicrographs of sandstones showing diagenetic characteristics

圖5 儲層孔隙度和滲透率頻數分布直方圖Fig.5 Frequency histograms showing reservoir porosity and permeability distribution

圖6 儲層物性與氣測全烴值交會圖Fig.6 Cross plots of porosity and permeability of the reservoir versus gas logging value

圖7 試18井典型取芯段測井曲線、礦物學、物性及氣測特征Fig.7 Typical cored profile of well Shi-8 showing well logs, mineralogical, petrophysical and gas logging variations

(2) 富塑性顆粒巖屑(巖屑石英)砂巖

富塑性顆粒巖屑(巖屑石英)砂巖以貧石英顆粒、富含淺變質巖巖屑和黏土雜基，膠結物含量少為特征(圖4h，i，j、圖8)。主要為中—細粒，粒徑大小為0.15～0.4 mm。碎屑石英含量平均值為52%，長石顆粒含量平均值為1%，淺變質巖巖屑含量平均值為24%，火山巖巖屑和泥巖巖屑含量平均值均為1%，白云母含量平均值為1%，髓石含量平均值為2%(圖8)。富泥質塑性顆粒含量相對高，遭受機械壓實軟變形作用強烈(圖4h)。黏土雜基含量平均值為12%。方解石含量平均值為2%，零星的鐵白云石發育，菱鐵礦含量平均值為2%，自生石英和高嶺石不發育，伊利石(混層黏土)含量平均值為3%(圖8)。與貧塑性顆粒巖屑石英砂巖不同，富塑性顆粒巖屑(巖屑石英)砂巖不發育薄片面孔(圖4h，i)。物性極差，孔隙度為1.2%～5.3%，平均值為3.6%；滲透率為0.005×10-3μm2～0.231 ×10-3μm2，平均值為0.031 ×10-3μm2(圖9b，b′)。

(3) 碳酸鹽致密膠結巖屑(巖屑石英)砂巖

碳酸鹽致密膠結巖屑(巖屑石英)砂巖以石英顆粒含量低、淺變質巖巖屑含量高，方解石和菱鐵礦膠結物含量高為特征(圖4k，l、圖8)。主要為中—細粒，粒徑大小為0.2～0.45 mm。碎屑石英含量平均值為48%，見零星的碎屑長石，淺變質巖巖屑含量平均值為18%，髓石含量平均值為2%(圖8)。方解石含量平均值為22%，鐵白云石含量平均值為4%，菱鐵礦含量平均值為2%，不發育自生石英，伊利石含量平均值為2%(圖8)。因碳酸鹽膠結物對機械壓實作用的削弱，包括淺變質巖巖屑在內碎屑骨架顆粒變形弱或不變形(圖4k，l)。碳酸鹽致密膠結砂巖也不發育薄片面孔(圖4k，l)。物性也極差，孔隙度為1.5%～3.9%，平均值為2.4%；滲透率為0.003×10-3μm2～0.100×10-3μm2，平均值為0.015 ×10-3μm2(圖9c，c′)。

圖8 不同砂巖巖石相的碎屑和自生礦物含量Fig.8 Detrital and authigenic mineral contents for different sandstone petrofacies

圖9 不同砂巖巖石相孔隙度和滲透率頻數分布直方圖 a, a′.貧塑性顆粒巖屑石英砂巖；b, b′.富塑性顆粒巖屑(巖屑石英)砂巖；c, c′.碳酸鹽致密膠結巖屑(巖屑石英)砂巖Fig.9 Frequency histograms showing porosity and permeability distribution for different sandstone petrofacies

3 不同巖石相測井識別和預測

選取了五種常規測井曲線，包括自然伽馬(GR)、密度(DEN)、聲波時差(AC)、補償中子(CNL)及深感應電阻率(RD)，用于識別不同砂巖巖石相。在測井曲線標準化和巖芯歸位校正的基礎上，利用確定的巖石相的巖芯、薄片數據標定其測井響應，借助數學統計方法，建立有效儲集巖石的測井識別模型。

