苏里格气田西部主要含气层段储层特征

谢庆宾，谭欣雨，2，高霞，梁新平，赖长洁，王志芳

（1.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京102249；2.中国石化中原油田分公司采油五厂，河南濮阳457001；3.中国石油勘探开发研究院，北京100083）

苏里格气田西部主要含气层段储层特征

谢庆宾1，谭欣雨1，2，高霞3，梁新平1，赖长洁1，王志芳1

（1.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京102249；2.中国石化中原油田分公司采油五厂，河南濮阳457001；3.中国石油勘探开发研究院，北京100083）

苏里格气田西部储层主要发育于二叠系下石盒子组盒8段及山西组山1段，其中山1段为网状河沉积，盒8下亚段为辫状河沉积，至盒8上亚段演变为曲流河和网状河沉积。研究区主要含气层段储层岩石类型主要为岩屑砂岩和岩屑质石英砂岩，含有少量石英砂岩，具有成分成熟度低的特征。储层孔隙空间常以组合形式出现，以岩屑溶孔和晶间孔为主，含少量的原生粒间孔。储层孔隙结构具有孔喉小、排驱压力高和主贡献喉道小的特征，平均孔隙度为6.23%，平均渗透率为0.4 mD，为低孔、低渗储层。成岩作用研究认为，盒8段和山1段储层目前均处于中成岩阶段B亚期，储层物性主要受沉积微相的控制以及成岩作用的影响，非均质性明显。

沉积微相；成岩作用；储层特征；盒8段；山1段；鄂尔多斯盆地

0 引言

油气勘探与开发正从常规油气向非常规油气跨越［1］，低孔、低渗砂岩气储量居非常规天然气储量之首［2］。鄂尔多斯盆地苏里格气田主要含气储层具有典型的低孔、低渗特征［3-11］，加强低孔、低渗储层特征的认识，了解低孔、低渗储层的形成机理具有重要意义［12-14］。低孔、低渗储层的形成主要受沉积作用的控制及成岩作用和构造作用的影响［15］。沉积作用是形成低渗透储层的最基本因素，它决定了后期成岩作用的类型和强度［13］，成岩作用在砂岩埋藏过程中对其孔渗性的改造起着关键作用［16-17］。成岩作用是一个十分复杂的地球化学过程［18］，受砂岩的物质成分、结构、成岩环境和构造演化等多种因素影响。此外，成岩作用过程中形成的黏土膜、微晶石英膜、超孔隙流体压力及烃类侵入等对孔隙的保存均起到一定的作用。因此，研究沉积环境变化和成岩作用过程对揭示低孔、低渗储层特征及其演化均具有十分重要的意义。

苏里格气田横跨鄂尔多斯盆地伊陕斜坡、伊盟隆起及天环坳陷3个构造单元，勘探面积约3.6万km2，天然气资源丰富（图1）。研究区总体构造特征为北东—南西向倾斜的平缓单斜构造。区内断层和隆起构造均不发育，仅在宽缓的斜坡上存在多排北东走向、向南西倾覆的低缓鼻隆，构造幅度较小，平均为3.84 m/km。

苏里格气田为上古生界和下古生界共2套含气层系叠合发育区，大型陆相沉积环境变化快，地层非均质性严重。上古生界发育石炭系本溪组、二叠系山西组、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组。其中下石盒子组盒8段及山西组山1段均为主力含气层段，由多个单砂体横向复合叠置而成，属低孔、低渗、低丰度的大型岩性气藏。储层岩性主要为灰白色含泥中—粗粒岩屑质石英砂岩和灰白色中—粗粒岩屑砂岩。由于上古生界储层经历了漫长的成岩作用，原生孔隙遭受破坏，成岩作用形成的残余粒间孔、次生溶孔以及高岭石晶间孔构成了上古生界低孔、低渗砂岩储集体系。研究区储层孔隙度多数＜12%，渗透率＜0.9 mD，充分反映了低孔、低渗的储层特征。该区储层埋藏深（约3 400 m），厚度相对较薄（单层厚度2～5 m），夹层发育，气层厚度薄，横向变化快，纵向连通性差，气层厚度与储层厚度相关性差，储层描述与评价难度均较大［19-20］。

