鄂尔多斯盆地临兴中区块上古生界盒8段储层发育控制因素*

刘 畅 王 琪 王应斌

(1.甘肃省油气资源研究重点实验室/中国科学院油气资源研究重点实验室 甘肃兰州 730000； 2.中国科学院大学 北京 100049；3.中联煤层气有限责任公司 北京 100011； 4.中海石油(中国)有限公司非常规油气分公司 北京 100011)

鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏为典型的岩性气藏[1-3]，通过近几年勘探，中国海油在鄂尔多斯盆地东缘临兴地区探明致密气储量超过1 500×108m3。鄂尔多斯盆地是多旋回大型叠合克拉通盆地，原属华北地台的一部分[4-5]，面积约37×104km2，可分为晋西挠褶带、西缘冲断带、伊陕斜坡、天环坳陷、渭北隆起和伊盟隆起等6个构造单元[6]。临兴中区块是鄂尔多斯盆地天然气主要产区，面积为746.293 km2，构造位置位于鄂尔多斯盆地东北部伊陕斜坡东北段至晋西挠褶带西北缘交会处(图1)，沉积地层平缓，为向西倾斜的平缓单斜，倾角不到1°，主要发育鼻状构造；上古生界上石炭统—二叠系砂岩储层为主要油气勘探层系，其中盒8段位于中二叠统下石盒子组，分为上、下两段[7-8];上古生界本溪组—山西组发育一套海陆过渡相煤系地层[9]，为主力烃源岩，烃源岩广覆式分布，持续生烃为致密气藏的形成提供了丰富的气源[10];盒7段泥岩为直接盖层，上石盒子组发育厚层泥岩、粉砂质泥岩，且普遍存在较高的过剩压力，在区域上对下石盒子组气藏形成良好封闭。

钻井揭示临兴中区块致密气勘探前景良好[11]，LX-4井盒8段试气自然产能折算无阻流量61 800 m3/d，但该区块盒8段不同井试气效果差异较大，测井解释气层分布位置差异明显，水平井砂体钻遇率较低，储层预测难度很大。研究表明，提高对沉积微相类型与砂体展布规律、储层微观特征及主控因素的认识，在储层非均质性极强的背景下寻找相对优质储层是该区块盒8段气层组提高勘探开发效率的关键因素[12-14]。本文在对临兴中区块盒8段岩心观察、钻测井资料分析及薄片鉴定的基础上，结合地球化学测试资料，确定沉积微相类型及砂体展布规模，明确储集空间类型、物性及孔隙结构特征，探讨储层物性主控因素，以期为该地区的储层预测及增储上产提供依据。

图1 研究区构造及地理位置(据马东旭 等[3]修改)Fig .1 Tectonic and geographic location of the study area (adapted from MA Dongxu,et al[3])

1 沉积体系及沉积微相特征

在本次沉积体系分析过程中，对研究区盒8段16口井74个样品开展V/(V+Ni)及Sr/Ba比值地球化学分析(图2)，结果表明：Sr含量为42.91～427.67 μg/g，平均为152.28 μg/g；Sr/Ba值为0.14～0.46，平均为0.29；V/(V+Ni)值为0.14～0.90，平均为0.76。参考不同沉积环境中的微量元素比值[15]，认为研究区盒8段沉积环境以陆相淡水三角洲沉积体系为主。

图2 研究区盒8段V/(V+Ni)及Sr/Ba比值Fig .2 Ratio of V/(V + Ni) and Sr/Ba of He 8 Member in the study area

在区域沉积环境分析的基础上，结合岩心观察及测井响应特征分析，依据沉积物颜色、岩石类型、粒度、沉积构造、生物化石等沉积标志及沉积旋回，确定研究区盒8段发育辫状河三角洲平原沉积体系，主要包括分流河道及分流间湾等微相类型。1.1 分流河道

