苏里格气田苏54区块盒8段致密砂岩储层特征及主控因素

叶　超，马凡尘，李　旭，杨万祥，张　磊，李武科

（1．西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安　710065；2．中国石油长庆油田分公司第四采气厂，陕西西安　710021；3．中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西西安　710021）



苏里格气田苏54区块盒8段致密砂岩储层特征及主控因素

叶超1，2，马凡尘2，李旭2，杨万祥2，张磊1，2，李武科3

（1．西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安710065；2．中国石油长庆油田分公司第四采气厂，陕西西安710021；3．中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西西安710021）

摘要：二叠系下石盒子组8段（简称“盒8段”）储层为苏里格气田苏54区块主力产气层之一，是典型的致密砂岩储层，根据岩心观察，结合钻井、测井、录井、试气资料，应用铸体薄片及显微镜观测等手段，借助沉积学及岩石学观点，通过研究储层地质特征、沉积相及成岩机理，综合分析认为苏54区块盒8段：（1）砂岩类型以岩屑质石英砂岩为主，含有少量石英砂岩，储层填隙物以杂基和硅质胶结为主，孔隙度及渗透率较低，表现为低孔低渗储层；（2）沉积环境为冲积平原环境河流相沉积，分布着众多辫状河及河道间洼地，沉积物特征复杂多变，沉积微相主要为曲流河与辫状河的边滩、心滩；（3）储层成岩作用主要有压实作用、胶结作用及溶蚀作用，对储层孔隙有重要的影响，从而进一步影响储层油气聚集。

关键词：苏里格气田；致密砂岩；储层物性；沉积相；成岩作用

苏54区块位于苏里格气田西北部，勘探上划分为苏里格西区，构造上属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，受北部阴山古隆起影响，形成了北高南低的古地形，构造形态为一宽缓的西倾单斜。研究区盒8段属于河流相洲积，由于近源成藏且储层埋藏较深，成岩环境复杂，储层物性受成岩作用及沉积作用影响较大，属于低孔低渗型储层，储层含水饱和度较高[1-10]。结合前人研究成果，笔者重点分析盒8段储层特征及其影响因素，系统分析总结了研究区盒8段储层致密原因。

1　储层地质特征

1．1岩石学特征

根据200余块样品分析，研究区盒8段主要岩石类型为岩屑质石英砂岩，岩屑砂岩次之，石英砂岩较少；石英含量在岩屑砂岩中平均为65.35 %，岩屑质石英砂岩中平均含量为82.49 %，而石英砂岩中平均值占92.5 %。在样品中只有7.76 %的样品具有长石且含量偏低，其含量介于0.5 %～5.71 %，仅在岩屑石英砂岩或岩屑砂岩中零星分布；填隙物以水云母、高岭石和硅质为主，铁方解石和泥铁质次之，部分井含少量薄膜状自身绿泥石，有个别井段富含蚀变凝灰质。杂基以水云母为主，高岭石次之，见少量凝灰质，含量集中在6 %～20 %；砂岩粒径一般在0.255 mm～2.05 mm，主要为粗砂岩，含量达62.5 %，其次为巨砂岩和中砂岩，含量分别为20.9 %和16.8 %，另外还有少量的石英质细砾岩。砂岩颗粒分选以中偏差为主，部分样品分选较好；圆度主要以次棱角状为主，约占50 %，少量次棱-次圆状和次圆状；碎屑普遍具颗粒支撑，颗粒间多为线接触和点～线接触，少量点接触。

1．2物性特征

通过对174块样品进行分析，盒8段砂岩孔隙度主要分布在4%～12%，渗透率主要分布范围在0.01 mD～ 1.0 mD，总体表现为低孔-低渗的特点。

盒8上段砂岩孔隙度分布范围为3.5 %～19.7 %，平均值为10.4 %，其中孔隙度小于10 %的砂岩约占76 %，孔隙度在10 %～12 %的砂岩所占比例为16 %，孔隙度大于12 %的砂岩所占比例最小为8 %；渗透率分布范围为0.023 mD～3.015 mD，平均值为0.465 mD，其中渗透率在0.1 mD～1 mD的砂岩所占比例达到67 %，渗透率在1.0 mD～10.0 mD的砂岩比例为8 %，大于10.0 mD的砂岩所占比例最少为2 %。