笔者以沉积岩石学和储层地质学理论为指导，在观察18口钻井岩心的基础上，利用铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、物性和毛管压力等分析测试资料，对苏里格气田西部二叠系盒8段和山1段砂岩储层进行岩石学特征、成岩作用及成岩序列、储层微观结构特征、物性特征和储层非均质性等方面进行研究，并结合构造背景和沉积环境分析储层孔隙演化及储层发育的控制和影响因素，揭示主要含气层段低孔、低渗储层的形成机理。

1 低孔、低渗储层特征

1.1 沉积相特征

苏里格气田西部储层主要发育于下石盒子组盒8段及山西组山1段。岩心分析表明，山1段为网状河沉积，盒8下亚段为辫状河沉积，至盒8上亚段演变为曲流河和网状河沉积（图2）。

山1段网状河沉积发育二元结构，最底部为冲刷面的河床滞留沉积，下部为边滩或心滩沉积，上部为堤岸、河漫或湿地沉积。底部河床滞留沉积以砾岩和中—粗砂岩为主，砾岩砾石成分复杂，呈透镜状断续定向分布，沉积厚度为0.1～0.3 m，常见泥砾，发育冲刷面、块状及槽状交错层理；下部边滩或心滩沉积主要由砾岩与砂岩组成，粉砂岩极少，发育大型槽状及板状交错层理，向上粒度变细，交错层理规模变小，具有典型的正韵律结构；砂、泥交互组成的天然堤下部砂岩中发育小型波状交错层理及沙纹层理，上部泥岩则发育水平纹层；决口扇或废弃河道沉积主要由细砂岩与粉砂岩组成，具小型交错层理、波状层理及水平层理；河漫或湿地沉积主要由粉砂质泥岩夹粉砂岩和炭质泥岩组成，普遍发育沙纹层理和水平层理，产丰富的植物化石，生物扰动构造较多［21］，表现为典型的“泥包砂”特征（参见图2）。

盒8下亚段辫状河二元结构底部粗粒沉积发育良好，不发育河漫滩沉积，垂向上常呈不完整旋回。在河道底部冲刷面之上，发育大型槽状交错层理的含砾粗砂岩或粗砂岩，常包括河道滞留沉积；在河道上部为大型板状交错层理的河道砂坝沉积，顶部的细粒沉积厚度小甚至不发育，表现为典型的“砂包泥”特征（参见图2）。

盒8上亚段在盒8上2小层由辫状河过渡为曲流河，最终在盒8上1小层过渡为网状河沉积。盒8上亚段下部粗粒沉积物厚度明显小于上部细粒沉积物厚度，可见中—大型槽状和板状交错层理，间或出现平行层理。可见小型波状交错层理及小型槽状交错层理（参见图2）。

1.2 岩石学特征

根据苏里格气田西部下石盒子组盒8段及山西组山1段18口钻井岩心描述和348个普通薄片镜下鉴定分析，认为该区岩石类型主要为岩屑砂岩和岩屑质石英砂岩，含有少量的石英砂岩。其中盒8上亚段和盒8下亚段岩石类型以岩屑质石英砂岩为主，岩屑砂岩次之，石英砂岩较少；山1段的主要岩石类型为岩屑质石英砂岩和岩屑砂岩，未见石英砂岩（图3）。

图2 苏里格气田西部苏373井层序地层及岩心综合分析Fig.2Sequence stratigraphy and core analysis of Su 373 well in the western Sulige Gas Field

图3 苏里格气田西部主要含气层段砂岩储层成分三角图Ⅰ.石英砂岩；Ⅱ.长石石英砂岩；Ⅲ.岩屑石英砂岩；Ⅳ.长石砂岩Ⅴ.岩屑长石砂岩；Ⅵ.长石岩屑砂岩；Ⅶ.岩屑砂岩Fig.3Triangular diagram of sandstone composition in the major gas-bearing reservoirs in the western Sulige Gas Field

该区储层具有石英和岩屑含量均高、长石含量低的特征，成分成熟度中等偏低。长石含量普遍很低，大多数样品（92.24%）不含长石，只有7.76%的样品长石体积分数为0.50%～5.71%。岩屑组分复杂，以变质石英岩、千枚岩和变质砂岩岩屑为主；其次为喷出岩和隐晶岩等岩浆岩岩屑，少量云母；泥岩和粉砂岩岩屑较少。部分塑性岩屑受挤压变形，泥岩岩屑呈假杂基状，同时大多数泥岩岩屑有高岭石化或较强溶蚀现象。

