苏里格气田岩石相控制的致密砂岩储层质量差异机理

李进步，刘子豪，徐振华，李 娅，王 艳

(1.中国石油长庆油田分公司，陕西 西安 710018;2.中国石油大学(北京)，北京 102200)

0 引言

致密砂岩气藏作为非常规天然气藏中的主要类型之一，已在鄂尔多斯、四川、塔里木、渤海湾等盆地发现了储量巨大、分布广泛的天然气资源［1－3］。该类储层多受到较强成岩作用的影响，储层物性差且非均质性极强，孔隙结构复杂，“甜点”分布预测难度大［4－6］。鄂尔多斯盆地苏里格气田是目前中国发现的最大气田，为典型的致密砂岩气藏气田［7］。苏里格气田不同区块的开发效果差异较大，同一区块内部的邻井产量的差异也较大，极大影响了开发井网的部署及开发的深入［8－10］。研究发现，苏里格气田西区南部下石盒子组的岩石相影响储层质量，导致产能差异，但岩石相控制的致密砂岩储层质量差异机理尚不明确。以苏里格气田中南部的3个开发区块为例，基于岩心、测井资料，通过薄片观察、实验分析等方法，阐明不同岩石相的储层质量差异特征，探讨储层质量差异机理，为该区有利储层的预测及致密砂岩气藏勘探开发的深入提供理论依据。

1 区域地质概况

苏里格气田位于长庆靖边气田西北侧的苏里格庙地区，研究区位于苏里格气田中南部，构造上处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡之上，构造稳定，地形平缓［6］，海拔约为1 200～1 500 m，总面积约为1 360 km2(图1a)。研究区上古生界地层自下而上发育有上石炭统本溪组、下二叠统太原组、下二叠统山西组、中二叠统下石盒子组、中二叠统上石盒子组、上二叠统石千峰组，总沉积厚度为700 m左右，主要含气层段位于山西组和下石盒子组［11］。其中，盒8段为产能最好的含气层段，沉积期发育三角洲平原沉积相，沉积微相类型主要为分流河道、溢岸及分流间湾［12－13］(图 1b)。研究区盒8段储层岩性以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主，粒度多为中粗粒到细粒级别，岩石组分以石英和岩屑为主，长石含量极低，石英颗粒含量大于50.00%，岩屑以火山岩岩屑和变质岩岩屑为主，砂岩结构成熟度较低，分选中等—好。研究区总体储层物性较差，平均孔隙度约为8.70%，平均渗透率约为0.64 mD，为典型的低渗致密储层。从生产情况上看，研究区“甜点”区的单井射孔后日产气量一般大于1×104m3/d，但“甜点”分布复杂，各井产能差异较大。

图1 研究区构造位置及沉积相分布Fig.1 The tectonic location and sedimentary facies distribution in study area

2 岩石学特征

2.1 岩石组分特征

根据岩心资料，研究区盒8段储层的岩性主要为石英砂岩、岩屑石英砂岩及岩屑砂岩;碎屑颗粒以石英为主(平均含量约为73.00%)，岩屑次之(平均含量约为15.00%)，长石含量极少，仅在岩屑石英砂岩或岩屑砂岩中零星分布。

研究区盒8段储层颗粒间的填隙物含量约为12.00%，以胶结物为主，杂基含量较少，胶结物类型主要包括石英胶结、钙质胶结、黏土矿物胶结等(图2a—c)。其中，石英胶结是研究区盒8段最主要的胶结类型，石英胶结物平均含量约为5.35%，最高可达22.00%，石英胶结主要以2种形式存在，一种为石英加大边，另一种为孔隙中形成的自生石英颗粒(图2a、b);此外，黏土矿物胶结也是重要的胶结类型之一，其平均含量可达到6.20%，主要包括高岭石、伊利石、绿泥石等(图2b、c);钙质胶结在研究区发育相对较弱，平均含量仅为1.89%，主要包括方解石和铁方解石胶结等，以孔隙充填式胶结为主。

图2 研究区盒8段典型的岩心矿物薄片及扫描电镜Fig.2 The typical core mineral slice and scanning electron microscope of Member 8 of the Lower Shihezi Formation in study area

