鄂尔多斯盆地东部山西组山1段致密气砂岩储层分类评价

上官静雯，胡芸冰.

(西北大学大陆动力学国家重点实验室/西北大学地质学系，陕西西安 710069)

鄂尔多斯盆地东部山西组山1段致密气砂岩储层分类评价

上官静雯，胡芸冰.

(西北大学大陆动力学国家重点实验室/西北大学地质学系，陕西西安 710069)

鄂尔多斯盆地东部山1段是天然气开发的重要层位之一，该储层非均质性较强，勘探难度较大，进行储层特征研究及评价对山1段储层的勘探开发意义重大。运用铸体薄片鉴定、扫描电镜、X-衍射及高压压汞等测试方法，系统研究了鄂尔多斯盆地东部山1段砂岩储层的岩石学特征、孔隙结构特征、物性特征；根据物性特征、微观孔隙结构特征等并结合前人研究，对研究区山1段储层进行了分类评价。结果表明：研究区山1段储层的填隙物主要以伊利石、高岭石、硅质、碳酸盐为主，还有少量的泥质、绿泥石及菱铁矿等；孔隙类型主要为次生孔隙，包括粒内溶孔及粒间溶孔、晶间孔、微裂隙；研究区山1段以Ⅱ、Ⅲ类储层为主，属于低孔低渗致密砂岩储层。研究结果对有利储层勘探具有指导意义。

鄂尔多斯盆地；东部；山1段；储层特征；储层评价

鄂尔多斯盆地是我国重要的含油气盆地，其内油气资源丰富[1-4]。盆地内上古生界山西组地层是我国重要的天然气勘探层位[5-11]，目前对其勘探的重点在山1段。前人已经对山1段致密砂岩储层进行了较为深入的研究[12-18]，但相对集中于盆地北部或其他区域，对盆地东部山1段储层的研究相对较少。山1段储层非均质性强[19-20]，加之井控的不断增加，对山1段进行精细研究势在必行。本次研究综合利用铸体薄片、压汞分析、X-衍射全岩和黏土矿物分析、扫描电镜测试等技术手段，研究了山1段储层的岩石学特征、物性特征、储层微观孔喉特征，并根据各特征参数对其进行了分类、分区，结果对该区天然气勘探有指导意义。

1 地质概况

鄂尔多斯盆地原归属于大华北盆地，直至中生代晚期才独立发育演化成我国第二大沉积盆地，是华北地台西部的一个凹陷盆地，整体构造为东高西低的平缓单斜。根据盆地构造可划分为六个次级构造单元，包括渭北隆起、伊盟隆起、天环凹陷、陕北斜坡、西缘逆冲带及晋西挠折带。研究区位于鄂尔多斯盆地东部(图1)，区内上古生界地层包括本溪组—山西组地层，由下至上分别为：上石炭统本溪组、下二叠统太原组、下二叠统山西组。山西组又分为下段山1和上段山2。山1段地层为1#煤顶板砂岩底到“骆驼脖子砂岩”底之间地层，山西组岩性主要为灰色中—粗粒岩屑石英砂岩、灰色砂质泥岩，常见夹有砂质条带及煤线，厚度为10～40 m。

图1 研究区构造位置示意图

2 储层特征

2.1 储层岩石学特征

2.1.1 骨架颗粒特征

鄂尔多斯东部山西组山1段储层岩性主要为灰色含砾粗砂岩、粗-粉砂岩、砂质泥岩，常夹煤层，磨圆度以次棱角状为主，颗粒接触方式以点接触为主，骨架颗粒支撑，孔隙式胶结为主。储层具有高石英(67%)、低长石(1%)的特点(图2)。

