镰刀湾地区上古生界致密气储集砂岩孔隙差异特征及其控藏规律

摘要

致密砂岩的孔隙演化过程影响致密天然气的富集及分布，是当前部署致密气储集砂体开发工作的研究重点。以镰刀湾地区上古生界盒8-山2段致密气储集砂岩为研究对象，通过气测孔渗、高压压汞数据结合岩石薄片及扫描电镜等显微观测，分析其物性特征，定性和定量表征孔隙特征，并探讨盒8-山2段孔隙差异特征的成因及其对致密气富集的影响。研究表明：镰刀湾地区上古生界盒8-山2段致密气储集砂岩为低孔-特低孔、低渗-特低渗储层。强压实作用和胶结作用分别是导致盒8-山2段砂岩气储集砂岩孔隙低孔化、特低孔化的主控因素，溶蚀作用是低孔型储集砂岩部分发育的主控因素;早期差异性胶结作用是储集砂岩孔隙差异演化的主要因素，也导致差异性溶蚀作用和晚期胶结作用的发生。胶结物含量高的储集砂岩含气性更好，其中无阻天然气主要赋存在晶间孔中，而更多的致密砂岩气主要赋存在胶结物溶蚀孔中。

关键词

鄂尔多斯盆地;致密砂岩气;上古生界;盒8段;山西组;孔隙差异演化

中图分类号：P618.13"" 文献标志码：A"" 文章编号：1004-0366（2024）06-0072-08

为减缓世界环境恶化与能源资源紧张问题［1-2］，中国作为高碳排放量国家，积极响应环境生态反馈与经济社会发展需求［3-4］，提出了“双碳”目标和绿色发展理念［5-6］。尽管化石能源是经济发展的重要保障［7-8］，能源消耗也必须坚持绿色理念和可持续发展道路。因此，清洁能源的高效开发利用是我国践行绿色发展理念和实现“双碳”目标中不可或缺的一环［9-10］。在清洁能源开发利用尚未突破前［11-12］，提高低碳化石能源如致密砂岩气等的消费占比，同样可以加快实现“双碳”目标。

鄂尔多斯盆地是我国重要的能源资源赋存区域，区域内常规-非常规油气勘探开发工作开展已逾110年［13-14］。盆地内上古生界致密砂岩气地质资源量约1.332×1013 m3，在国内致密气总资源量占比高达58.2%［15］，是我国天然气增产稳产的主力。近年来，诸多学者对鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩的储集砂体特征及其富集规律进行了大量研究，发现上古生界盒8段至本溪组砂体［16-17］在盆地内广泛分布准连续型低饱和度致密砂岩气藏［18-19］，储集砂岩孔渗普遍低于10%和1 mD［20-21］，是典型的低孔、低渗致密储层。致密砂岩的孔隙微观结构影响储集砂体内的天然气产能及其分布，是当前非常规能源资源储层的研究热点［22-23］。但前人的研究多集中在砂岩气储层特征［18-21］、气水关系分布［18，21］和成藏差异分析［20，24］，孔隙结构研究也侧重分形特征及主控因素分析［25-26］、孔隙定量演化，对不同地层中致密气储集砂岩孔隙的差异演化及其对致密气成藏的影响研究匮乏，制约了镰刀湾地区上古生界盒8-山2段气藏的高效开发。

本文采用气测孔渗参数定量镰刀湾地区盒8-山2段储集砂岩物性特征，结合高压压汞（HIP）定量致密储集砂岩的孔隙微观结构，再通过岩石薄片（DCS）和扫描电镜（SEM）等多种显微观察统计分析致密气储集砂岩的孔隙类型及成岩作用类型，并探讨成岩作用对致密气储集砂岩孔隙演化的定量影响，为研究区上古生界气藏的高效开发提供了理论支持。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地是我国第二大含能源资源的沉积盆地，盆地内能源资源包含煤及煤层气、地热、砂岩及页岩油气等多种类型［27-28］。其中，上古生界致密砂岩气勘探潜力巨大，剩余地质资源量约7.3×1012 m3［15，25-26］。盆地内盒8-山2段顶面构造总体为西低东高的单斜构造［29-30］，镰刀湾地区盒8-山2段发育多条近EW向展布的鼻隆微构造，隆起幅度100～110 m不等。镰刀湾地区位于陕西安塞西北部，面积约163 km2，地处盆地中部油气富集区［31-32］，盒8-山2段是研究区上古生界主力产气层位。

研究区上古生界盒8-山2段试气11井次，均获得良好的致密砂岩气，显示勘探前景优越。其中，无阻流量日产气量为1×103～9.9×104 m3，平均日产气量为4×104 m3（见图1）。目前投产气井12口，开井8口，日产气量7.5×104 m3，累产气量6.68×108 m3，累产水量9.3×103 m3，水气比1.4×10-5 m3/m3，井均日产气量1.1×104 m3，井均累产气量5.566 2×107 m3。

