葛东升，蔡振华，刘灵童，秦 鹏，宣 涛，刘世界

(中海油能源发展股份有限公司上海工程技术分公司，上海 200335)

致密砂岩气作为非常规油气的重要组成部分，现已成为油气勘探开发的重点[1]。鄂尔多斯盆地东缘临兴地区是我国重要的致密砂岩气区，勘探开发潜力巨大[2-4]，区内下二叠统太原组砂岩是盆地主要的生、储气层位之一，具有成岩作用复杂和储层非均质性强、勘探开发难度较大的特点[5-6]。庞振宇等[7]对鄂尔多斯盆地苏里格气田苏48及120区致密储层进行分析，指出致密砂岩储层的品质主要受喉道控制，喉道是决定其开发效果的关键因素；杨传奇[8]通过对鄂尔多斯盆地马营—纸坊地区长6、长8致密砂岩储层特征及其成因分析研究并进行分类评价，指出了勘探开发有利区；冯小哲等[9]通过对苏里格地区下石盒子组致密砂岩储层孔隙发育特征及孔隙结构特征分析，指出小孔隙不利于储层的渗流，孔隙结构简单，均值性强、形态未被改造的储层为勘探开发的有利目标。前人在邻近工区储层孔隙结构的研究已取得一定认识，而对于临兴地区致密储层略显不足，因此，在工区致密砂岩气的开发中，加强致密砂岩储层特征研究，合理评价其孔隙结构显得十分重要。

临兴地区位于鄂尔多斯盆地东缘河东煤田中北部，西接陕北斜坡，东临吕梁隆起，面积约2 000 km2[10-11]。构造位置上处于鄂尔多斯盆地东北部伊陕斜坡东段、晋西挠褶带西缘，区内太原组广泛分布，沉积厚度达数十米，地层由上至下可分为太1段和太2段，上段以暗色泥岩为主，下段为灰黑色泥岩夹灰色砂岩[12-14]，太2段为研究区致密砂岩气主力勘探开发层段，也是本次研究的目的层段。本文通过铸体薄片、扫描电镜、常规物性、高压压汞、核磁共振等实验分析手段，对研究区太原组太2段致密砂岩储层的储集空间类型、孔隙结构特征进行研究，旨在明确不同孔隙结构与储层渗流能力的关系，以期为下步勘探开发提供有效支撑。

1 岩石学特征

通过对研究区太2段15口井108样次砂岩储层样品铸体薄片进行分析，结果表明：太2段主要为岩屑砂岩及长石岩屑砂岩。其中，石英含量为28%～73%，平均含量为50.9%，以单晶石英为主；岩屑含量为22%～60%，均值为39.8%，岩屑成分主要为石英岩岩块、火成岩岩块、少量的沉积岩岩块及云母等；长石的含量较低，平均含量为8.5%；钾长石含量稍高于斜长石，风化严重，钾长石多高岭石化，斜长石常见绢云母化。粒度以细—中砂为主，分选好—中等，磨圆为次圆—次棱状，颗粒以点—线接触为主，孔隙胶结式(图1)。

图1 鄂尔多斯盆地临兴地区太2段砂岩类型三角图

2 储集空间特征

根据铸体薄片和扫描电镜观察分析，发现太2段砂岩储层的储集空间类型主要为次生孔隙，包括溶蚀粒间孔、颗粒溶蚀孔及胶结物溶孔，此外，还含有少量的残余粒间孔隙(表1)。

表1 研究区太2段砂岩储层空间类型

2.1 残余粒间孔

残余粒间孔是由原生孔隙经压实作用及胶结物充填后保留下来的孔隙。此类孔隙类型在太2段储层中较少见，面孔率平均值为0.2%，仅占总面孔率的4.38%，镜下可见边缘平直，孔壁上分布有胶结物的残余粒间孔则呈不规则状(图2a)。

2.2 粒间溶蚀孔

粒间溶蚀孔是碎屑颗粒中的中酸性岩屑如长石云母及碳酸盐岩等多沿边缘发生溶蚀形成的孔隙。其镜下可见孔边缘多呈不规则状或港湾状，该特征是区别溶蚀颗粒孔与原生残余粒间孔的主要依据。太2段溶蚀粒间孔均值为1.7%，占总面孔率的37.37%，是该段储层主要的储集空间，对储层物性具有重要作用(图2b)。