图2 研究区山1段砂岩投点图

2.1.2 填隙物特征

在对研究区铸体薄片进行观察及90余口井薄片鉴定资料进行统计的基础上得出，山西组山1段储层填隙物含量在10%～40%之间，平均为17.02%，主要以伊利石(6.77%)、高岭石(2. 4%)、硅质(2.12%)、碳酸盐(2.93%)为主，还有少量的泥质、绿泥石及菱铁矿等。自生伊利石常呈网状集合体，容易充填储层粒间孔隙，堵塞孔隙喉道(图3a)；高岭石一般呈书页状集合体，松散堆积在岩石的粒间孔隙内，且内部有细小的晶间孔(图3b)；绿泥石表现为板片状或茶叶状，容易堵塞孔隙(图3c)；硅质胶结物有石英次生加大边(图3d)和自生微晶石英集合体(图3e)两种类型；碳酸盐胶结物以方解石连晶胶结为主(图3f)。填隙物对储层物性有着重要的影响作用。

2.2 储层孔隙结构特征

2.2.1 孔隙类型

砂岩储层孔隙结构对流体的微观渗流特征有重要影响。孔隙结构是指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通关系。孔隙结构特征是储层微观物理研究的核心内容。储集层的孔隙空间是指储集岩中未被固体物质所充填的空间，是储集油气的场所。孔隙与油气运移、聚集关系密切，且在开发过程中对油气的渗流也具有十分重要的意义。

图3 鄂尔多斯盆地东部山1段储层胶结物图

储层孔隙类型可分成两大类：原生孔隙(原生粒间孔、残余粒间孔)和次生孔隙。

研究区山西组山1段储层原生孔隙不发育，主要为次生孔隙，指主要由成岩作用及成岩后作用形成的孔隙，包括溶蚀孔、晶间孔和微裂隙三大类。

(1)溶蚀孔。含量约为61.6%，包括粒内溶孔(图5a)及粒间溶孔(图5b、5c)。粒内溶孔多见于长石、云母和部分岩屑内，粒间孔为石英颗粒间不稳定的矿物如方解石胶结物或长石颗粒等被溶蚀而形成的孔隙，所形成的溶孔通常不规则，并残留有较多未溶的物质。粒间扩大溶蚀则使颗粒边缘被溶成港湾状或参差不齐，表现为拉长状孔、不规则状孔等。此类孔隙使各类孔隙连通，提高了孔隙度。

(2)晶间孔。含量约为33.5%，主要发育在孔隙充填绿泥石或高岭石的晶体之间(图5d、5e，属胶结物晶间孔)。绿泥石晶间孔孔径较小，一般<1μm。

(3)微裂隙。含量约为4.9%，是砂岩在外力作用下发生破裂而形成的次生孔隙。裂缝孔隙多出现于致密砂岩中。山1气层组砂岩储层镜下和岩心都发现微裂隙，缝宽约0.01～0.20 mm，但裂缝在砂岩储层中的分布具很强的不均一性(图5f)。

研究区储层孔隙的面孔率比较低，为0.1%～4.9%，平均面孔率为0.8%。

图4 研究区孔隙类型直方图

2.2.2 孔喉结构特征

研究储层孔喉结构特征最常用的方法就是压汞法，它通过试验测定定量地描述储集岩的孔喉分布及连通特征，分析研究主要孔隙特征参数对储集岩孔隙度、渗透率的影响。

高压压汞分析表明，山西组山1段毛管压力曲线特征总体表现为低排驱压力(平均为0.96 MPa)，说明储层最大连通孔喉半径大。中值压力较高(平均为26.52 MPa)，说明储层平均喉道半径较小，属于致密储层。虽然进汞压力也就是排驱压力较小表明有半径较大的喉道，但是分布较少，中值半径小(平均为0.12 μm)。退汞效率低(平均为38.26%)，储层连通性较差，这是由于孔喉半径平均较小使得流体在储层中不易流动。压汞曲线呈细歪度(0.96)，孔喉分选性较差(2.77)。分选系数较大，说明孔隙分布不集中，非均质性强，连通性较差。孔隙结构以微孔微细喉道型为主，非均质性较强(图6)。

图5 鄂尔多斯盆地东部山1段储层孔隙类型图

2.2.3 孔喉结构特征与物性的关系

山1段砂岩储层排驱压力较大，平均为0.96 MPa，且与孔隙度和渗透率呈负相关关系，但与渗透率的负相关关系要好于与孔隙度的负相关关系(图7)。中值压力平均为26.52 MPa，中值压力与孔隙度和渗透率呈明显的负相关关系(图8)。