研究区盒8段分流河道以心滩沉积为主，为研究区的骨架砂体,岩性主要为浅灰色含砾粗砂岩、灰白色中—粗粒砂岩，其次为深灰色粗—中细砂岩；砂岩粒度普遍较粗(0.13～4.8 mm)，说明其沉积环境水动力条件较强，沉积物运移距离较短，沉积物为近源陆相沉积。粒度分析资料可以看出，研究区盒8段砂岩碎屑颗粒粒度概率曲线全部为标准的两段式(图3)，悬浮总体比较发育，跳跃总体含量很高，分选较好，斜率相对较大，一般不存在滚动组分，仅在砂岩底部存在少量冲刷成因的砾石，代表了河道沉积的特点。

图3 研究区盒8段砂岩概率累积曲线Fig .3 Sandstone cumulative probability curves of He 8 Member in the study area

在GR曲线上，研究区盒8段分流河道表现为钟形或带齿状钟形或箱形，具有中高幅值，曲线顶、底变化截然(图4)。反映了水流强度由高流态向低流态的转变，以及水流能量减弱和物源供给迅速减少的衰歇分流河道沉积特征。由于河道侧向迁移、改道频繁，砂体间相互冲刷、切割及叠置，垂向上许多砂岩透镜体相互叠置，从而形成了20 m以上的巨厚砂体。

1.2 分流间湾

研究区盒8段分流间湾沉积物主要由粉砂质泥岩、泥质粉砂岩及泥岩组成，厚度相对较小，其中泥岩颜色多变，有还原色也有氧化色，以杂色、褐色、灰色及灰绿色为主，深灰色及灰黑色次之[16]，说明研究区沉积时，沉积物存在暴露氧化现象，沉积水体水位升降频繁，间歇性氧化和还原环境交替出现。岩心观察发现，研究区下石盒子组泥岩中见古植物化石及炭质碎片，早期地层中所含化石稀少；发育水平层理、沙纹层理及波状层理，常与水下分流河道叠置。

研究区盒8段分流间湾GR曲线呈中—低微齿形(图4)。由于分流河道位置多变，同时对下伏沉积物有强烈的冲刷作用，分流间湾有时保存不完整或不太发育。

2 储层发育特征

2.1 储层岩石学特征

通过对研究区盒8段18口取心井的岩心观察及90块薄片的鉴定结果分析，岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩及岩屑砂岩是该区块盒8气层组砂岩的主要类型，还有极少量的岩屑石英砂岩(图5)。碎屑组成为：石英26%～76%，含少量燧石1%～3%；长石3%～46%，钾长石2%～41%，斜长石1%～23%；岩屑含量17%～52%，以石英岩等变质岩岩屑(8%～38%)最为常见，火成岩岩屑(2%～27%)次之，沉积岩岩屑(1%～10%)较为少见，云母含量1%～15%。填隙物含量变化较大，介于5%～40%之间，平均为16.6%，成分以泥质和方解石为主，其次为菱铁矿和高岭石，此外还含有少量的石英次生加大。砂岩分选中等，磨圆多为次棱状、次棱—次圆状及次圆状。镜下观察以颗粒支撑为主，颗粒间多为线接触和点—线接触，孔隙式胶结占优势。

注：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。

图5 研究区盒8段砂岩分类三角

Fig .5 Triangular diagram of the sandstone types of He 8 Member in the study area

2.2 储集空间类型

通过岩石薄片、铸体薄片及扫描电镜观察分析，研究区盒8段储层面孔率为0～13%，平均为2.16%;致密砂岩储层储集空间类型包括剩余原生粒间孔、次生溶孔(包括粒间溶孔、粒内溶孔及胶结物溶孔)、高岭石晶间孔、云母晶间孔以及微裂缝等，以剩余原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔为主(图6)。

2.2.1 剩余原生粒间孔

砂岩骨架颗粒经压实作用等成岩作用后残余的原生颗粒间的孔隙空间通常形成于成岩阶段的早期。研究区盒8段埋深相对较浅的井为中等压实，镜下常见石英颗粒发育绿泥石矿物衬边抑制胶结作用，保留部分残余原生孔(图6a)，其储层物性较好，孔隙度一般大于10%。

