深埋藏条件下相对优质储层形成因素分析—以鄂尔多斯盆地高桥地区盒8、山2砂岩储层为例

石小虎 ，安文宏 ，南珺祥 ，杨文敬 ，刘志军 ，陈娟萍

（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710018；3.中国石油长庆油田分公司勘探部，陕西西安 710018）

深埋藏条件下相对优质储层形成因素分析—以鄂尔多斯盆地高桥地区盒8、山2砂岩储层为例

石小虎1，2，安文宏1，2，南珺祥1，2，杨文敬3，刘志军1，2，陈娟萍1，2

（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710018；3.中国石油长庆油田分公司勘探部，陕西西安 710018）

一般认为，砂岩储层的孔隙度与渗透率将随着深度的增加而降低。然而，随着鄂尔多斯盆地勘探开发的逐步加深，在深埋藏（＞3 500m）的砂岩储层中也发育较好的储层，尤其在鄂尔多斯盆地高桥地区的盒8和山2段局部就形成了，粒间孔大量残余为主要储集空间的储集体，形成了深埋藏低渗透背景下的相对优质储层。本文通过偏光显微镜、包裹体测温、恒速压汞、成像测井等技术方法，对沉积、成藏、成岩等方面进行讨论，认为岩石成分高成熟度、早期的烃类充注、早期胶结作用、晚期溶蚀作用及高角度构造缝的发育，是形成高桥地区盒8、山2段砂岩深埋藏条件下相对优质储层的主要因素。

深埋藏地层；砂岩储层；早期胶结作用；溶蚀作用；构造缝

鄂尔多斯盆地的勘探开发不断深入，越来越多的实践表明，在深埋藏砂岩储层的孔隙在某些条件下也可以得以较好保存，而出现异常的孔隙度和渗透率。研究区范围北起横山，南到志丹-高桥，西起城川-胡尖山，东到青阳岔-安塞，面积2.0×104km2。属于鄂尔多斯盆地西南侧的伊陕斜坡，构造形态为宽缓的西倾单斜，坡降5～10 m/km。气层段主要分布于中下二叠统石盒子组盒8段和山西组山23段，气层段埋深3 400～4 000 m，属于深埋藏砂岩储层。

1 储层岩石学特征

储集层岩性为灰白色、浅灰绿色含砾不等粒砂岩、中-粗粒石英砂岩或岩屑石英砂岩，具有低长石，高石英、高岩屑的碎屑组合特点，成分成熟度较高（见表1）。其中盒8段石英含量介于80.1%～85.5%，软组分含量偏高介于8.4%～11.0%，成分成熟度中等，为4.08%～4.29%；山23段石英含量达到93.9%，成分成熟度高，为15.39%

储集层填隙物以泥质、硅质以及碳酸盐岩矿物为主，总量一般在13%～14%（见表2）。泥质包括凝灰质和伊利石，凝灰质多以残余凝灰质、高岭石化、伊利石化等为主，平均含量6%左右；伊利石来自母岩区，代表真正的粘土杂基。其含量普遍较低，一般在1.0%以下，反映了搬运介质具有较强的淘洗功能。硅质含量通常在2.5%～7.5%，以山23段储层最发育，其次为盒8下，以石英次生加大、它形充填与自形石英晶体三种形式存在。碳酸盐胶结物（以铁方解石、铁白云石、菱铁矿之和计）在本区砂岩中普遍分布，含量介于0.5%～3.2%，盒8段含量较高，山23含量最低。主要以铁方解石和铁白云石形式分布于碎屑颗粒间。

表1 高桥地区盒8及山23段砂岩储层碎屑组分特征

2 储集空间及物性特征

研究区盒8及山23段砂岩储集层中主要的孔隙类型（见表3）主要有粒间孔、溶孔（长石、岩屑、晶屑及凝灰质溶蚀孔隙），晶间微孔，常见凝灰质失水收缩孔，高角度裂缝发育（见图1a，b，c）。盒8段孔隙以高岭石晶间孔－溶孔为主，局部见到粒间孔－溶孔组合，面孔率介于2.5%～3.4%；山23段孔隙以高岭石晶间孔（溶孔）－粒间孔为主要组合特征，面孔率为3.4%。储层物性盒8孔隙度在4%～9%，平均为8.6%，渗透率一般在（0.1～0.9）mD，平均为 0.643 mD，山 23孔隙度介于6.0%～10.0%，平均为7.82%，渗透率一般在（0.8～3.0）mD，平均为1.181 mD。属于典型的低孔、低渗储层，相对而言山23段储集性能较好，物性明显受到岩性的控制。

