鄂尔多斯盆地神木-榆林地区太原组砂岩储集层特征的分析

刘 涛

鄂尔多斯盆地神木-榆林地区太原组砂岩储集层特征的分析

刘 涛

（甘肃省地质调查院，兰州 730000）

依据对岩心、薄片分析等研究方法，对鄂尔多斯盆地东北部神木-榆林一带二叠系太原组砂岩的岩石学特点、砂岩储集层特征以及相应影响因素进行了分析，研究结果得出：该区域太原组砂岩以岩屑石英砂岩、岩屑砂岩居多，含有少量石英砂岩等；研究区储层空间主要为岩屑溶孔、长石溶孔、晶间孔等，属于低孔-低渗型的储层；成岩作用控制着储集层发育的最终形成，其中成岩过程中压实作用、胶结作用和溶解作用对储集空间有较大的影响。

太原组；储层特征；鄂尔多斯盆地

鄂尔多斯盆地是中国西北地区的一处大型沉积盆地，其中含有丰富的油气资源，经过几十年连续不懈的地质勘探开发，已成为我国最大的石油、天然气等能源产地。前人的工作主要集中在处于鄂尔多斯盆地西部的陇东、陕北中部等区域，盆地东北部由于勘探程度相对较低，具有较好资源潜力和研究价值。本文选取鄂尔多斯盆地东北部神木—榆林一带为研究区，从二叠系太原组砂岩的岩石学角度出发，通过分析储集孔隙和物性等特征，最后综合研究成岩作用对储集层的影响。

图1 研究区区域位置图及太原期古地理图（据陈安清，2007年，修改）

1 区域地质背景

鄂尔多斯盆地东缘太原组地层沉积于三角洲平原和潮坪环境，为盆地内最后一次海侵高潮时的沉积，在早二叠世太原期，由于海侵范围扩大及地壳下沉的影响，海水由东西两侧起向中央古隆起及北部侵漫，盆地内沉积相南北分带，该时期沉积相展布特点为：在平面上研究区中北部主要为一套海相浅水三角洲沉积，发育水下分流河道和支流间湾，形成网状或树枝状砂体结构，南部榆林到佳县主要为一套碳酸盐岩潮坪相和碎屑岩潮坪相沉积，发育少量的潮道砂体及潮下砂坝沉积，剖面上表现为陆源碎屑岩、煤层与浅海相灰岩交互出现的岩性组合。

太原组其顶底界分别与下二叠统山西组、上石炭统本溪组呈稳定的整合接触关系（采用长庆油田勘探开发研究院地层划分方案）。依据研究区太原期古地理展布图（图1），发现太原组地层中砂体位于神木以东邻近山西省的区域，砂体厚度超过30m，而在榆林以南厚度已少于10m，总体呈现北东厚、西南薄，自东向西逐渐变薄的趋势。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

依据对254个薄片的岩矿鉴定分析：研究区二叠系太原组砂岩以岩屑石英砂岩居多(约占76%)，其余大多为岩屑砂岩(占20%)，石英砂岩很少，仅有10个，占4%（如图2、3），总体上来看，岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为太原组主要的岩石类型。

图2 研究区太原组砂岩类型三角投点图

（参照曾允孚砂岩分类方案）

图3 研究区太原组砂岩类型数据分布图

岩石矿物组分方面，石英含量普遍较高，约占85%～96%，平均为81.8%；岩屑含量约占14.5%～32%，其中以变质岩岩屑为主，其次为岩浆岩岩屑，沉积岩岩屑很少出现；研究区长石含量很少，平均含量为6%，部分样品中未见有长石，进而可以看出整个研究区的砂岩成分成熟度（Q/F+R）较高。

砂岩中的填隙物占岩石含量的7.5%～14%，其中杂基占8.73%，相对整个鄂尔多斯盆地上古生界储层砂岩中杂基含量偏高1.6%，主要构成组分为泥质（以自生粘土矿物为主），另有一定数量的水云母、凝灰质等。胶结物主要为碳酸盐，其中铁白云石胶结为主，铁方解石次之。此外硅质胶结物占一定比例，主要出现在石英砂岩中，胶结类型以孔隙式胶结为主。

研究区砂岩的粒级以中—粗砂居多，平均粒径为0.76mm，最大粒径超过2mm，，碎屑颗粒分选性较好，磨圆度中等，以次棱～次圆为主，颗粒接触类型为线接触、凹凸接触，偶见点接触关系，总体上太原组砂岩结构成熟度高。

2.2 储集空间特征

经过显微镜和扫描电镜观察，研究区下二叠统太原组砂岩面孔率约3.05%，储集空间中原生孔隙非常少见，仅出现在石英砂岩中矿物碎屑之间，经由胶结交代改造等后保存下的残余粒间孔，呈三角状产出（图版3）。

绝大多数孔隙为次生孔隙，约占97%以上，主要类型为岩屑溶孔、杂基溶孔、晶间孔、粒间溶孔以及长石溶孔等。其中岩屑溶孔约占岩石储集空间的73%，杂基溶孔为9%，晶间孔为6%，粒间溶孔为5%，长石溶孔为4%，具体描述如下：