2.2.2 次生溶孔

研究区盒8段储层溶蚀作用十分发育，各种类型的次生溶孔是最主要的储集空间类型，次生溶孔按结构可细分为粒内溶孔和粒间溶孔。

1) 粒内溶孔。由易溶性矿物(长石、方解石)及部分岩屑颗粒、石英颗粒被孔隙流体溶蚀而形成，最常见长石粒内溶孔，通常沿长石节理缝溶蚀(图6b、c)；其次为不稳定岩屑、溶蚀孔，若溶蚀作用强烈，长石颗粒及岩屑常被完全溶蚀仅残留矿物边缘形成铸模孔(图6d)；石英溶蚀主要发育在中晚成岩阶段，镜下可见石英颗粒内产生细小孔隙，另外在石英及长石颗粒周围被溶蚀形成锯齿状、港湾状不规则边缘(图6e)。

2) 粒间溶孔。颗粒间填隙物被溶蚀形成粒间溶孔，若未完全溶蚀，可在杂基和胶结物内形成杂基微孔(图6f)及胶结物溶孔(图6g)；若石英颗粒间填隙物基本被溶蚀干净，且石英颗粒边缘干净，则形成完整的粒间溶孔(图6a、h)，粒间溶孔孔隙间连通性较好，扫描电镜下可见部分粒间溶孔被高岭石、伊利石、绿泥石及石盐晶体充填(图6i)。

2.2.3 晶间孔

在研究区盒8段可见部分次生溶孔被高岭石晶体充填粒间而形成高岭石晶间孔(图6j)。此外，片状云母也可充填粒间溶孔，在云母晶体之间形成云母晶间微孔隙(图6k)。

2.2.4 微裂缝

研究区盒8段发育部分溶蚀成因的溶蚀裂缝、黏土矿物失水形成的收缩缝以及构造应力作用下颗粒发生破裂形成的微裂缝，镜下可见裂缝被黑色有机质充填或半充填现象(图6l)。

2.3 物性特征

对研究区盒8段24口井岩心覆压孔渗数据分析表明，砂岩孔隙度为0.35%～21.91%，平均为6.35%；渗透率为0.001～4.06 mD，平均为0.161 mD。由物性分布频率直方图可知(图7)，孔隙度主要集中在2%～10%之间，孔隙度小于10%的储层占总体的94%；渗透率主要集中在0.01～0.5 mD，渗透率小于0.5 mD的储层占总体的96%。对比发现，盒8上段物性略好于盒8下段，盒8段为典型的致密砂岩储层，具有低孔、特低渗储层特征[17]。分析认为，研究区大部分样品渗透率小于0.5 mD，制约了盒8段天然气的富集和高产，但是由于微裂缝的存在，使得存在相对富集高产的井区。

注：a—原生粒间孔、粒间溶孔，1 540.55 m；b—长石粒内溶孔，1 838.24 m；c—长石溶蚀产生粒内孔隙，1 678.31 m；d—长石铸模孔，1 811.06 m；e—石英粒内孔隙，1 895.59 m;f—杂基微孔，1 809.49 m；g—胶结物内溶孔，1 764.11 m；h—粒间溶孔，1 479.85 m；i—粒间孔隙充填伊利石，1 675.55 m；j—高岭石晶间孔，1 804.48 m；k—云母晶间微孔隙，1 552.6 m;l—微裂缝，1 806.4 m。

图6 研究区盒8段砂岩储集空间显微照片

Fig .6 Micrograph of sandstone reservoir of He 8 Member in the study area

图7 研究区盒8段覆压孔隙度、渗透率频率分布直方图Fig .7 Frequency histogram of overburden porosity and permeability distribution of He 8 Member in the study area

分析表明，研究区盒8段大部分孔隙度与渗透率具有正相关性(图8)，反映孔渗性是决定储层优劣的主要因素，为典型孔隙型储层。依据储集空间类型及孔渗对比关系，可将研究区盒8段储层大致分为4类：A类为孤立微孔，孔隙度<4%，渗透率<0.01 mD；B类多为剩余原生粒间孔，包括少量粒间溶孔及晶间孔，孔隙度为3%～6%，渗透率为0.01～1 mD；C类为次生溶孔发育带，孔隙度介于6%～15%，渗透率0.05～10 mD；D类发育微裂缝，孔隙度<4%，渗透率为0.5～10 mD。可见，研究区储层物性特征与储集空间类型有很好的对应关系。

