牛艳伟

（中联煤层气有限责任公司晋西分公司，山西 吕梁 033000）

临兴区块位于鄂尔多斯盆地东北缘，晋西挠折带西缘[1-2]，地层平缓，构造相对简单，2021 年临兴气田发现超千亿方的探明储量，目前正在加紧滚动勘探开发。临兴区块含气层段自下而上分别为本溪组、太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组、以及石千峰组，其中上石盒子组、下石盒子组是该区块致密砂岩气层的主力层段[3-4]。本1 段主要发育障壁型海岸相沉积，储层以致密层为主，非均质性强，物源方向为南北向，整体上砂体含量发育较上部地层砂体含量低。通过历年的勘探开发，对全区储量分布有了较深的认识，目前对临兴区块的研究工作大多集中在上古生界二叠系，由于本溪组在该区砂体不发育，含气量也较低，所以研究程度比较低，但在少部分区域也钻遇到了商业气层。因此，将本1 段储层特征分析，具有一定指导意义。

1 储层岩石学特征

临兴区块本1 段储层为低孔低渗的致密砂岩储层，储层非均质性强，砂岩中各组分类型及含量对储层致密化具有重要的影响。储层砂岩分类了反映物源区的母岩性质、岩石成熟度和流体性质。通过对33 块铸体薄片进行观察分析，结果数据表明，本1 段发育砂岩类型较多，以岩屑砂岩、岩屑石英砂岩、长石岩屑砂岩为主，石英砂岩则相对较少（图1）。本1 段砂砾岩中石英含量为26%～81%；其平均约68%；所占比例最大，是碎屑岩成分含量的普遍特征；长石含量0～42%；平均约8%左右，占比最小，其不同来源的长石可以判别母岩的性质；岩屑含量为7%～43%，其平均约为24%；占比次之，其组分以变质岩岩块和火成岩岩块为主，其它岩屑含量较少。研究区的岩屑组分可能与盆地北部物源区以变质岩及火成岩为主有关。砂岩填隙物平均总量为14.3%，填隙物可间接反映岩石的形成和演化历史；杂基的含量为7.1%，以泥为主，能间接反映本1 段地层的沉积速率及流体性质；胶结物含量为7.2%，其沉积时温度、酸碱性等由胶结物析出时反映；胶结物中，高岭石平均含量为3.4%，占比最大，其余胶结物含量都在1%以下；杂基只见泥质，未见长英质。粘土矿物可用来分析沉积岩成因、沉积环境等。通过统计发现本1 段伊利石分布最广，说明由大量高岭石及蒙脱石转化，也间接说明本溪组地层埋深较厚，成岩作用强。砂岩以中-细粒结构为主，颗粒中等到一般，在一定程度上也制约了其作为有效储层的潜力。磨圆度主要为次棱角状，反映沉积水动力较强，易快速堆积；颗粒间以线接触为主，也说明成岩作用强，结构成熟度高；孔隙式胶结，常见石英次生加大。

图1 临兴区块本1 段砂岩类型三角分类图

2 储集空间类型及特征

通过对临兴地区本1 段岩石薄片进行分析得出，本1段的孔隙发育类型主要为粒内溶蚀孔、粒间溶蚀孔、填隙物内溶蚀孔等次生孔隙，原生孔隙较少。

2.1 原生孔隙：本1 段储层粒间孔经过压实压溶和其他成岩作用后仍有残余，残余原生粒间孔仅占粒间孔的很小部分，原生孔隙常与次生溶孔伴生（图2a）。

2.2 次生粒间溶孔：本1 段储层粒间溶孔主要由部分不稳定碎屑颗粒（岩屑和极少量石英、长石）和胶结物的局部或全部溶解形成。粒间孔在临兴区块本1 段约占孔隙的比重为20%～30%（图2b、图2c）。

2.3 粒内溶孔：随着埋深变大，颗粒内温度、压强变大，长石和岩屑不稳定溶蚀形成孔隙。长石溶孔在本1段地层中发育一般，原因是本1 段主要为石英砂岩，长石含量极少，主要在酸性地层水条件下发生溶蚀，本1 段储层长石溶孔分布范围为7%～12%（图2d）。

2.4 晶间孔：在扫描电镜下一般较易观察到（图2e）。通过观察，可以看到本1 段的晶间孔径一般在7μm 之下，这可能受晶体间排列紧密程度影响，是本1 段储层重要的次生孔隙。

2.5 微裂缝：是指岩石在构造和压实等作用下形成的破裂缝。构造裂缝往往在油气运移时产生积极的促进作用，可作为有效储集空间和渗流通道，而颗粒破裂缝对储层一般意义不大。研究区本1 段微裂缝总的含量很低，多低于6%，所以对储层建设作用不大（图2f）。