1）岩屑溶孔：在镜下观测较为普遍，岩屑中各种不稳定组分（如基性火山岩碎屑）在成岩阶段受到有机酸介入，被溶蚀改造后形成孔径很小的微孔（图版4）。

图版1：岩屑被压实发生塑形变形，邻近可见有长石溶蚀孔间孔隙

图版2.碳酸盐胶结物充填交代现象

图版3.碎屑颗粒之间，出现在胶结物中间残余粒间孔隙

图版4.火山岩岩屑被局部溶解形成岩屑溶蚀孔

图版5.长石局部被溶蚀

图版6.出现在颗粒之间的各种次生溶蚀孔

2）杂基溶孔：主要为杂基中泥质成分发生伊利石化及部分云母溶蚀后形成的孔隙。

3）晶间孔：高岭石和伊利石等自生粘土矿物为主的细小颗粒之间晶间孔隙。镜下主要分布在岩屑及长石碎屑等附近可见有自生伊利石和高岭石的晶间孔。

4）粒间溶孔：主要是成岩后期阶段，成岩流体对部分碎屑颗粒间的可溶组分（如杂基、自生粘土矿物及部分碳酸盐胶结物等）溶蚀后形成了次生粒间溶蚀孔（图版6）。

5）长石溶孔：观察发现长石碎屑很少，几乎可见的长石均有不同程度的溶蚀，从而形成长石中溶孔及铸模孔（图版1、5）。

3 储层物性特征

依据收集研究区中不同区域的372个样品的物性资料统计分析可得，太原组砂岩的孔隙度在0.04%～14.56%之间，平均孔隙度为5.21%；渗透率在0.0015×10-3～34.15×10-3μm2之间，平均渗透率为0.631×10- 3μm2；参照中华人民共和国石油天然气行业标准可以得出，该区域太原组砂岩具有很低的孔隙度和渗透率的特点，已属于致密砂岩储层（图4）。

根据孔渗相互关系图可见，研究区太原组砂岩储层的孔隙度和渗透率的相关性较好，呈现正相关性，渗透率变化主要受孔隙发育程度控制，即随着孔隙度的增大，渗透率相应有增大趋势（图5）。

4 成岩作用对储集层的影响

通过以上岩石学特征具体分析，推断影响研究区太原组组砂岩储集层主要是成岩作用，其对岩石碎屑颗粒之间孔隙变化有决定性影响，其中成岩早期的机械压实作用、中期阶段的胶结作用导致砂岩中孔隙减少，而成岩中后期伴随成岩流体的进入，有机酸对岩屑、长石等的溶蚀，以及自生粘土矿物的形成在一定程度上扩大了孔隙空间，对砂岩储集层有积极改善的作用。

4.1 压实作用

鄂尔多斯盆地东北部太原组砂岩埋深在2 000~3 500m之间，显微镜下观察岩石薄片过程中发现，岩石碎屑颗粒排列紧密，颗粒的接触类型多以线-凹凸接触为主，矿物组分中云母、泥岩岩屑等塑性颗粒被压挤变形（图版1），局部可见岩屑经破碎后呈假杂基充填颗粒间，长石或溶解后的残余长石脆性碎裂等现象。沉积期产生的原生孔隙在强烈的压实作用下基本上不复存在，同样对于成岩后期的次生孔隙孔隙具有破坏性作用，是研究区储层砂岩孔隙减小、渗透率降低的主要因素。

4.2 胶结作用

研究区中胶结物含量较高，同时胶结作用较为普遍，主要的胶结作用类型有碳酸盐胶结、硅质胶结以及少量的自生粘土矿物胶结等。

图4 研究区太原组砂岩的孔隙度、渗透率频率分布图

图5 研究区太原组砂岩的孔渗相互关系图

1）碳酸盐胶结主要表现为铁白云石、方解石在成岩早期对原生粒间孔隙胶结（图版2），具有较强的破坏性作用；

2）硅质胶结主要以石英次生加大的形式出现，局部以自生微晶石英的形式分散充填在孔隙中，成岩早期的石英次生加大对岩石碎屑的骨架结构起到加固的作用，一定程度抵制压实作用造成的破坏，保护了很少量的原生粒间孔隙，另一方面胶结充填必然导致了孔隙的整体空间变小。

3）在成岩后期出现的自生粘土矿物，主要是自生伊利石和高岭石，其中自生高岭石来自于长石的溶解，极易形成晶间孔隙，同时发育蠕虫状高岭石的伊利石化，自生伊利石的沉淀对于邻近的次生孔隙具有保护性的作用。

