致密砂岩气储层有效性识别和定量评价——以鄂尔多斯盆地东南部上古生界山西组一段为例

秦波，曹斌风，周进松，张立宽，雷裕红，张振宇

1.中国石油大学(华东)地球科学与技术学院，山东青岛 266580 2.中国科学院地质与地球物理研究所油气资源研究院重点实验室，北京 100029 3.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，西安 710075

0 引言

近年来，随着勘探开发技术的迅速发展和广泛应用，我国致密砂岩气勘探开发在多个盆地多套层系中取得了重大进展，特别是以鄂尔多斯盆地苏里格和榆林、四川盆地合川和新场及塔里木盆地库车坳陷大北为代表的大气田的发现[1-2]。致密砂岩气已成为我国天然气增储上产的重点领域。致密砂岩储层通常表现为整体上低—特低孔渗但仍存在物性较良好的岩石，孔隙结构与成因复杂，成岩作用强且差异大，含油气非均质性强等特点[3-6]。实际勘探发现，在致密背景下，物性和含气性相对好的有效储层的发育是天然气富集、高产的关键[7-9]。因此，储层有效性识别和定量评价是致密砂岩气研究的关键科学问题之一，对实际勘探中“甜点”预测也具有重要意义。

受控于沉积、成岩及构造作用，致密砂岩储层具有很强的非均质性。在强非均质储层有效性评价中，划分岩相或岩石相进行对比研究，对全面地描述、表征储层，明确有效储集岩石的地质、岩石物理特征，指导有效勘探开发部署具有重要的意义[10-17]。前人在认识有效储集岩石特征的基础上，多采用统计方法建立沉积环境和有效储层的相关判别模式，根据沉积砂体展布推导出有效储层的空间分布规律[18-20]。然而即使同一沉积砂体，成岩作用与演化过程、物性与孔隙结构特征也不尽相同，因而不能较好的解决强非均质储层有效性评价的问题。在实际勘探中，由于钻井取芯往往很有限，将储层非均质性研究由点拓展到面，需要借助测井资料建立有效储集岩石的测井识模型[12-15,21]。基于大量单井的解释和对比，认识有效储层的空间分布，同时选择合适的定量参数表征储层有效性，目前国内外在该方面研究鲜少[12]。

鄂尔多斯盆地东南部上古生界致密砂岩气勘探前景广阔[22-23]。其中下二叠统山西组为其主力勘探层之一。储层的岩性和物性非均质性强，有效储层发育特征不清楚，影响了对天然气富集规律的认识。笔者针对致密砂岩储层有效性识别和定量评价的关键问题，以储层非均质性研究为切入点，划分储层砂岩岩石相，利用测井资料进行不同岩石相的识别，定量评价储层有效性，为致密砂岩气甜点预测提供科学依据。

1 地质背景

研究区地处鄂尔多斯盆地东南部延长气田，构造上位于伊陕斜坡东南部(图1)。现今构造简单，为一平缓的单斜，地层自东向西倾伏，倾角小于1°。晚古生代，鄂尔多斯盆地由海向陆过渡，经历了滨海平原阶段[24-25]，依次沉积了宾夕法尼亚系本溪组和太原组、下二叠统山西组、中二叠统下石盒子和上石盒子组及上二叠统石千峰组。

研究区山西组以大量发育透镜型和上倾尖灭型的岩性圈闭为特征，属源内成藏组合[23]。组内的暗色泥岩、炭质泥岩及煤等煤系烃源岩组合分布广泛，热演化程度高，已进入了高成熟—过成熟生气阶段。在晚侏罗世—早白垩世末达生、排烃高峰期，生气强度为(20～36)×108m3/km2，生烃量大，具广覆式生烃特征[23]。山西组以发育浅水缓坡型三角洲前缘亚相为主，包括水下分流河道、分流间湾，河口坝发育较差或不发育[23,26-27]。砂体呈南北向展布(图2)。稳定的盆地构造升降运动、上石盒子组和石千峰组区域性泥岩盖层为天然气藏的保存提供了良好条件，且山西组内泥岩也具有较好的封盖性。因此，储层有效性是天然气富集的最关键因素。

图1 鄂尔多斯盆地构造单元及研究区位置 (据杨俊杰[24]修改)Fig.1 Structural units of the Ordos Basin and the location of the study area(modified from Yang[24])