研究区主力含气层段砂岩粒径为0.25～2.05mm，主要为粗砂岩（62.5%），其次为极粗砂岩（20.9%）和中砂岩（15.8%），还有少量的石英质细砾岩（0.8%）。砂岩颗粒分选以中等偏好为主，部分样品分选较好；磨圆度为次棱角状、次棱角—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，说明砂岩受压实作用改造明显，压实作用较强。平面上，岩石的成分和结构成熟度均呈现为由北向南逐渐变好的趋势。

1.3 物性特征

根据研究区51口井测井解释和743个砂岩样品物性数据分析，认为研究区主力含气层段孔隙度为1.30%～15.34%，主要分布于4%～10%，分布频率为82%，平均孔隙度为6.23%。渗透率为0.01～3.14 mD，主要分布于0.1～0.5 mD，分布频率为61%，平均渗透率为0.4 mD。因此，储层具有明显的低孔、低渗特征。

1.4 储层孔隙类型及孔隙结构

苏里格气田西部主要含气层段砂岩储层的孔隙类型主要为原生粒间孔、晶间孔、粒内溶孔和粒间溶孔，偶见超大孔和微裂缝（图版Ⅰ）。晶间孔、粒内溶孔和粒间溶孔均较发育，对孔隙度贡献均较大；破裂缝在研究区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；原生粒间孔在成岩过程中多被充填或改造，在研究区零星分布。

综合岩石铸体薄片与毛管压力曲线资料，将苏里格气田西部盒8段和山1段砂岩储层孔隙结构划分为3种类型。Ⅰ类毛管压力曲线平台明显，孔喉分选好，粗歪度，分选中等—好，门槛压力＜0.5 MPa，中值压力＜2.0 MPa，中值半径＞0.5 μm，最大进汞饱和度＞90%，退汞效率＞40%。Ⅱ类毛管压力曲线平台较明显，孔喉分选好，略粗歪度，门槛压力为0.5～1.0 MPa，中值压力为2.0～10.0 MPa，孔喉中值半径为0.2～0.5 μm，最大进汞饱和度为80%～90%，退汞效率＞40%。Ⅲ类毛管压力曲线平台不明显，孔喉分选较差，细歪度，门槛压力＞1.0 MPa，中值压力＞10 MPa，孔喉中值半径＜0.2 μm，最大进汞饱和度＜80%，退汞效率＜40%（图4）。

图4 苏里格气田西部盒8段和山1段储层3种压汞曲线类型Fig.4Three types of mercury injection pressure curves of He 8 member and Shan 1 member in the western Sulige Gas Field

1.5 成岩作用及特征

根据岩石薄片分析，认为苏里格气田西部盒8段和山1段成岩作用包括压实作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作用和破裂作用，其中前3种成岩作用对储层物性影响均较大。

1.5.1 压实作用

研究区主力含气层段储层埋深较大（3 347.5～3 805.0 m），压实作用强，碎屑颗粒多呈点接触和线接触，在石英砂岩和含较多塑性碎屑的砂岩中，颗粒多为线接触。受压实作用影响，塑性颗粒表现为塑性变形、扭曲强烈及假杂基化而充填于粒间，部分颗粒之间为凹凸接触和缝合线接触（图版Ⅱ-1～Ⅱ-2），致使粒间孔减少。

1.5.2 胶结作用

储层段胶结物主要有次生石英加大，粒间硅质胶结物，铁方解石、铁白云石和菱铁矿等碳酸盐矿物，伊利石、高岭石和绿泥石等黏土矿物。其中硅质、高岭石和铁方解石分布均较为普遍（图版Ⅱ-3～Ⅱ-4），胶结物体积分数为2%～5%，最高不超过15%。胶结物生长方式多样，如石英次生加大和黏土矿物于碎屑颗粒边缘衬边胶结（图版Ⅱ-5）或沉淀于粒间，对储层起到明显的破坏作用。

