子洲-清涧地区山西组山23段 储层物性影响因素分析

贾 丽，张振宇，赵伟波，孙 磊，漆亚玲，刘文香,杨鸣一

(1．长庆油田公司 勘探开发研究院，陕西 西安 710018；2．长庆油田公司 西安长庆科技工程有限责任公司，陕西 西安 710018)



子洲-清涧地区山西组山23段 储层物性影响因素分析

贾 丽1，张振宇2，赵伟波1，孙 磊1，漆亚玲1，刘文香1,杨鸣一1

(1．长庆油田公司 勘探开发研究院，陕西 西安 710018；2．长庆油田公司 西安长庆科技工程有限责任公司，陕西 西安 710018)

利用铸体薄片、扫描电镜、压汞分析及岩心观察和测井等各种基础资料，对鄂尔多斯盆地子洲-清涧地区山23储层物性特征及影响因素进行分析。研究结果：子洲-清涧地区山西组山23渗透率和孔隙度具有明显的正相关特征，储层物性主要受控于沉积微相、岩石类型、粒度以及成岩作用。水下分流河道砂体孔隙度、渗透率相对较高，河口坝席状砂次之，分流间湾较差；石英砂岩物性普遍好于岩屑石英砂岩，岩屑砂岩则相对较差；砂岩的粒度越大，储层物性越好，粗砂岩、巨-粗砂岩的物性要明显好于中-粗砂岩、粗-中砂岩、细-中砂岩。成岩作用中压实作用和胶结作用是储层物性变差的主要原因，溶蚀作用是一种对储层有利的建设性成岩作用，有利于产生大量次生孔隙，成为碎屑岩储层主要储集空间。

子洲-清涧地区；物性特征；沉积微相；岩石类型及粒度；孔隙类型；成岩作用

0 引 言

子洲-清涧地区位于子洲气田南部，构造上处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东侧，区内为黄土塬覆盖，属典型的丘陵沟壑地貌，地势西高东低，发育多排近北东向的低缓鼻隆。区内天然气勘探始于上世纪八十年代，当时在本区发现了一些出气井点。但由于储层较致密，产量较低，未取得实质性突破。九十年代盆地勘探重心逐步转向中部地区，相继发现了靖边、乌审旗和榆林3个千亿方级的大气田。

随着对榆林气田周边，特别是榆林南地区进行的深化勘探，山西组山23天然气勘探取得了重要进展，通过分析榆林气田山西组的成藏背景，认为榆林气田南区山23含气石英砂岩展布有向东南子洲-清涧地区进一步延伸的趋势，成藏特征与榆林气田类似。同时通过老井复查，进一步确认该区山23石英砂岩发育，分布面积大，应具有较大的勘探潜力，在经过充分的地质论证及地震预测后，以寻找相对优质的石英砂岩储层为目标，以追踪榆林气田山23主砂带向东南延伸为方向，拉开了子洲-清涧地区山23储层大规模勘探的序幕。

在勘探落实储量规模的同时，子洲-清涧地区山23气藏研究工作也有序展开。在山西组沉积时期，鄂尔多斯盆地西缘贺兰拗拉槽关闭成为统一坳陷，受盆地构造的控制，在北部南北向挤压力的影响下，北部地区开始隆升，海水逐步向南退出，建立了南北向差异升降和沉积相的南北向分布格局，同时为盆地充填提供了丰富的陆源碎屑物源[1-2]。子洲-清涧地区主要发育海陆过渡相三角洲前缘沉积相带，沉积物源充沛，受海平面变化控制，多期进积砂体冲刷叠置[3]，产气层段主要为山23水下分流河道储集相带[4]，储层物性一般较好。

1 储层物性基本特征

根据研究区山23段82口取心探井755 块化验资料统计分析，其孔隙度分布范围相对较集中，渗透率分布范围相对较广，孔隙度分布范围为4%～8%，平均孔隙度为6.8%，渗透率分布范围为0.1～10 mD，平均值为0.66 mD，为低孔低渗的碎屑岩储集层。孔隙度和渗透率具有明显的正相关关系(图1)，表明储层的渗透性主要受孔隙和喉道控制，孔隙发育直接影响着气层物性和含气性[5]。