3 储层物性特征及主控因素

3.1 储层物性特征

研究区山1段砂岩储层孔隙度分布区间为0.15%～16.29%，平均为5.08%，主值区间为4%～8%；渗透率分布区间为0.002～9.8 mD，平均为0.37 mD，主值区间为0.1～0.5 mD，为低孔低渗致密砂岩储层。储层孔隙度、渗透率呈正相关，但相关系数小于0.5，说明储层物性受到多重地质因素的综合影响(图9)。

图7 山1段储层孔隙度和渗透率与排驱压力关系图

图8 山1段储层孔隙度和渗透率与中值压力关系图

图9 研究区山1段储层孔隙度、渗透率交会图

3.2 储层物性影响因素分析

根据Beard等[21]和周晓峰等[22-23]的孔隙度演化定量分析方法，对研究区样品进行了统计分析，得出储层孔隙度演化表(表1)。可以看出，影响储层孔隙度的主要因素包括压实作用及填隙物的胶结作用。

3.2.1 压实作用对储层物性的影响

压实作用是造成盆地东部原始孔隙度大幅减少的主要原因，主要发生在成岩早期，是在上覆岩石重力等压力作用下，除骨架颗粒溶解以外引起岩石总体积减小的作用过程。简单来说，它是由岩石压力和上覆沉积物的重量经机械压实所引起的。根据对孔隙演化过程的恢复，所得到的砂岩残余粒间孔隙度可以很好地表征压实作用对原生粒间孔的破坏程度。压实后剩余粒间孔隙度(Φ压)可以根据胶结物的含量，粒间孔、溶蚀孔的面孔率以及物性分析孔隙度的关系计算得出：

表1 研究区山1段储集层孔隙演化表

Φ压=ω胶+(ρ粒间×ρ孔/ρ面)

式中ω胶——胶结物的质量分数；

ρ粒间——残余粒间孔面孔率；

ρ孔——实测平均孔隙率；

ρ面——总面孔率。

ρcomp=(Φ原-Φ压)×100%

式中ρcomp——压实作用减孔率;

Φ原——原始孔隙度。

根据胶结物质量分数(平均为17.02%)、残余粒间孔面孔率(平均为0.7%)、实测平均孔隙率(5.62%)、总面孔率(0.8%)计算得出研究区山1段砂岩在压实后的平均孔隙度为16.76%。压实作用使储层丧失了大部分孔隙(21.94%)，因此压实作用是储层物性最主要的影响因素。

3.2.2 胶结物对储层物性的控制

(1)硅质胶结。扫描电子显微镜和偏光显微镜下观察表明，硅质胶结物有石英次生加大边和自生石英颗粒两种类型。石英次生加大边可环绕碎屑石英，也可分布于石英颗粒的局部，主要受控于可生长空间的限制。研究区硅质胶结物的含量从0～5%不等。其含量小于3%时，含量越高，储层物性越好；其含量大于3%时，含量越高，储层物性逐渐变差 (图10a)。

(2)碳酸盐胶结。研究区碳酸盐胶结物的含量为0～13%，碳酸盐胶结物主要以粒间胶结物、交代物或次生孔隙内填充物的形式出现。碳酸盐矿物形成于碱性环境，在一定pCO2条件下，富含Ca2+离子和CO32-、HCO3-等阴离子的水中结合形成CaCO3；如果地层水中还富含Fe2+离子，则可形成铁方解石。

常见微晶状、晶粒状或连晶状产出，成分上主要以铁方解石、方解石及铁白云石为主，并且有明显的多期次形成特征，与物性成明显的负相关关系，且孔隙度高值对应的碳酸盐胶结物在小于6%的区间(图10b)。

(3)黏土矿物胶结。研究区黏土矿物主要为高岭石和伊利石。大部分高岭石存在于原生孔隙中，也有少量呈蠕虫状存在于次生溶孔中。高岭石的存在能提高砂岩的抗压实能力，同时形成大量的晶间孔，从而在一定程度上能改善储层的储集性能(10c)。研究区伊利石广泛发育，含量平均为7.3%，具有细小的晶间孔，自生伊利石容易呈网状集合体充填储层粒间孔隙，堵塞孔隙喉道，降低储层物性(图10d)。