1.5.3 交代作用

山1段和盒8段交代作用主要有碳酸盐及黏土矿物交代碎屑颗粒（图版Ⅱ-6）。砂岩中长石与泥质均蚀变为高岭石，尤其在岩屑石英砂岩中最明显。也常见高岭石—伊利石—绿泥石的相互转化以及各碳酸盐矿物之间的相互转化。大量岩石学标志记录了长石和泥岩岩屑蚀变为高岭石的特征，即高岭石交代了长石和泥岩岩屑，这种高岭石具有完好的碎屑交代假象，部分被交代碎屑中见高岭石包裹有机质残余，也见隐晶质的高岭石转变为蠕虫状的结晶高岭石等。早期蚀变的高岭石由于发育大量的晶间孔而对储层具有建设性作用。

1.5.4 溶蚀作用

研究区溶蚀作用可表现为对碎屑颗粒的溶蚀以及对杂基和胶结物的溶蚀。在含煤地层酸性孔隙水作用下，山1段和盒8段储层溶蚀作用表现为塑性组分填隙物普遍发生不同程度的溶蚀，并伴有泥质杂基高岭石化等，长石产生部分溶蚀，形成了较多的溶蚀孔隙（参见图4）。

1.5.5 成岩序列及孔隙演化

根据岩心样品镜质体反射率（Ro）测定，苏里格气田西部Ro值具有南高北低的特征，分布于0.86%～2.12%，平均为1.70%，处于较高成熟演化阶段。砂岩储层中石英次生加大现象非常普遍，主要为Ⅱ—Ⅲ级加大，大多数石英加大呈自形晶面。黏土矿物主要为高岭石、伊利石、绿泥石和少量伊/蒙混层黏土。另外，山1段和盒8段储层流体包裹体主峰温度分别为90～100℃和110～120℃。根据以上依据确定研究区储层成岩演化已达到中成岩阶段B亚期。

研究区储层经历的成岩作用序列主要为埋藏压实作用→绿泥石膜胶结作用→绿泥石与伊利石胶结作用→硅质胶结作用→铁方解石与铁白云石胶结作用→后期破裂作用（图5）。

早成岩阶段A亚期，埋深1 000 m左右，计算古地温为60℃，Ro＜0.35%，机械压实作用使松散沉积物压实，原生粒间孔隙缩小，孔隙度降低。早期的绿泥石膜胶结抑制了石英颗粒的次生加大，有利于原生孔隙的保存，但是这些孔隙后来均被高岭石充填。

早成岩阶段B亚期，埋深2 500 m左右，计算古地温为65～85℃，Ro为0.35%～0.50%，随埋藏深度的逐渐加深和压实作用的逐渐增强，原生孔隙逐渐减少，形成早期石英碎屑的Ⅰ级加大边。长石和泥岩岩屑等蚀变析出SiO2，使高岭石沉淀，并充填了部分孔隙。

图5 苏里格气田西部盒8段与山1段储层成岩演化序列Fig.5Diagenesis evolution series of He 8 member and Shan 1 member in the western Sulige Gas Field

中成岩阶段A亚期，埋深3 000 m左右，计算古地温为85～140℃，Ro为0.5%～1.3%，生油岩中的有机质向烃类转化过程中释放出CO2，使孔隙流体呈较强酸性，使铝硅酸盐骨架与杂基组分溶蚀，煤系地层次生孔隙形成。随着埋深增加，可见自生高岭石、呈丝发状的自生伊利石和叶片状的自生绿泥石。黏土矿物的转化和溶蚀作用均增强，析出的SiO2使次生石英Ⅱ级加大边逐渐形成，硅质加大边包裹蚀变成因的高岭石，并使原生孔隙大量减少，这也是该区煤系地层具有低孔、低渗的原因。

中成岩阶段B亚期，埋深超过3 000 m，计算古地温为175℃，Ro为1.3%～2.0%，有机质成熟并达到生烃高峰，有机酸提供的H+使不稳定组分继续发生溶蚀，产生较多次生孔隙，CO2含量的增高使pH值持续降低，强酸性的介质造成部分次生溶孔中沉淀出高岭石，并堵塞部分次生粒间孔；石英发育Ⅲ级加大边，部分硅质在次生粒间孔中生成自形程度高的自生石英晶粒，硅质矿物的大量出现堵塞了早期形成的部分次生粒间孔或原生粒间孔，对储层物性起到破坏作用，可见含铁碳酸盐矿物胶结，并伴有裂缝发育。