2 孔隙特征

2.1 孔隙类型

镰刀湾地区盒8-山2段储集砂岩岩性致密，平均面孔率在1.52%～2.76%之间（见表1），粒间孔隙不发育（占比为0.05%～0.31%，见图2），主要储气孔隙类型为岩屑溶孔（见图2（a））、粒内溶孔（见图2（b））和晶间孔（见图2（a）），少量发育微裂隙等（见图2（c））。3个气层组孔隙类型及占比差异较大，长石溶孔仅在盒8段发现（占比0.32%），岩屑溶孔是山1和山2段主要储气空间（占比分别为1.63%和1.21%），而盒8段的主要储气孔隙类型为粒间溶孔（占比1.12%）和晶间孔（占比0.62%）。造成储气孔隙类型不同的原因可能与各气层组的成岩作用差异有关［33-34］。

2.2 孔隙结构特征

（1） 物性特征

镰刀湾地区盒8-山2段储集砂岩孔隙度为1.3%～14.1%（平均6.12%），主值区间为4%～8%;渗透率为0.02～1.52 mD（平均0.42 mD），主值区间为0.20～0.60 mD。上古生界盒8-山2段储集砂岩整体以特低孔-特低渗型储层为主［35-36］，盒8和山2段局部发育物性较好的低孔、低渗区带（孔隙度大于10%，渗透率大于1 mD）。盒8段储集砂岩物性（平均孔隙度为8.21%、平均渗透率为0.57 mD）均高于山1（平均孔隙度为6.95%、平均渗透率为0.32 mD）和山2（平均孔隙度为6.29%、平均渗透率为0.34 mD），反应了相对于山1和山2段致密气储集砂体，盒8段的优质储集砂层更加发育。具体统计结果见表2。

（2） 高压压汞特征

盒8段和山1段储集砂岩分选系数（2.05和2.54）低于山2段储集砂岩（3.19），表明其孔喉分布更加均匀;山2段储集砂岩排驱压力（1.82 MPa）和中值压力（20.69 MPa）低于盒8段（2.50 MPa和29.51 MPa）以及山2段（2.77 MPa和38.78 MPa），最大进汞率（80.26%）高于盒8段（69.13%）和山2段（66.96%），表明山2段储集砂岩的孔喉连通性能更好（见表3）。

3 成岩作用及其对孔隙差异演化的定量影响

3.1 成岩作用

（1） 压实作用

储集砂岩致密化的主控因素包括压实作用，尤其是深层-超深层的储集砂岩由于过大的上覆地层压力，导致原始孔隙被破坏，储油/气空间大大减少［35］。镰刀湾地区盒8-山2段储集砂岩埋深在3 200～3 700 m，部分已达到深埋藏（3 500 m）标准，是强压实作用发育的有利深度。岩心薄片观察多见颗粒定向排列［见图3（a）］、塑性颗粒（如云母）变形［见图3（b）］，线接触发育［见图3（c）］，可见少量点-线接触及凹凸接触［见图3（a）、（c）］和缝合线［见图3（b）］，强压实作用特征明显。

（2） 胶结作用

早期胶结作用会充填孔隙导致致密气储集砂岩致密化，但在成岩中晚期胶结物可以支撑储集砂岩颗粒，降低强压实作用对孔隙的破坏［36-37］，并为后期酸/碱性流体提供溶蚀物质［38-39］。研究区镰刀湾地区盒8-山2段主要发生方解石胶结［见图3（b）、图4（a）］、石英胶结［见图4（a）］以及自生黏土矿物胶结，如伊利石［见图4（a）、（b）］、高岭石胶结［见图4（c）］等。

（3） 溶蚀作用

导致溶蚀作用产生的酸性或碱性流体大都来自于邻近地层中烃源岩演化产生的有机酸以及深层超压流体［40］。而酸/碱性流体的侵入可以产生溶蚀孔从而改善储集砂岩物性，但有机酸的侵入往往也伴随着烃类充注现象，碱性流体的入侵则伴随着岩屑交代现象［41-42］。岩石薄片（DCS）及扫描电镜（SEM）观察多见粒间溶孔［见图3（c）、图5（a）］、粒内溶孔［见图5（b）］或晶间溶孔［见图5（c）］发育，表现为强溶蚀作用特征。

3.2 孔隙差异演化过程及其成因

（1） 孔隙的定量演化

① 原始孔隙度恢复。BEARD等［43］提出了原始孔隙度Φ0计算公式：

Φ0=20.91+22.90/S0， （1）

其中：S0=d75/d25，d75是粒度累积质量分数75%所对应的粒度值，d25是粒度累积质量分数25%所对应的粒度值。镰刀湾地区盒8-山2段储集砂岩分选系数S0介于2.05～3.19，盒8、山1、山2储集砂岩Φ0平均值分别为32.08%、29.93%和28.09%。