图1 孔隙度与渗透率关系图

2 储层物性影响因素

2.1 沉积微相的影响

子洲-清涧地区山西组山23为海相三角洲前缘沉积相带，主要发育水下分流河道、河口坝和分流间湾等多种沉积微相[6]。水下分流河道、河口坝微相形成于水动力条件较强的环境下，碎屑沉积速率快、杂基少，多形成“颗粒支撑”结构，颗粒之间留有较多孔隙；而分流间湾沉积因水动力条件相对较弱，大小碎屑与泥质一起沉积，多形成“杂基支撑”结构。“颗粒支撑”结构型砂岩的物性一般要好于“杂基支撑”型，前者吼道类型主要是小孔-细微孔，收缩吼道和片状-弯片状吼道，后者主要发育微孔隙、束管吼道。

分别对子洲-清涧地区山23段分流河道367块样品和分流间湾184块样品的物性进行统计，分流河道砂体渗透率最高到12.800 mD，平均为1.015 mD，孔隙度最高为13.3%，平均为8.2%.分流间湾渗透率最大为3.865 mD，平均为0.412 mD，孔隙度最大为8.9%，平均为4.5%，分流河道砂体平均渗透率高出分流间湾平均渗透率约1.5倍，孔隙度高出约82%(表1,图2，3)。

表1 子洲-清涧地区不同沉积环境中山23物性统计表Tab.1 Property statistics of different sedimentary environment of Shan 23 member in Zizhou-Qingjian area

图2 子洲-清涧地区不同沉积环境山23孔隙度分布图

图3 子洲-清涧地区不同沉积环境山23渗透率分布图

从铸体薄片上看出，同一口井相邻岩心颗粒的支撑性质可有“颗粒支撑”突变为“杂基支撑”，这是由于水下分流河道频繁改道，侧向迁移，导致垂向上分流河道和分流间湾相互过度或者叠置，造成不同的沉积微相砂体物性差异明显。

总体上来看，不同的沉积相带储层的孔隙度、渗透率差别较大。在平面上具有不同的渗透率组合，水下分流河道砂体沉积厚度较大，粒度相对较粗，其孔隙度、渗透率相对较高，河口坝席状砂次之，分流间湾较差。

2.2 岩石类型及粒度对储层物性的影响

2.2.1 储层岩石学特征

研究区山23段砂岩类型以石英砂岩为主，岩屑石英砂岩和岩屑砂岩次之(图4)。石英体积分数范围在62.5%～100.0%，平均为96.0%；长石体积分数为0%～6.5%，平均为0.10%；岩屑体积分数为0%～30.1%，平均为5.6%.分别对研究区321块石英砂岩样品、111块岩屑石英砂岩样品和22块岩屑砂岩样品的物性进行了统计，统计结果：石英砂岩孔隙度集中于4%～8%，渗透率集中于0.1～10×103μm2，岩屑石英砂岩孔隙度集中于2%～8%，渗透率集中于0.01～1×103μm2(图5，6)；石英砂岩物性普遍好于岩屑石英砂岩，岩屑砂岩则相对较差。

图4 子洲-清涧地区山23砂岩成分三角图

图5 子洲-清涧地区不同岩石类型山23孔隙度分布图

图6 子洲-清涧地区不同岩石类型山23渗透率分布图

2.2.2 岩石粒度大小对储层物性的影响

图7 子洲-清涧地区山23段砂岩φ值与物性关系

砂岩的粒径大小与粒间孔隙的大小有直接的关系，一般情况下粒度粗的砂岩中孔隙也比较大，其渗透率也比较高；而粒径小的砂岩中孔隙较小，渗透率一般也较低(图7)。因此,物性较好的储层一般发育在磨圆好、分选好以及粒径大的砂岩中，这是因为粒度较大、分选较好和杂基含量较低的岩石中粒间孔发育，在成岩时期酸性流体易于进入储层，溶蚀作用较强，利于形成大的溶蚀孔隙，因而储层物性较好[7]。综合研究表明：研究区山23沉积期水动力条件较强,砂体粒度较粗，杂基含量低，形成粗粒纯净的石英砂岩，砂岩储层物性好。

2.3 孔隙类型对储集层物性影响

岩石中一般是多个孔隙类型同时存在。当某一种孔隙类型所占比例较高时，那么这种孔隙类型就为该岩石的主要孔隙类型。通过对研究区常规物性、压汞及铸体薄片测试资料统计分析，本区山23储层储集空间主要包括粒间孔、溶孔、晶间孔、微孔和微裂缝等多种孔隙类型。

当储层中以粒间孔、溶孔及晶间孔为主要孔隙类型时，岩石的喉道相对较粗，孔隙度一般中等，但渗透率相应较高。以微孔为主的岩石一般为小孔隙、喉道细，其岩石的孔隙度相对较低，渗透率明显较差。

