横山地区山2段物源沉积体系及其地质意义

银 晓,曹 跃，乔向阳, 周进松, 刘 鹏

(陕西延长石油(集团)有限责任公司，陕西 西安 710075)

0 引 言

鄂尔多斯盆地古生界天然气资源丰富，对国家“西气东输”战略、带动地方经济发挥着重要作用。前人对地层、构造、沉积储层、成藏等开展过大量研究工作，主流观点为“南油北气”。随着延长油田天然气的持续勘探，近年来在盆地东南部发现了石炭系本溪组、二叠系山西组等多套含气层系，天然气地质储量超6 000×108m3[1-2]，突破了前人“南油北气”固有认识，从而揭示了盆地上古生界满盆含气的勘探前景。

横山地区位于鄂尔多斯盆地东南部，北部与榆林气田接壤，东部临近子洲气田，南部连接延安气田，研究区面积约为4 850 km2。大多数学者认为：北部榆林气田山西组山2段储集层为辫状河三角洲平原分流河道砂体，东部子洲气田为曲流河三角洲前缘水下分流河道砂体，横山地区处于2个三角洲前缘亚相的外前缘，以前三角洲细粒沉积为主，砂体不发育，不具备形成砂岩岩性气藏条件[3-4]。然而，近几年延长油田在横山地区山西组山2段多口井发现良好油气显示，研究区西部部分探井试气无阻流量突破百万立方米。揭示出目前对该区域地质认识存在严重不足，究其原因主要是对沉积体系与成藏认识不清。因此，此次研究拟开展沉积储层特征研究，重新认识天然气富集规律，以指导该区域天然气勘探部署工作。

1 沉积体系

1.1 物源分析

鄂尔多斯盆地的沉积变迁与华北板块南北两侧兴蒙海槽、秦-祁海槽演化密切相关。晚古生代早期—中期，兴蒙海洋闭合，导致华北板块北缘的太古界和下元古界以基性—中性火山岩为主的变质岩系，中元古界以石英砂岩、碳酸盐岩、页岩为主的浅变质岩和沉积岩古陆的大幅隆升，从而形成横亘盆地北缘古阴山褶皱带，发育阿拉善-古阴山物源供给区。研究区靠近盆地东北缘，据此推测区内沉积物应来自于盆地北缘阿拉善-古阴山地区。

前人对盆地北缘物源研究认为，二叠系山西组时期，研究区发育来自盆地中东部的乌审旗-靖边和盆地东北部神木-米脂两大物源沉积体系[5-7]，前者控制着榆林气田上古生界沉积，后者控制着子洲气田上古生界沉积。研究区内260余块薄片和20块重矿物资料统计结果表明：①东部与西部山2段砂岩岩石岩屑组分与重矿物组分差异明显(图1a、表1)；②岩屑组合呈现出东西分带性(图1a)，其中，西部砂岩岩屑以高变质岩、岩浆岩，少量或不含沉积岩为特征，而东部砂岩岩屑以高变质岩、沉积岩，少量或不含岩浆岩为特征；③主要稳定重矿物含量与组合平面同样呈东西区带性分布(图1b)，西部重矿物以高钛铁矿、锆石，低磁铁矿，偶见石榴子石为特征；东部重矿物以高锆石，中钛铁矿，低石榴子石为特征。据此推断，研究区西部沉积受来自盆地中东部乌审旗-靖边物源控制，东部沉积受来自盆地东北部神木-米脂物源控制。研究区东、西部物源不同，其沉积演化和储层特征必将有所差异。

1.2 沉积演化与有利区带

根据研究区86口探井测井资料与重点井岩心观察，以沉积学地质理论为指导，研究区山2段可划分出辫状河三角洲前缘水下分流河道、曲流河前缘水下分流河道、分流河道间湾和间湾沼泽等4种典型微相，编制沉积微相平面展布图(图2)，恢复研究区沉积体系(图3)。

由图2、3可知，早二叠系山西期，鄂尔多斯盆地逐渐形成以南北差异升降为主导的构造格局[8]。盆地北部伊盟隆起和阴山古陆剥蚀夷平，区内气候逐渐趋于炎热潮湿，盆地东北部广泛发育由中东部乌审旗-靖边和东部神木-米脂两大物源控制的大型湖泊三角洲沉积体系[8-9]。研究区西部受辫状河三角洲沉积体系控制，3条辫状水下分流河道南北向展布，频繁交汇，至高镇以南河道演化为2条，主河道砂地比一般为30%～50%，河道心滩发育区砂地比达60%，河道宽度一般为6～10 km，厚度一般大于10 m，心滩叠置区厚度达25 m以上。该成果与前人对榆林气田南部认识“前三角洲河道砂体不发育”差异较大[4]，分析认为与当时钻井资料有限、研究认识程度低有关。研究区东部受曲流河三角洲沉积体系控制，优势相则为分流河道间湾微相，仅一条主河道近南北向展布，局部分叉形成次级分支河道，分流河道砂地比一般为20%～40%，河道宽度一般为4～6 km，厚度一般为5～10 m，东南部老君殿区域厚度最大为13 m，该成果与前人对子洲气田认识基本一致[7]。

