东胜气田新召东盒1段储层特征及物性影响因素

荀小全

（中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南 郑州 450006）

0 引言

鄂尔多斯盆地天然气资源丰富，勘探领域广阔，含气层系多、面积大，特别是二叠系下石盒子组盒1段砂岩全盆地广覆式分布，砂体纵向相互叠置，横向复合连片，最大厚度可超过50 m，形成了“大面积富砂”的沉积特征［1］。新召东地区是东胜气田继锦58井区后最具潜力的天然气开发目标区，目前已经成为主要的天然气上产阵地。其下石盒子组盒1段储层较厚，含气性好，气井测试产能较高，是主要的建产层位。根据已有的研究显示，该区盒1段气藏类型以岩性气藏为主，但前人对研究区盒1段气藏储层尚无详细的论述，且该气藏储层结构致密、非均质性强，储层特征复杂。因此，分析储层特征及其发育的控制因素是认识气藏的关键因素之一，可以为该气藏储层精细描述与评价提供基础，也是进一步有效开发气藏的关键。为此笔者通过钻井取心薄片、物性、压汞等分析化验数据分析开展沉积和储层特征研究，明确盒1段砂岩储层特征和储层物性影响因素，以期为储层评价和气藏分析提供地质依据，进一步支撑东胜气田新召东盒1段气藏有效开发。

1 区域地质构造与沉积特征

东胜气田新召东区块位于鄂尔多斯盆地的伊陕斜坡与天环向斜结合部，（西）北部公卡汉凸起具有长期性、继承性隆升发育的特点，奠定了新召东中元古代—古生代的区域构造格局，使该地区整体表现为北高南低、东高西低的特征，区域沉积状况受区域构造格局的控制和影响，上古生界主要为自北而南具充填性质的冲积平原—辫状河沉积［2-4］。因此，上古生界地层厚度呈东厚西薄、南厚北薄的特点，厚度介于300～700 m。受构造活动性较强的影响，新召东断裂构造相对较发育，发育呈近东西向南倾的三眼井断裂带，平面上东西延伸近50 km，断距变化大，纵向上呈上大下小，横向上呈中段大，向东、向西逐渐减小的特征，纵向上断开层位较多，为一条多期活动的断层。

鄂尔多斯盆地是一个多旋回演化、多沉积类型的大型沉积盆地，东胜气田新召东位于盆地北部，在早二叠世下石盒子期，气候由温暖潮湿变为干旱炎热，北部阴山物源区快速隆升，陆源碎屑物质供给极为充足，从而形成一套灰白—黄绿色的陆源碎屑沉积［5-6］。研究表明盒1段为冲积平原辫状河沉积，沉积物源主要来自北部的阴山古陆，主要发育辫流水道、心滩、河漫等沉积微相，岩石类型主体为一套砂砾岩、含砾粗砂岩夹细砂岩、粉砂岩所组成，形成的砂体具有纵向厚度大、分布广的特征。其中心滩发育含砾粗砂岩，物性及含气性好，为有利储层。其纵向辫状河道砂体较发育，连续性较好，砂体厚度介于14～29 m。平面上自西向东主要发育5条辫状河道，叠置河道宽度介于2.6～4.5 km（图1）。

图1 新召东盒1段沉积相图

2 储层特征

依据岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、物性测试、压汞曲线等化验分析资料，从岩石学、物性特征、储集空间类型与孔隙结构特征等方面分析，明确新召东盒1段储层特征。

2.1 岩石学与物性特征

根据岩心及薄片资料鉴定结果，盒1段砂岩以含砾粗砂岩、粗砂岩、中砂岩为主。颗粒组分主要为石英类，其次为岩屑，长石含量较少，岩性以岩屑石英砂岩为主（图2），占比达64.8%，其次为石英砂岩，占比为22.2%，含少量岩屑砂岩。碎屑中石英类含量介于61%～94%，平均含量为82%，石英类以石英为主，含少量燧石；岩屑含量介于5.0%～36.0%，平均含量为14.5%，岩屑成分主要为沉积岩和变质岩，火成岩岩屑相对较少；长石含量相对较低，介于0～19.8%，平均含量为3.3%。

图2 岩石类型三角图

盒1段储层砂岩填隙物中杂基主要为黏土矿物，胶结物主要为方解石、硅质和黏土质。砂岩颗粒分选以中等为主；磨圆度以次圆状—次棱角状为主；碎屑间以线状接触为主，少量呈凹凸状和点状接触；胶结类型以孔隙式胶结为主，少量基底式和镶嵌式胶结。