利用32口井巖芯和薄片數據進行標定，讀取不同巖石相的測井響應值(讀取的是0.125 m的測井響應值)，繪制交會圖。貧塑性顆粒巖屑石英砂巖由于富泥質塑性顆粒、黏土雜基或自生黏土礦物含量均低，表現為低GR值；因黏土質含量低、含氣性好，為低CNL值；由于機械壓實強度中等、孔隙性好及體積密度低，表現為中—高AC值、低DEN值；因含氣性好，為中—高RD值(圖10、表1)。相反，富塑性顆粒巖屑(巖屑石英)砂巖因富含富泥質塑性顆粒和黏土雜基，GR表現為中—高值；由于黏土質含量高、含氣性差，CNL為中—高；因壓實強度高、孔隙性差，AC表現為中—低值，DEN表現為高值；由于含氣性極差，RD為低值(圖10、表1)。碳酸鹽致密膠結巖屑(巖屑石英)砂巖表現為中等GR值、中等—低CNL值；由于孔隙性極差，體積密度大，表現為極低AC值、極高DEN值；因含氣性也極差，為中等—低RD值(圖10、表1)。交會圖分析發現整體上不同巖石相的測井響應有一定的差別，但也不同程度地存在重疊，僅利用單一交會圖對不同巖石相進行有效識別區分相對困難。

利用交會圖對不同巖石相進行識別，往往需要多組測井曲線，這使得識別過程復雜且效果不理想。主成分分析是將原始多個可能存在相關性的變量作線性變換導出新的幾個互相無關的綜合變量盡可能多地反映原始變量信息的統計方法[29]。基于主成分統計分析的巖石相測井識別，采用降維思想，在原始信息損失很小的前提下，利用多個測井曲線構建主成分變量，以少數的主成分代表原有測井數據變化的主要信息，從而簡化了數據運算。考慮到不同系列測井數據之間大小的差異，對GR、AC 、DEN、CNL及LnRD測井數據進行歸一化處理，作為主成分分析的輸入數據。

圖10 不同砂巖巖石相測井響應特征Fig.10 Well-log responses for different sandstone petrofacies表1 不同砂巖巖石相測井響應總結Table 1 Summary of well-log responses for different sandstone petrofacies

測井響應值貧塑性顆粒巖屑石英砂巖富塑性顆粒巖屑(巖屑石英)砂巖碳酸鹽致密膠結巖屑(巖屑石英)砂巖GR/(API)最大值78188130最小值305260平均值4810675AC/(μs/m)最大值263239205最小值195194188平均值228209197DEN/(g/cm3)最大值2.552.832.82最小值2.12.52.61平均值2.282.612.71CNL/%最大值192615最小值455平均值8139RD/(Ω·m)最大值969180230最小值312152平均值23963122

表2給出了分析結果，F1、F2特征值均大于1，累計方差為80.3%。因此選擇F1和F2兩個主成分即可代表原始測井數據變化的主要信息。F1、F2兩個主成分計算公式為：

F1=0.942NGR-0.255NAC+0.603NDEN+

0.713NCNL-0.770NLnRD

F2=-0.064NGR+0.846NAC-0.488NDEN+

0.522NCNL-0.257NLnRD

主成分F1、F2作交會圖(圖11)，發現貧塑性顆粒巖屑石英砂巖F1為-0.1～0.4且F2為0～0.5；富塑性顆粒巖屑(巖屑石英)砂巖F1介于0.4～1.5且F2介于-0.2～0.4；碳酸鹽致密膠結巖屑(巖屑石英)砂巖F1為0.4～0.8且F2為-0.3～-0.1。統計結果顯示(表3)，貧塑性顆粒巖屑石英砂巖判斷成功率高達97%；盡管富塑性顆粒巖屑(巖屑石英)砂巖和碳酸鹽致密膠結巖屑(巖屑石英)砂巖分別有6%和12%的重疊，但判斷成功率為94%和88%，這樣的結果是令人接受的。

選擇取芯和巖石學分析資料豐富的鉆井進行盲檢。基于主成分分析測井識別模型預測的巖石相與巖樣的巖石學特征具很高的一致性。如在340井山1段2 587.4 m、2 599.5 m、2 612.3 m及2 620.7 m處預測的巖石相分別為富塑性顆粒巖屑(巖屑石英)砂巖、貧塑性顆粒巖屑石英砂巖、碳酸鹽致密膠結巖屑(巖屑石英)砂巖及富塑性顆粒巖屑(巖屑石英)砂巖，薄片下巖石學特征與預測相吻合(圖12)。這表明該測井識別模型可用于研究區氣田尺度巖石相的預測。

表2 測井響應主成分分析特征值、特征向量、方差累計貢獻率Table 2 Eigenvalues, eigenvectors, and the accumulated contribution of variance for principal components of well-log responses

圖11 不同砂巖巖石相測井響應主成分F1、F2交會圖Fig.11 Cross plot of principal component F1 versus F2 for well-log responses of different sandstone petrofacies表3 基于主成分分析的砂巖巖石相測井預測模型表現Table 3 Performance of sandstone petrofacies prediction model based on principal component analysis using well logs