2.2 岩石组构特征

根据岩心资料，研究区盒8段砂岩粒径多为0.25～1.00 mm，以含砾粗砂岩、粗砂岩、中砂岩为主，碎屑颗粒多为次棱角—次圆状，分选中—好，颗粒间主要为线接触或凹凸接触，少数呈点接触或点－线接触(图 2a、d、e)。

根据岩心粒度特征，研究区内砂岩可划分为5种类型岩石相(为简便起见，涉及具体岩石相名称时简称为岩相)，包括细砾岩－含砾粗砂岩相(粒径大于1.00 mm)、粗砂岩相(粒径为 0.50～1.00 mm)、中砂岩相(粒径为0.25～0.50 mm)、细砂岩相(粒径为0.10～0.25 mm)、粉砂－泥岩相(粒径小于0.10 mm)，其中，前4种为储层岩石相，最后一种为非储层岩石相。研究区储层岩石相以中砂岩相及细砂岩相为主，分别约占12%和13%，而细砾岩－含砾粗砂岩相及粗砂岩相仅约占7%与6%。由于非储层岩石相含气饱和度极低，难以形成有效储层，因而不做具体研究。

3 不同岩石相储层质量差异特征

通过117块岩心分析化验(物性分析、岩心薄片及压汞实验)资料，发现不同岩石相的储层质量具有明显的差异，包括储层宏观物性差异及微观孔隙结构差异。

3.1 不同岩石相的储层宏观物性差异

苏里格气田下石盒子组盒8段不同储层岩石相的平均孔隙度为4.00%～10.00%，差异较小，其中，细砾岩－含砾粗砂岩相及粗砂岩相孔隙度相近，均约为10.00%，孔隙度最高，而细砂岩相孔隙度最低，约为4.00%(表1)。但是，不同储层岩石相的平均渗透率差异明显，其中，细砾岩－含砾粗砂岩相的平均渗透率最高，为2.37 mD，粗砂岩相次之，仅为0.46 mD，而最差的细砂岩相的渗透率小于0.10 mD(表1)。

表1 不同岩石相孔隙度和渗透率特征Table 1 The porosity and permeability characteristics of different lithofacies

3.2 不同岩石相的微观孔隙结构差异特征

研究区储层的孔隙结构较为复杂，根据铸体薄片及扫描电镜资料，发现研究区孔隙类型主要包括粒间孔隙(包括残余粒间孔、粒间溶孔)、粒内溶孔和微孔隙(微孔、晶间孔)等，喉道类型主要包括片状、管束状和缩颈型喉道。其中，粒间孔及片状喉道为研究区盒8段主要的孔隙及喉道类型。

通过对研究区砂岩样品的孔喉配置关系进行分析，并依据各类孔隙占总孔隙体积的比例，确定样品中发育的主要和次要孔隙类型(分别占总体积的50%和30%)，同时将片状喉道进一步细分为宽片状喉道(喉道半径大于5 μm)和窄片状喉道(喉道半径小于5 μm)。在此基础上，共将研究区砂岩划分为6种孔喉配置关系，分别为粒间孔－缩颈型喉道、粒间孔－宽片状喉道、粒间孔－粒内孔－宽片状喉道、粒间孔－微孔隙－宽片状喉道、粒内孔－微孔隙－窄片状喉道、微孔隙群－管束状喉道。其中，粒间孔－缩颈型喉道对应的孔喉半径最大，孔渗性最好，而微孔隙群－管束状喉道的孔喉半径最小，孔渗性最差。

进一步研究发现，不同岩石相对应的孔喉配置关系差异明显，其中，细砾岩－含砾粗砂岩相主要发育粒间孔－缩颈型喉道(图2e)，粗砂岩相主要发育粒间孔－宽片状喉道(图2f)、粒间孔－粒内孔－宽片状喉道(图2d)，中砂岩相主要发育粒间孔－微孔隙－宽片状喉道(图2g)、粒内孔－微孔隙－窄片状喉道(图2h)，而细砂岩相主要发育微孔隙群－管束状喉道(图2i)。不同的岩石相类型具有不同的孔喉类型和配置关系，这也是导致其物性差异的根本原因。

