2. 煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室(中国矿业大学), 江苏 徐州 221008
2. Key Laboratory of Coaled Methane Resource and Reservoir Formation Process(China University of Mining & Technology), Ministry of Education, Xuzhou 221008, Jiangsu, China
0 引言
中国致密砂岩气研究和开发发展快速。2014年，全国致密气产量约为400×108 m3，约占中国天然气产量的1/3 [1-3]。鄂尔多斯盆地东北缘临兴地区煤系致密砂岩储层数多，致密砂岩气资源潜力较大[3-4]。然而区块内煤系致密砂岩储层物性差，平均孔隙度小于10%，平均渗透率低于0.1×10-3 μm2，加之其他地质因素的影响，使得致密砂岩气开发总体上处于经济效益边沿，或因没有开发价值而无法启动[5-7]。前人对致密砂岩储层分类参数及方法有较多研究[8-9]，但在煤系低渗砂岩储层分析方面仅见少量研究成果[10]。本文从地质分析角度出发，基于临兴地区参数井的测井和样品测试分析资料，按层序地层单元提取下二叠统山西组砂岩储层评价参数，建立评价方案，据此对区内山西组致密砂岩气开采潜力进行综合评价，以期为煤系致密砂岩气的开发提供理论指导。
1 地质背景临(县)—兴(县)地区位于鄂尔多斯盆地东北缘，含煤地层主要为上石炭统和下二叠统本溪组、太原组与山西组，沉积环境由海陆交互相逐步转为陆相。海西期以来，区内经历了多期构造变形。燕山期岩浆活动最为强烈，并发生了大规模的岩浆侵入活动，形成了紫金山岩体[11-12]。下二叠统山西组为本区主要含煤层组之一，厚度为87~130 m，一般厚100 m左右，底部以北岔沟砂岩之底与太原组为界；含煤2~5层，主煤层为4#、5#煤层。
山西组为一套碎屑岩含煤地层，主要由灰白色细粗粒砂岩、灰色粉砂岩、灰—灰黑色砂质泥岩以及煤层组成。组内煤层厚度为0.0~15.5 m，平均为6.0 m，暗色炭质泥岩厚度为41.5~127.7 m，平均为96.5 m[13]。此外，砂岩分布广泛[14-16]，山西组砂岩厚度为5.5~35.3 m，平均为15.9 m，砂地比为0.11~0.47，平均为0.26(图 1)。其中：山1段砂岩厚度为5.5~21.4 m，平均为12.7 m(图 1a)，砂地比为0.11~0.32，平均为0.21(图 1c)；山2段砂岩厚度为7.5~35.3 m，平均为18.4 m(图 1b)，砂地比为0.18~0.47，平均为0.29(图 1d)。根据砂岩样品X射线衍射全岩分析结果，山西组砂岩石英质量分数平均约为65.5%，黏土矿物质量分数平均约为21.0%，其次还含有6.3%的长石及2.2%的方解石。
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| a.山1段砂岩厚度等值线；b.山2段砂岩厚度等值线；c.山1段砂地比等值线；d.山2段砂地比等值线。 图 1 临兴地区山西组砂岩厚度及砂地比等值线图 Fig. 1 Thickness contours of sandstone and sand strata ratio of Shanxi Formation in Linxing area |
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通过岩性地层对比及小波分析旋回分析，研究区山西组划分为6个三级层序(图 2)[14, 17-20]。上部3个、下部3个三级层序内部结构相似，分别构成了山1、山2两段，其也是本文评价的基本地层单元。其中，研究区山1、山2段主要发育水下分流河道、分流间湾、泥炭沼泽和河口坝4种沉积微相(图 3)[21-23]。
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| a.小波系数。 图 2 临兴地区L-3井山西组层序地层结构分析图 Fig. 2 Sequence stratigraphic structure analysis map of Shanxi Formation of the Well L-3 in Linxing area |
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| GR.自然伽马。 图 3 临兴地区L-1井山西组沉积微相分析图 Fig. 3 Sedimentary microfacies analysis of the Shanxi Formation of the Well L-1 in Linxing area |