图2 鄂尔多斯盆地东缘临兴区块太2段砂岩储层孔隙特征

2.3 粒内溶蚀孔

粒内溶蚀孔是研究区太2段砂岩储层中的主要次生孔隙类型，面孔率均值为2.2%，占总面孔率的48.64%。此类孔隙主要由长石和岩屑的溶蚀而形成，镜下常见长石沿解理或裂纹发生溶蚀而形成孤岛状、条带状或残缕状粒内孔，岩屑沿裂缝、可溶矿物形成蜂窝状或串珠状粒内孔隙，若完全溶蚀则形成铸模孔。粒内溶蚀孔发育的样品，储层渗流能力有很大程度上的提高，是区内重要的储集空间类型(图2c)。

2.4 胶结物溶孔

胶结物溶孔是胶结物溶蚀形成的孔隙，镜下主要为方解石、铁白云石以及高岭石，充填于颗粒之间或交代矿物，在其边缘或内部被溶蚀形成次生孔隙溶孔。其平均面孔率为0.4%，占总面孔率的9.60%(图2d)。

3 物性特征

砂岩储层的孔隙度和渗透率是反映储层储集性能和渗流条件的两个最基本参数[15]。通过对研究区太2段砂岩储层样品共计1 006样次物性参数的统计分析，结果表明：区内太2段孔隙度主要分布区间为5%～12%，本区间在太2段占比为67.65%；渗透率主要分布区间为0.1～1 mD，该区间在太2段砂岩储层占比为72.15%；据《油气储层评价方法》(SY/T 6285—2011)[16]，其为典型的低孔、低渗致密砂岩储层(图3)。通过对孔隙度和渗透率的相关性进行分析，表明研究区太2段孔隙度和渗透率之间具有一定的正相关关系(图3)。

图3 研究区太2段砂岩储层孔渗分布及相关性图

4 孔喉结构特征

储层的孔隙结构是指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布、相互连通情况以及孔隙与喉道间的配置关系[17]。孔隙结构特征是影响储层渗流能力的内在因素，也是决定开发效果的关键所在。

4.1 高压压汞分析

根据研究区太2段35块次储层砂岩样品的压汞分析结果及高压压汞曲线形态特征分析，表明其孔隙结构可分为以下3类(表2)：

表2 临兴区块太2段砂岩微观孔隙结构评价标准

(1)Ⅰ偏粗态型：此类储层物性较好，以粒间溶孔及溶蚀颗粒孔为主，孔隙结构的压汞曲线具有较宽的平台，排驱压力较低，平均为0.93 MPa，分选系数平均为1.78，最大进汞饱和度均值为71.49%，退汞效率均值为41.00%，中值半径为0.03～0.37 μm，均值为0.14 μm，最大孔喉半径为0.95 μm。孔喉偏粗，此类储层渗流能力较好。

(2)Ⅱ偏细态型：孔隙类型以溶蚀孔及残余粒间孔为主，该类孔隙结构的毛管压力曲线平台宽度一般，排驱压力中等，均值为1.44 MPa，分选系数平均为1.60，最大进汞饱和度均值为59.00%，退汞效率均值为39.63%，中值半径为0.02～0.21 μm，均值为0.10 μm，最大孔喉半径为0.82 μm。孔喉中等，渗流能力一般。

(3)Ⅲ细态型：此类储层岩石物性较差，以胶结物溶孔及晶间孔为主，毛细管压力曲线具有较窄的平台，排驱压力较高，平均为1.88 MPa，分选系数平均为1.43，最大进汞饱和度均值为52.94%，退汞效率均值为37.77%，中值半径为0.02～0.17 μm，均值为0.08 μm，最大孔喉半径为0.70 μm。孔喉较小，此类储层渗流能力较差。

