靖边南上古生界储层特征及优质储层主控因素分析

蒙晓灵，张宏波，王彩丽，夏勇辉

（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018；2.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，陕西西安 710018；3.川庆钻探工程有限公司科技信息处，四川成都 610051；4.中国石油长庆油田公司气田开发处，陕西西安 710018）

鄂尔多斯盆地在成功开发靖边气田、榆林气田后，自2000 年以来，勘探重点逐步转向上古生界砂岩致密气，发现了以苏里格气田为代表的上古生界致密砂岩气藏。该类气藏总体具有：多层含气；储层物性差，地层条件下基质渗透率小于0.1 mD（地表条件下小于1.0 mD）；气井产能低，单井控制储量有限等特点[1-12]，近年来，随着对这类储层地质认识的不断深入，在新工艺技术的应用下，气田焕发了勃勃生机，呈现出喜人的开发效果。

靖边南区块位于靖边气田南部，区内上古生界砂岩储层是苏里格气田砂岩储层的向南延伸，在沉积背景、物源、储层特征等方面均与苏里格气田有一定的相似性，主要体现在：多层含气（盒8、山1、山2）、储层物性差、单井产能低（单井平均配产1.0～1.5 万立方米/天），属于典型的致密砂岩储层。经勘探证实，该区上古生界开发潜力巨大，目前是长庆气区上产的重要目标区，但由于该区盒8、山2 气藏埋深跨度范围大、成岩作用程度强，导致储层的主要控制因素极为复杂。

主要通过岩心、薄片、粒度分析、扫描电镜、毛管压力分析等分析测试手段，从成岩作用和成岩相角度，探讨了靖边南区块上古生界盒8、山2 段致密砂岩储层的主要控制因素以期对该区上古生界规模开发提供指导。

1 储层基本特征

1.1 岩石学特征

根据岩心及岩石薄片分析，研究区砂岩组分以石英和岩屑为主，其次为填隙物，长石含量很少。盒8 段以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主，可见少量岩屑砂岩，石英含量一般为75 %～85 %；岩屑含量为10 %～25 %，以变质岩岩屑为主。山西组以岩屑石英砂岩、岩屑砂岩、石英砂岩为主，石英含量较高，为80 %～90 %；岩屑含量一般为10 %～20 %，以变质岩岩屑为主。

整体看来，从山西组至盒8 段石英含量呈减少趋势，岩屑含量则呈现明显增加趋势，基本不含长石，填隙物含量则相差无几。

1.2 成岩作用类型及成岩演化阶段

通过岩心观察和薄片鉴定高桥区砂岩主要经历了压实、胶结、交代和破裂等成岩作用。压实作用表现为颗粒之间以线接触为主，部分呈点-线接触或凹凸状接触，说明该区经历了较强的压实作用（见图1（a））。胶结类型主要有铁方解石胶结（见图1（b））。交代作用以方解石交代碎屑、方解石交代颗粒、铁方解石交代碎屑为主，偶可见高岭石交代碎屑（见图1（c））。破裂作用主要由于该区埋深较大、沉积时间较长，且溶蚀作用等后期成岩作用发育，致使高桥区内储层经压实形成的破裂缝大都已经愈合（见图1（d））。

图1 靖边南上古生界砂岩中的主要成岩现象

1.3 孔隙类型

盒8 储层孔隙类型以溶孔为主，晶间孔、粒间孔次之，见少量微裂隙；山2 储层孔隙类型以粒间孔、溶孔为主，晶间孔次之，见少量微裂隙（见图2）。

图2 靖边南区块上古生界孔隙类型直方图

1.4 物性特征

对该区砂岩储层岩性分析数据研究表明：盒8 段物性孔隙度一般为2 %～10 %，平均为8.3 %；渗透率范围为0.1～1.0×10-3μm2，集中分布于0.1～0.5×10-3μm2区间，平均渗透率为0.748×10-3μm2。山西组孔隙度一般为2 %～8 %，平均为5.8 %；渗透率分布范围0.1～10×10-3μm2，主要分布在三个区间（1）0.01～0.05，（2）0.1～0.5，（3）1.0～10.0，呈多峰形态，平均渗透率为0.934×10-3μm2。总体而言，高桥区上古储层为低孔低渗储层，而在低孔低渗背景下，其盒8 段储层具有“高孔低渗”的特点，而山西组储层具有“低孔高渗”的特点。