2 低孔、低渗储层的形成机理

2.1 沉积微相控制物性分布

沉积环境除了在宏观上控制砂体的形态与规模、空间分布、砂体的平面与纵向展布和层间与层内非均质性外，还在微观上控制岩石碎屑颗粒大小、填隙物含量及岩石组构等特征，因而控制了岩石的原始孔渗性。

山1段和盒8段在苏里格气田西部主要为河流沉积。河道砂体为最有利的储层，因此，河道的平面分布控制了有利储集体的平面分布；河道频繁改道导致河道砂体的叠置，并在一定程度上控制着砂体分布。山1段发育网状河沉积，边滩和心滩微相均为有利沉积相带；盒8下亚段为辫状河沉积，心滩为最有利沉积相带；盒8上亚段为曲流河和网状河沉积，边滩为有利沉积相带（表1）。

表1 苏里格气田西部不同沉积微相储层物性特征Table 1Reservoir properties of different microfacies in the western Sulige Gas Field

不同沉积微相储层物性和孔隙结构均存在明显差异（参见表1）。整体上看，心滩微相砂体厚、砂质较纯、粒度粗、分选好，平均孔隙度和平均渗透率分别为9.68%和0.73 mD，物性最好，占有效储层的26%，是最有利的储集岩；其次为边滩微相砂体，粒度较粗，物性较好，平均孔隙度和平均渗透率分别为8.25%和0.61 mD，占有效储层的22%，形成次要产气层；高能辫状河道水动力强，岩石粒度较粗，物性也较好，平均孔隙度和平均渗透率分别为7.7%和0.58 mD，占有效储层的42%；高能河道外的低能河道平均孔隙度和平均渗透率分别为6.33%和0.51 mD，具有一定的储存天然气能力，占有效储层的10%。

2.2 岩石学特征对储层物性的影响

2.2.1 不同岩石类型物性差异

岩石粒度受沉积环境和水动力控制，其与储层物性具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，抗压实作用强，有利于原生孔隙的保存，更有利于孔隙内流体的流动，发育次生孔隙。

在极粗砂岩和粗砂岩中，颗粒间以线接触为主，部分为颗粒接触，岩屑和长石颗粒溶蚀形成的溶孔、铸模孔和超大孔等次生孔隙均较为发育，还有部分粒间溶孔和原生粒间孔隙，物性相对较好。中砂岩压实作用强烈，颗粒间多呈凹凸接触，溶蚀作用不太发育，原生孔隙几乎丧失殆尽（表2）。

表2 苏里格气田西部岩性与物性关系Table 2Relationship between lithology and physical properties in the western Sulige Gas Field

总之，苏里格气田西部储层粒度越粗物性越好（参见表2）。研究区储集砂体中物性最好的为极粗砂岩，占储集砂体的21%，平均孔隙度9.1%，平均渗透率0.69 mD；粗砂岩是该区主要的储集砂体类型，占储集砂体的62%，平均孔隙度为7.2%，平均渗透率为0.52 mD；中砂岩的物性最差，平均孔隙度为5.6%，平均渗透率为0.32 mD。苏里格气田西部山1段和盒8下亚段砂岩储层粒度较粗，杂基含量较少，物性较好。盒8上亚段砂岩储层碎屑颗粒粒度较细，且杂基含量较多，物性较差。

2.2.2 岩屑类型与储层物性关系

研究区山1段和盒8段岩屑可分为4种类型：刚性难溶、刚性可溶、塑性易变形和塑性易蚀变岩屑（表3）。

表3 苏里格气田西部主要岩屑及云母相对体积分数Table 3Main debris and mica contents in the western Sulige Gas Field %