② 强压实作用的减孔作用。

根据ATHY［44］的理论，压实对孔隙度的减少可根据埋深表示为

Φ1=Φ0×e-c·H。 （2）

镰刀湾地区盒8-山2段最大埋藏深度为3 800 m，粉砂岩、砂岩储层压实系数（C）为0.000 33［45］。

压实导致的孔隙减少量为ΦL，计算公式为

ΦL=Φ0-Φ1。 （3）

镰刀湾地区盒8-山2段储集砂岩Φ1平均值为9.15%、8.54%和8.02%，盒8-山2段储集砂岩压实作用对孔隙率的平均降低率为22.93%、21.39%和20.07%，3个致密气储集层孔隙均损失超过20%，表明强压实作用是镰刀湾地区盒8-山2段致密砂岩气储集砂体孔隙致密的主要因素。

③ 胶结作用的减孔作用。

胶结作用后的孔隙度Φ2的计算公式为

Φ2=Φca×N+Ct， （4）

其中：Ct为胶结物体积分数（%）;

Φca为胶结物溶蚀孔面孔率（%）;

N为孔隙度与总面孔率比值，无量纲。

胶结作用所导致的孔隙度降低，胶结减孔率ΦC计算公式为

ΦC=Φ1-Φ2。 （5）

镰刀湾地区盒8-山2段储集砂岩胶结作用减孔率ΦC均超过6%，远低于压实作用减孔强度，表明胶结作用也是致密气储层致密化的主控因素。胶结作用包括早期胶结（方解石、石英次生加大、绿泥石薄膜以及浊沸石胶结等）和晚期胶结（铁方解石、绿泥石充填、自生石英充填等），由镜下薄片分析以上矿物含量，早期胶结物占比70%，晚期胶结物占比30%，因此，早期胶结作用后，盒8-山2段孔隙度Φ2-1分别为3.12%、1.27%和3.07%。

④ 溶蚀作用的增孔作用。

溶蚀作用所导致的孔隙度增加Φ3的计算公式为

Φ3=Φd×N， （6）

其中：Φd为溶蚀孔面孔率（%）;

N为孔隙度与总面孔率比值，无量纲。

镰刀湾地区盒8-山2段储集砂岩溶蚀作用增孔Φ3平均值分别为5.73%、4.71%和5.34%，表明胶结作用的抗压实作用和胶结物溶蚀作用减缓了致密气储集砂岩孔隙致密化，胶结物溶孔也是致密气的主要赋存空间。溶蚀作用发生在早期胶结之后，此时盒8-山2段孔隙度Φ3-2分别为8.85%、5.98%和8.41%。

（2） 孔隙差异特征成因

差异性成岩作用导致孔隙进行差异演化。同生成岩期的压实作用和早成岩A期的强压实作用是镰刀湾地区上古生界盒8-山2段储集砂岩低孔致密化（Φlt;10%）的主要因素（见图6）。早成岩B期的早期胶结作用是盒8-山2段低孔致密储集砂岩孔隙特低孔化（Φlt;5%）的主控因素，同时强-极强的差异性早期胶结作用也是孔隙差异演化的主控因素，导致山1段主要发育特低孔致密储集砂岩（见图6）。中成岩A期发生溶蚀作用和晚期弱-中等胶结作用，溶蚀作用改造储层质量并致使盒8-山2段特低孔致密储集砂岩中发育相对高渗高孔的低孔型储集砂带，而晚期弱-中等胶结作用则进一步限制低孔型储集砂带的发育（见图6）。

4 孔隙差异特征的控藏作用

4.1 孔隙演化类型对有效储层宏观分布的影响

镰刀湾地区上古生界盒8-山2段储集砂岩孔隙主要有Ⅰ类（强压实+强早期胶结+强溶蚀+中等后期胶结）、Ⅱ类（强压实+极强早期胶结+强溶蚀+强后期胶结）和Ⅲ类（强压实+强早期胶结+中等溶蚀+弱后期胶结）3种演化类型（见图7）。Ⅱ类演化类型孔隙的平均砂厚和有效砂厚明显低于Ⅰ类，表明极强型早期胶结作用在同等溶蚀条件下并

不会产生更多的溶蚀孔隙，但也有可能与Ⅱ类演化类型孔隙遭受更强的后期胶结作用有关。储集砂岩的平均钻遇率和有效钻遇率由高至低为Ⅰ类、Ⅲ类和Ⅱ类演化类型孔隙，表明极强型早期胶结作用是破坏储层有效性的重要因素;在压实作用、胶结作用差异不大的情况下，溶蚀作用的强烈发生会大大提高储层的有效性。