4 储层分类及评价

结合研究区山1段砂岩储层物性、储集空间的宏观特征、微观孔隙结构特征、毛管压力曲线特征以及储层厚度、岩性等特征(表2)，根据鄂尔多斯盆地低渗透砂岩储集层分类评价标准(表3)[24]，对研究区储层进行分类评价。

图10 研究区山西组山 1段油层组各胶结物含量与储层孔渗关系图

评价表明，研究区山1段砂岩储层大部分属于Ⅱ—Ⅲ类中等、差储层，Ⅰ类优质储层较少。Ⅰ类储层主要沿阿拉泊—瑶镇地区、榆林地区、柳林地区、孤山地区水下分流主河道分布(橘黄色区域)，Ⅱ类储层呈南北向在全区条带状分布(黄色区域)，Ⅲ类储层分布在Ⅱ类储层外围较小区域内(灰色区域)(图11)。

表2 研究区山1段储集层储集性能表

表3 鄂尔多斯盆地东部上古生界储层综合分类评价表[24]

5 结论

(1)研究区山1段属于三角洲相沉积，以石英砂岩、岩屑石英砂岩以及岩屑砂岩为主。胶结物主要以伊利石、高岭石、硅质及碳酸盐为主，还有少量的泥铁质、绿泥石及菱铁矿等。孔隙主要为次生孔隙(粒内溶孔、粒间溶孔)、晶间孔、微裂隙。孔隙度为0.15%～16.29%，渗透率为0.002～26.16 mD，为低孔低渗致密砂岩储层。

图11 研究区山1段储层分区图

(2)研究区山1段砂岩储层孔隙度平均为5.08%，渗透率平均为0.37 mD，为低孔低渗致密砂岩储层。影响储层孔隙度的主要因素包括压实作用及填隙物的胶结作用。

(3)根据山1段砂岩储层物性、储集空间的宏观特征、微观孔隙结构特征、毛管压力曲线特征以及储层厚度、岩性等特征，按照致密砂岩储层分类标准将其划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层及Ⅳ类非储层。研究区内Ⅰ类优质储层较少，Ⅱ、Ⅲ类中等，差储层有着较大范围的分布，其余为Ⅳ类非储层。

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Classification and Evaluation of Tight Gas Sandstone Reservoirs in Shanxi Section 1, Shanxi, Eastern Ordos Basin

Shangguan Jingwen, Hu Yunbing

(StateKeyLaboratoryofContinentalDynamics/DepartmentofGeology,NorthwestUniversity,Xi'an,Shaanxi710069,China)

The Shan 1 member reservoir in the eastern Ordos Basin is one of the important layers fornatural gas development, reservoir here has strong heterogeneity and is difficult to be explored. So, making a research on reservoir characteristics and reservoir evaluation is of great significance for its exploring and developing. Petrological characteristics, pore structure characteristics, physical properity characteristics are analyzed based on thin sections, SEM, X-ray diffraction and high pressure mercury injection, and the evaluation of Shan1 member reservoir also has been discussed respectively. The results show that, the main cement of Shan 1 member reservoir in the study area is given priority to with illite, kaolinite, silica, carbonate， and also a small amount of mud, chlorite and siderite and so on. Secondary porosities are the main pore type including intragranular pore, intergranular pore, intercrystalline pore and micro fracture. The characteristics of reservoir physical property and reservoir micro pore structure, combined with previous studies, study of reservoir evaluation and classification has also been carried out. It shows that the Shan 1 member in the study area is divided in to class Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ reservoir and class IV non-reservoir. The Ⅱ, Ⅲ class reservoirs are dominant, which belong to low porosity and low permeability tight sandstone reservoir. The results of this study have guiding significance for the exploration of favorable reservoirs.

Ordos Basin; the eastern part; Shan 1 member; reservoir characteristic; reservoir evaluation

上官静雯(1990—)，女，西北大学硕士研究生，研究方向为油气成藏动力学。邮箱：shanguan3864@163.com.

TE121

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