4 储层质量差异机理

4.1 不同岩石相的差异成岩作用

研究区砂岩储层经历了复杂的成岩演化过程，主要的成岩作用包括压实、胶结及溶解作用，由于储层岩石相类型的差异，不同岩石相经历的成岩作用类型和程度均有不同。

4.1.1 不同岩石相的差异压实作用

压实作用是研究区砂岩储层致密的最主要因素，研究区压实率普遍大于70%，最高可达到95%以上，强烈的压实作用一方面可以导致刚性颗粒(如石英)发生破裂(图2f)，另一方面也可以导致塑性矿物(如云母、火山岩岩屑等)发生塑性形变，甚至充填到孔隙中形成假杂基，从而导致储层孔隙大量减少(图2i)。

对于不同类型的岩石相，其压实作用强度也有一定差异。细砾岩－含砾粗砂岩相和粗砂岩相的压实程度较弱，压实率多小于70%，这一方面是由于粗颗粒本身表现出了较强抗压能力，另一方面，当砂岩粒度较大时，塑性矿物的含量会降低，从而增强了粗岩相砂岩的抗压实能力。与之相对的，中砂岩相和细砂岩相的塑性矿物含量相对较高，因此，压实率也随塑性矿物含量的增加而增加，其压实率多大于75%。

4.1.2 不同岩石相的差异胶结作用

研究区胶结作用普遍较为发育，其中，以硅质胶结作用为主，石英晶体会在石英颗粒边缘附着然后沿颗粒边缘向上生长。在有充足石英来源的情况下，不同颗粒间的石英胶结会一直生长到占据所有孔隙空间，从而使储层物性降低(图2a)。

研究区粗岩相砂岩受到的硅质胶结作用最强，平均硅质胶结含量为7.35%，这主要是由于粗岩相砂岩早期抗压实能力较强，保留了较多的原始粒间孔隙，为硅质胶结的发育提供了充足的生长空间。中细砂岩相中硅质胶结平均含量为5.10%，这主要是由于压实作用相对较强，缺乏石英胶结所需的生长空间，而且中细砂岩相中塑性矿物含量较高，抑制了石英胶结的发育［14－15］。

4.1.3 不同岩石相的差异溶解作用

溶解作用是研究区次生孔隙形成的主要原因，研究区溶解孔隙类型主要包括岩屑溶孔和长石溶孔，溶蚀孔隙的发育对于储层质量的提升有极其重要作用。

大气中的CO2和烃源岩热解中产生的有机酸是溶蚀孔隙形成的重要因素［16－17］。由于粗岩相的抗压实能力较强，残余粒间孔比较发育，酸性流体更容易进入，从而形成大量的溶蚀孔隙，扩宽喉道半径(图2e)，进而改善储层质量;中细砂岩相由于塑性矿物含量较高，压实相对致密，溶蚀孔隙相对不发育。

4.2 不同岩石相的差异成岩序列与孔隙演化

不同类型的岩石相在成岩作用过程中发生不同变化，从而对孔隙演化产生不同的影响，最终导致砂岩的储集性能的差异［17－22］。综合岩石相类型及塑性矿物含量，研究了4种岩石相的成岩和孔隙演化过程(图3)。

4.2.1 粗岩相

粗岩相主要为细砾岩－含砾粗砂岩相、粗砂岩相，石英含量大于70.00%，岩屑中塑性成分小于10.00%，主要经历了弱压实—强胶结—强溶解的成岩序列，形成低孔低渗储层(图3)。

粗岩相的粒度较粗，原始孔隙度较高，约为40.00%。在早期压实过程中，粗颗粒及较低的塑性矿物含量使其抗压能力较强，压实后仍存留大量残余粒间孔隙，孔隙度约为20.00%;随后，残余粒间孔隙为胶结作用提供了充足的空间，发生了强胶结作用，孔隙度约为10.00%;最后，残余孔隙中的酸性流体促进了强溶解作用，孔隙度最终大于10.00%。该类岩石相经过成岩作用后，仍能保留较好的孔渗性，为研究区最好的储层。

4.2.2 富含刚性颗粒的中砂岩相

该类岩石相主要为中砂岩相，石英含量大于70.00%，塑性成分小于10.00%，主要经历了中等压实—中等胶结—中等溶解的成岩序列，形成低孔低渗储层(图3)。

该类岩相的粒度中等，原始孔隙度约为35.00%。早期，中等粒度的颗粒及较低的塑性矿物含量使其发生了中等强度的压实作用，压实后的孔隙度约为15.00%;随后，部分残余粒间孔隙中发生了中等强度的胶结作用，孔隙度约为5.00%;最后，残余孔隙中的酸性流体发生了一定强度的溶解作用，孔隙度最终约为8.00%。