图1 横山地区山2段岩屑组合与重矿物组合分布特征

区域石英/%长石/%岩屑/%砂岩类型东部84.9～97.80.0～1.12.2～15.1粗—中粒石英砂岩为主,细粒石英砂岩,偶见岩屑石英砂岩西部45.0～99.00.0～1.11.0～34.0含砾粗粒、中—粗粒石英砂岩、粗粒岩屑砂岩为主,其次为中粒岩屑石英砂岩

随着海退的持续，在炎热潮湿的气候背景下，浅水缓坡型三角洲大面积暴露水上[9]，有机质丰富，水流封闭，在这种还原—弱还原环境下，河道间湾沼泽广泛发育，从而形成了山2段中上部弥漫式分布的煤系炭质泥岩与泥岩、粉砂质泥岩互层。这套煤系暗色泥岩构成了研究区上古生界主要的烃源岩，同时也形成了山2段气藏顶部重要的区域性致密盖层。研究区西部主河道及河道心滩砂体发育，与烃源岩直接接触，非常有利于油气富集；研究区东部主河道砂体发育极其有限，导致油气仅局部富集。

2 两种沉积体系的储层特征

2.1 岩石学特征

根据岩心观察和薄片鉴定，研究区山2段东部、西部储层岩石学特征差异明显。东部储层岩石类型以中—细粒石英砂岩为主，偶见石英砾岩、岩屑石英砂岩。石英含量一般为84.9%～97.8%，平均为93.3%；长石含量极低；岩屑含量为2.2%～15.1%，平均为6.1%，以变质岩和沉积岩为主。杂基以高岭石为主，少量云母及绿泥石，含量一般为0.0～5.0%，平均为2.1%。胶结物以硅质和铁白云石、铁方解石为主，一般为2.0%～18.0%，平均为8.2%。西部储层岩石类型以含砾粗粒、中—粗粒石英砂岩为主，少量中—细粒岩屑石英砂岩、岩屑砂岩(表1)。石英含量一般为45.0%～99.0%，平均为89.3%；长石含量极低；岩屑含量一般为1.0%～34.0%，平均为10.2%，以变质岩和岩浆岩为主。杂基以高岭石为主，少量云母及绿泥石，含量一般为0.0～15.0%，平均为6.8%。胶结物以硅质为主，局部见铁白云石、铁方解石，含量一般为1.0%～10.0%，平均为4.3%。

图2 横山地区山2段沉积微相平面展布

图3 横山地区山2段沉积模式

2.2 孔隙类型和成因

根据40余块铸体薄片资料，研究区山2段砂岩孔隙类型主要以残余粒间孔、粒间溶孔、晶间孔以及杂基黏土微孔为主(图4)。其中，东部以石英砂岩为主，由于强烈的压实作用，硅质胶结普遍发育，易溶性岩屑含量低，是导致储层致密的主要原因[10-11]，储层孔隙类型大多仅发育残余粒间孔，平均面孔率仅为3.8%(图4a、b、c)。西部石英砂岩、岩屑石英砂岩及岩屑砂岩均有发育，岩屑中火成岩、凝灰质等易溶组分有利于溶蚀作用的发生[10-11]，同时杂基中多见高岭石，高岭石结晶良好，松散堆积，储层微空隙发育[12]。例如常见强烈压实作用和胶结作用后的颗粒间残余粒间孔，或因碎屑与填隙物间发生溶解改造而扩大形成粒间溶孔，同时出现次生的高岭石晶间孔及颗粒间黏土杂基被酸性孔隙水作用溶蚀而成杂基溶孔，形成粒间溶孔、晶间孔、杂基溶孔组合，面孔率平均可达6.4%(图4d、e、f)。

图4 横山地区山2段部分井孔隙镜下微观特征

2.3 储层物性及孔隙结构

通过对研究区山2段240余块岩石样品实测物性数据统计发现，西部物性明显好于东部，同时渗透率与孔隙度呈正相关。其中，东部孔隙度为1.3%～10.8%，平均为4.2%；渗透率为0.049×10-3～114.800×10-3μm2，平均为5.580×10-3μm2；西部孔隙度为1.5%～14.0%，平均为7.4%；渗透率为0.020×10-3～19.130×10-3μm2，平均为0.760×10-3μm2。

通过对研究区山2段压汞资料进行统计发现(表2)，储层具有特低孔特低渗特征，喉道类型比较复杂，整体以中—细喉道为主，部分为粗喉道。其中，西部储层排驱压力为0.49～1.07 MPa，喉道中值半径为0.144～0.980 μm，喉道以中喉为主，部分粗喉道；喉道分选系数为0.086～2.110，变异系数为0.080～0.659，分选总体较好；喉道最大进汞饱和度为58.6%～88.9%，表明喉道体积较大。而东部储层排驱压力为0.83～1.53 MPa，喉道中值半径为0.020～0.615 μm，喉道以中—细喉为主；喉道分选系数为0.240～2.852，变异系数为0.087～1.970，分选总体较好；喉道最大进汞饱和度为36.4%～65.0%，表明喉道体积小。