4.2 孔隙组合类型对微观含气性的影响

孔隙组合类型和胶结物特征均会影响致密砂岩气的赋存与富集。统计11井次石文试气结果发现，以粒间溶孔为主（体积分数gt;1.0%）且发育晶间孔和长石溶孔（体积分数gt;0.2%）的盒8段无阻气流量最大可达9.9×104 m3/d（平均5.90×104 m3/d），其次是以岩屑溶孔（体积分数gt;1.0%）为主且发育粒间孔和粒间溶孔（体积分数gt;0.2%）的山1段储集砂体的平均无阻气流量为5.35×104 m3/d，山2段以岩屑溶孔为主（体积分数gt;1.0%）且不发育其他类型孔隙（体积分数lt;0.2%）的储集砂体具有最低平均无阻气流量（2.7×103 m3/d）［见图8（a）］，表明无阻气主要赋存在晶间孔和粒间溶孔中。储集砂岩的含气饱和度（盒8、山2、山1段分别为49.00%、55.99%和56.80%）与高岭石和白云石含量呈负相关关系［见图8（b）］，与胶结物总体积分数（盒8、山2、山1段分别为18.55%、17.58%和16.56%）亦呈负相关关系，表明高含量的胶结物（强胶结作用）会降低储集砂岩的含气饱和度，但强溶蚀作用产生的胶

结物溶蚀孔更有利于天然气富集。

5 结论

（1） 镰刀湾地区上古生界盒8-山2段致密气储集砂岩整体表现为特低孔、低-特低渗储层物性特征。强压实作用是导致砂岩气储集岩低孔致密化的主要因素，早期强-极强胶结作用在导致低孔型储集砂岩孔隙特低孔化，溶蚀作用使特低孔型储集砂岩孔隙部分改善为低孔型，晚期弱-中等胶结作用则限制低孔型储集砂岩的大量发育。

（2） 镰刀湾地区上古生界致密砂岩气勘探应重点关注有效储层与高含气饱和度匹配良好的层位。早期强-极强的差异性胶结作用导致镰刀湾地区盒8-山2段致密气储集砂岩孔隙发生差异性演化，从而控制有效储层的分布。它导致山1段仅发育特低孔型储集砂岩，也造成山1段比盒8、山2段储集砂岩发生更强烈的溶蚀作用和晚期胶结作用。强烈的溶蚀作用会改善储集砂岩的含气饱和度，从而提高有效储层的含气量。无阻气主要赋存在剩余粒间孔和晶间溶孔中，而强溶蚀作用产生的胶结物溶蚀孔更有利于天然气富集从而提高储集砂岩的含气饱和度。镰刀湾地区上古生界致密砂岩气勘探有效储层与高含气饱和度匹配关系。

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Difference pore characteristics and its control rule of

tight sandstone gas reservoir in Liandaowan area

XU Pengcheng1，LI Chao1，LIU Jinsen1，SHAO Jie1，LIU Peng1，WU Yufeng2

（1.Changqing Oilfield Branch Changqing Industrial Group Co.，Ltd.，Qingyang 745100，China;

2.School of Earth Science and Resources，Chang'an University，Xi'an 710054，China）

Abstract

The pore evolution process of tight sandstone affects the enrichment and distribution of natural gas，which is the focus of the development of the deployed tight gas storage sand body.In Liandaowan area Upper Paleozoic He 8 to Shan 2 tihgt gas storage sandstone as the research object，through the gas pore permeability，high pressure mercury data with drilling core sheet and scanning electron microscope microscopic observation，this study analyzes the physical characteristics，qualitative and quantitative characterization of the pore，discusses the key factor and its effect on tight gas enrichment of pore difference evolution in He 8-Shan 2 member，in order to study the deployment of tight sandstone gas development scheme.The results show that Upper Paleozoic He 8 to Shan 2 tight gas reservoir sandstone is low hole-ultra low hole，low permeability-ultra low permeability reservoir.Strong compaction and cementation are the main control factors that lead to the low porosity and special low porosity of sandstone gas reservoir in He 8-Shan 2 section respectively，and dissolution is the main control factor for the development of low porous reservoir sandstone.Early differential cementing is the main factor of the differential evolution of stored sandstone pores，which also leads to the occurrence of differential dissolution and late cementation.And the reservoir sandstone with high cement content has better gas content，in which unimpeded natural gas mainly occurs in inter-crystal hole，while more tight sandstone gas mainly occurs in the cement dissolution hole.

Key words

Ordos Basin;Tight sandstone gas;Upper Paleozoic;He 8 section;Shanxi formation;Differential pore evolution

（本文责编：葛 文）