综合分析岩石中的成岩期胶结物填充原生孔隙和次生孔隙，使得储集空间大量减少，自生粘土矿物的胶结填充过程中形成少量的次生孔隙，总体上对油气储集具有较为不利的影响。

4.3 压实作用与胶结作用对储集空间的影响评价

通过假定研究区太原组砂岩的初始孔隙度为40%，随机选取151个砂岩样品，分析其中负胶结物孔隙度与胶结物含量关系，依据投点图（图6）可以看出：

1）样品投点集中于在面孔率0~10%这个区间。

2）投点大多位于图形左下方区域中，成岩早期的机械压实作用造成储集空间体积的大量减少，相对与之后的胶结作用，其对孔隙的破坏程度更大。

4.3 溶解作用

溶解作用主要表现在颗粒碎屑（长石、不稳定岩屑）和填隙物（部分杂基，自生粘土矿物）等发生溶解现象，溶解作用在成岩中后期形成了的较多次生孔隙，是砂岩中储集空间的最重要的组成部分，对储层的发育具有建设性作用。

图6 负胶结物孔隙度与胶结物含量关系图

溶解作用涉及砂岩整个成岩过程，在早成岩阶段中，由于近地表成岩环境，大气水进入早期煤系地层，通过物质交换，酸性水由压力上移进入砂体中，对长石等铝硅酸盐矿物等不稳定的岩石组分进行溶解作用下形成溶蚀孔隙，同时自生高岭石的产出伴随着出现晶间孔隙。

在成岩阶段中晚期，随着埋藏深度加大，温度升高，临近泥岩，煤系地层演变过程中所产生的酸性流体、有机酸和烃类流体等进一步进行溶解作用，镜下薄片观察长石铸模孔、高岩屑溶孔等，可以推断出这个阶段溶解作用强度很大，同时也说明溶解作用对储层砂体的改造具有实质性的积极作用，可以使得砂体孔隙体积有效增大，同时有效的改善储层砂体的渗流性。

5 结论

通过对鄂尔多斯盆地东北部神木-榆林一带二叠系太原组砂岩的岩石学特征、孔隙空间特征、物性特征、成岩作用对储层发育的影响进行综合分析，得出如下结论：

1）研究区二叠系太原组砂岩储层主要为岩屑砂岩和岩屑石英砂岩，同时存在少量石英砂岩；碎屑颗粒成分成熟度较高，结构成熟度好。填隙物中主要为自生粘土矿物、碳酸盐矿物和杂基等物质。

2）该区域太原组砂岩组属于低孔-低渗型储层，其中孔隙度与渗透率相关性较好。储集空间主要为次生孔隙，主要包括岩屑溶孔、粒间溶孔、晶间孔隙及长石溶孔等。

3）成岩作用是控制储层特征的主要因素，其中压实作用对储层发育具有很强破坏性；而胶结作用进一步压缩储集空间。溶解作用在成岩晚期阶段对砂体改造形成大量的次生溶孔，提高了储层砂体整体的孔隙空间和渗流性能。

[1] 长庆石油地质编写组．中国石油地质志—长庆油田，卷121[M]．北京：石油工业出版社，1992．

[2] 陈冬霞，等．鄂尔多斯盆地佳县—子洲地区上古生界储层特征[J]．古地理学报，2002．4(3)：93-100．

[3] 何自新，等．鄂尔多斯盆地上古生界储层图册[M]．石油工业出版社，2004．

[4] 陈安清．鄂尔多斯盆地北东部下石盒子组层序地层与储集砂体特征[D]．成都：成都理工大学，2007．

[5] 陈洪德，等．鄂尔多斯地区晚古生代沉积层序地层学与盆地构造演化研究[J]．成都理工学院学报，2001，21(3)：

[6] 黄思静，等．鄂尔多斯盆地东部太原组碎屑岩中自生伊利石形成机制及其对储层形成的影响[J]．矿物岩石，2009，29(4)：25-31．

[7] 冯文立，等．鄂尔多斯盆地东北部太原组砂岩储层特征[J]．岩性油气藏，2009，21(1)：89-93．

[8] 王庆东．鄂尔多斯盆地东北部太原组储层砂岩岩石学特征及对储层质量的影响[D]．成都理工大学硕士学位论文，2008：5-54．

Characteristics of Sandstone Reservoir of the Taiyuan Formation in the Shenmu-Yulin Area, Ordos Basin

LIU Tao

(Gansu Institute of Geological Survey, Lanzhou 730000)

Petrological study indicates that sandstone reservoir of the Taiyuan Formation in the Shenmu-Yulin area, Ordos Basin is composed of lithic quartz sandstone, lithic sandstone and a small amount of quartz sandstone and the reservoir space is mainly composed of clastic dissolved pore, feldspar dissolved pore and intercrystalline pore and belongs to low porosity-low permeability reservoir. The reservoir development was controlled by diagenesis. Compaction, cementation and dissolution had great influence on the reservoir space.

Taiyuan Formation; sandstone reservoir; Ordos basin

2019-11-15

刘涛（1984-），男，甘肃天水人，工程师，研究方向：沉积地质学

P581

A

1006-0995（2020）04-0576-05

10.3969/j.issn.1006-0995.2020.04.010