2 致密砂岩储层非均质性和岩石相划分

基于32口钻井(图2)岩芯观察和描述，选取典型砂岩样品，开展铸体薄片鉴定、X射线衍射(XRD)全岩和黏土矿物分析及扫描电镜(SEM)观察(含能谱分析)，分析储层的岩石学和孔隙特征，结合实测物性，认识岩石学组构对成岩作用类型和成岩产物、孔隙及物性的影响，划分砂岩岩石相类型，认识有效储集岩石的特征。

图2 山西组一段沉积微相和取样井Fig.2 Depositional microfacies for the first member of the Shanxi Formation and sampling wells

2.1 储层岩石学组构的非均质性

制备了94块铸体薄片，依据传统的Gazzi-Dickinson计点法(300个点)，对砂岩的矿物学组分和碎屑颗粒结构进行统计，分析储层岩石学特征。结果表明研究区山西组一段砂岩类型多样，砂岩骨架颗粒成分、结构及填隙物组分均存在强非均质性。

砂岩骨架颗粒磨圆度为次棱—次圆，分选性中等，少数含砾砂岩分选极差。颗粒粒径中值为0.1～0.8 mm，从细粒到粗粒，变化范围大，但以中—粗粒为主。

砂岩为岩屑石英砂岩和岩屑砂岩(图3)。碎屑石英包括单晶石英和变质成因的多晶石英，单晶石英颗粒含量为18%～80%，平均值为61%，而多晶石英含量为0～8%，平均值为2%；碎屑长石含量极少，最高达3%，包括钾长石和斜长石；岩屑以浅变质岩岩屑为主(图3)，含量为2%～48%，平均值为16%，包括片岩、千枚岩、板岩及变质粉砂岩；也见极少量的火山岩岩屑和泥岩岩屑，二者含量分别小于3%和5%。此外，髓石含量为0～5%，平均值为1%；白云母碎屑含量为0～5%，平均值为1%。微量的金红石、锆石、白钛矿、石榴子石等组成砂岩的重矿物系列。

图3 砂岩石英—长石—岩屑三角分类(砂岩分类方案依据Folk[28]) Ⅰ.石英砂岩；Ⅱ.长石石英砂岩；Ⅲ.岩屑石英砂岩；Ⅳ.长石砂岩；Ⅴ.岩屑长石砂岩；Ⅵ.长石岩屑砂岩；Ⅶ.岩屑砂岩Fig.3 Sandstone QFL triangular classification (after Folk[28])

砂岩中黏土杂基含量为0～30%，平均值为6%，见极少的凝灰质杂基。自生胶结物类型多样，含量变化大，包括方解石、铁白云石、菱铁矿、石英、高岭石、绿泥石及伊利石(图4)。方解石含量为0～25%，平均值为3%；铁白云石很少见，最高达10%；菱铁矿含量为0～10%，平均值为1%；自生石英含量为0～12%，平均值为2%；高岭石含量为0～8%，平均值为2%；绿泥石含量为0～3%，平均值为1%；伊利石(伊蒙混层)含量为0～14%，平均值为3%。

2.2 储层物性的非均质性

选择270个实测物性进行统计分析，发现储层孔隙度、渗透率变化范围大，具有强的非均质性。孔隙度为1.0%～11.1%，平均值为5.4%；渗透率为0.003×10-3μm2～8.651×10-3μm2，平均值为0.093 ×10-3μm2(图5)。物性与气测全烃值关系统计发现有一定的相关性，孔隙度和渗透率越高，气测全烃值越高，但规律不明显(图6)。