岩心物性测试化验分析资料表明，新召东储层砂岩孔隙度介于5.0%～16.9%，平均孔隙度为8.6%，主要集中在6.0%～12.0%；渗透率介于0.15～2.35 mD，平均渗透率为0.69 mD，主要集中在0.30～0.90 mD，整体储层物性较差。根据碎屑岩储层类型划分标准，新召东盒1段砂岩储层属于低孔隙度—特低孔隙度、特低渗透率—超低渗透率型储层［7-8］。

2.2 储集空间类型与孔隙结构特征

根据铸体薄片、扫描电镜等资料，盒1段主要孔隙类型有粒间溶孔、粒内溶孔、粒间孔、晶间微孔，发育少量微裂缝（图3）。其中粒间孔为原生孔隙，是在沉积作用时碎屑颗粒之间经机械压实和胶结作用后剩余的原生粒间孔隙；粒间溶孔、粒内溶孔、晶间微孔、微裂缝为次生孔隙，粒间溶孔、粒内溶孔受溶蚀作用产生，晶间微孔主要为自生黏土矿物，如高岭石晶体间形成的晶间微孔隙，微裂缝主要受构造作用形成，可能与三眼井断裂的形成和演化相关。

图3 新召东盒1段主要孔隙类型铸体薄片图

砂岩储层面孔率介于3.0%～14.0%，平均面孔率为6.9%。粒内溶孔和粒间溶孔的面孔率平均值为2.88%，粒间孔的面孔率平均值为2.39%，黏土矿物晶间微孔的面孔率为1.20%，微裂缝的面孔率为0.66%。

通过最常用的毛细管压力法研究盒1段储层砂岩孔喉特征［9-10］，实验数据分析表明盒1段砂岩的排驱压力介于0.02～2.00 MPa，中值压力介于2～35 MPa，平均孔喉半径为0.231μm，中值孔喉半径为0.082μm，最大喉道半径为1.96μm，分选系数为0.53。盒1段储集岩的孔隙以中细孔为主，喉道主要为中—小喉，孔喉组合主要为中细孔—中小喉，孔喉结构复杂，非均质性强［11-12］。

3 储层物性影响因素

砂岩储层物性主要受到前期沉积作用和后期成岩作用的影响，沉积特征不同，砂岩的岩石类型、粒度、分选等亦不相同，导致成岩演化存在差异，最终造成储集性能的不同。

3.1 沉积作用

3.1.1 沉积微相

新召东盒1段主要为辫状河沉积相，河流经常分叉改道，分支河道相互交织。辫状河沉积主要发育辫流水道、心滩和河漫沉积，其中心滩微相水动力强，沉积物粒度较大、泥质含量低，主要发育含砾粗砂岩。辫流水道为水动力稍弱时的充填沉积，主要发育中砂岩，而河道边部或者河漫沉积部位以细粒砂岩、泥质为主。岩石粒度越粗，抗压能力越强，原生孔隙越容易保存。根据粒度与物性的关系分析可知，粒度越大、物性越好，含砾粗砂岩孔隙度介于6.0%～14.1%，渗透率介于0.25～2.22 mD，中砂岩孔隙度介于4.8%～10.0%，细砂岩孔隙度介于4.0%～6.5%。通过统计分析可知，储层物性与岩石粒度存在明显的正相关关系，其中含砾粗砂岩物性相对较好，为主要储层，中砂岩物性较差，细砂岩物性最差。

3.1.2 岩石成分和结构

综上所述，由于ER的表达与临床激素治疗效果存在相关性，因此宫腔粘连患者在宫腔镜术后可以先检测ER的表达，从而制定个性化激素治疗方案，以提高临床治疗效果。

岩石碎屑组分中石英、长石、岩屑含量的不同使其承受地层压力以及遭受溶蚀的能力不同，从而导致原生孔隙的破坏和次生孔隙产生能力不同，进而影响储层的储集性能［13-14］。石英含量高，岩石抗压实能力强，有利于原生孔隙保存，因此物性较好。新召东盒1段砂岩以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主，受石英抗压实作用影响，原生粒间孔隙发育，其面孔率为2.39%，占总面孔率的34.8%。

3.2 成岩作用

碎屑岩的成岩作用是指碎屑沉积物在沉积之后到变质之前所发生的各种物理、化学及生物的变化，其主要影响岩石的孔隙类型、孔隙结构、渗流能力等储层特征。成岩作用分为破坏性成岩作用和建设性成岩作用两种［15］。