分析表明：这主要跟岩性有关，山西组之所以渗透率呈现多峰形态，这主要是由于其石英含量较高、裂缝发育导致了孔隙类型多、分布范围层次多。

2 优质储层主控因素分析

该区低孔低渗砂岩储层背景下，是否存在砂体发育、储层物性好的优质储层呢？本文就该区优质储层主要控制因素进行了分析。

2.1 沉积环境及水动力条件

沉积环境是影响储层储集性能的物质基础，不同的沉积微相中砂岩的储集性能之间存在明显的差异。水动力条件的不同，形成的沉积相类型不同。不同的沉积微相中砂岩的储集性能之间存在明显的差异。河道主体部位水动力强，石英含量高、分选好、易形成高渗储层；河道边部水动力弱，沉积物颗粒细，填隙物含量增加，压实作用强，储层致密。因此，物源充足、水动力强的砂体叠置区是形成优质储层发育的前提（见图3）。由图3 可以看出：位于河道的底砂岩储层物性明显好于河道边部，这为天然气富集提供了条件。

图3 陕X1 井盒8 下物性与沉积微相特征关系图

研究表明：山西组沉积期，区内河流能量较低，物源供给充足，但砂体分布局限，高渗储集层集中分布在水下分流河道中心。盒8 沉积期，区内整体上河流能量较高，物源充足，粗粒砂体广泛分布，厚度较大，成为优质储层发育的前提条件。

2.2 成岩作用

成岩作用对砂岩储层物性的影响既有建设性也有破坏性。研究区成岩作用主要有压实作用、溶蚀作用、胶结作用，其中压实作用和胶结作用是导致储层物性变差的主要原因，而溶蚀作用有效地改善了储层物性。为了对该区储层孔隙演化做出合理的解释，本文首次对该区各成岩作用孔隙生成和损失进行了定量评价。

按Beard and Weyl（1973 年）方法估算高桥上古山2、山1、盒8 原始孔隙度分别为38.5%、38.9%、39.2%。评价结果表明：研究区山2-盒8 储集砂岩，经压实作用、胶结作用使原始孔隙度减小，而溶蚀作用使孔隙度增加；压实作用造成的孔隙度损失大于胶结作用；溶蚀作用形成的溶孔极大地提高了储层的储集性能（见表1）。由表1 可以看出压实作用造成盒8 的孔隙度减少明显高于山西组；胶结作用导致的孔隙减少则是山西组大于盒8 段储层；溶蚀作用在增加孔隙方面以盒8段储层最高。该区山西组砂岩储层中的石英含量高于盒8 段储层，而盒8 段砂岩储层岩屑含量高于山西组，因此溶蚀孔数量。

2.3 裂缝

裂缝对储层物性具有重要改善作用。根据岩心照片、铸体薄片成像测井物性分析等资料，该区上古生界广泛存在各种垂直、高角度裂缝，与水平缝共同构成裂缝体系，对储层物性的改善提供了条件。同时裂缝与叠置高渗砂体相匹配，有利于天然气的聚集成藏（见图4）。由图4 可以看出，该区局部存在一定数量的高角度裂缝。

表1 靖边南区块上古生界不同成岩作用与孔隙演化关系

综上所述：砂体叠置、有利的成岩作用及良好的裂缝体系是形成该区优质储层的基本条件。

G79-21 井盒8 段测井综合解释成果图

图4 G79-21 成像测井及岩性照片

3 实例验证

根据该区完钻井资料分析，结合优质储层主要控制因素分析，划定S299 井区为天然气开发的重点区域，部署开发井10 口井，截止目前已完钻4 口，平均无阻流量达到12 万立方米/天以上，开发效果显著。

4 结论

（1）该区上古生界储层总体表现为低孔低渗。但由于局部存在较高渗透性储层形成大面积含气有利区，成为规模开发的重要区域。

（2）文中首次对各种成岩作用与孔隙演化关系进行了定量分析，认为压实作用对盒8 储层孔隙影响大于山西组储层，而胶结作用导致的孔隙减少则是山西组大于盒8 段储层；溶蚀作用在增加孔隙方面以盒8段储层最高。

（3）靖边南区块上古生界储层物性受沉积环境、成岩作用影响，储层非均质性较强，但广泛存在的高角度裂缝与水平缝共同构成的裂缝体系与叠置高渗砂体相匹配，有利区天然气富集成藏。

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