盒8下段砂岩孔隙度分布范围为6.4 %～16.4 %，平均值为9.4 %，其中孔隙度小于10 %的砂岩所占比例最大为75 %，孔隙度在10 %～12 %的砂岩所占比例为18 %，孔隙度大于12 %的砂岩所占比例最小为7 %；渗透率分布范围为0.019 mD～1.953 mD，平均值为0.586 mD，其中渗透率小于0.1 mD的砂岩所占比例约为30 %，渗透率在0.1 mD～1 mD的砂岩所占比例达到66 %，渗透率在1.0 mD～10.0 mD的砂岩比例为3 %，大于10.0 mD的砂岩占1 %。

盒8段砂岩整体表现为低孔-低渗特性，研究表明二者呈明显正相关性（见图1）。

1．3孔喉特征

通过对岩石铸体薄片和扫描电镜分析（见图2），结果显示盒8段致密砂岩储层主要孔隙类型为原生粒间孔、晶间孔、粒内溶孔和粒间溶孔，其中晶间孔、粒内溶孔和粒间溶孔在区内各段砂岩中普遍发育，对气井孔隙度贡献较大，而原生粒间孔在成岩过程中多被充填或改造，在研究区内仅有零星分布；超大孔、破裂缝和微孔含量相对较少，其中超大孔是由胶结物及颗粒一起被溶解形成的孔隙，无硅质胶结，孔隙度和渗透率高，是储集性能较好的储集空间，由于研究区内仅有个别井段砂岩含有超大孔，因此对储层孔渗性能几乎无影响；微孔在研究区各段砂岩样品中含量较少，呈零星分布，类型以高岭石晶间微孔为主，对储层的孔隙度贡献较小；破裂缝在研究区内仅有少数样品中可见，主要表现为溶蚀破裂缝和粒缘缝，连通粒间孔使储层的孔渗性变好。孔隙喉道的形状和大小关系受碎屑颗粒接触关系少胶结类型的影响，并直接控制着孔隙的储集性和渗透性[11-16]。通过对铸体薄片和扫描电镜的观察，按形态分类研究区盒8段砂岩喉道类型以片状喉道或弯片状喉道为主，也见有部分孔隙缩小型喉道和管束状喉道。

图1　研究区盒8段储层分布频率及孔隙度-渗透率相关性图

2　储层主控因素

2.1成岩作用的影响

通过电镜扫描，薄片鉴定分析，研究区储层成岩作用对储层物性影响最为重要的因素主要为压实作用、胶结作用及溶蚀作用的影响。压实作用主要对储层孔隙度及渗透率起破坏性作用，胶结作用及溶蚀作用对储层孔渗的形成表现为建设性作用及破坏性作用，溶蚀作用对岩石孔隙具有后期改善效果。

2.1.1压实作用研究区盒8段储层埋深在3 200 m～ 3 600 m，压实作用程度强烈，对储层孔隙度及渗透率主要起到破坏性作用，是形成储层致密的原因之一。孔隙度与储层深度、渗透率与储层深度的关系表明（见图3），孔隙度和渗透率的大小与深度并没有明显的相关性，而呈现出在垂向上集中分布在三个区间，造成这种现象的原因一方面是由于砂岩纵向上的分布规律导致[17，18]；另一方面，在埋藏压实过程中，对储层孔隙影响较大的矿物组分主要为塑性易变型及难溶性组分。难溶性组分主要为燧石、花岗岩岩屑、隐晶岩岩屑、高变岩岩屑和石英岩岩屑，其抗压实能力较强，而随着压实作用的持续，砂岩颗粒接触关系由最初的点-点接触，逐渐过渡到点-线接触、线-线接触，甚至出现缝合状接触，使得岩石原生孔隙遭到破坏；塑性易变形矿物组分主要为片岩岩屑、千枚岩岩屑、板岩岩屑和泥岩岩屑，抗压实能力很弱，并且变形组分堵塞孔隙、喉道，造成了储层的致密性。