通过对研究区常规薄片和扫描电镜分析，研究区微裂缝孔隙发育较少，可分为粒间缝和岩石缝2种，岩石缝一般比较细，通常可以贯穿塑性岩屑和杂基等。尽管岩石缝不及粒间缝发育，但是为大规模油气的运移提供了通道，并且为次生溶蚀孔隙的形成创造了条件。

2.4 成岩作用的影响

在埋藏成岩过程中，成岩作用对沉积岩的物性、结构甚至成分都产生了深刻的影响[8-9]，其中最突出的表现之一，就是使岩石的孔隙度、渗透率及孔隙结构发生显著的变化[10]。研究区山23主要发生了3种成岩作用，控制了储层孔隙演化过程及成岩相平面分布，分别为机械压实压溶作用、胶结作用及溶蚀作用。

2.4.1 压实和压溶作用对储层孔隙的影响

压实作用是导致孔渗性变差的主要因素之一，经机械压实后，沉积物会发生许多微观变化[11]，研究区常见的压实现象有

1)碎屑颗粒的重新排列，从游离状态到点接触或线接触，部分呈凹凸-线接触，缝合线及点接触不太常见，表现其压实强度为中等-较强(图8(a))；

2)塑性岩屑挤压变形，主要表现为火山岩岩屑、千枚岩、云母、泥质岩屑等塑性颗粒变形、颗粒定呈定向或半定向排列(图8(b)，(c))；

3)刚性颗粒矿物长石、石英等沿其解理面破裂(图8(d))。压溶作用可以产生个别石英碎屑间呈缝合线接触(图8(e)，(f))和颗粒的拉长等结构构造现象，对孔隙度的破坏起了主要作用。

图8 研究区山23段砂岩显微照片

压实率可以定量来表征压实作用强度大小

ρr=(pi-V)/pi×100%[12].

式中，pi为原始孔隙率；V为压实后粒间体积。

根据Scherer[13]提出在湿砂地表条件下岩石颗粒分选系数与原始孔隙率的关系计算而得到储层的原始孔隙率，计算公式如下pi=20.91+(22.9/Trask分选系数)。原始孔隙率范围一般在26.9%～44.7%之间，平均37.5%.V=Vp+Vc+Vs(V为压实后的粒间体积；Vp为薄片下粒间孔隙体积；Vc为胶结物；Vs为杂基含量)。经计算，研究区山2段储层砂岩压实率20%～73.2%，平均49.7%.由压实作用造成的原生孔隙平均丧失为15.3%.研究区变质岩岩屑又占主要部分，相对软质的千枚岩岩屑较多，抗压实能力弱是造成孔隙的压实减小，储层物性变差主要原因(图9)。

碳酸盐胶结物是碎屑岩储层中比较常见的胶结物，也是成岩作用过程重要的自生矿物，碳酸盐胶结物对储层物性影响有两面性，一方面，成岩阶段沉淀的碳酸盐胶结物主要是在粒间孔和粒内溶孔中结晶沉淀析出，以充填孔隙为主，使得储层中孔隙度减小，从而降低优质储层储集性能；另一方面，碳酸盐胶结物在储层中起到支撑作用，有效减少成岩作用砂岩压实程度，降低了压实作用对储层物性的负面影响，对孔隙的保存具有重要的积极意义，为后期酸性水溶蚀和次生孔隙的形成创造有利条件[14]。碳酸盐胶结物在研究区山23砂岩中是分布广，含量高的胶结物之一，主要以粒间胶结、交代或在次生孔隙内出现，常呈细晶-中晶结构出现，少量呈泥晶结构，成分以方解石、铁方解石、铁白云石和菱铁矿为主，其中铁方解石胶结最为常见。研究区内铁方解石胶结物主要分为早、晚两期，以晚期最为常见。早期的方解石胶结物一般为微晶方解石，单独或与黏土矿物混杂在一起充填于粒间孔；晚期方解石胶结物以粗晶粒铁方解石为主，大多呈它形，不规则状分布，以线状和凹凸状接触为主，部分晚期铁方解石的沉淀析出发生在溶蚀作用以后。从方解石胶结物早期沉淀到溶蚀再到晚期沉淀，反映孔隙水是从碱性变酸性再变碱性的变化过程[15]。研究区碳酸盐胶结物体积分数与砂岩孔隙度呈负相关，碳酸盐体积分数越高，孔隙度就大幅度减少，储层物性受到损害越大(图10)。