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山1段内Sq10—Sq12层序结构相似，为3个区域海退背景下形成的三角洲层序，其上、下部相邻的(水下)分流河道砂岩底的冲刷面往往构成了层序的顶、底界面，主要包括海侵体系域和低位体系域，局部发育高位体系域。
山2段内Sq7—Sq9层序结构相似，为3个陆表海衰亡背景下曲流河-三角洲层序，同样以其上、下部相邻的(水下)分流河道砂岩底的冲刷面为顶、底界面，发育低位体系域和海侵体系域，局部发育高位体系域。其中低位体系域主要由(水下)分流河道构成，海侵体系域主要由分流间湾和泥炭沼泽组成，区域海侵过程中发育的4#、5#煤层顶板构成相应层序的最大海侵面，高位体系域则由分流间湾、河口坝等沉积微相组成。
2 参数体系与评价方法天然气资源量由储层含气性直接决定，孔隙因素影响到储层含气性，渗透性因素影响到天然气的运移保存和后期开发效益[24]。研究区山西组致密砂岩储层具典型的低孔、低渗特征，因此需要优先考虑含气量和渗透率因素，其次研究泥质体积分数、孔喉半径、排驱压力及可动水饱和度等关联参数。
2.1 评价参数及其取值结合本区可获得的地质及开发资料，进一步将有关因素归纳为三类：第一类为“富集”因素，包括气测值和含气饱和度；第二类为“高渗”因素，包括渗透率、孔隙度、孔隙半径、排驱压力、泥质体积分数、可动水饱和度等；第三类为“可采性”因素，主要有压力系数(指示地层能量)以及脆性指数[25](表征可改造性)。上述10个因素构成了本文致密砂岩气开采潜力评价的参数体系(表 1)。
| 类别 | 影响 因素 |
富集类参数 | 高渗类参数 | 可采性参数 | 得分 加和 |
权重 | ||||||||||
| 气测 值 |
含气 饱和度 |
渗透 率 |
孔隙 度 |
孔隙 半径 |
排驱 压力 |
泥质 体积分数 |
可动水 饱和度 |
压力 系数 |
脆性 指数 |
单因素 | 大类 | |||||
| 富集 | 气测值 | 1 | 1 | 1 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 17 | 0.17 | 0.32 | ||
| 含气饱和度 | 1 | 1 | 1 | 1 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 1 | 15 | 0.15 | ||||
| 高渗 | 渗透率 | 1 | 1 | 1 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 17 | 0.17 | 0.54 | ||
| 孔隙度 | 0 | 1 | 0 | 1 | 1 | 1 | 2 | 1 | 2 | 1 | 10 | 0.10 | ||||
| 孔隙半径 | 0 | 0 | 0 | 1 | 1 | 1 | 2 | 1 | 2 | 1 | 9 | 0.09 | ||||
| 排驱压力 | 0 | 0 | 0 | 1 | 1 | 1 | 2 | 1 | 1 | 0 | 7 | 0.07 | ||||
| 泥质体积分数 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 1 | 0 | 1 | 0 | 2 | 0.02 | ||||
| 可动水饱和度 | 0 | 0 | 0 | 1 | 1 | 1 | 2 | 1 | 2 | 1 | 9 | 0.09 | ||||
| 可采性 | 压力系数 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 1 | 1 | 0 | 1 | 0 | 3 | 0.03 | 0.14 | ||
| 脆性指数 | 0 | 1 | 0 | 1 | 1 | 2 | 2 | 1 | 2 | 1 | 11 | 0.11 | ||||
采用模糊决策的两两矩阵方法[26]确立三类参数的总权重系数。根据两两参数的相对重要程度，相对重要的得2分，相对次要的得0分，若两者重要程度相当则各得1分。后将每个参数的得分累加，再除以评分的总和，得到每个评价参数的相对权重系数(表 1)。