2.3 储层岩石相划分

在岩芯描述的基础上，综合岩石学、成岩作用及物性分析，进行含气储层砂岩岩石相划分。图7给出了典型井取芯段岩芯描述、矿物学(X射线衍射)、物性及含气性特征。岩芯上，砂体下段发育高流态的块状层理粗砂岩、中砂岩，底部见冲刷构造和撕裂泥砾，向上过渡为低流态的低角度斜层理中砂岩、细砂岩，常见暗色矿物纹层且向上增多。随着碎屑颗粒粒径增大，砂岩中石英含量增加，黏土总含量减小，物性变好，含气性也变好。对比分析典型取样点的砂岩微观特征发现，斜层理中、细砂岩为岩屑砂岩和岩屑石英砂岩，砂岩粒径中值平均值为0.26 mm；碎屑石英含量平均值为51%，浅变质岩岩屑含量平均值为24%，黏土杂基含量平均值为17%。其中富泥质的塑性颗粒(浅变质岩岩屑及少量的火山岩岩屑、泥岩岩屑、白云母碎屑)遭受机械压实软变形作用强烈，方解石含量平均值为1%，不发育石英加大边。不发育薄片面孔；孔隙度平均值为3.7%，渗透率平均值为0.071 ×10-3μm2(图7)。相反，块状层理粗、中砂岩属岩屑石英砂岩，砂岩粒径中值平均值为0.45 mm；碎屑石英含量平均值为70%，浅变质岩岩屑含量平均值为9%，几乎不含黏土杂基。方解石含量平均值为2%，石英加大边含量平均值3%，高岭石含量平均值为1%，绿泥石含量平均值1%，伊利石(混层黏土)含量平均值为5%。发育碎屑长石和岩屑溶蚀孔隙(平均值为1.5%)及少量的高岭石微孔隙(0.5%)；孔隙度平均值为8.0%，渗透率平均值为0.228 ×10-3μm2(图7)。

依据岩芯相、岩石学组构、成岩作用及物性特征的差异，笔者将含气储层砂岩划分为贫塑性颗粒岩屑石英砂岩、富塑性颗粒岩屑(岩屑石英)砂岩(塑性颗粒含量大于15%)及碳酸盐致密胶结岩屑(岩屑石英)砂岩(碳酸盐含量大于15%)三种岩石相。

(1) 贫塑性颗粒岩屑石英砂岩

整体上，贫塑性颗粒岩屑石英砂岩中碎屑石英含量高、浅变质岩岩屑和黏土杂基含量低，胶结物种类多但总含量低(图4a～d、图8)。主要为中—粗粒，粒径大小为0.35～0.65 mm。石英颗粒含量平均值为76%，见零星的碎屑长石，浅变质岩岩屑含量平均值为7%，髓石含量平均值为1%(图8)。富泥质塑性颗粒含量低，碎屑石英间线—凹凸接触，压溶现象普遍，见石英颗粒表面发育微裂缝(图4a，b)。基本上不含黏土杂基。方解石含量平均值为2%，零星的铁白云石发育，自生石英含量平均值为4%，高岭石含量平均值为2%，绿泥石含量平均值为1%，伊利石(混层黏土)含量平均值为3%(图8)。发育长石和岩屑溶蚀孔隙及高岭石微孔隙，几乎不见原生粒间孔隙(图4e，f，g)。统计发现总薄片面孔最大值为7%，平均值为1.8%，其中溶蚀孔隙占总面孔的61%，而高岭石微孔隙占总面孔的39%。贫塑性颗粒岩屑石英砂岩物性较其他两类岩石好，孔隙度为4.5%～11.0%，平均值为7.2%；渗透率为0.020×10-3μm2～8.651 ×10-3μm2，平均值为0.230 ×10-3μm2(图9a，a′)。因此，贫塑性颗粒岩屑石英砂岩构成了致密砂岩气的有效储集岩石。

图4 砂岩成岩特征显微照片a.延334井，2 247.86 m，单偏：方解石呈斑点状填充孔隙，与石英加大边同时发育或在其之后；b.延335井，2 363.5 m，正交：自生石英呈加大边发育；c.延343井，2 453.9 m，SEM：方解石、伊利石淹没高岭石；d.试18井，2 544.53 m，SEM：方解石淹没绿泥石、伊利石混合物；e.延328井， 2 446.93 m，单偏：长石溶蚀，高岭石沉淀；f.延343井，2 457.7 m，单偏：长石和岩屑的溶蚀；g.延325井，2 413.69 m，单偏：长石溶蚀孔隙和高岭石晶间微孔隙；h.延311井，2 695.9 m，单偏：大量浅变质岩岩屑遭受压实变形；i.延340井，2 584.59 m，正交：黏土杂基大量发育；j.试18井，2 534.33 m，SEM.伊利石黏土具卷片状形态；k.延305井，2 648 m，正交：方解石大量充填孔隙和交代骨架颗粒；l.延331井，2 782.5 m，单偏：菱铁矿沿白云母分布。Qtz-o.石英加大边；Cal.方解石；Kao.高岭石；Chl.绿泥石；Ill.伊利石；I/S.伊蒙混层；Sid.菱铁矿；SP.次生溶蚀孔隙Fig.4 Photomicrographs of sandstones showing diagenetic characteristics