图2 临兴区块本1 段砂岩储集空间类型及特征

3 孔隙结构特征

压汞参数的不同其孔渗特征也不同[5]。通过对本1 段储层共12 块样品压汞实验数据进行了统计和分析（表1），同时结合扫描电镜、铸体薄片综合研究，结果表明：本1 段砂岩的排驱压力在0.51MPa～4.14MPa，平均1.66MPa，即非润湿相开始进入本1 段岩样的压力为1.66MPa；最大进汞饱和度即最高压力时的累计值，介于14.45%～94.93%，平均68.76%；中值压力分布在0MPa～17.53MPa 不等，平均5.49MPa，越大意味着渗滤能力越差；中值半径介于0μm～0.28μm，平均0.13μm，用测井方法求得的该参数能较为准确反映其平均孔喉半径；综合以上说明本1 段砂岩储层孔喉半径偏小，渗滤能力一般。喉道分选系数在0.81～2.17，平均为1.46；歪度系数在0.11～0.29，平均为0.15；变异系数0.06～0.19，平均为0.12；均值系数在11.30～13.81，平均为12.47；四者共同表征储层孔喉分选情况，通过以上统计说明本1 段储层孔喉分选较差。退汞效率介于24.36%～62.85%，平均45.08%，通过数据分析说明本1 段储层孔喉的连通性一般。因此，综合以上数据分析可以表明，本1 段储层具有孔喉渗滤能力一般，颗粒大小不均匀，缝隙之间连通性一般等特点，从而也间接影响了气层的发育。

表1 临兴区块本1 段孔隙结构参数分布表

4 物性特征

临兴区块储层属于致密砂岩储层，其物性特征与常规储层相比，孔渗性较差，易受到岩石成分、类型、矿物颗粒大小、孔喉分布情况等多种因素影响。通过对岩心物性分析样品统计发现，本1 段砂岩储层孔隙度与常规储层相比差别很大，分布在1%～12.2%，均值6.35%，中值6.01%。主体在3%～8%，约占72.0%，呈现单峰的特征，大于8%与小于3%的占比相差不大，分别约占15.5%和12.5%。渗透率同样也具有单峰的特征，主体在0.02mD～0.2mD，约占73%，大于0.2mD 的约占21%（表2）。本1段整体上的砂体发育范围与上部地层相比，发育一般，煤系烃源岩在本溪组全区发育，但部分区域储层砂体物性较好，出现孔隙度和渗透率值均较高的现象，因此在小范围区间内可获得物性较好的砂岩储层。

表2 临兴区块本1 段储层孔隙度、渗透率统计表

5 储层主控因素分析

结合前人对临兴区块的研究结果，对临兴区块储层发育主控因素进行了分析[6]，认为本1 段储层主要受以下两种作用的控制，储层中构造裂缝对本1 段的储层建设作用影响不大。

5.1 沉积作用对临兴区块本1 段储层物性的影响

不同类型的储层，其中物质成份、粒度大小、杂基含量多少、分选好坏性等沉积环境不同，沉积作用对储层的岩性及物性特征影响很大。研究区本1 段主要沉积环境为障壁型海岸相，其沉积相影响储层的矿物组成，在一定程度上影响着储层的宏观物性[7]。障壁岛砂体为优质储层，孔隙度、渗透率相比其他砂体更高，而泻湖又是良好的生气相带；障壁砂坝为分选好的中薄层中细砂岩，物性相对较好，有利于气体的储集。混合坪次之，灰坪、沼泽物性最差。

5.2 成岩作用对临兴区块本1 段储层物性的影响

镜质体反射率是用来划分成岩阶段的依据[8]，通过对临兴区块本1 段的镜质体反射率统计，其值在0.98%～1.32%，所以临兴区块本1 段储层主体成岩阶段处于中成岩A-B 期。中成岩A-B 期，随着埋深变厚，沉积物抗压实能力降低，原生孔隙遭到大量破坏，胶结作用也变得越来越强烈。压实和胶结作用与溶蚀作用相比，作用相反，分别降低和改善储层储集性能；构造裂缝在本1段较少，所以对本1 段的建设作用影响不大。

6 结论

6.1 临兴区块本1 段砂岩储层以岩屑砂岩、岩屑石英砂岩、长石岩屑砂岩为主，岩石组分具有石英含量高、岩屑含量次之、长石含量低的特征。

6.2 临兴区块本1 段储层孔隙以次生孔隙为主，孔喉渗滤能力一般，颗粒大小不均匀，缝隙之间连通性一般等特点，物性为特低孔特低渗，属于致密储层。

6.3 临兴区块本1 段储层受沉积和成岩作用的共同影响。障壁岛砂体为优质储层，是储层物性相对较好的主要原因。压实作用和胶结作用由于在研究区本溪组埋藏较深，作用强烈，极大降低砂岩储层物性，溶蚀作用的发生，有效改善了储层物性。