考虑到两两比较法的主观性对参数权重产生的误差，本文将对“高渗”大类别6个参数进行灰色关联分析，以提高数据之间的关联性，确立子因素的相对权重系数。“富集”与“可采性”类别评价参数较少且相关性不强，故不做灰色关联分析。临兴地区5口参数井的气测录井、测井解释(包括核磁共振等)以及样品孔渗测试数据的统计结果见表 2。
| 井号 | 评价 地层 单元 |
富集类参数 | 高渗类参数 | 可采性参数 | |||||||||
| 气测值 (积值) |
含气 饱和度/ % |
渗透率/ mD |
孔隙度/ % |
孔隙 半径/μm |
排驱 压力/MPa |
泥质体积 分数/ % |
可动水饱 和度/ % |
压力 系数 |
脆性 指数/% |
||||
| L-1 | 山1段 | 68.28 | 71.50 | 0.53 | 7.05 | 0.11 | 1.71 | 19.61 | 13.03 | 1.01 | 77.10 | ||
| 山2段 | 0.52 | 59.40 | 0.61 | 8.79 | 0.12 | 1.82 | 22.80 | 18.48 | 0.99 | 69.90 | |||
| L-2 | 山1段 | 81.24 | 49.40 | 0.67 | 8.98 | 0.38 | 0.46 | 22.00 | 23.13 | 0.92 | 76.10 | ||
| 山2段 | 93.20 | 78.60 | 0.18 | 6.25 | 0.35 | 0.97 | 19.56 | 9.16 | 0.89 | 77.30 | |||
| L-3 | 山1段 | 917.16 | 77.70 | 0.16 | 6.43 | 0.15 | 3.98 | 17.12 | 9.43 | 0.84 | 78.00 | ||
| 山2段 | 73.89 | 79.60 | 0.10 | 4.10 | 0.35 | 1.07 | 23.97 | 8.58 | 0.83 | 62.50 | |||
| L-4 | 山1段 | 50.61 | 68.20 | 0.05 | 3.50 | 0.27 | 3.35 | 34.09 | 12.81 | 0.86 | 80.90 | ||
| 山2段 | 167.71 | 65.50 | 0.11 | 6.00 | 0.55 | 1.32 | 19.67 | 14.27 | 0.86 | 82.70 | |||
| L-5 | 山1段 | 34.80 | 39.10 | 0.14 | 6.29 | 0.26 | 1.45 | 19.20 | 25.58 | 0.85 | 72.60 | ||
| 山2段 | 788.40 | 24.20 | 0.24 | 9.63 | 0.39 | 0.96 | 26.68 | 32.09 | 0.82 | 79.50 | |||
| 注：mD(毫达西)为非法定计量单位，1 mD=0.987×10-3 μm2，下同。 | |||||||||||||
1) 数据来源及处理。关联分析首先要有待分析序列，即母、子序列[27-29]。母序列即由因变量组成的参考序列，是评价的首要目标函数，是对能够定量反映被评判事物性质的参数的有序排列：
(1) 子序列即由自变量组成的比较序列，是按照各因素对被评判事物性质的影响程度进行的有序排列：
(2) 根据母序列、子序列，构成评价对象的原始数据矩阵(表 2)：
(3) 式中：i为指标数量；t为数据序列量。
根据表 2原始数据经过定量的相关分析可知，在高渗类6个参数中，渗透率是评价的目标函数，其他5个参数均只是渗透率的影响因素。因此，将渗透率作为灰色关联分析的母序列，其余参数为子序列。各参数之间绝对值的差异十分悬殊，为了排除这一差异对评价结果的不客观影响，对表 2原始数据进行了归一化处理(表 3)。
| 井号 | 评价地层单元 | 气测值 (积值) |
含气饱和度 | 渗透率 | 孔隙度 | 孔隙半径 | 排驱压力 | 泥质 体积分数 |
可动水 饱和度 |
压力 系数 |
脆性 指数 |
| L-1 | 山1段 | 0.21 | 0.85 | 0.77 | 0.58 | 0.00 | 0.65 | 0.85 | 0.19 | 1.00 | 0.72 |
| 山2段 | 0.00 | 0.64 | 0.91 | 0.86 | 0.02 | 0.61 | 0.67 | 0.42 | 0.89 | 0.37 | |
| L-2 | 山1段 | 0.25 | 0.45 | 1.00 | 0.89 | 0.62 | 1.00 | 0.71 | 0.62 | 0.54 | 0.67 |
| 山2段 | 0.29 | 0.98 | 0.22 | 0.45 | 0.55 | 0.86 | 0.86 | 0.02 | 0.35 | 0.73 | |
