鄂尔多斯盆地甘泉地区山2段储层特征及其控制因素研究

张家騛，武 渝，赵 航，任星民

(陕西延长石油(集团)研究院，陕西 西安 710065)

甘泉地区构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的东南部，属于平缓的西倾单斜，在其局部可见小型鼻状隆起。甘泉地区二叠统山2段以辫状河三角洲沉积为主[1-2]，砂体延伸受北部物源控制[3]。山2气层组是甘泉地区的主力层位之一。甘泉地区气田动态资料显示，受储层质量、横纵向砂体展布以及储层微观特征影响，气田开发效果与开发方案出现差异。本次研究利用岩心描述、物性分析、薄片鉴定、扫描电镜及压汞分析等资料系统研究了山2段储层特征，并从沉积作用、成岩作用方面对其控制因素进深入剖析，对于该区气田开发方案的精细制定以及气田开发效果改善有着一定的指导作用。

1 储层特征

1.1 岩石学特征

通过对研究区山2气层段 185.0 m 岩心的观察和121块岩石薄片的鉴定，山2储层主要发育岩屑砂岩及岩屑石英砂岩，而石英砂岩相对较少(见图1)。

图1 山2段砂岩储层分类图

颗粒成分以石英为主，平均含量72.13%，其次为岩屑，平均含量27.27%。山2段岩屑组分中变质岩含量平均为16.74%，其次为钙化碎屑(平均为3.44%)，少量岩浆岩、云母，绿泥石含量最少(1.66%)。山2储层胶结物含量平均为12.0%，普遍发育的填隙物有高岭石、水云母、绿泥石、硅质和铁白云石，含量分别为2.4%、4.9%、2.3%、3.1%、3.8%；凝灰质、磁铁矿，白钛矿不发育。山2储层的主要粒径区间为0.1～1.2 mm 范围内，中-粗粒结构为主。分选中等至好；磨圆度主要为次棱，其次为次圆、圆状和棱角状；颗粒支撑，颗粒间主要接触类型为凹凸接触与线接触，少数呈点接触、点-线接触和线-凹凸接触；胶结类型主要为孔隙式胶结，而孔隙式-再生式胶结相对较少，极少量压嵌式胶结和基底式胶结，未见薄膜式胶结。石英次生加大比较常见。

因此，山2段储层的岩石学特征主要表现为成分成熟度中等、结构成熟度中等的特征。

1.2 储层物性

根据甘泉地区370块岩心分析样品数据进行统计，山2段储层的孔隙度最大值为12.3%，最小值为0.8%，平均值为5.8%；渗透率最大值为 3.890 mD，最小值为 0.003 mD，平值为 0.067 mD。从孔、渗频率分布直方图来看，山2段储层孔隙度集中分布在3.0%～9.0%之间，占样品总数的81.3%，渗透率集中分布在0.050～0.400 mD 之间，占样品总数的85.5%(见图2)。因此山2储层为特低孔、致密砂岩储层。

图2 甘泉地区山2段砂岩储层孔、渗分布特征

1.3 孔隙结构特征

1.3.1 孔隙类型及大小

甘泉地区铸体薄片资料表明，山2段储层主要孔隙类型为晶间孔、次生溶孔，并见一定数量的粒间孔。

1)粒间孔隙：本区原生孔隙主要为剩余原生粒间孔隙，它是因绿泥石、伊利石薄膜包裹碎屑颗粒后剩余的孔隙。可见不规则形态，孔径较大。有少量被次生石英加大、微晶方解石胶结物或者微晶石英集合体充填结束后剩余的粒间孔隙(见图3a)，原始粒间孔仅本区山2段仅在河道中心个别井点发育。

c.高岭石晶间孔，3628.23 m d.伊利石晶间孔，3784.33 m图3 甘泉地区山2段储层孔隙类型

2)次生溶孔：本区次生溶孔以长石溶与岩屑溶孔为主(见图3b)，颗粒内部溶孔多呈孤立状或者蜂窝状，也可见不规则呈港湾状的溶孔，孔径大小、分布呈不均匀状态。甘泉地区岩屑溶孔在山2段比较发育。

3)晶间孔

晶间孔是本区的主要孔隙类型，它存在于本区的形式主要分为两种，一种可见于岩屑、长石被蚀变高岭石内，另外一种位于粘土矿物中，可见于溶蚀作用或者交代蚀变作用的岩石内。甘泉地区晶间孔多见于山2段的岩屑砂岩或者岩屑石英砂岩内，大多为高岭石晶间孔(见图3c)，部分为伊利石晶间孔，而绿泥石晶间孔非常少见(见图3d)。