表2 高桥地区盒8及山23段砂岩储层填隙物含量特征

表3 高桥地区盒8及山23段砂岩储层物性及孔隙组合特征

3 形成优质储集层的因素分析

研究区盒8、山2段储集砂岩能在深埋藏条件下形成相对优质储集层。将从有利沉积作用、早期的烃类充注、早期胶结作用、晚期溶蚀作用及高角度构造缝发育进行讨论。

3.1 沉积作用

有利沉积微相发育是形成好储集性能的先决物质基础。研究区下二叠统下石盒子组盒8段和山西组山2段砂体的主体部分为辫状河三角洲前缘亚相沉积，发育水下分流河道及河心滩微相（图1d，e，f），是优质储层形成的物质基础。主要岩性为含砾不等粒砂岩、中-粗粒石英砂岩或岩屑石英砂岩，成分成熟度较高。

分流河道沉积发育物性较好的砂岩储集体。以Sh299井盒8段为例见（见图2），埋深在3 455～3 460.2 m段沉积微相为河道底砾岩，孔隙度为10.20%，渗透率为 7.99×10-3μm-2；埋深在3 460.2～3 467m处为沉积微相的河道侧缘，孔隙度为6.11%，渗透率 0.133×10-3μm-2，储层物性明显变差。

3.2 早期烃类充注

烃类充注主要是指早期产生的油气注入到砂岩储层中及其在后期埋藏过程中对储层孔隙所产生的影响，主要表现为早期烃类充注[1-3]。烃类充注主要是使地层水从孔隙中驱出，从而使胶结作用停止，孔隙得以保存。主要表现为三个方面[4]：（1）抑制胶结作用的进行，主要是抑制石英和伊利石胶结；（2）烃类充注携带有机酸溶蚀改造原生孔隙，形成次生孔隙；（3）油气形成产生的超压能缓冲压实作用，有利于深部原生孔隙的保存。

研究区砂岩储层中发育丰富的成岩流体包裹体（见图1f），石英加大边中可看到早期气液包裹体，充填孔隙的硅质中可见晚期气液包裹体（见图3a）。储层流体包裹体均一温度显示从70～150℃均有烃类流体活动（见图4），说明该区天然气充注主要有两期。早期石英加大边中包裹体均一温度范围为70～120℃，证明烃类充注在较早的成岩阶段便开始发生，进而影响早期成岩作用的发生，使得原始粒间孔隙得以保存。

3.3 成岩作用

3.3.1 早期胶结作用 胶结作用普遍被认为破坏性成岩作用。黄思静等（2007）认为胶结作用在深埋藏砂岩孔隙保存中具有积极意义，硅质胶结作用、碳酸盐胶结作用和粘土矿物的胶结作用，只要它们发生在岩石因压实作用而完全固结、颗粒相对位置完全固定之前的较早成岩阶段，而且相对分散，就对砂岩原生孔隙具有保持作用，并都可不同程度地改变砂岩压实曲线，这实际上也是深埋藏条件下砂岩孔隙得以保存的重要机制[5]。高桥地区硅质胶结物形成于60～145℃的成岩温度条件下，具备两个峰值65～80℃和105～135℃，即从成岩早期到成岩晚期硅质胶结都可以发生。显微镜下观察到颗粒点接触时就有石英的此生加大及方解石胶结发育（见图3b，c），多在较早成岩阶段发生，在有效压实作用前发生，相应的提高岩石机械强度使得岩石抗压实能力增强。关于硅质来源有多种说法，前人研究指出至少有23种硅质来源[6]。结合研究区的地质条件，硅质来源主要有四种：（1）早成岩阶段易溶硅酸盐组分溶解和粘土矿物转化过程中释放的SiO2；（2）同生-早成岩阶段由火山物质蚀变提供的SiO2来源；（3）晚成岩阶段碎屑长石溶解提供的SiO2；（4）碎屑石英因压溶作用释放的游离硅并造成SiO2的沉淀（125～135℃）。前两种主要发育于最大压实作用前，因此对储集空间有建设性保护作用。

3.3.2 绿泥石薄膜发育 绿泥石薄膜状生长（即孔隙环边衬里），发生在长石溶解前的早成岩阶段，颗粒之间多以点或点-线接触为主，绿泥石形成后颗粒间相对位置变化有限，降低了压实作用对粒间孔隙的破坏。再着，颗粒表面的包膜使得碎屑颗粒（主要是石英）主晶表面与孔隙水隔离，阻碍了自生石英过度生长所需的潜在成核作用点的生成，抑制了相对晚成眼阶段石英的胶结作用，粒间孔得以保存。

