定北地区下石盒子组盒1段致密砂岩储层特征及影响因素

马　超

定北地区下石盒子组盒1段致密砂岩储层特征及影响因素

马超

（中国石化股份公司华北分公司勘探开发研究院，郑州450006）

定北地区盒1段是该区上古生界的主力产层，属于典型的致密砂岩储层，但对其储层特征及影响因素的研究较少，严重制约了气藏的评价和优选。从储层岩石学特征入手，利用岩石薄片、铸体薄片和孔渗分析等资料，对盒1段致密砂岩储层特征及影响因素进行了研究。结果表明，盒1段致密砂岩储层的孔隙类型以粒间溶孔和残余粒间孔为主；三角洲平原分流河道主河道是有利储层的发育区；压实和压溶作用及胶结作用是导致储层致密和原生粒间孔大幅减少的主要因素，而溶蚀作用产生的粒间溶孔改善了储层物性。该研究成果为盒1段致密砂岩储层的评价和勘探选区提供了依据和方法。

致密砂岩；储层特征；沉积作用；盒1段；定北地区

0　引言

定北地区位于鄂尔多斯盆地中西部（图1），横跨伊陕斜坡和天环坳陷2个一级构造单元［1］。研究区面积近900 km2，已在上古生界发现了多套含气层系。下石盒子组盒1段是该区的主力气层之一，已提交地质储量超过800亿m3，但盒1段储层具有致密、低渗、非均质性强的特点，给气藏评价和选区工作带来诸多困难。

图1　定北地区构造位置Fig.1　The structural location of Dingbei area

对于致密砂岩气藏，前人在盆地内部开展了大量的研究工作［2-6］，认为鄂尔多斯盆地上古生界储层分布受沉积作用和成岩作用的控制，气藏整体属于致密砂岩岩性气藏，砂岩的物性控制了储层的分布和含气性。天然气地质资源丰富，但单井自然产能较低。研究区内前期的工作多集中在成藏条件、成岩作用及勘探潜力评价等方面［7-10］，而对盒1段的储层特征及其影响因素研究较少。因此，笔者从储层岩石学特征入手，利用岩石薄片、铸体薄片和压汞等资料，对盒1段储层特征及影响因素进行分析，揭示在整体低孔、低渗背景下，相对高孔、高渗的分流河道主河道为优质储层发育的有利区带，同时对造成储层致密化的原因进行分析，以期为该区的气藏评价和目标优选提供依据。

1　储层特征

定北地区下石盒子组盒1段主要发育三角洲平原沉积［11］。笔者通过对全区10口探井进行取样，并在盒1段153个岩石薄片和220个砂岩物性样品分析的基础上，对研究区储层的岩石学特征和物性特征进行了系统分析。

1.1储层岩石学特征

定北地区下石盒子组盒1段储层岩石类型主要为含砾粗粒石英砂岩、岩屑石英砂岩，其次为少量岩屑砂岩（图2）。砂岩碎屑以石英为主（图版Ⅰ-1～Ⅰ-3），其体积分数为70%～99%；岩屑次之，其体积分数为1%～30%，并以泥岩、粉砂岩、酸性火山岩（图版Ⅰ-4）和板岩岩屑为主；云母体积分数小于2%；有少量高岭石化或方解石化的钾、钠长石和斜长石，体积分数为1%～2%；偶见石榴石、榍石等重矿物，其体积分数小于1%。

图2　盒1段碎屑矿物体积分数三角图Fig.2　Triangular diagram of detrital mineralcomponents of He-1 member

铸体薄片和岩石薄片镜下统计表明，盒1段胶结物的体积分数小于10%，并以次生加大边的自生石英和中—粗晶方解石为主（图版Ⅰ-5），见少量水云母和高岭石。岩石组分中基本没有或偶见杂基。砂岩分选中等—好，磨圆为次棱角状和次圆状，颗粒支撑，点—线接触，胶结类型为再生孔隙式和孔隙式，少量接触式胶结。

1.2储层物性特征

根据岩心实测物性资料的统计结果，下石盒子组盒1段砂岩孔隙度为2%～10%，平均为6.1%，孔隙度为4%～8%的样品占79%；渗透率为0.1～1.2 mD，平均为0.38 mD，渗透率为0.1～0.8 mD的样品占71%左右（表1），渗透率与孔隙度呈指数正相关关系（图3），表明该区盒1段储层属于致密砂岩储层。

表1　盒1段砂岩孔隙度与渗透率分布Table1　Distribution of sandstone porosity and permeability of He-1 member

图3　盒1段砂岩孔隙度与渗透率关系Fig.3　Relationship between sandstone porosity and permeability of He-1 member