3.2.1 破坏性成岩作用

机械压实作用是沉积物在上覆地层的重力及静水压力作用下发生水分排出，碎屑颗粒排列紧密而使孔隙体积缩小、孔隙度降低、渗透性变差的成岩作用，是使岩石向着致密化方向发展的主要因素之一。新召东盒1段气藏地层埋藏深度普遍在3 500～3 600 m，历史埋深可超过4 000 m。根据显微镜下薄片观察显示，盒1段砂岩颗粒接触关系以线接触、凹凸接触为主。根据Lundegard公式计算所得该区的压实作用造成原生粒间孔隙度的损失一般介于20%～25%，保留下来的原生粒间孔隙度介于10%～15%。因此压实作用是造成研究区砂岩孔隙度降低的主要因素。

胶结作用是使储层孔隙度降低的重要因素。新召东盒1段砂岩储层胶结物分布较广，成分主要为方解石、含铁方解石、硅质、环边绿泥石、高岭石自生黏土矿物等（图4），其中对碎屑颗粒起胶结作用的主要为方解石、高岭石、硅质。胶结物含量的高低直接影响储层物性，尤其是在胶结物含量大于5%的情况下，孔隙度、渗透率值下降幅度明显增大［16］。

3.2.2 建设性成岩作用

建设性成岩作用是增加砂体孔渗性的成岩作用，新召东盒1段主要为溶解作用、裂缝作用。溶解作用是一种化学作用，它通过化学溶解提高砂岩的孔渗性；裂缝作用是一种物理作用，它通过机械破裂作用提高砂岩的孔渗性，尤其是砂岩的渗透性。研究区内三眼井大断裂发育，断裂带规模大，表明该区具备形成微裂缝的有利条件。

溶蚀作用是产生次生溶蚀孔隙使储集层孔隙结构得到改善的一种重要作用［17］。铸体薄片鉴定结果表明，该地区盒1段砂岩的孔隙类型主要为粒间溶孔、粒内溶孔、粒间孔、微孔隙（图4）。从统计面孔率可知，粒间溶孔、粒内溶孔的面孔率平均值达到2.88%，显示溶蚀作用发育。随着盆地边缘造山作用的影响，岩石遭受强烈挤压形成的裂缝也是一种建设性成岩作用，其不能增加储集空间，但能提高渗透性能，起到改善储层物性的作用。

图4 新召东盒1段常见破坏性与建设性成岩作用图

3.2.3 孔隙度演化过程

东胜气田盒1段砂岩孔隙度演化主要受压实作用、胶结作用和溶蚀作用的影响，其中压实作用和胶结作用使岩石孔隙度降低，而溶蚀作用则可以改善储层物性。根据Beard和Lundegard等人建立的孔隙度演化定量模型，结合成岩演化序列分析，进行新召东盒1段储层孔隙度演化史模拟［18-19］。分析表明，盒1段致密储层原始孔隙度平均值为34%，为特高孔隙度、特高渗透率储层。在沉积期，随着地层不断沉积，埋藏加深，早期压实作用强烈，孔隙度快速降低至10%～15%。在埋深期，随着煤系地层有机质成熟与大量有机酸的排出，进入储层后可发生溶蚀作用，使孔隙度增加1%～5%，部分早期形成的方解石胶结物也可被溶蚀。后期经持续压实作用和早期胶结作用，孔隙度持续降低至8%（图5）。在白垩纪晚期，随着构造运动和地层抬升，受溶蚀作用及构造破裂作用，储层物性有所改善。

图5 新召东盒1段气藏孔隙度演化图

4 结论

1）新召东盒1段为辫状河沉积，储集岩碎屑颗粒组成中石英、岩屑含量较高，长石含量低，岩性以中粗粒岩屑石英砂岩为主；砂岩填隙物中以泥质杂基和方解石、硅质、自生黏土等胶结物为主，含少量白云石、铁质胶结物。

2）新召东盒1段砂岩储层属于低孔隙度—特低孔隙度、特低渗透率—超低渗透率型；孔隙类型以粒间溶孔、粒内溶孔、原生粒间孔为主，其次是黏土矿物晶间微孔、裂缝等；从毛细管压力曲线上看，喉道排驱压力、中值压力较高，以中—小喉为主。

3）储层物性受控于沉积微相及成岩作用，心滩微相中发育的含砾中粗岩屑石英砂岩为最有利的储集岩相，较高的石英含量能够缓解压实作用带来的不利影响，碎屑颗粒较粗的储集岩粒间孔隙更加发育，也为酸性流体的溶蚀作用提供了更大的空间和场所；机械压实和胶结作用是储层孔隙度降低的主要因素，溶解、溶蚀作用可使孔隙度增加1%～5%，裂缝可进一步提高储层的渗透率。