图8 研究区盒8段覆压孔隙度、覆压渗透率关系Fig .8 Relationship of overburden porosity and overburden permeability of He 8 Member in the study area

2.4 孔隙结构特征

通过对研究区盒8段16口井54个高压压汞样品数据的分析，最大孔喉半径为0.086～2.244 μm，平均为0.703 μm，储层最大孔隙半径总体偏小；中值半径主要分布在0.06～0.363 μm，平均为0.059 μm，中值半径小于0.1 μm的样品占统计样品数的87.5%。毛管压力曲线特征表明，排驱压力分布在0.327～8.755 MPa，平均为1.637 MPa，排驱压力较高；中值压力为2.084～126.302 MPa，平均为28.348 MPa；最大进汞饱和度为17.94%～93.254%，平均为61.142%；退汞效率为26.164%～56.432%，平均为37.924%。

选取典型毛管压力曲线进一步分析发现，中值半径、最大进汞饱和度、中值压力这3个参数为研究区盒8段孔隙结构特征的敏感参数，据此将盒8段砂岩储层孔隙结构划分为3类(图9、表1):Ⅰ类储层占比16.7%，排驱压力最低，平均为0.984 MPa，孔隙发育，连通性好，分选系数平均为1.854;毛管压力曲线为宽缓平台型，歪度平均为-0.076，较细歪度，孔喉分选较好，对应沉积微相多为心滩及河道中心区域。Ⅱ类储层占比 42.6%，排驱压力平均为1.227 MPa，分选系数平均为2.741;毛管压力曲线为缓坡型，歪度平均为-0.248，细歪度，孔喉分选中等，对应沉积微相为主河道发育区。Ⅲ类储层占比40.7%，排驱压力最高，平均为2.333 MPa，分选系数平均为2.333;毛管压力曲线为斜坡型，歪度平均为-0.904，细歪度，孔喉分选中等，对应沉积微相多为河道边部。研究还发现，随着排驱压力、中值压力的增加，储层的渗透率明显减小；随着孔喉半径、喉道中值半径的增大，储层渗透率也相应增大。孔隙度与孔隙结构参数也存在明显的相关性，但明显低于渗透率与孔隙结构的相关性。

图9 研究区盒8段典型井高压压汞曲线Fig .9 Typical high pressure mercury injection curves of He 8 Member in the study area表1 研究区盒8段孔隙结构分类标准Table 1 Pore structure classification of He 8 Member in the study area

储层分类中值半径/μm中值压力/MPa最大进汞饱和度/%Ⅰ类>0.09<10>80Ⅱ类0.02～0.0910～6055～80Ⅲ类<0.02>60<55

通过上述分析可以看出，研究区盒8段主要为Ⅱ类、Ⅲ类储层，储集空间以中小孔隙为主，排驱压力较高，表现出低孔、特低渗储层较致密的特征。

3 储层物性主控因素

3.1 物源提供了储层的物质基础

沉积物母岩类型不同导致砂岩岩性存在差异，进而影响储层物性[18]。根据构造演化分析，研究区盒8段沉积时期物源主要来自盆地北部，岩性与阴山古陆中的变粒岩相、片麻岩相、麻粒岩相及花岗闪长岩、混合花岗岩、火山岩存在继承性，主体由变质岩和火山岩构成。前人研究结果揭示，鄂尔多斯盆地北部物源东西分带，其中西部以富石英为主，抗压实能力强，而东部塑性岩屑较为发育(岩屑砂岩、长石岩屑砂岩及岩屑长石砂岩发育)，在成岩作用下导致储层物性较差[19-22]。