2　储层孔隙类型和孔隙结构

2.1孔隙类型

通过对定北地区5口井盒1段105个砂岩样品的铸体薄片分析表明，该区砂岩孔隙类型可分为残余原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、晶内微孔、晶间微孔及少量微裂缝，其中以残余原生粒间孔和粒间溶孔为主（图版Ⅰ-6～Ⅰ-8、图版Ⅱ-1～Ⅱ-3）。残余原生粒间孔反映了沉积时期粒间孔隙的大小和形态。由于盒1段为深埋藏（约3 700 m），原生粒间孔隙遭受了压实、胶结等成岩作用的强烈改造，导致原生孔隙大量丧失。该区残余原生粒间孔形态为不规则多边形，见石英、高岭石、水云母和方解石等充填于孔隙中，孔径一般为50～350 μm（图版Ⅰ-6）。粒间溶孔主要由溶蚀作用产生，是该区主要的次生孔隙类型，孔径一般为50～500 μm（图版Ⅰ-7～Ⅰ-8）。其他次生孔隙还包括少量粒内溶孔（图版Ⅰ-6）和高岭石晶间孔（图版Ⅱ-1）。微裂缝在孔隙中所占比例较少，多见于致密砂岩中（图版Ⅱ-2～Ⅱ-3）。

2.2孔隙结构特征

孔隙结构特征直接影响着储层中流体的渗流能力［3］。渗透率与孔喉参数的相关性研究表明，孔喉中值半径越大，排驱压力和中值压力越低，砂岩的渗透率越高，储层中流体的渗透能力越强［3］。根据盒1段3口井34个样品的压汞数据统计表明，砂岩孔喉中值半径主要为0.09～1.58 μm，平均为0.49 μm（表2）。砂岩中的各种粒间孔隙虽然较为发育，但孔隙之间的连通性相对较差，其孔喉关系以中小孔-微细喉组合为主。

表2　盒1段砂岩储层压汞曲线分类Table2　The classification of mercury injection curves of sandstone reservoir of He-1 member

2.3孔隙结构评价

统计定北地区3口井34个砂岩样品的储层物性参数及孔隙结构参数，以孔隙度、渗透率与排驱压力、中值压力和中值半径的关系为依据，将研究区盒1段砂岩储层分为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类（参见表2、图4）。其中，Ⅰ类和Ⅱ类为有效储层。图4选取了6条较为典型的曲线反映了3种不同类型的砂岩储层。

图4　盒1段砂岩毛管压力曲线Fig.4　The capillary pressure curves of He-1 member

Ⅰ类储层：毛管压力曲线向左下方凹，出现近似平台段，孔喉分选较好，粗歪度，排驱压力小于0.4 MPa，中值压力小于2 MPa，中值喉道半径大于0.25 μm，约占盒1段砂岩的26%。

Ⅱ类储层：毛管压力曲线为陡坡型，孔喉分选相对较差，略粗歪度，排驱压力为0.4～2.0 MPa，中值压力为2～20 MPa，中值喉道半径为0.10～0.25 μm，约占盒1段砂岩的42%。

Ⅲ类储层：毛管压力曲线斜率大于Ⅱ类压汞曲线，孔喉分选较好，略细歪度，排驱压力大于2 MPa。虽然排驱压力并不高，但从排驱压力开始，压力值上升较快，说明大孔隙较少，样品以小孔隙为主。中值压力大于20 MPa，中值喉道半径小于0.10 μm，约占盒1段砂岩的32%。

3　储层发育影响因素分析

3.1沉积作用对储层的影响

定北地区气藏类型为岩性圈闭气藏［9-10］，气藏的形成和分布主要受沉积相的控制［11-12］。沉积相对储层的控制主要表现在宏观上对储层砂体展布范围的控制和微观上对储层物性的影响等方面，不同的沉积相中形成的储层其碎屑颗粒粒度和物性存在一定的差异［13-14］。根据定北地区10口井220个砂岩样品的岩性、物性数据和沉积微相分析，认为该区沉积微相控制了砂岩的物性和碎屑颗粒的粒度；不同的沉积环境砂岩碎屑颗粒粒度存在明显差异，并且粒度的差异与砂岩物性存在明显的正相关性（图5、表3）。在三角洲沉积时期，分流河道主河道由于水动力条件最强，沉积物粒度最粗，砂岩物性最好，是有利储层的主要发育区，其次为分流河道边部砂体，而泛滥平原沉积的砂体粒度最细，物性最差。

图5　盒1段砂岩粒度与孔渗关系Fig.5　Relationship between porosity and permeability of He-1 member

表3　盒1段砂岩粒度与物性关系Table3　Relationship between sandstone granularity and physical properties of He-1 member

3.2成岩作用对储层的影响

通过岩石薄片观察，以及X射线衍射和扫描电镜等分析资料，对定北地区盒1段砂岩储层的成岩作用进行了系统研究，认为该区主要的成岩作用有：压实和压溶作用、胶结作用及溶蚀作用。

3.2.1压实和压溶作用

定北地区盒1段地层由于形成时代早，埋藏较深，压实作用较为明显。在薄片中，碎屑颗粒多呈点—线接触（图版Ⅰ-2～Ⅰ-3），可见云母与千枚岩岩屑等的强烈变形。盒1段砂岩现今孔隙度为4%～8%，由强压实作用造成的原始粒间孔损失32%～36%［9，14］，局部层段甚至完全被压实而形成致密层。