| L-3 | 山1段 | 1.00 | 0.97 | 0.18 | 0.48 | 0.08 | 0.00 | 1.00 | 0.04 | 0.09 | 0.77 |
| 山2段 | 0.23 | 1.00 | 0.08 | 0.10 | 0.55 | 0.83 | 0.60 | 0.00 | 0.03 | 0.00 | |
| L-4 | 山1段 | 0.16 | 0.79 | 0.00 | 0.00 | 0.37 | 0.18 | 0.00 | 0.18 | 0.22 | 0.91 |
| 山2段 | 0.27 | 0.75 | 0.10 | 0.41 | 1.00 | 0.76 | 0.85 | 0.24 | 0.18 | 1.00 | |
| L-5 | 山1段 | 0.11 | 0.27 | 0.15 | 0.46 | 0.34 | 0.72 | 0.88 | 0.72 | 0.13 | 0.50 |
| 山2段 | 0.67 | 0.00 | 0.31 | 1.00 | 0.63 | 0.86 | 0.44 | 1.00 | 0.00 | 0.84 |
2) 灰色关联系数计算。灰色关联系数为：
(4) 
(5) 
(6) 
(7) 式中：ξ为灰色关联系数；Δt(i, 0)为同一观测时刻各个子因素与主因素之间的绝对差值；Δmax与Δmin分别为各个子因素与主因素之间的绝对差值的极大、极小值；ρ为分辨率系数。
ρ直接影响到关联分析的分辨率，也决定着灰色关联系数的分布状况。通常ρ∈[0.1，1.0]，为了提高预测精确度，本文取值0.5。经计算，临兴地区关键井储层评价参数的关联系数数据如表 4所示。
| 井号 | 评价地层单元 | 渗透率 | 孔隙度 | 孔隙半径 | 排驱压力 | 泥质体积分数 | 可动水饱和度 |
| L-1 | 山1段 | 1.00 | 0.70 | 0.37 | 0.78 | 0.85 | 0.43 |
| 山2段 | 1.00 | 0.90 | 0.34 | 0.60 | 0.65 | 0.48 | |
| L-2 | 山1段 | 1.00 | 0.81 | 0.54 | 1.00 | 0.61 | 0.54 |
| 山2段 | 1.00 | 0.66 | 0.58 | 0.41 | 0.41 | 0.70 | |
| L-3 | 山1段 | 1.00 | 0.60 | 0.81 | 0.71 | 0.35 | 0.75 |
| 山2段 | 1.00 | 0.96 | 0.49 | 0.37 | 0.46 | 0.85 | |
| L-4 | 山1段 | 1.00 | 1.00 | 0.55 | 0.71 | 1.00 | 0.71 |
| 山2段 | 1.00 | 0.60 | 0.33 | 0.41 | 0.38 | 0.76 | |
| L-5 | 山1段 | 1.00 | 0.60 | 0.71 | 0.44 | 0.38 | 0.44 |
| 山2段 | 1.00 | 0.40 | 0.58 | 0.45 | 0.79 | 0.40 |
3) 灰色关联度计算。灰色关联度为
(8) 式中：r为灰色关联度，下标i表示子序列，0表示母序列；n为序列的长度，即评价参数的个数。
灰色关联度数值反映了相关影响因素与渗透率因素之间的关联程度，其值越大，反映了相关因素对渗透率影响的程度越大；反之亦然。经过计算，临兴地区山西组砂岩储层渗透率、孔隙度、孔隙半径、排驱压力、泥质体积分数、可动水饱和度的灰色关联度序列：r = (1.000，0.723，0.530，0.590，0.588，0.607)。
4) 综合评价系数确定。将所得的关联度做数据处理，得到各评价参数的贡献指数，其大小反映每个参数在储层综合评价中的重要程度。经过数据处理，得到山西组砂岩储层高渗类评价参数渗透率、孔隙度、孔隙半径、排驱压力、泥质体积分数、可动水饱和度的贡献指数分别为0.248，0.179，0.131，0.146，0.146，0.150。将其与两两比较法确定的高渗大类的相对权重系数相乘，得到高渗评价参数的最终贡献指数。
最后，将各标准化后的评价参数值(表 3)与其对应的最终贡献指数相乘并累加，即得临兴地区山西组两个地层段砂岩储层的综合评价系数(表 5)。
| 井号 | 层位 | 气测值 (积值) |
含气 饱和度 |
渗透率 | 孔隙度 | 孔隙半径 | 排驱压力 | 泥质 体积分数 |
可动水 饱和度 |
压力 系数 |
脆性 指数 |
综合 评价系数 |