3.2 沉积体系决定了砂体类型及发育规模

沉积体系是影响储层储集性能的地质基础，不同沉积微相类型的储集性能差异很大。研究区盒8段主要为辫状河三角洲平原沉积体系，主体发育分流河道和分流间湾，砂体类型以分流河道砂体为主，河道频繁摆动，多期叠置，垂向厚度较大，横向连片性好。研究发现，砂岩粒径大小与储层物性具有明显正相关性，砂岩粒度较粗，泥质不易沉积，原始孔隙空间较大，且利于后期的成岩改造。此外，砂体厚度变大，所提供的储集体多，有利于储层发育。研究区盒8段分流河道主河道砂体和心滩沉积厚度大(>15 m)，粒度粗，分选好，储层物性最好，其中心滩厚度大于20 m，为最有利储层发育区；分流河道边部砂体厚度介于5～10 m，水动力减弱，岩性较细，分选变差，孔渗性相应减小；而分流间湾由于泥质含量的增多导致岩性致密，物性很差，不是有利储层发育区。

3.3 成岩作用决定了储层致密程度与次生孔隙发育

包裹体均一温度、镜质体反射率实验结果以及孔隙类型研究表明，研究区盒8段成岩阶段处于中成岩阶段A期，成岩作用主要包括压实压溶、胶结、溶蚀及交代作用。压实作用及各类胶结作用是本区储层致密化的主要原因，溶蚀作用是本区最主要的建设性成岩作用，是改善储层致密性的关键[23-26]。

1) 压实、压溶作用。压实作用是导致研究区上古生界储层致密化的主要原因，埋深与塑性组分质量分数是导致压实作用强烈的直接因素。研究区盒8段砂岩粒度较粗，分选中等，石英含量平均为40.48%，变质岩岩屑等塑性岩屑含量较高，抗压实能力不强，镜下观察表现为岩石压实致密，颗粒呈定向排列，刚性颗粒间表现为线—凹凸接触为主(图10a)，刚性和塑性颗粒相间分布易被紧密压实；同时塑性云母被压实变形、蚀变(图10b)，长石颗粒发生挤压破碎(图10c)，泥质岩屑往往被压实变形呈假杂基化。此外，随埋藏深度增加，碎屑颗粒间会发生压溶作用，发生黏土矿物转变、长石压溶后形成新的胶结物等，可产生大量氧化硅等物质，为石英次生加大提供物质基础[27]。研究区镜下观察发现颗粒间泥质填隙物发生水云母化(图10d)，扫描电镜下观察发现长石发生溶蚀并向丝片状伊利石发生转化(图10e)。

2)胶结作用。各类胶结作用同样是研究区上古生界储层致密化的主要原因，主要有硅质胶结、铁质胶结、碳酸盐胶结和黏土矿物胶结4种形式[28]。硅质胶结多呈完整的自生石英晶体赋存在粒间孔中，主要以石英次生加大及硅质充填粒间孔隙形式为主(图10f、g)，形成期晚于绿泥石黏土膜沉淀作用，含量较低，平均3%～5%左右，常与各类次生溶孔伴生，对储层物性影响较大，反映储层处于酸性成岩环境。铁质胶结主要以菱铁矿和黄铁矿的形式存在，呈凝块状、散点状分布于颗粒间(图10b)。碳酸盐胶结为本区主要胶结类型，方解石和白云石均可出现，早期主要是泥晶方解石和白云石，在成岩中期，早期的泥晶和微晶碳酸盐岩将向粉晶和细晶碳酸盐岩转化，在成岩晚期，由于地层埋藏深度大，温度和压力增高，在高温缺氧的还原环境下形成含铁的晚期碳酸盐矿物(图10h)，导致储层孔隙度减小，但碳酸盐胶结物后期可发生溶蚀，产生次生孔隙，改善储层物性。黏土胶结是本区另一重要的胶结类型，主要为伊利石和绿泥石胶结，髙岭石胶结较少。充填于粒间孔的髙岭石自形程度较好，呈书页状、鳞片状等产状产出，且内部保存了较好的晶间孔隙，是研究区重要的储集空间之一(图10i)；伊利石呈丝片状充填于孔隙中(图10i)，堵塞孔隙喉道；绿泥石呈针叶状、片状在颗粒边缘以绿泥石薄膜的形式存在(图10j)。这些胶结物赋存在孔隙空间中，降低了孔喉连通性，同时本区塑性岩屑含量较高，孔隙更小，因此物性相对较差。但是，绿泥石薄膜胶结物可增强岩石的支撑及抗压实能力，阻止石英次生加大，对储层物性起积极的改善作用。分析表明，研究区上古生界含绿泥石黏土膜的砂岩物性较好，孔隙度一般大于6%，渗透率>0.1 mD，甚至数个毫达西。