当砂岩颗粒由于压实作用大多已形成线接触时，砂岩骨架颗粒结构稳定，若机械压实作用继续，将产生刚性碎屑颗粒（石英）间的压溶作用。压溶作用使颗粒间呈缝合线接触，使砂岩体积进一步缩小，密度增大［10］。在薄片中可见石英颗粒的集中部位呈凹凸接触和缝合线接触，并可见缝合线构造（图版Ⅰ-3）。强烈的压实和压溶作用是造成该区原生孔隙减少的重要原因［10］。

3.2.2胶结作用

定北地区胶结作用主要为钙质胶结和硅质胶结。硅质胶结主要以石英次生加大（图版Ⅰ-2～Ⅰ-3）和自形石英晶体的形式产出在碎屑石英颗粒表面、粒间孔壁和粒内溶孔中，在研究区较为发育，含量较高，其体积分数最高可达20%左右，但分布不均匀。石英的次生加大将使石英颗粒呈镶嵌状接触（图版Ⅰ-3），砂岩的孔隙度和渗透率明显降低。钙质胶结以粒间胶结物（图版Ⅰ-3～Ⅰ-4）、交代物（图版Ⅱ-4）或次生孔隙内填充物的形式出现，主要为成岩早期的方解石和晚期的铁白云石胶结。成岩晚期形成的铁白云石表现为充填孔隙和交代颗粒的特征，对储层起破坏性作用［7-8］。

3.2.3溶蚀作用

砂岩中岩石矿物组分由于成分和结构的不同，在周围地质条件发生变化的同时，各种易溶的砂岩组分发生溶蚀，甚至全部溶蚀，并形成多种类型的次生孔隙［8-9，15-16］。该区盒1段溶蚀作用主要表现为黑云母和岩屑的溶蚀（图版Ⅰ-8），以及少量胶结物的溶蚀。溶蚀作用使该区砂岩中产生粒间孔隙和各种粒内溶孔（图版Ⅰ-6、图版Ⅱ-1），溶孔的面孔率一般为3.90%～12.84%，极大地改善了盒1段的渗透性，是储层成岩过程中重要的建设性成岩作用［9］。

4　结论

（1）定北地区下石盒子组盒1段储层的岩石类型主要为含砾粗粒石英砂岩和岩屑石英砂岩。填隙物组分以硅质胶结和钙质胶结为主，基本没有或偶见杂基。砂岩分选与磨圆均好，颗粒支撑，点—线接触，胶结类型为再生孔隙式和孔隙式，少量为接触式胶结。

（2）盒1段砂岩孔隙度主要为2%～10%，平均为6.1%，渗透率主要为0.1～1.2 mD，平均为0.38 mD，孔渗相关性好，属于典型的致密砂岩储层。

（3）盒1段储层有利的孔隙类型主要为残余原生粒间孔和粒间溶孔，孔隙之间连通性相对较差，孔喉组合为中小孔-微细喉型。根据储层物性与压汞曲线特征将储层分为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类，其中Ⅰ类和Ⅱ类有效储层约占砂岩的68%。

（4）盒1段储层物性主要受沉积和成岩作用的控制。强烈的压实和压溶作用、胶结作用是储层物性变差的主要因素，而岩屑、黑云母和长石的溶蚀产生的粒间溶孔极大地改善了储层的储集性能。三角洲平原分流河道是储层发育的最有利沉积微相，储层粒度最粗，物性最好，是气藏评价选区的最有利目标。

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图版Ⅰ

图版Ⅱ

（本文编辑：杨琦）

Tight sandstone reservoir characteristics and influencing factors of He-1 member of the Lower Shihezi Formation in Dingbei area

MA Chao
（Research Institute of Exploration and Development，Sinopec North China Company，Zhengzhou 450006，China）

He-1 member in Dingbei area is the main producing formation and belongs to typical tight sandstone reservoir，but the study of reservoir characteristics and influencing factors is less，which severely restricts gas reservoir evaluation and optimization.Based on the data of rock thin sections，casting thin sections，porosity and permeability analysis，this paper studied tight sandstone reservoir characteristics and its influencing factors of He-1 member from the reservoir petrology characteristic.The results show that pore types of the tight sandstone reservoir of He-1 member are mainly intergranular dissolved pores and residual intergranular pores.Delta plain distributary channel sand body is favorable reservoir development area.Compaction，pressure solution and cementation are the main factors leading to the reservoir densification and the significant reduction in primary intergranular pores.The reservoir properties are improved due to intergranular dissolved pores produced by dissolution.This study provides basis and methodology for tight sandstone reservoir evaluation and exploration.

tight sandstone；reservoir characteristics；sedimentation；He-1 member；Dingbei area

TE122.23

A

1673-8926（2015）01-0089-06

2014-07-18；

2014-09-20

国家重大科技专项下属课题“碎屑岩层系大中型油气田富集规律与勘探关键技术”（编号：2011ZX05002-001）资助

马超（1983-），男，硕士，工程师，主要从事油气勘探综合研究与规划编制工作。地址：（450006）河南省郑州市陇海西路199号中国石化华北分公司勘探开发研究院。E-mail：machao822577@163.com。