巖石相成功率/%重疊1/%重疊2/%貧塑性顆粒巖屑石英砂巖9730富塑性顆粒巖屑(巖屑石英)砂巖9415碳酸鹽致密膠結巖屑(巖屑石英)砂巖8884

圖12 基于主成分分析的模型對延340井砂巖巖相識別結果的檢驗Fig.12 Prediction of sandstone petrofacies in Well Yan 340 to validate the model based on principal component analysis

4 致密砂巖有效儲層分布及控制因素分析

依據主成分統計分析的測井識別模型，對研究區197口井目的層開展了砂巖巖石相的解釋和對比分析，深入認識有效儲層的分布特征。在垂向上，貧塑性顆粒巖屑石英砂巖與富塑性顆粒巖屑(巖屑石英)砂巖互層狀發育，而碳酸鹽致密膠結巖屑(巖屑石英)砂巖往往隨機地分布在富塑性顆粒巖屑(巖屑石英)砂巖中(圖12)。平面上，貧塑性顆粒巖屑石英砂巖累計厚度為2～16 m，呈連片狀分布(圖13)。在麻洞川及西北地區，累計厚度大于10 m；在臨鎮和官莊以東一帶，累計厚度大于8 m。

砂巖原始骨架顆粒組分和結構的成熟度，控制了有效儲層的發育。源區母巖性質和風化作用影響砂巖巖石學組成，而沉積環境和水動力條件決定了砂巖展布、粒徑大小及分選程度[30]。研究區山西組一段主要發育巖屑石英砂巖和巖屑砂巖，巖屑組分表現為高含量的淺變質巖巖屑及少量巖漿巖巖屑和泥巖巖屑。前人研究認為研究區目的層物源主要來自盆地北緣、東北緣的古陰山，與太古界、元古界的片麻巖、片麻狀花崗巖、片巖、板巖及千枚巖具有親緣性[注]延長石油研究院.延長探區上古生界天然氣成藏特征研究[R].2013.。由源區母巖性質與砂巖巖石學組成特征可推斷，貧塑性顆粒巖屑石英砂巖的物源可能同時受陰山地塊太古界、元古界的片麻巖、片麻狀花崗巖和淺變質巖組合控制而淺變質巖對富塑性顆粒巖屑砂巖的物質組成產生了較大影響。另外，山一段為淺水緩坡型三角洲前緣沉積環境[23,26-27]。原始沉積水動力條件影響砂巖粒徑大小、雜基含量及塑性顆粒含量，控制有效儲層分布。前文分析發現，由沉積水動力引起的碎屑顆粒粒徑的變化對砂巖的礦物學、物性及含氣性有明顯的影響。在三角洲前緣水下分流河道中，垂向上具有明顯的下粗上細的二元結構。中、粗砂巖表現為貧塑性顆粒巖屑石英砂巖而中、細砂巖為富塑性顆粒巖屑(巖屑石英)砂巖。

圖13 貧塑性顆粒巖屑石英砂巖等厚圖Fig.13 Isopach map of ductile grain-lean sublitharenites

成巖作用對有效儲層發育的影響也不可忽略。儲層成巖作用非均質性強，不同類型砂巖的成巖方式和成巖產物差異大。富塑性顆粒砂巖因富泥質巖屑強烈地機械壓實軟變形，碳酸鹽致密膠結砂巖因方解石和菱鐵礦大量填充原生粒間孔隙，形成致密、無效的儲層。相比貧塑性顆粒巖屑石英砂巖表現為壓實和膠結相對弱，深埋藏過程中滲透條件相對好，流體遷移活躍，溶蝕作用改造巖石孔隙顯著。巖屑和碎屑長石溶蝕，未見雜基和膠結物溶蝕(圖4e，f，g)。碎屑長石溶蝕形成高嶺石，高嶺石微孔隙發育(圖4e，g)，溶蝕孔隙和高嶺石微孔隙是貧塑性顆粒巖屑石英砂巖主要孔隙類型，幾乎不見原生粒間孔隙。而且山西組為含煤層系，腐殖型有機質在沉積物沉積不久之后氧化可產生酸性流體[31]，且埋藏過程中，有機質熱演化因脫羧基作用產生大量有機酸，進入孔隙水降低pH值[32-33]，一直可持續到晚成巖早期階段，充足的有機酸來源為溶蝕提供了豐富的物質基礎。值得指出的是，成巖作用對儲層改造具有重要的影響，但這種改造具有很強的非均質性，從根本上受控于物源和原始沉積作用。