图2　研究区盒8段岩石孔隙类型及喉道类型

图3　孔隙度、渗透率与储层深度的关系

2.1.2胶结作用胶结作用对研究区孔隙度的形成既有建设性作用，也有破坏性作用，根据电镜扫描结果分析，盒8段致密砂岩主要胶结作用有硅质胶结、碳酸盐胶结及自生黏土矿物胶结，填隙物以水云母、高岭石和硅质为主，铁方解石和泥铁质次之，部分井含少量薄膜状自身绿泥石，有个别井段富含蚀变凝灰质（见图4）。受成岩作用及沉积相控制，填隙物类型及含量的差异对孔隙的结构特征产生不同的影响，使得研究区孔渗条件存在一定差异性。

（1）硅质胶结：硅质胶结为盒8段储层砂岩中最常见的胶结物之一，据97口钻井资料统计，硅质在各类砂岩中含量变化很大，通常在0 %～14.9 %，各井平均含量在0 %～7 %。研究区内的硅质胶结物主要以两种方式产出：环绕石英颗粒周围的石英次生加大边和充填孔隙的自生石英晶粒。

研究区各段岩石样品中普遍见有硅质以加大边的形式出现在石英颗粒边缘，呈共轴生长状，向粒间孔中心扩展并占据部分粒间孔，石英砂岩中可完全充满粒间孔隙，使孔隙度减小。也见有加大边包裹高岭石、鳞片状伊利石或其他微晶黏土，包裹式增生的石英堵塞了部分黏土矿物的晶间孔。研究区内的石英自生加大大多发育1～2期，为Ⅰ级至Ⅱ级，部分达Ⅲ级。石英加大边使得颗粒之间由线接触到凹凸甚至缝合接触。加大边的宽窄常是不均一的，这主要是石英生长时受周围空间限制或者是压溶作用造成的。

自生石英晶呈自形的六方双锥晶体生长于粒间孔、溶蚀孔或铸模孔内，结晶程度好于石英自生加大边，晶体完整、表面洁净、晶棱明显。据镜下观察，区内自生石英晶粒多见于绿泥石膜发育区的残余孔隙中，表明绿泥石薄膜的隔挡在一定程度上抑制了硅质与石英砂颗粒的共轴生长。局部自生石英发育程度高的地区，可将绿泥石膜形成后的残余孔隙全部充填。从产出状态上看，充填于孔隙间的自生石英晶粒的形成晚于石英自生加大边。

（2）碳酸盐胶结：盒8段储层砂岩中普遍可见碳酸盐胶结，主要以铁方解石和方解石形式分布于碎屑颗粒间。含铁方解石含量在0.1 %～28 %，反映方解石主要受成岩环境控制；方解石胶结物在本区仅零星分布于个别井段中，含量在0.5 %～12 %，大多数方解石呈充填粒间孔或交代长石碎屑出现。

（3）自生黏土矿物胶结：研究区自生黏土矿物主要类型为高岭石及绿泥石，部分区域地层可见煤线，含煤地层中容易出现高岭石胶结。高岭石含量范围在0.5 %～15.2 %，除部分因压实致密层中仅见少量高岭石外，各样品中均不同程度见到高岭石。在研究层段普遍可见有长石和泥质及其他矿物溶解后形成的蚀变高岭石，主要为泥质杂基蚀变及泥岩屑蚀变而成，高岭石呈不完全交代状或完全交代状替代泥质组分，且多保留泥质残余；其次为长石蚀变高岭石，表现为高岭石在岩石中交代长石，成分已完全转化为高岭石。研究区可见有大量自型较好的，蠕虫状的高岭石，充填于次生粒间孔内。

图4　不同类型胶结物及填系物

绿泥石在盒8段砂岩中普遍发育，平均含量在1 %～6 %，其形态有针叶状、绒球状、玫瑰花状等，呈现出两种赋存方式：一是呈包膜或孔隙衬里，二是充填孔隙，其中以绿泥石膜胶结分布为主。自生绿泥石在各类砂岩中都有分布，除直接从孔隙水中析出外，也可在适当的条件下由其他黏土矿物转化而来，而且随着深度的增加，绿泥石的含量逐渐增加。绿泥石膜生成后还会继续向孔隙内生长，现今镜下观察到的绿泥石膜大部分是不同时期形成的绿泥石混合体。

