柳杨堡气田太2段致密砂岩储层特征及分类标准研究

张 威，马 超，齐 荣

（中国石化华北分公司勘探开发研究院，河南郑州450006）

致密砂岩储层是我国常见的天然气储层，目前在我国新探明的天然气储量中近一半产自这类储层［1］。这类砂岩层往往埋藏深度较大，在强烈的压实作用下，其孔隙度低（一般小于10%），渗透率（小于1．0×10－3μm2）勉强能使天然气渗流［2－3］。由于致密砂岩储层物性较差，非均质性较强，储层物性成为致密砂岩气藏天然气成藏和富集的主控因素，寻找有利储层是天然气勘探开发中的难点和重点。对储层特征进行分析和评价，建立致密砂岩储层分类标准，有助于预测利储层的发育情况，进而摸索天然气富集规律。

柳杨堡气田紧邻苏里格气田西南侧，行政区划处于内蒙古自治区、宁夏回族自治区和陕西省的交汇部位，构造上位于鄂尔多斯盆地天环向斜与伊陕斜坡交界部位，横跨天环向斜、伊陕斜坡两个一级构造单元。柳杨堡气田已在上古生界发现了多层叠合岩性气藏，其主力气层之一太2段已提交探明储量超过500×108m3，其主要储集体为障壁砂坝砂体，为低孔、低渗的致密砂岩储层。本文对研究区太2段致密砂岩储层进行分类评价，为柳杨堡气田实现规模化开发投产提供指导。

1 储层特征［4－7］

1．1 储层岩石学特征

柳杨堡气田太2段砂岩主要有三种岩石类型：石英砂岩、岩屑石英砂岩、岩屑砂岩（图1）。其中石英砂岩所占比例达78．2%，粒度主要为含砾粗粒和粗粒；岩屑石英砂岩所占比例为16．8%，以中粒和细粒为主；岩屑砂岩含量较小，所占比例为5．0%，以细粒和中粒为主。

图1 柳杨堡气田太2段砂岩岩石组分三角图

岩石碎屑颗粒成分主要类型为石英质颗粒（单晶石英为主，可见少量燧石、石英岩岩屑），其次为岩屑（包括千枚岩岩屑、片岩岩屑、黑云母、白云母和少量钙屑、变质砂岩、酸性喷出岩岩屑和泥岩岩屑）。颗粒成分中，石英质颗粒含量高，岩屑含量较低，长石少见，偶见白钛石、电气石、锆石等重矿物，含量小于1%。

胶结物含量小于10%，成分主要以隐晶状充填的水云母、微晶状充填的高岭石、加大边的自生石英和中－粗晶状充填的白云石为主，偶见不规则状沥青质自生矿物、粒状黄铁矿和不规则状重晶石；岩石组分中基本没有或偶见杂基。

颗粒分选中等－好，磨圆一般为次棱角状和次圆状，碎屑间多为颗粒支撑，接触方式以点线状接触为主，胶结类型为再生孔隙式和孔隙式，少量接触式胶结。

1．2 储层物性特征

太2段砂岩孔隙度主要分布区间为2%～10%，平均5．94%，其中大于4%的样品平均值为6．61%；渗透率主要分布区间为（0．1～1．6）×10－3μm2，平均0．41×10－3μm2，其中大于0．1×10－3μm2的样品平均值为0．48×10－3μm2。总体上属于特低孔隙度和低渗－特低渗透率。

孔隙度优势区间为4%～8%，表现为单峰特点；渗透率优势区间为（0．1～1．6）×10－3μm2，表现为双峰特点。孔、渗关系明显，渗透率随着孔隙度增大而增大，并呈指数相关。

1．3 储层孔隙特征

1．3．1 孔隙类型

太2段储层主要孔隙类型为粒间溶孔和粒间余孔，其次为粒内溶孔和晶间微孔，少量微裂缝和晶内微孔，并以上述2种以上的孔隙同时存在为特征。薄片总面孔率为0．1%～7%，其中面孔率为3%～5%所占比例最高，达到30%以上；其次为1%～3%，所占比例约为25%；面孔率小于0．1%的样品所占比例最小，约为5%。

粒间溶孔是在石英加大边形成以后，岩石中的一些易溶组分水云母、高岭石、泥岩、云母片等不完全溶蚀而形成的，孔径大小在50～1 600μm不等。强烈的溶蚀作用，使孔隙改善。

储集岩的粒间余孔主要是由早期硅质胶结物形成之后剩余的粒间孔隙。在强烈的压实作用下，原始粒间孔逐渐被压实和充填。但由于岩石中碎屑物以石英为主，颗粒比较粗大，抗压性强，经压实后，仍见少量未被充填的粒间余孔。孔隙形态呈三角形、四边形，见石英、高岭石、水云母、方解石、白云石等充填。孔径大小为50～350μm不等。

粒内溶孔出现在泥岩、板岩、云母片、白云石、木屑石和集晶石英内，呈粒内孤立状或蜂窝状，孔径多小于50μm。这可能是在后生期阶段，地层水变为碱性，有利于硅质石英溶蚀，又发生溶蚀的结果；晶间微孔主要发育在高岭石和水云母内，其中高岭石微孔的孔径为10～20μm，水云母微孔的孔径为1～5μm，并与溶孔相通；偶见白云石晶内溶孔约20～50μm，这是由最晚形成的白云石溶蚀作用而生成的；少量微裂缝，宽10～20μm，与溶孔、微孔相通。微裂缝是成岩后期区域应力作用的结果，它不仅具有一定的储集意义，而且对岩石孔隙有沟通作用，使岩石渗透性得到改善。