图5 储层孔隙度和渗透率频数分布直方图Fig.5 Frequency histograms showing reservoir porosity and permeability distribution

图6 储层物性与气测全烃值交会图Fig.6 Cross plots of porosity and permeability of the reservoir versus gas logging value

图7 试18井典型取芯段测井曲线、矿物学、物性及气测特征Fig.7 Typical cored profile of well Shi-8 showing well logs, mineralogical, petrophysical and gas logging variations

(2) 富塑性颗粒岩屑(岩屑石英)砂岩

富塑性颗粒岩屑(岩屑石英)砂岩以贫石英颗粒、富含浅变质岩岩屑和黏土杂基，胶结物含量少为特征(图4h，i，j、图8)。主要为中—细粒，粒径大小为0.15～0.4 mm。碎屑石英含量平均值为52%，长石颗粒含量平均值为1%，浅变质岩岩屑含量平均值为24%，火山岩岩屑和泥岩岩屑含量平均值均为1%，白云母含量平均值为1%，髓石含量平均值为2%(图8)。富泥质塑性颗粒含量相对高，遭受机械压实软变形作用强烈(图4h)。黏土杂基含量平均值为12%。方解石含量平均值为2%，零星的铁白云石发育，菱铁矿含量平均值为2%，自生石英和高岭石不发育，伊利石(混层黏土)含量平均值为3%(图8)。与贫塑性颗粒岩屑石英砂岩不同，富塑性颗粒岩屑(岩屑石英)砂岩不发育薄片面孔(图4h，i)。物性极差，孔隙度为1.2%～5.3%，平均值为3.6%；渗透率为0.005×10-3μm2～0.231 ×10-3μm2，平均值为0.031 ×10-3μm2(图9b，b′)。

(3) 碳酸盐致密胶结岩屑(岩屑石英)砂岩

碳酸盐致密胶结岩屑(岩屑石英)砂岩以石英颗粒含量低、浅变质岩岩屑含量高，方解石和菱铁矿胶结物含量高为特征(图4k，l、图8)。主要为中—细粒，粒径大小为0.2～0.45 mm。碎屑石英含量平均值为48%，见零星的碎屑长石，浅变质岩岩屑含量平均值为18%，髓石含量平均值为2%(图8)。方解石含量平均值为22%，铁白云石含量平均值为4%，菱铁矿含量平均值为2%，不发育自生石英，伊利石含量平均值为2%(图8)。因碳酸盐胶结物对机械压实作用的削弱，包括浅变质岩岩屑在内碎屑骨架颗粒变形弱或不变形(图4k，l)。碳酸盐致密胶结砂岩也不发育薄片面孔(图4k，l)。物性也极差，孔隙度为1.5%～3.9%，平均值为2.4%；渗透率为0.003×10-3μm2～0.100×10-3μm2，平均值为0.015 ×10-3μm2(图9c，c′)。

图8 不同砂岩岩石相的碎屑和自生矿物含量Fig.8 Detrital and authigenic mineral contents for different sandstone petrofacies

图9 不同砂岩岩石相孔隙度和渗透率频数分布直方图 a, a′.贫塑性颗粒岩屑石英砂岩；b, b′.富塑性颗粒岩屑(岩屑石英)砂岩；c, c′.碳酸盐致密胶结岩屑(岩屑石英)砂岩Fig.9 Frequency histograms showing porosity and permeability distribution for different sandstone petrofacies

3 不同岩石相测井识别和预测

选取了五种常规测井曲线，包括自然伽马(GR)、密度(DEN)、声波时差(AC)、补偿中子(CNL)及深感应电阻率(RD)，用于识别不同砂岩岩石相。在测井曲线标准化和岩芯归位校正的基础上，利用确定的岩石相的岩芯、薄片数据标定其测井响应，借助数学统计方法，建立有效储集岩石的测井识别模型。