4.2.3 富含塑性颗粒的中砂岩相

该类岩相仍为中砂岩相，但石英含量小于70.00%，塑性成分大于10.00%，主要经历了强压实—中等胶结—中等溶解的成岩序列，形成特低孔特低渗储层(图3)。

图3 4种岩相的成岩序列及孔隙演化模式及典型薄片Fig.3 The diagenetic sequence and pore evolution model of the four lithofacies and typical mineral slices

该类岩相的粒度中等，原始孔隙度约为35.00%。早期，中等粒度的颗粒及较高的塑性矿物含量使其发生了强压实作用，压实后的孔隙度约为10.00%;随后，部分残余粒内孔隙发生了中等强度的胶结及溶解作用，孔隙度最终约为5.00%。

4.2.4 细砂岩相

该类岩相主要为细砂岩相，石英含量一般小于60.00%，塑性成分含量大于15.00%，主要经历了强压实—弱胶结—弱溶解的成岩序列，形成致密储层(图3)。

该类岩相的砂岩颗粒较细，原始孔隙度仅约为30.00%。早期，细粒度的颗粒及较高的塑性矿物含量使其发生了强压实作用，塑性矿物(云母、火山岩岩屑、变质岩岩屑等)发生强烈变形，并充填粒间孔隙。砂岩中主要的孔隙类型为黏土矿物的晶间孔及微孔隙，压实后的孔隙度仅约为5.00%;随后，低孔隙空间导致了胶结与溶解作用程度较弱，孔隙度最终小于5.00%。

5 有利储层分布规律

通过上述分析发现，研究区粗岩相(细砾岩－含砾粗砂岩相与粗砂岩相)的储层物性最好，渗透率多大于0.40 mD，单井射孔后的日产气量一般大于2 000 m3/d。其中，细砾岩－含砾粗砂岩相渗透率多大于1.00 mD，其单井射孔后的日产气量一般大于1×104m3/d，为研究区的有利“甜点”。

利用岩心标定测井，对研究区单井进行了岩石相测井解释(图4)，并以此为条件数据，进行了单层的岩石相分布研究(图5)。由图5可知，研究区粗岩相多呈孤立透镜状分布于条带状分流河道砂体之中，而粗岩相中的细砾岩－含砾粗砂岩相的分布范围更小，分布更离散，这一分布特征是导致研究区单井之间产能差异明显的主要原因。因此，为了高效地开采此类致密砂岩储层，有必要进行精细的岩石相分布研究，确定粗岩相，尤其是细砾岩－含砾粗砂岩相的分布。

图4 岩石相单井测井解释模板Fig.4 The single－well logging interpretation of lithofacies

图5 盒8下段1～3层岩石相分布Fig.5 The lithofacies distribution of 1～3 layer in the lower Member of He8

6 结论

(1)岩石相类型控制砂岩储层成岩差异，砂岩粒度越大，塑性矿物含量越少，则压实强度越低，溶解程度增大，即使胶结程度偏高，也能形成良好的储层。

(2)根据岩石相及塑性岩屑含量，研究区储层成岩演化序列可以分为4类，包括粗岩相(细砾岩－含砾粗砂岩相与粗砂岩相的统称)、富含刚性颗粒的中砂岩相、富含塑性颗粒的中砂岩相及细砂岩相。其中，粗岩相经历了弱压实作用—强胶结—强溶解的成岩序列，最终孔隙度多大于10.00%，物性最好。

(3)研究区粗岩相多呈孤立透镜状分布于条带状分流河道砂体之中，而单一细砾岩－含砾粗砂岩相的分布范围更小，分布更离散，这一分布特征是导致井间产能差异明显的主要原因。确定粗岩相，尤其是细砾岩－含砾粗砂岩相的分布是研究区致密砂岩储层高效开发的前提。

(4)不同的岩石相储层质量具有明显的差异，研究区细砾岩－含砾粗砂岩相的储层质量最好，渗透率大于1.00 mD，主要发育粒间孔－缩颈型喉道，其单井射孔后的日产气量一般大于1×104m3/d;粗砂岩相的储层质量次之，而细砂岩相最差。