1.3.2 孔喉特征

甘泉地区山2段20块样品的压汞资料显示，山2储层孔喉整体分布较广，孔喉半径均呈现较小的特点。

山2段储层平均排驱压力为 0.88 MPa，平均中值压力 14.70 MPa，孔喉分布偏小孔喉；可见分选系数在1.11～1.45范围内，平均分选系数为1.21，分选中等至好；最大进汞饱和度处于40.57%～79.01%范围内，平均为61.71%。山2段砂岩孔喉半径整体偏小，分选中等，孔喉连通性差。

2 储层主控因素

2.1 沉积环境

甘泉地区山2段地层为三角洲沉积体系，砂体多呈透镜状、条带状或者土豆状形态，纵向上可见多期复合叠置砂体，砂体之间的接触形态较为复杂，或连通，或被致密岩层封隔，砂体形态多样。山2段储层以水下分流河道主砂带为主要发育处，与沉积相带分布存在较强的一致性，明显受相带控制。因此，沉积微相控制了储层的展布形态。同时孔隙度、渗透率高值区域与主砂体带的分布也存在较强的一致性，表现为水下分流河道主体的孔隙度、渗透率值较高，而水下分流河道的侧翼或者末端便显出孔隙度与渗透率较低的特点。说明沉积环境对本区储层物性的控制作用很强。

2.2 成岩作用

甘泉地区山2段储集层经历的成岩作用类型主要有对储层具有破坏性的机械压实作用、压溶作用以及胶结作用，同时还有对储层有利的溶蚀作用。

1)压实作用

甘泉地区山2段储层砂岩普遍受到强烈的机械压实作用，表现为随着上覆物质的增加，受到上覆压力与静水压力双重作用，颗粒之间的孔隙水逐步排出，碎屑颗粒进行重新组合排列，并且密度逐步增大，致使内部孔隙变小，伴随着云母或者其他软组分填充孔隙(见图4a)，孔隙体积进一步被占据，渗透度随之变差，这是造成储层致密的最主要原因。

a.软组分变形且定向性良好，3390.48 m b.硅质加大镶嵌状结构，3010.63 m

c.石英加大及粒表高岭石粘土，3786.64 m d.岩屑溶孔，3547.93 m

2)压溶作用

研究区山2段储层压溶作用也比较发育，表现为随着上覆物质的增加，受到较强的上覆压力与较高的地层温度的影响，颗粒间产生镶嵌作用(见图4b)，石英与长石出现次生加大现象，使得孔隙进一步被压缩，吼道同时被挤压，储层的孔隙度、渗透率变差。

3)胶结作用

研究区致密砂岩储层中胶结作用比较发育，一般胶结物从孔隙溶液中沉淀出来，并固结松散的沉积物，这一系列过程和结果被称为胶结作用(见图4c)。它是指将松散的沉积物质转换为沉积岩一种重要作用，同时也是对沉积层内孔隙度、渗透率破坏的主要作用类型[4-5]。

4)溶蚀作用

研究区内对储层具建设性的作用为溶蚀作用，在区内发育普遍，常见长石溶孔与岩屑溶孔(见图4d)，并可见部分碳酸盐胶结物以及凝灰质溶蚀孔。溶蚀作用从成岩作用开始至其结束一直存在，它对储层具有良好的改善作用，一般按时间段将溶蚀作用分为早期与晚期，早期多受到酸性的沉积水与生化甲烷气控制，而晚期随着有机质热演化，由大量有机酸控制。

3 结论

1)研究区山2段储层以中-粗岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主，成分成熟度与结构成熟度皆为中等；储层孔隙类型以晶间孔和次生溶孔为主，孔喉半径整体偏小，分选中等，孔喉连通性差，晶间孔和次生溶孔是基本油气储集空间，细喉则是基本渗流通道，属于特低孔、致密储集层。

2)储层物性特征控制因素主要为沉积作用与成岩作用。从平面上分析，水下分流河道主砂带内是储层发育较好部位，同时孔隙度和渗透率的高值也对应于主砂带，这些均表现为沉积相带对其良好控制。从垂向上分析，压实、压溶以及胶结作用使得本区山2段储层整体变差，而溶蚀作用对储层起到良好的改善。