利用32口井岩芯和薄片数据进行标定，读取不同岩石相的测井响应值(读取的是0.125 m的测井响应值)，绘制交会图。贫塑性颗粒岩屑石英砂岩由于富泥质塑性颗粒、黏土杂基或自生黏土矿物含量均低，表现为低GR值；因黏土质含量低、含气性好，为低CNL值；由于机械压实强度中等、孔隙性好及体积密度低，表现为中—高AC值、低DEN值；因含气性好，为中—高RD值(图10、表1)。相反，富塑性颗粒岩屑(岩屑石英)砂岩因富含富泥质塑性颗粒和黏土杂基，GR表现为中—高值；由于黏土质含量高、含气性差，CNL为中—高；因压实强度高、孔隙性差，AC表现为中—低值，DEN表现为高值；由于含气性极差，RD为低值(图10、表1)。碳酸盐致密胶结岩屑(岩屑石英)砂岩表现为中等GR值、中等—低CNL值；由于孔隙性极差，体积密度大，表现为极低AC值、极高DEN值；因含气性也极差，为中等—低RD值(图10、表1)。交会图分析发现整体上不同岩石相的测井响应有一定的差别，但也不同程度地存在重叠，仅利用单一交会图对不同岩石相进行有效识别区分相对困难。

利用交会图对不同岩石相进行识别，往往需要多组测井曲线，这使得识别过程复杂且效果不理想。主成分分析是将原始多个可能存在相关性的变量作线性变换导出新的几个互相无关的综合变量尽可能多地反映原始变量信息的统计方法[29]。基于主成分统计分析的岩石相测井识别，采用降维思想，在原始信息损失很小的前提下，利用多个测井曲线构建主成分变量，以少数的主成分代表原有测井数据变化的主要信息，从而简化了数据运算。考虑到不同系列测井数据之间大小的差异，对GR、AC 、DEN、CNL及LnRD测井数据进行归一化处理，作为主成分分析的输入数据。

图10 不同砂岩岩石相测井响应特征Fig.10 Well-log responses for different sandstone petrofacies表1 不同砂岩岩石相测井响应总结Table 1 Summary of well-log responses for different sandstone petrofacies

测井响应值贫塑性颗粒岩屑石英砂岩富塑性颗粒岩屑(岩屑石英)砂岩碳酸盐致密胶结岩屑(岩屑石英)砂岩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给出了分析结果，F1、F2特征值均大于1，累计方差为80.3%。因此选择F1和F2两个主成分即可代表原始测井数据变化的主要信息。F1、F2两个主成分计算公式为：

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作交会图(图11)，发现贫塑性颗粒岩屑石英砂岩F1为-0.1～0.4且F2为0～0.5；富塑性颗粒岩屑(岩屑石英)砂岩F1介于0.4～1.5且F2介于-0.2～0.4；碳酸盐致密胶结岩屑(岩屑石英)砂岩F1为0.4～0.8且F2为-0.3～-0.1。统计结果显示(表3)，贫塑性颗粒岩屑石英砂岩判断成功率高达97%；尽管富塑性颗粒岩屑(岩屑石英)砂岩和碳酸盐致密胶结岩屑(岩屑石英)砂岩分别有6%和12%的重叠，但判断成功率为94%和88%，这样的结果是令人接受的。

选择取芯和岩石学分析资料丰富的钻井进行盲检。基于主成分分析测井识别模型预测的岩石相与岩样的岩石学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处预测的岩石相分别为富塑性颗粒岩屑(岩屑石英)砂岩、贫塑性颗粒岩屑石英砂岩、碳酸盐致密胶结岩屑(岩屑石英)砂岩及富塑性颗粒岩屑(岩屑石英)砂岩，薄片下岩石学特征与预测相吻合(图12)。这表明该测井识别模型可用于研究区气田尺度岩石相的预测。

表2 测井响应主成分分析特征值、特征向量、方差累计贡献率Table 2 Eigenvalues, eigenvectors, and the accumulated contribution of variance for principal components of well-log responses

图11 不同砂岩岩石相测井响应主成分F1、F2交会图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岩岩石相测井预测模型表现Table 3 Performance of sandstone petrofacies prediction model based on principal component analysis using well logs