刚性难溶岩屑颗粒抗压实能力较强，使得岩石保存了一定数量的原生孔隙；刚性易溶颗粒除了具有抗压能力外，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；塑性易变形组分抗压实能力很弱，变形组分堵塞孔隙和喉道，造成岩石致密；塑性易蚀变组分除了本身抗压实能力弱和易破裂变形外，在埋藏过程中易发生次生变化，对不同类型成岩作用均有影响。山1段和盒8段刚性颗粒组分相对体积分数为69.6%，其中刚性颗粒难溶组分占63.79%，刚性颗粒可溶组分占5.81%；塑性颗粒组分平均相对体积分数为21.16%，其中塑性颗粒易变形组分占16.99%，塑性颗粒易蚀变组分占4.17%。石英岩岩屑稳定程度较高，为刚性难溶组分，耐磨性强，经过一定距离的搬运后仍可保持较大的粒径；火山喷出岩和千枚岩岩屑等塑性颗粒稳定性均较差，在搬运过程中不耐磨，经过一定距离的搬运后粒径明显变小，所以造成了不同类型岩屑的沉积分异作用。随着粒度的增加，石英岩岩屑含量明显增加，火山岩和千枚岩等塑性岩屑含量明显降低（多为中砂岩）。因此，不同水动力强度的沉积分异作用将直接影响岩石的成分和结构，决定成岩作用差异。粗—极粗粒砂岩中石英类刚性颗粒含量高，抗压实能力强，有利于原生孔隙的保存和孔隙流体的流动以及溶解物质的及时排出，溶蚀作用发育，易于形成有效储层；在中砂岩中火山岩岩屑等塑性颗粒含量较高，呈致密压实，不利于孔隙流体流动和溶蚀作用的发生，形成差储层或非储层。

2.2.3 石英含量与孔隙发育关系

该区碎屑矿物成分对储层的影响较强，尤其是石英含量与面孔率呈正相关，矿物中石英含量越高，抗压实能力越强，越有利于原生孔隙的保存和后期流体的流动及次生溶孔的形成。当储层中石英体积分数超过76%时，才能保留一定数量的粒间孔隙［图6（a）］。储层中石英体积分数＞80%时岩屑溶孔大量发育［图6（b）］，这是因为石英体积分数＞80%时，才能保证粒间孔的保留从而为有机酸的进入提供有利通道。

图6 苏里格气田西部石英体积分数与孔隙发育关系Fig.6Relationship between quartz content and pores in the western Sulige Gas Field

山1段和盒8段石英含量与孔隙组合类型存在密切关系（图7）。当石英体积分数＜60%时，储层基本无有效孔隙；当石英体积分数为60%～80%时，储层孔隙类型以晶间孔为主，存在少量岩屑溶孔；当石英体积分数为80%～90%时，储层孔隙类型以岩屑溶孔和晶间孔为主，存在少量粒间孔；当石英体积分数超过90%时，储层孔隙类型以粒间孔和岩屑溶孔为主，只有少量晶间孔。

图7 苏里格气田西部石英体积分数与孔隙组合类型关系Fig.7Relationship between quartz content and pore types in the western Sulige Gas Field

2.3 成岩作用对储层物性的影响

2.3.1 强烈的压实作用损失部分原生孔隙

压实作用是研究区原生孔隙减少的主要原因。在山1段和盒8段砂岩中，储层埋深较大（3 347.5～4 077.3 m），颗粒接触关系主要为线接触和凹凸接触，颗粒排列紧密。特别是在中砂岩中塑性岩屑含量较高，塑性岩屑被压实呈假杂基状，堵塞了粒间孔隙，使储层孔隙度明显降低。

2.3.2 胶结作用使孔隙度进一步降低

研究区硅质、高岭石以及铁方解石的胶结作用均对储层孔隙起到了重要的封堵作用。石英多期加大明显，以第2期加大为主，可见颗粒四周加大边的不均匀分布。强烈的石英加大使颗粒呈镶嵌状接触，可造成原生粒间孔或次生粒间孔均完全被充填，导致孔隙减小甚至消失。其次，晚期形成的自生高岭石和铁方解石使部分次生粒间孔隙被充填，对储层物性起破坏作用。

2.3.3 岩屑蚀变作用改善储层物性

在粗砂岩中，中酸性喷出岩岩屑多发生高岭石化，而在中砂岩中中酸性喷出岩岩屑易发生水云母化，这可能是由于不同岩性在成岩过程中孔隙结构不同引起的变化，从而使孔隙流体的活动存在差异并形成不同的成岩微环境。山1段煤层较多，易于形成和维持酸性环境，故高岭石化作用明显强于盒8段，高岭石化有利于储层微孔隙的增加。