| L-1 | 山1段 | 0.21 | 0.85 | 0.77 | 0.58 | 0.00 | 0.65 | 0.85 | 0.19 | 1.00 | 0.72 | 0.57 |
| 山2段 | 0.00 | 0.64 | 0.91 | 0.86 | 0.02 | 0.61 | 0.67 | 0.42 | 0.89 | 0.37 | 0.50 | |
| L-2 | 山1段 | 0.25 | 0.45 | 1.00 | 0.89 | 0.62 | 1.00 | 0.71 | 0.62 | 0.54 | 0.67 | 0.65 |
| 山2段 | 0.29 | 0.98 | 0.22 | 0.45 | 0.55 | 0.86 | 0.86 | 0.02 | 0.35 | 0.73 | 0.54 | |
| L-3 | 山1段 | 1.00 | 0.97 | 0.18 | 0.48 | 0.08 | 0.00 | 1.00 | 0.04 | 0.09 | 0.77 | 0.56 |
| 山2段 | 0.23 | 1.00 | 0.08 | 0.10 | 0.55 | 0.83 | 0.60 | 0.00 | 0.03 | 0.00 | 0.36 | |
| L-4 | 山1段 | 0.16 | 0.79 | 0.00 | 0.00 | 0.37 | 0.18 | 0.00 | 0.18 | 0.22 | 0.91 | 0.31 |
| 山2段 | 0.27 | 0.75 | 0.10 | 0.41 | 1.00 | 0.76 | 0.85 | 0.24 | 0.18 | 1.00 | 0.54 | |
| L-5 | 山1段 | 0.11 | 0.27 | 0.15 | 0.46 | 0.34 | 0.72 | 0.88 | 0.72 | 0.13 | 0.50 | 0.39 |
| 山2段 | 0.67 | 0.00 | 0.31 | 1.00 | 0.63 | 0.86 | 0.44 | 1.00 | 0.00 | 0.84 | 0.57 | |
| 最终贡献指数 | 0.17 | 0.15 | 0.13 | 0.10 | 0.07 | 0.08 | 0.08 | 0.08 | 0.03 | 0.11 | ||
临兴地区山西组致密砂岩储层具有“先致密后成藏”的特点，碎屑岩储层致密，毛细管阻力大，气体浮力不足以克服成藏阻力[17]。加之研究区构造运动微弱，表现为西低东高的大单斜。储层下部为广覆式发育优质烃源岩，上部广泛分布泥质盖层，天然气逸散量小，有利于天然气大规模的保存。其中，临兴地区山西组致密气可采资源量为(3~4)×1012 m3/km2 [30]。
3.1 烃源岩条件烃源岩的生气强度是表征烃源岩中有机质的热演化程度，指示盆地生气量的关键。临兴区块山西组烃源岩生气强度为(20~40)×108 m3/km2，有机质成熟度平均为1.49% [8, 30]。4#+5#煤层的生烃强度为(0.65~7.70)×108 m3/km2，平均值为3.47× 108 m3/km2; 泥页岩生烃强度为(2.2~8.5)×108 m3/km2，平均值为3.6×108 m3/km2 [19]。研究区受构造热事件影响，烃源岩有机质热演化已进入成熟—高成熟阶段，处于生烃高峰期。其中，泥岩Ⅲ型干酪根占66.67%，Ⅱ2型干酪根占11.11% [13]；4 # +5 # 煤中镜质体反射率(Ro)为1.84%~2.63%，煤中有机碳质量分数为39.22%~87.32%，平均为70.68%；泥岩有机碳质量分数为0.95%~26.86%，平均值为5.98%，泥岩Ro为1.34%~2.67% [17]。赵靖舟等[31]认为临兴地区生气强度下限为10×108 m3/km2，烃源岩Ro>1.3%处于高成熟生气阶段[32]。综上可知，临兴地区山西组烃源岩有机质质量分数高，生气强度大，可以为致密砂岩气藏提供有利条件。
3.2 储层条件细砂岩主要呈灰白色、灰色，发育于水下分流河道，自然伽马曲线呈箱型、起伏箱型(4a)。灰黑色泥岩主要发育在分流间湾，自然伽马呈低幅齿型(4a)。煤层发育于泥炭沼泽，自然伽马呈高幅指型(4b)。垂向上，砂岩与泥岩互层、泥岩与煤层互层、煤层与砂岩互层变化频繁，砂岩上部的泥岩可以成为储层的直接盖层，较易形成岩性圈闭，可以为致密气的保存提供地质条件[30]。