岩石相成功率/%重叠1/%重叠2/%贫塑性颗粒岩屑石英砂岩9730富塑性颗粒岩屑(岩屑石英)砂岩9415碳酸盐致密胶结岩屑(岩屑石英)砂岩8884

图12 基于主成分分析的模型对延340井砂岩岩相识别结果的检验Fig.12 Prediction of sandstone petrofacies in Well Yan 340 to validate the model based on principal component analysis

4 致密砂岩有效储层分布及控制因素分析

依据主成分统计分析的测井识别模型，对研究区197口井目的层开展了砂岩岩石相的解释和对比分析，深入认识有效储层的分布特征。在垂向上，贫塑性颗粒岩屑石英砂岩与富塑性颗粒岩屑(岩屑石英)砂岩互层状发育，而碳酸盐致密胶结岩屑(岩屑石英)砂岩往往随机地分布在富塑性颗粒岩屑(岩屑石英)砂岩中(图12)。平面上，贫塑性颗粒岩屑石英砂岩累计厚度为2～16 m，呈连片状分布(图13)。在麻洞川及西北地区，累计厚度大于10 m；在临镇和官庄以东一带，累计厚度大于8 m。

砂岩原始骨架颗粒组分和结构的成熟度，控制了有效储层的发育。源区母岩性质和风化作用影响砂岩岩石学组成，而沉积环境和水动力条件决定了砂岩展布、粒径大小及分选程度[30]。研究区山西组一段主要发育岩屑石英砂岩和岩屑砂岩，岩屑组分表现为高含量的浅变质岩岩屑及少量岩浆岩岩屑和泥岩岩屑。前人研究认为研究区目的层物源主要来自盆地北缘、东北缘的古阴山，与太古界、元古界的片麻岩、片麻状花岗岩、片岩、板岩及千枚岩具有亲缘性[注]延长石油研究院.延长探区上古生界天然气成藏特征研究[R].2013.。由源区母岩性质与砂岩岩石学组成特征可推断，贫塑性颗粒岩屑石英砂岩的物源可能同时受阴山地块太古界、元古界的片麻岩、片麻状花岗岩和浅变质岩组合控制而浅变质岩对富塑性颗粒岩屑砂岩的物质组成产生了较大影响。另外，山一段为浅水缓坡型三角洲前缘沉积环境[23,26-27]。原始沉积水动力条件影响砂岩粒径大小、杂基含量及塑性颗粒含量，控制有效储层分布。前文分析发现，由沉积水动力引起的碎屑颗粒粒径的变化对砂岩的矿物学、物性及含气性有明显的影响。在三角洲前缘水下分流河道中，垂向上具有明显的下粗上细的二元结构。中、粗砂岩表现为贫塑性颗粒岩屑石英砂岩而中、细砂岩为富塑性颗粒岩屑(岩屑石英)砂岩。

图13 贫塑性颗粒岩屑石英砂岩等厚图Fig.13 Isopach map of ductile grain-lean sublitharenites

成岩作用对有效储层发育的影响也不可忽略。储层成岩作用非均质性强，不同类型砂岩的成岩方式和成岩产物差异大。富塑性颗粒砂岩因富泥质岩屑强烈地机械压实软变形，碳酸盐致密胶结砂岩因方解石和菱铁矿大量填充原生粒间孔隙，形成致密、无效的储层。相比贫塑性颗粒岩屑石英砂岩表现为压实和胶结相对弱，深埋藏过程中渗透条件相对好，流体迁移活跃，溶蚀作用改造岩石孔隙显著。岩屑和碎屑长石溶蚀，未见杂基和胶结物溶蚀(图4e，f，g)。碎屑长石溶蚀形成高岭石，高岭石微孔隙发育(图4e，g)，溶蚀孔隙和高岭石微孔隙是贫塑性颗粒岩屑石英砂岩主要孔隙类型，几乎不见原生粒间孔隙。而且山西组为含煤层系，腐殖型有机质在沉积物沉积不久之后氧化可产生酸性流体[31]，且埋藏过程中，有机质热演化因脱羧基作用产生大量有机酸，进入孔隙水降低pH值[32-33]，一直可持续到晚成岩早期阶段，充足的有机酸来源为溶蚀提供了丰富的物质基础。值得指出的是，成岩作用对储层改造具有重要的影响，但这种改造具有很强的非均质性，从根本上受控于物源和原始沉积作用。