表2 横山地区山2段砂岩储层孔隙结构参数统计

根据孔隙结构参数及压汞曲线形态，可将研究区山2段砂岩储层划分为3种类型：I类为大孔粗喉型，多见于研究区西部，偶见于东部，排驱压力低，成藏时易于天然气充注，含气饱和度高；II类为大孔细喉型，研究区东、西部均有发育，排驱压力为0.80～1.00 MPa，成藏时大部分孔隙可被天然气充注，气水关系复杂；III类为小孔细喉型，多见于研究区东部，排驱压均在1.00 MPa以上，成藏时大部分孔隙仍然保留原状地层水，含气饱和度极低。

3 地质意义

对于沉积储层与油气成藏关系，多数学者更加关注宏观储层对油气成藏的控制作用，鲜见探讨多物源控制下沉积储层发育特征、地质意义及其对勘探实践的指导。因此，该文在分析研究区沉积与储层特征基础上，从对油气成藏和勘探部署指导方面探讨其地质意义。

3.1 对油气成藏的地质意义

大量文献证实，三角洲前缘水下分流河道砂岩是三角洲相最为有效的油气储集体，控制着天然气的分布与富集程度[11-12]。然而研究区已有钻探成果证实，2种沉积体系控制下的三角洲前缘水下分流河道砂岩储集性能差异大，天然气富集程度明显相同。研究区西部发育3条辫状河三角洲前缘水下分流河道、心滩砂体，砂体多期发育、纵横叠置，厚度大，分布广。储层砂岩类型为粗—中粒石英砂岩、岩屑石英砂岩，岩屑中易溶组分含量高，储层孔隙类型包括粒间孔、溶蚀粒间孔、高岭石晶间孔及杂基溶孔等，孔隙以大孔粗喉、大孔细喉2种类型为主。成藏过程中，砂体多期叠置厚度大，为天然气聚集提供了良好储集条件，同时有利于天然气侧向运移；加之储层与烃源岩紧密接触，气藏具有广覆式富集成藏特征。

研究区东部发育曲流河三角洲前缘水下分流河道砂体，优势相为分流河道间湾微相，仅有一条主河道近南北向展布，局部形成次级分支河道。岩石类型以中—细石英砂岩为主，经历深埋后储层强烈致密化，加之成岩机械压实、胶结作用，仅存残余粒间孔及少量溶蚀孔隙，孔隙以小孔细喉为主。成藏过程中，仅局部主河道砂体厚度大、物性好，有利于天然气富集，其他区域由于砂岩厚度小，连通性差，天然气运移不畅，大部分孔隙以饱含原始地层水为主。

3.2 对勘探研究部署的指导意义

依据以上对研究区山西组山2段油气聚集因素的分析，建议东部、西部进行针对性勘探研究与部署：①深化2套物源体系认识，大量开展岩心观察和取样化验分析，完善补充相关证据；②以沉积储层地质学、流体成藏等理论为指导，应用薄片鉴定、重矿物、测井及相关测试资料，西部刻画辫状河三角洲前缘下分流河道和心滩砂体，东部刻画曲流河三角洲前缘水下分流河道砂体；③西部井位部署围绕辫状河三角洲前缘下分流河道和心滩砂体进行部署，东部井位围绕曲流河三角洲前缘水下分流河道砂体厚值区进行部署。

4 结 论

(1) 研究区山西组山2段发育2种物源沉积体系，西部物源来自于盆地中东部乌审旗-靖边混源带物源体系，发育辫状河三角洲沉积体系，主河道砂地比一般为30%～50%，河道心滩发育区砂地比达60%，河道宽度一般为6～10 km；东部物源来自于盆地东部神木-米脂物源体系，发育曲流河三角洲沉积体系。分流河道砂地比一般为20%～40%，河道宽度一般为4～6 km。

(2) 2种沉积体系储层特征差异较大，东部以中—细粒石英砂岩为主，杂基以高岭石为主，胶结物以硅质等为主，喉道以中—细喉为主，物性条件整体差。西部石英砂岩、岩屑石英砂岩及岩屑砂岩均有发育，岩屑中含岩浆岩等易容组分发育，喉道以中—粗喉为主，物性条件较好。

(3) 气藏富集与2种沉积体系控制的储层特征密切相关，西部主河道及河道心滩砂岩厚度大，物性条件好，与烃源岩直接接触，有利于气藏富集；东部仅仅主河道有利于气藏富集。建议西部井位围绕河道及河道心滩进行部署，东部围绕主河道砂岩厚值区进行部署。