3.3 物性特征利用铸体薄片和扫描电镜观察发现，山1段面孔率为6.75%，山2段面孔率为5.63%，孔隙类型以溶蚀颗粒孔(图 5a)和溶蚀粒间孔(图 5b)为主，其次是晶间孔和胶结物溶孔[23]。统计临兴地区16口井133块样品测试分析可知：山1段砂岩孔隙度为0.79%~8.60%，平均值为4.02%，渗透率0.002 9~0.474 6 mD，平均值为0.097 0 mD；山2段砂岩孔隙度为0.54%~8.21%，平均值为5.06%，渗透率为0.002 7~0.402 0 mD，平均值0.187 0 mD [23]。属于典型的特低孔-低渗储层。
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| a. L-1井山1段，溶蚀颗粒孔，颗粒以线接触为主；b. L-2井山2段，溶蚀粒间孔，颗粒以线接触为主。 图 5 临兴地区山西组铸体薄片 Fig. 5 Casting thin sections of Shanxi Formation in Linxing area |
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选择砂岩厚度、气层/差气层厚度、镜质体反射率、生烃强度、烃源岩(泥岩和煤层)厚度、储层物性共6个参数，表征临兴地区山西组致密砂岩气开采潜力及其平面展布特征(表 6)，发现研究区山西组致密砂岩气开采潜力富集区主要分布在中部和西南部。
气测值、含气饱和度等作为衡量资源丰度的首要参数，对储层综合评价系数的贡献较大(表 5)。砂岩储层含气饱和度、气测值等参数较高时，有利于致密气的开发，周边区域也处于优势开发的重点考虑之中[17]。此外，如渗透率、脆性指数等参数对后期致密气的开发也存在客观影响，各类别的参数共同决定了一口井或者一片区域的储层综合等级。
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| a. L-4井山1段；b. L-2井山2段。 图 4 临兴地区山西组沉积特征 Fig. 4 Sedimentary characteristics of Shanxi Formation in the Linxing block |
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由于区内缺少生产井相关实证数据，采用最优分割分级方法[33-35]，遵循各类内部样本之间差异最小而各类之间差异最大的分割原则，将区内致密砂岩气储层等级大致划分为4级：将综合评价系数高于0.61的砂岩储层作为Ⅰ级有利储层；综合评价系数介于0.52~0.61之间的砂岩储层作为Ⅱ级有利储层；综合评价系数介于0.44~0.52之间的砂岩储层作为潜力区；综合评价系数低于0.44的砂岩储层作为不利储层。其中，有利区推荐优先开发，潜力区需加强勘探手段以及提高开发过程中的技术水平，不利区建议滞后开发或不开发。结合图 1井位分布位置，分析L-1井、L-2井与L-3井的山1段为有利砂岩储层，应重点考虑对研究区内西南部进行山1段致密气的开发。L-2井，L-4井与L-5井的山2段为有利砂岩储层，研究区东北部山2段致密气储层综合评价系数较高(表 5)，应优选该区域布置生产井。
从层序地层学的角度来看，山2段Sq7—Sq9层序中低位体系域多发育厚层河道或(水下)分流河道砂岩，海侵体系域中发育规模性、可采的4 # +5 # 煤层，而山1段砂体以及煤系烃源岩的发育程度总体不及山2段[19]。因此，山2段致密砂岩储层往往优于山1段。而研究区内L-1井至L-5井大致沿SW—NE方向，组内砂体厚度总体呈现“北厚南薄”的分布规律。山2段中4#+5#煤层顶板的砂岩厚度自北向南逐渐减薄至L-1井[23]，而山1段底部却发育了一套连续性较好的砂体，因此研究区西南部山2段砂体较发育的优势已不再显著(图 1b)。加之构造影响、煤系烃源岩生气能力、泥岩封盖能力以及不同沉积环境下的砂岩储层物性差异，出现了部分井区山1段砂岩储层优势与山2段相当甚至优于山2段的结果。综合来看，按照层序地层基本单元对砂岩储层进行地质分析，进而综合评价的结果与开采潜力富集区(表 6)分布相一致。
5 结论1) 按照成因地层单元(层序地层体系域发育程度)对砂岩储层地质分析可以精细划分有利储层。
2) 两两矩阵与灰色关联分析方法相结合能够提高高渗类别6个三级指标数据之间的关联性，减小两两比较法的主观性对参数权重产生的误差，使储层划分、评价更加准确。
3) 根据最优分割分级方法，以综合评价系数0.52为界，结合层序地层体系域中煤、砂体展布规律，得出研究区西南部为山1段开采潜力富集区，东北部为山2段开采潜力富集区，实现了致密砂岩储层的分级评价，对煤系致密气的开发具有指导意义。
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