5 致密砂岩储层有效性定量评价

致密砂岩气藏由于储层物性整体差，天然气富集受控于“甜点”，致密背景下物性和含气性相对好的有效储层的发育控制了天然气的富集和高产[7-9]。研究区山西组气藏具有源内运聚成藏特征，烃源岩广覆式生烃，后期封盖条件优越[23]，储层有效性决定了天然气的富集程度。储层整体上产气丰度低，对气层、气水同层及含水气层进行细致解剖，发现含气储层内部被多个非渗透性夹层分隔，导致储层物性呈现较强的非均质性，且物性越好，砂岩气测和产气越丰富[34]。前文分析发现，山西组一段含气砂岩储层由孔渗性和含气性相对好的贫塑性颗粒岩屑石英砂岩和致密的富塑性颗粒砂岩、碳酸盐胶结砂岩构成。以往广泛采用的孔隙大小和物性等定量参数对如此强非均质的致密砂岩储层有效性的表征力是不够的。另外，储层物性、孔喉结构及成岩非均质性强，测井解释含气饱和度中，岩电参数的求取往往顾此失彼，饱和度明显偏离实际，储层评价效果不理想。因此，研究区山西组储层有效性取决于有效储集岩石或有效储集空间的发育程度。

在这里，笔者选择贫塑性颗粒岩屑石英砂岩的厚度与孔隙度的乘积(H·φ)，即有效储集空间体积来定量评价储层的有效性，并利用实际试气资料进行检验。结果发现，整体上贫塑性颗粒岩屑石英砂岩H·φ值为0.2～0.6。在局部地区如麻洞川西北地区、临镇和官庄以东一带，H·φ值一般大于0.4，最大值可达到1(图14)。利用试气数据进行检验发现，试气小于1万方/天的低产气流井，多分布在H·φ值小于0.4的地区，而试气大于1万方/天工业气流井分布在H·φ值大于0.4的地区(图14)。基于此，指出麻洞川西北部、临镇和官庄东部等地区可能是致密砂岩气“甜点”区，应继续进行勘探开发部署。

图14 贫塑性颗粒岩屑石英砂岩H·φ值等值线图与试气产能Fig.14 Contour map of H·φ value for ductile grain-lean sublitharenites and gas production

6 结论

鄂尔多斯盆地东南部上古生界山西组一段致密砂岩气储层具有岩性、物性非均质性强的特征。依据岩芯相、微观岩石学组构、成岩作用及物性特征的差异性，将含气储层砂岩划分为贫塑性颗粒岩屑石英砂岩、富塑性颗粒岩屑(岩屑石英)砂岩及碳酸盐致密胶结岩屑(岩屑石英)砂岩。

贫塑性颗粒岩屑石英砂岩以碎屑石英含量高、浅变质岩岩屑和黏土杂基含量低，胶结物种类多但总含量低，中—粗粒结构为特征；发育溶蚀孔隙和高岭石晶间微孔隙；孔隙度大于5%，渗透率大于0.1×10-3μm2；构成物性和含气性相对较好的有效储集岩石。富塑性颗粒岩屑(岩屑石英)砂岩以贫石英颗粒、富含浅变质岩岩屑和黏土杂基，胶结物含量也少为特征，富泥质塑性颗粒遭受机械压实软变形强烈，而碳酸盐致密胶结岩屑(岩屑石英)砂岩以石英颗粒含量低、浅变质岩岩屑含量也高，方解石和菱铁矿胶结物含量高为特征，二者以中—细粒结构为主；物性极差，孔隙度小于5%，渗透率小于0.1×10-3μm2。

利用岩芯和薄片数据标定测井响应，构建了基于主成分统计分析的有效储层测井识别模型。开展砂岩岩石相解释和对比分析，深入认识了有效储层的分布特征，从根本上受物源和原始沉积作用控制。选择合适的定量参数，将储层有效性研究从微观尺度的描述拓展到宏观尺度的量化表征，实现了致密砂岩气储层有效性的定量评价。

致谢 感谢审稿专家和编辑部老师在论文评审过程中给予的宝贵修改意见与建议。感谢中国科学院地质与地球物理研究所李超博士生、蔡振家硕士生和中国石化股份有限公司华东油气分公司泰州采油厂房涛工程师给予的宝贵帮助。