4.2 核磁共振结果分析

核磁共振作为一种非常重要的储层分析评价手段，已在石油勘探开发领域得到广泛应用[18]。弛豫时间T2分布反映了孔隙大小及分布，大孔隙组分对应较大的T2值，小孔隙组分对应较小的T2值，因此，核磁共振T2分布反映了岩石的孔隙结构[19]。

从研究区太2段共25块样品的核磁共振谱分布特征可以看出，T2谱图可分为3种类型：双峰a型、双峰b型、单峰型(图4)。双峰a型样品的峰态为左低右高，反映了孔隙流体的比表面积较小，大孔隙占比较大；双峰b型的峰态为左高右低，孔隙流体的比表面类型主要以大的比表面积为主，孔隙的比表面积较大，小孔隙含量占比较高；单峰型样品的峰态对应较小T2值，表明孔隙以小孔为主。

综合高压压汞曲线形态特征及核磁共振T2谱图特征，可将储层分为3类(图4)。Ⅰ类储层：偏粗类—双峰a型，以粒间溶孔及溶蚀颗粒孔为主，孔隙以大级别孔喉为主，包含部分小孔，具有较好的渗流特征。Ⅱ类储层：偏细类—双峰b型，以溶蚀孔及残余粒间孔为主，以小级别孔喉为主，其次为部分大孔，渗流能力中等。Ⅲ类储层：细态类—单峰型，以胶结物溶孔及晶间孔为主，主要以小孔为主，渗流能力较弱。表明大级别孔喉占比越高，则储层的渗流能力越强。

图4 临兴区块太2段砂岩不同类型储层压汞曲线特征及核磁共振T2谱图峰态图

5 储层渗流特征

气水两相渗流中，两者的相互干扰程度与岩石的孔隙结构相关[20]。在其他条件一定的基础之上，流体饱和度和孔隙结构共同决定着有效渗透率或相对渗透率大小[21]。

在气驱水过程中，随着含气饱和度的增加，气相渗透率增加，水相渗透率降低[22]。太2段砂岩随着含气饱和度的上升，气水两相相对渗透率的上升速率由慢变快，水相渗透率下降速率由快变慢(图5)。3类相渗曲线均具有两相共渗区窄、等渗点低的特征，为典型低渗致密砂岩气水渗流。其中，Ⅰ类储层的气水共渗区最大，残余水饱和度最低为48.8%，表明大孔喉比例相对最高，气相渗透率为0.055 mD；Ⅱ类储层气水共渗区中等，残余水饱和度为59.7%，气相渗透率为0.008 mD；Ⅲ类储层气水共渗区最窄，残余水饱和度为72.1%，气相渗透率为0.006 mD。

图5 临兴区块太2段不同气水相渗曲线特征

由上述分析可知，工区太2段砂岩整体具有较高的束缚水饱和度、等渗点含水饱和度高渗透率低、共渗区窄，气相相对渗透率随着含水饱和度增加下降速度快，气水干扰程度高。

6 结论

(1)鄂尔多斯盆地东缘临兴地区太2段砂岩储层岩石类型主要以岩屑砂岩为主，其次为长石岩屑砂岩。颗粒以细—中砂为主，分选为好—中等，颗粒之间以点—线接触为主，磨圆为次圆—次棱状，以孔隙式胶结为主。

(2)工区太2段砂岩为典型的低孔、低渗致密砂岩储层，储集空间类型主要为颗粒溶蚀孔(均值2.2%)、粒间溶孔(均值1.7%)及胶结物溶孔(均值0.4%)，以及少量的残余粒间孔(均值0.2%)。孔隙度和渗透率的相关性分析结果表明，目的层孔隙度和渗透率之间具有一定的正相关关系。

(3)根据毛细管压力曲线及核磁共振T2谱图峰态形态特征，结合相渗分析，将研究区储层分为3种类型：Ⅰ类偏粗态—双峰a型，孔喉偏粗，渗流能力较好，气水两相共渗区相对最大，残余水对气相渗透率相对最小；Ⅱ类偏细态—双峰b型，孔喉中等，渗流能力一般，气水两相共渗区变窄；Ⅲ类细态—单峰型，孔喉较小，渗流能力较差，气水两相共渗区最窄，气水干扰严重。孔喉的大小及分布是决定储层渗流能力的关键。