1．3．2 孔喉特征

（1）喉道形态和大小。孔隙喉道的形态和大小受碎屑颗粒接触关系和胶结类型的影响，并直接控制着孔隙的储集性和渗透性。根据铸体薄片观察结果，柳杨堡气田太2段储集层段砂岩喉道特征主要以粒间缝隙喉道、片状和弯曲喉道为主。

统计结果显示，太2段储集层段砂岩中值喉道半径（Rc50）主要集中在0～0．5μm，分布频率可达96%，其中Rc50＜0．02μm的样品占13%，0．02μm＜Rc50＜0．1μm的样品占39%，0．1μm＜Rc50＜0．3 μm的样品占17%，0．3μm＜Rc50＜0．5μm的样品占26%，Rc50＞0．5μm的样品占4%。从铸体薄片上看，岩石的各种粒间孔隙虽然较发育，但孔隙之间的连通性不好，其孔喉关系以中、小孔－细喉组合为主，其次为微孔－微喉型。

（2）孔喉结构评价。压汞法是测定储集岩孔喉大小分布的一种常用方法，其特征参数能较好地反映储集岩的空间分布特征。根据太2段砂岩毛管压力曲线的形态和中值压力、排驱压力等特征参数可将毛管压力曲线分为三种类型（图2）：

A型：毛管压力曲线向左下方凹，出现近似平台段，孔喉分选较好，粗歪度。排驱压力小于0．5 MPa，中值压力小于3 MPa，中值喉道半径大于0．3 μm。

B型：毛管压力曲线为陡坡型，孔喉分选相对较差，较粗歪度，排驱压力0．5～3 MPa，中值压力3～15 MPa，中值喉道半径0．05～0．3μm。

C型：毛管压力曲线斜率大于B型压汞曲线，孔喉分选较好，偏细歪度，排驱压力大于3 MPa，虽然排驱压力并不高，但从排驱压力开始，压力值上升较快，说明大孔隙含量较少，样品以小孔隙为主。中值压力大于15 MPa，中值喉道半径小于0．05μm。

2 孔喉结构与岩石物性的关系

毛管压力曲线是表征岩石孔喉结构的主要参数，而孔喉结构又与岩石物性（特别是岩石渗透率）有着密切的联系。为了分析研究区太2段砂岩物性与孔喉结构之间的关系，本次研究做了岩石孔隙度与中值压力、渗透率与中值压力、渗透率与毛管压力曲线歪度等一系列交汇图（图3～5）。结果显示，孔隙度、渗透率都与毛管中值压力呈乘幂相关，相关度较好。其中中值压力3 MPa对应的孔隙度和渗透率分别约为6%和0．3×10－3μm2，中值压力15 MPa对应的孔隙度和渗透率分别约为4%和0．1×10－3μm2；渗透率与毛管压力曲线歪度呈对数相关，相关系数达0．96。

图2 太2段储集层段砂岩毛管压力曲线分类

图3 太2段砂岩渗透率与毛管中值压力关系

图4 太2段砂岩孔隙度与毛管中值压力关系

图5 太2段砂岩渗透率与毛管中值压力曲线歪度关系

3 致密砂岩分类标准

根据储层岩性、物性、孔隙类型和表征孔隙结构的毛管压力曲线类型、分选特征及其相互关系，对研究区太2段砂层进行分类，共划分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类，综合评价为好储层、较好储层及非储层（表1）。通过对太2段障壁砂坝主体上的13口探井进行单井储层分类评价，太2段致密砂岩储层以Ⅱ类为主，其次为Ⅰ类。

表1 柳杨堡气田太2储集层段砂岩分类标准

Ⅰ类：岩性为含砾粗粒石英砂岩和粗粒石英砂岩，储集空间类型以粒间溶孔和粒间余孔为主，其次为晶间微孔。孔隙度大于6%，渗透率大于0．3×10－3μm2。排驱小于0．5 MPa，中值压力小于3 MPa，中值喉道半径大于0．25μm。该类砂层是柳杨堡气田储层中较好的储集岩类别，测试一般可获中高产工业气流。

Ⅱ类：岩性主要是粗粒石英砂岩及中粒石英砂岩，储集空间类型以溶蚀孔和晶间微孔为主，其次为粒间余孔。孔隙度4%～6%，渗透率（0．1～0．3）×10－3μm2。排驱压力0．5～3．0MPa，中值压力3～15 MPa，中值喉道半径0．05～0．25μm。该类储层属中等储集层，是本区太2段主要的储集类型，所占砂岩比例达60%以上。

Ⅲ类：岩性为中－细粒岩性石英砂岩，储集空间类型以晶间微孔为主。排驱压力大于3 MPa，中值压力大于15 MPa，中值喉道半径小于0．05μm。该类砂岩物性较差，属非储集岩。

4 结论

（1）柳杨堡气田太2段砂岩主要有三种岩石类型：石英砂岩、岩屑石英砂岩、岩屑砂岩。其中（含砾）粗粒石英砂岩为主，其次为中粒岩屑石英砂岩。

（2）太2段储层主要孔隙类型为粒间溶孔和粒间余孔，其次为粒内溶孔和晶间微孔，少量微裂缝和晶内微孔。

（3）太2段储层喉道类型主要以粒间缝隙喉道、片状和弯曲喉道为主，孔喉关系以中、小孔－细喉组合为主，其次为微孔－微喉型。根据毛管压力曲线的形态和中值压力、排驱压力等特征参数可将毛管压力曲线分为三种类型。

（4）太2段储层孔隙度、渗透率都与毛管中值压力呈乘幂相关，相关度较好。

（5）根据储层岩性、物性、孔隙类型和表征孔隙结构的毛管压力曲线类型、分选特征及其相互关系，可将研究区太2段砂岩划分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类，综合评价为好储层、较好储层及非储层，其中Ⅱ类砂岩为太2段主要的储集岩类型。

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