图9 研究区山23段储层物性与塑性岩屑(片岩、千枚岩、泥岩及云母)关系图

图10 研究区山23段储层物性与碳酸盐胶结物关系图

2.4.2 溶蚀作用对储层物性的影响

溶蚀作用是一种使储集性能变好的成岩作用，利于产生大量次生孔隙，构成碎屑岩储层主要储集空间。溶蚀作用在研究区山23砂岩中十分常见，主要表现对砂岩中石英、长石、岩屑等碎屑颗粒及粒间绿泥石、伊-蒙混层、碳酸盐等胶结物的溶蚀。大部分长石沿节理和破裂缝溶蚀形成粒内溶孔，少见长石全部溶蚀形成铸模孔。被溶蚀的岩屑常形成斑点状或蜂窝状，强烈的溶蚀作用于石英表面、石英加大边以及对黏土矿物进行溶蚀，形成了大量的次生溶蚀孔隙。尽管部分溶蚀孔被后期碳酸盐胶结物充填，但仍有很多次生孔隙被保留下来，在很大程度上改善了储层的物性。

3 结 论

1)鄂尔多斯盆地子洲-清涧地区山23孔隙度和渗透率具有较明显的正相关关系，说明储层的渗透率主要受孔隙和喉道所控制，孔隙的发育直接影响着气层物性和含气性；

2)不同沉积相带储层的孔隙度、渗透率差异较大。在平面上具有不同的物性特征，水下分流河道砂体沉积厚度较大，其孔隙度、渗透率相对较高，河口坝席状砂次之，分流间湾较差；

3)储层物性受到岩石类型和粒径大小的影响，石英砂岩物性普遍好于岩屑石英砂岩，岩屑砂岩较差；砂岩的粒径大小与粒间孔隙的大小有较好的正相关性，一般而言，水动力越大，淘洗作用越强，沉积碎屑颗粒就越粗，杂基含量越低，孔隙较大，渗透率较高，岩石的物性就越好；

4)当岩石中孔隙类型以粒间孔、溶孔和晶间孔为主时，储层中孔隙度和渗透率一般较高，物性较好，是较理想的储集体。岩石孔隙类型以微孔为主时，储层表现低孔和低渗特征，砂体的储集性能较低，表现为较差或者非储集体；

5)成岩作用对研究区山23储层性能有着重要的影响。压实作用和胶结作用是使该区山23储层物性变差的一个主要因素，溶蚀作用是一种使储集性能变好的成岩作用，利于产生大量次生孔隙，构成碎屑岩储层主要储集空间。

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Influence factors of Shan 23reservoir property of Zizhou-Qingjian area

JIA Li1，ZHANG Zhen-yu2，ZHAO Wei-bo1，SUN Lei1，QI Ya-ling1，LIU Wen-xiang1,YANG Ming-yi1

(1.ExplorationandDevelopmentResearchInstitute,PetrochinaChangqingOilfieldCompany，Xi’an710018,China；2.Xi’anChangqingTechnologyEngineeringCo.,Ltd.,PetrochinaChangqingOilfieldCompany，Xi’an710018,China)

The physical property and influential elements of Shan 23member of Zizhou-Qingjian area in Ordos Basin were studied by analysis of the cast slices,scanning electron microscope,porosity and permeability,log interpretation and mercury injection test.The results show that：the porosity and permeability at Shan 23member of Zizhou-Qingjian area in Ordos Basin has a significant positive correlation.Reservoir properties controlled by sedimentary microfacies,rock type,grain size and diagenesis.Underwater distributary channel has relatively high porosity and permeability,underwater mouth bar and sheet sand are followed,and underwater natural levee is relatively poor.The physical properties of quartz sandstones is generally better than that of lithic quartz sandstones,and lithic sandstones is relatively poor.In general,physical property parameters decline with the change of grain size from gravel through coarse sand and medium sand to fine sand.The rocks with inter granular,inter-crystalline porosity and solution porosity have good reservoir physical property,but then,the rocks with micro-porosity have poorer physical property.Diagenesis of the study area is also an important influence factor.Decrease of sandstone porosity is mainly caused by compaction and the cementation.The dissolution is a diagenesis that can produce a large number of secondary porosity and constitute the main reservoir space of clastic rocks,which make the performance of a reservoir better.

Zizhou-Qingjian area；physical property；sedimentary microfacies；rock type and grain size；porosity type；diagenesis

10.13800/j.cnki.xakjdxxb.2015.0115

1672-9315(2015)01-0089-07

2014-09-18 责任编辑：李克永

国家大型油气田及煤层气开发重大专项(2011ZX05007-004，2011ZX05044)

贾 丽(1982-),女,陕西西安人,工程师,E-mail:jiali8299@163.com

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