2.3.4 溶蚀作用影响有效储层形成

研究区有效储层与次生孔隙发育段相对应，次生溶蚀孔隙是形成有效储层的主要条件。据铸体薄片观察，被溶蚀组分主要为岩屑颗粒及部分泥质填隙物，次生孔隙主要为颗粒溶蚀形成的颗粒溶孔与铸模孔或颗粒和填隙物强溶形成的溶蚀扩大孔，在粗砂岩中较发育。山1段和盒8段杂基溶蚀最为普遍和强烈，溶蚀强度直接与填隙物中杂基含量有关。

综上所述，储层是沉积相和成岩作用综合作用于原始沉积物的产物。储层物性主要受沉积微相控制，其次受成岩作用影响。强烈的压实作用损失部分原生孔隙，胶结作用使孔隙度进一步降低，溶蚀作用改善储层物性。沉积微相控制着岩石类型的空间分布和砂岩的组构，造成岩石结构和矿物成分的差异，进而控制其成岩作用和孔隙发育特征，最终造成岩石物性的差异。

3 结论

（1）苏里格气田西部二叠系盒8段和山1段砂岩储层的岩石类型以岩屑质石英砂岩和岩屑砂岩为主，见少量石英砂岩，砂岩储层碎屑组分总体具石英和岩屑含量均高、长石含量低的特征，砂岩成分和结构成熟度均偏低。储层平均孔隙度为6.23%，平均渗透率为0.4 mD，为低孔、低渗储层，储层孔隙结构具有孔喉小、分选差、排驱压力高和主贡献喉道小的特征。

（2）苏里格气田西部低孔、低渗储层的成因主要受3方面因素的控制和影响。沉积作用是形成低渗透储层的最基本因素，它决定了后期成岩作用的类型和强度，沉积相是形成优质储层的主控因素，粗岩相的边滩和心滩均是有利储层发育的相带；在早期成岩过程中，压实作用损失大量原生孔隙，较强的胶结作用使砂岩更加致密；由于研究区缺乏可溶物质，长石和碳酸盐胶结物含量均低，致使后期溶蚀作用增孔率低，溶蚀作用很弱。

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图版Ⅰ

图版Ⅱ

（本文编辑：李在光）

Characteristics of major gas-bearing reservoirs in western Sulige Gas Field

XIE Qingbin1，TAN Xinyu1，2，GAO Xia3，LIANG Xinping1，LAI Changjie1，WANG Zhifang1
（1.College of Geosciences，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；2.No.5 Oil Production Plant，Zhongyuan Oilfield Company，Sinopec，Puyang 457001，Henan，China；3.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Beijing 100083，China）

In western Sulige Gas Field,the eighth member of Shihezi Formation and the first member of Shanxi Formation are the major gas-bearing reservoirs.Shan 1 member developed anastomosing river deposit,and He 8 member developed braided river deposit,in which the facies transited from braided river to meandering and anastomosing river from bottom to top.The rock types of the main gas-bearing reservoirs are lithic sandstone and lithic quartz sandstone, with little quartz sandstone,and they are characterized by low compositional maturity.Pore spaces always occur as the combination form,the pore types are mainly composed of debris dissolved pores and intercrystal pores,and little primary intergranular pores.The pore structure has features of small pore-narrow throat,high displacement pressure and narrow main contribution throat.The average porosity is 6.23%,while the average permeability is 0.4 mD,so the reservoir is characterized by low porosity and low permeability.On the basis of diagenesis analysis,the reservoir is in the middle diagenetic phase B.The reservoir properties are mainly controlled by sedimentary microfacies and diagenesis, and the heterogeneity is strong.

sedimentarymicrofacies；diagenesis；reservoir characteristics；He 8 member；Shan 1 member；Ordos Basin

TE122.2

A

1673-8926（2014）04-0057-09

2014-03-29；

2014-05-11

国家自然科学基金项目“辉绿岩热液作用对围岩储层影响的机理研究”（编号：41272162）资助

谢庆宾（1966-），男，博士，副教授，主要从事沉积学和储层地质学的教学和科研工作。地址：（102249）北京市昌平区府学路18号中国石油大学地球科学学院。电话：（010）89733291。E-mail：xieqingbin@cup.edu.cn。