2.1.3溶蚀作用溶蚀现象在研究区普遍存在，是储层次生孔隙形成的最主要的原因之一，对孔隙的形成具有一定的建设性作用。研究区发生溶蚀作用的矿物主要为易溶性及易蚀变矿物。易溶性矿物如白云岩岩屑和喷发岩岩屑，其颗粒具有抗压能力，有利于保存原生孔隙，同时在有机酸的作用下会形成次生粒间溶孔，对砂岩储层的物性具有改善作用，研究区储层可溶性组分约占6 %；研究区易蚀变矿物包括白云母和黑云母，其颗粒组分除了本身抗压实能力弱、易破裂变形外，在埋藏过程中易发生次生变化，对不同类型成岩作用的发育有一定的控制作用，研究区储层易蚀变组分占4 %，另一方面，由于云母的蚀变也可产生绿泥石和高岭石，并对石英颗粒有交代作用，从而使得石英发生溶解，降低了石英的抗压性，对储层孔隙有一定破坏作用。

2．2沉积作用对储层的影响

沉积作用对储层的影响主要表现在对储层物性、岩石类型及孔隙结构的影响。

2.2.1沉积微相与储层物性的关系碎屑岩储层物性的好坏在很大程度上受沉积微相控制，不同的沉积微相由于岩屑颗粒大小、成分成熟度及结构成熟度不同，因此其物性存在很大差异[19，20]，物性参数统计结果表明沉积微相与物性有较密切的关系。研究区盒8段为辫状河-曲流河沉积背景下的综合产物，其中盒8下段为辫状河沉积，盒8上段为曲流河沉积，沉积微相类型主要为边滩、心滩、天然堤、河道充填、泛滥平原与河道底部滞留沉积。辫状河心滩微相的砂体厚度较大、砂质较纯、粒度较粗、分选好，因而砂岩物性好，平均孔隙度和平均渗透率均最大，分别为8.2 %和0.627 mD，是最有利的储集岩；其次为曲流河边滩微相以及分流河道的砂体粒度较细、物性较好，网状河边滩微相沉积砂体平均孔隙度和平均渗透率分别为7.9 %和0.533 mD，分流河道沉积砂体平均孔隙度和平均渗透率分别为6.6 %和0.376 mD，形成次要主力产气层；而在河水溢出河道两岸后携带细粒砂体沉积形成的天然堤及决口河道充填物，其厚度较小，粒度细，物性也差，平均孔隙度分别为3.7 %和4.8 %，平均渗透率分别为0.047 mD 和0.058 mD，存储天然气能力较弱。分流河道间泥岩发育，孔隙度和渗透率都很低，几乎无储集能力。

2.2.2岩石颗粒对储层物性的影响由于研究区属于近源成藏，天然气成藏运移距离短，水动力作用强，岩石成分成熟度及结构成熟度较低，砂岩粒度受沉积环境和水动力条件控制，其与储层的物性有明显的正相关关系，粒度越粗，孔隙度越大，渗透性越好。这主要因为砂岩粒度越粗，代表沉积环境水动力越强，沉积物的结构成熟度和成分成熟度较高，抗压实作用强，有利于保存原生孔隙，更有利于孔隙内流体的流动，发育次生孔隙。统计结果表明不同大小粒度砂岩与孔隙度、渗透率存在明显的正相关性，粒度越粗物性越好，粒度越细物性越差，储集砂岩中含有少量的砾岩物性是最好的，平均孔隙度9.7 %，平均渗透率0.78 mD。其次为砾岩及粗砂岩，砾岩平均孔隙度为8.5 %，平均渗透率为0.45 mD；粗砂岩平均孔隙度为7.5 %，平均渗透率为0.55 mD。中砂岩物性较差，平均孔隙度5.0 %，平均渗透率为0.23 mD（见图5）。