注：a.压实致密，颗粒定向排列，1 784 m；b.云母压实变形，菱铁矿，1 531.49 m；c.长石颗粒变形，1 756.27 m；d.填隙物发生水云母化，1 844.42 m；e.长石溶蚀向伊利石转化，1 619.02 m；f.石英次生加大，1 839.04 m；g.粒间被硅质所充填，1 727.39 m；h.铁方解石胶结，1 532.84 m；i.高岭石和伊利石充填，1 809.49 m；j.绿泥石薄膜，1 614.98 m；k.溶蚀，方解石交代长石，1 811.06 m；l.斜长石绢云母化，1 608.42 m。

图10 研究区盒8段砂岩成岩作用显微照片

Fig .10 Micrograph of sandstone diagenesis of He 8 Member in the study area

3) 溶蚀作用。溶蚀作用是研究区上古生界储层最重要的建设性成岩作用，以产生大量次生孔隙为特征，主要表现为颗粒内自身的溶蚀以及颗粒间杂基/胶结物的溶蚀。颗粒自身溶蚀包括不稳定矿物(长石、方解石和岩屑等)被溶蚀形成粒内溶孔(图10k)，处于酸性成岩环境改造下的储层物性条件较好，有利于优质储层形成；碱性环境中可见石英被溶蚀现象[29]，颗粒完全被溶蚀可形成铸模孔；填隙物溶蚀以各类碳酸盐胶结物溶蚀为典型，同时也包括黏土杂基/胶结物的溶蚀作用，形成次生的粒间溶孔。分析表明，溶蚀作用有效地改善了研究区上古生界储层的孔渗性及储集性能，储层物性变好，孔隙度一般大于6%，渗透率>0.1 mD，甚至数个毫达西。

4) 交代作用。研究区上古生界储层主要发育碳酸盐交代长石现象(图10k)，表现为方解石、铁方解石、白云石、铁白云石以不同程度部分或全部交代长石。长石在埋藏地层水作用下容易发生绢云母化(图10l)，多为低温热液蚀变产物，对砂岩储层的孔隙喉道具有一定的破坏作用。此外，还可观察到长石及岩屑黏土化和晚期碳酸盐交代作用。研究表明，交代作用对研究区上古生界储层的孔渗条件影响不大[30]。

4 结论

1) 研究区盒8段发育辫状河三角洲平原沉积体系，主要包括分流河道及分流间湾微相。分流河道以心滩沉积为主，为研究区的骨架砂体,河道侧向迁移、改道频繁，砂体间相互冲刷、切割及叠置，垂向上可形成20 m以上的巨厚砂体。分流间湾是分流河道间的低洼地区，由于分流河道位置多变，同时对下伏沉积物有强烈冲刷作用，分流间湾有时保存不完整或不太发育。

2) 研究区盒8段储层砂岩类型多为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，岩屑砂岩次之;储集空间类型以剩余原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔为主;储层物性表现为低孔、特低渗特征;储层孔隙结构可划分为3类，主要为Ⅱ类、Ⅲ类储层，储集空间以中小孔隙为主，排驱压力较高。

3) 研究区盒8段储层物性主控因素表现为：物源提供了储层的物质基础，沉积时期物源主要来自盆地北部，具有东西分带的特征。沉积体系决定了砂体类型及发育规模，分流河道主河道砂体和心滩沉积厚度大于15 m，为最有利储层发育区。成岩阶段处于中成岩阶段A期，压实作用及各类胶结作用是本区储层致密化的主要原因，溶蚀作用是本区最主要的建设性成岩作用，是改善储层致密性的关键。

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