5 致密砂巖儲層有效性定量評價

致密砂巖氣藏由于儲層物性整體差，天然氣富集受控于“甜點”，致密背景下物性和含氣性相對好的有效儲層的發育控制了天然氣的富集和高產[7-9]。研究區山西組氣藏具有源內運聚成藏特征，烴源巖廣覆式生烴，后期封蓋條件優越[23]，儲層有效性決定了天然氣的富集程度。儲層整體上產氣豐度低，對氣層、氣水同層及含水氣層進行細致解剖，發現含氣儲層內部被多個非滲透性夾層分隔，導致儲層物性呈現較強的非均質性，且物性越好，砂巖氣測和產氣越豐富[34]。前文分析發現，山西組一段含氣砂巖儲層由孔滲性和含氣性相對好的貧塑性顆粒巖屑石英砂巖和致密的富塑性顆粒砂巖、碳酸鹽膠結砂巖構成。以往廣泛采用的孔隙大小和物性等定量參數對如此強非均質的致密砂巖儲層有效性的表征力是不夠的。另外，儲層物性、孔喉結構及成巖非均質性強，測井解釋含氣飽和度中，巖電參數的求取往往顧此失彼，飽和度明顯偏離實際，儲層評價效果不理想。因此，研究區山西組儲層有效性取決于有效儲集巖石或有效儲集空間的發育程度。

在這里，筆者選擇貧塑性顆粒巖屑石英砂巖的厚度與孔隙度的乘積(H·φ)，即有效儲集空間體積來定量評價儲層的有效性，并利用實際試氣資料進行檢驗。結果發現，整體上貧塑性顆粒巖屑石英砂巖H·φ值為0.2～0.6。在局部地區如麻洞川西北地區、臨鎮和官莊以東一帶，H·φ值一般大于0.4，最大值可達到1(圖14)。利用試氣數據進行檢驗發現，試氣小于1萬方/天的低產氣流井，多分布在H·φ值小于0.4的地區，而試氣大于1萬方/天工業氣流井分布在H·φ值大于0.4的地區(圖14)。基于此，指出麻洞川西北部、臨鎮和官莊東部等地區可能是致密砂巖氣“甜點”區，應繼續進行勘探開發部署。

圖14 貧塑性顆粒巖屑石英砂巖H·φ值等值線圖與試氣產能Fig.14 Contour map of H·φ value for ductile grain-lean sublitharenites and gas production

6 結論

鄂爾多斯盆地東南部上古生界山西組一段致密砂巖氣儲層具有巖性、物性非均質性強的特征。依據巖芯相、微觀巖石學組構、成巖作用及物性特征的差異性，將含氣儲層砂巖劃分為貧塑性顆粒巖屑石英砂巖、富塑性顆粒巖屑(巖屑石英)砂巖及碳酸鹽致密膠結巖屑(巖屑石英)砂巖。

貧塑性顆粒巖屑石英砂巖以碎屑石英含量高、淺變質巖巖屑和黏土雜基含量低，膠結物種類多但總含量低，中—粗粒結構為特征；發育溶蝕孔隙和高嶺石晶間微孔隙；孔隙度大于5%，滲透率大于0.1×10-3μm2；構成物性和含氣性相對較好的有效儲集巖石。富塑性顆粒巖屑(巖屑石英)砂巖以貧石英顆粒、富含淺變質巖巖屑和黏土雜基，膠結物含量也少為特征，富泥質塑性顆粒遭受機械壓實軟變形強烈，而碳酸鹽致密膠結巖屑(巖屑石英)砂巖以石英顆粒含量低、淺變質巖巖屑含量也高，方解石和菱鐵礦膠結物含量高為特征，二者以中—細粒結構為主；物性極差，孔隙度小于5%，滲透率小于0.1×10-3μm2。

利用巖芯和薄片數據標定測井響應，構建了基于主成分統計分析的有效儲層測井識別模型。開展砂巖巖石相解釋和對比分析，深入認識了有效儲層的分布特征，從根本上受物源和原始沉積作用控制。選擇合適的定量參數，將儲層有效性研究從微觀尺度的描述拓展到宏觀尺度的量化表征，實現了致密砂巖氣儲層有效性的定量評價。

致謝 感謝審稿專家和編輯部老師在論文評審過程中給予的寶貴修改意見與建議。感謝中國科學院地質與地球物理研究所李超博士生、蔡振家碩士生和中國石化股份有限公司華東油氣分公司泰州采油廠房濤工程師給予的寶貴幫助。