图5　不同岩石颗粒孔隙度及渗透率的关系

图6　石英含量与孔隙组合关系图

2.2.3石英含量对储层物性的影响碎屑岩中矿物成分对储层的控制作用较强，尤其是石英含量与面孔率呈正相关，矿物中石英含量越高，抗压实能力强，有利于部分原生孔隙的保存和后期流体的流动及次生溶孔的形成。储层石英含量高，岩石的抗压能力强，有利于原生粒间孔的保存。相关参数统计结果表明石英含量与孔隙组合类型存在密切的关系（见图6），当石英含量小于65 %时，储层基本没有有效孔隙存在；当石英含量在65 %～80 %时，以晶间孔为主，存在少量岩屑溶孔；当石英含量在80 %～90 %时，以岩屑溶孔和晶间孔为主，存在少量粒间孔；当石英含量超过90 %时，粒间孔和岩屑溶孔含量较多，只有少量晶间孔。

3　结论

（1）研究区盒8段为典型的低孔低渗型储层，盒8下段砂岩渗透率及孔隙度整体上高于盒8上段，储层物性优于盒8上段；砂岩类型以岩屑质石英砂岩、岩屑砂岩及少量的石英砂岩为主，砂岩颗粒结构成熟度及成分成熟度普遍较低，杂基含量变化大。

（2）储层在成岩过程中经历了压实作用，使大部分原生孔隙遭到破坏，经历蚀变作用、溶蚀作用和黏土矿物重结晶等多种演化过程后，岩石中大量存在各类岩屑溶孔，杂基溶孔和高岭石晶间孔等次生孔隙，因此从储渗空间上看,属于溶孔-晶间孔型储层,呈现出孔径小、喉道细、连通性较差的特点，是导致物性差及渗透率偏低的直接原因。

（3）沉积作用研究表明盒8段储层发育众多沉积微相，控制着储层的原始物性，其中辫状河的心滩及曲流河的边滩砂体粒度较粗，物性好，是最优的储集层，而分流河道砂体物性较差，不利于油气保存；砂岩粒度粗、分选性越好，则物性越好，反之粒度越细，分选性越差，则储层物性越差；石英含量对孔隙类型具有重要的影响作用，当石英含量大于65 %时，存在有效孔隙，随着石英含量增加，孔隙增加；石英颗粒具有抗压能力，有利于保存原生孔隙，同时在有机酸的作用下会形成次生粒间溶孔，对储层的物性具有改善作用。

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Tight sandstone reservoir characteristics and main control factors in the 8th member of Su 54 block in Sulige gas field

YE Chao1，2，MA Fanchen2，LI Xu2，YANG Wanxiang2，ZHANG Lei1，2，LI Wuke3
（1.College of Earth Sciences and Engineering，Xi'an Shiyou University，Xi'an Shanxi 710065，China；2.Gas Production Plant 4 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710021，China；3.Sulige Gas Field Research Center of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710021，China）

Abstract:Permian stone box under the group in the 8th（He8）member of Su 54 block in the sulige gas field is one of the main gas production, is a typical tight sandstone reservoir, based on core observation, combined with drilling, well logging, mud logging and testing data, the application of the casting thin sections and microscope observation, by means of sedimentology and petrology, by studying the mechanism of reservoir geological characteristics, sedimentary facies and diagenesis, comprehensive analysis think Su 54 block He8.（1）in lithic quartz sandstone, sandstone type contains a small amount of quartz sandstone reservoirbook=83,ebook=88filler content is given priority to with miscellaneous and siliceous cementation, the porosity and permeability is low, characterized by low porosity low permeability reservoir.（2）for alluvial plain fluvial facies sedimentary environment, sedimentary environment with many braided river and interchannel depressions, complex sediment characteristics, sedimentary microfacies are mainly point bar of meandering river and braided river,diara.（3）reservoir diagenesis includes compaction, cementation and dissolution, have important influence on reservoir porosity, thus further influence the hydrocarbon reservoir.

Key words：Sulige gas field；tight sandstone；reservoir property；sedimentary facies；diagenesis

作者简介：叶超，男（1987-），西安石油大学在读硕士，天然气勘探开发技术，邮箱：yechao_cq@petrochina.com.cn。

*收稿日期：2015－12-17

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.02.020

中图分类号：TE122.23

文献标识码：A

文章编号：1673-5285（2016）02-0082-08