研究区内薄膜状绿泥石总体含量不高且分布不均匀，仅在盒8段较为发育（见表4）。显微镜下观察到部分井段绿泥石薄膜的发育，阻碍胶结物的生长，使部分原始粒间孔残余，从而形成以粒间孔为主的储层孔隙类型（图3d）。表4中显示，绿泥石薄膜含量较高的井段，粒间孔相对发育，储层物性较好。尤其在盒8下及山23段表现的最为突出，主要是因为该层段的胶结作用强于压实作用对储集性能的影响。当绿泥石薄膜的发育，抑制硅质、碳酸盐岩等胶结作用发生时，就会形成残余粒间孔为主的储集层。

3.3.3 晚期溶蚀作用 储层中溶蚀孔隙主要为不稳定组分（如长石、喷发岩屑、凝灰质、火山晶屑、角闪石等）在成岩阶段有机质热演化过程中形成的有机酸作用下发生溶解作用形成，是改善储集空间的最主要成岩作用。杨俊杰（1995）、张文正（2009）等通过不同温压条件下乙酸溶液对长石、辉石和角闪石的溶蚀模拟实验，探讨成岩过程中长石矿物及长石砂岩的溶蚀特征和次生孔隙、自生矿物的形成机理[7，8]。溶蚀实验揭示出溶蚀作用发生两期，成岩早期（温度：50～75 ℃，压力：15～20MPa），中基性、钙碱性的火山物质（钙长石、角闪石、辉石）的溶蚀在低温低压条件下便可以发生，为成岩早期的溶蚀成孔作用，此类溶孔在后期的压实和胶结作用难以保存；成岩晚期（温度：100～130 ℃，压力：22～25 MPa）中酸性硅酸盐矿物（钾钠条纹长石）的溶蚀发生在高温高压条件下及深埋藏环境中，烃类的充注得以保存，形成有效的次生孔隙型储层。该区盒8上溶蚀程度较低；盒8下、山23溶蚀程度较高，普遍在60%以上。

3.4 晚期高角度成岩缝

表4 高桥地区盒8及山23段砂岩储层绿泥石薄膜含量与储集性能关系表

通过成像测井、岩心观察，表明研究区内裂缝发育，主要表现为构造缝、层间缝及成岩缝（见图 4e，f）[9]。大多数构造缝由于成岩矿物的充填作用处于闭合状态；层间缝在上覆应力作用下处于闭合状态；成岩缝在地下条件下是开启的，多在晚成岩期形成，其对孔隙的连通以及砂层之间的连通意义重大（见表5）。成岩缝发育区，其面密度一般最高可达到4条/平方厘米，大小一般（2～5 μm）×（100～250 μm），充填程度为 10%～80%，充填物有硅质、长石质、粘土、碳酸盐、沥青质等。

表5 高桥地区盒8及山23段砂岩储层部分井裂缝发育段物性统计表

4 结论

深埋藏条件下砂岩储层主要通过有利沉积相带、烃类早期充注、早期胶结作用、绿泥石包膜、晚期溶蚀作用及成岩缝等作用使得原生粒间孔保存，次生孔隙发育，而形成相对优质储层。

［1］ 肖军，王华，袁立川，姜华，陈少平.深埋藏砂岩储层中异常孔隙的保存机制探讨［J］.地质科技情报，2007，（5）：49-56.

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Analysis on the form ing factors of relatively high quality
deep buried reservoir—taking Ordos Basin Gaoqiao area He 8 and Shan 2 sandstone reservoir as an example

SHIXiaohu1，2，ANWenhong1，2，NAN Junxiang1，2，YANGWenjing3，LIU Zhijun1，2，CHEN Juanping1，2
（1.Low Permeability Oil and Gas Field Exploration and Development of National Engineering Laboratory，Xi'an Shanxi710018，China；2.Research Institute of Exploration and Development of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi710018，China；3.Exploration Due of Petroleum of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi710018，China）

Generally，porosity and permeability of sandstone reservoir will decreased with increasing depth.However,with the exploration and exploitation of Ordos basin,deep burial(>3 500 m)sandstone reservoir is developed.Especially in Ordos Basin Gaoqiao area he8 and Shan2 formation,large amounts of residual intergranular pore is themain reservoir space of the reservoir,which leads to deep buried relatively high-quality reservoir of low permeability background.In this paper,combining with polarizingmicroscope,inclusion thermometry,rate-controlled mercury,imaging logging,deposition,diagenesis,the conclusion thatsuch factors as rock composition of high maturity,early hydrocarbon filling,early cementation,advanced corrosion and structural fracture form high-quality reservoir in Gaoqiao area He 8,Shan2 sandstone.

deep burial formation；sandstone reservoir；early cementation；corrosion；structural fracture

10.3969/j.issn.1673-5285.2013.03.015

TE122.2

A

1673-5285（2013）03-0055-06

2013－02-23

石小虎（1978－），工程师，2002年毕业于西北大学地质学专业，现从事岩矿鉴定、储层及成岩作用研究工作，邮箱：shixh_cq@petrochina.com.cn。