謝慶賓，譚欣雨，2，高霞，梁新平，賴長潔，王志芳

（1.中國石油大學(xué)（北京）地球科學(xué)學(xué)院，北京102249；2.中國石化中原油田分公司采油五廠，河南濮陽457001；3.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

蘇里格氣田西部主要含氣層段儲層特征

謝慶賓1，譚欣雨1，2，高霞3，梁新平1，賴長潔1，王志芳1

（1.中國石油大學(xué)（北京）地球科學(xué)學(xué)院，北京102249；2.中國石化中原油田分公司采油五廠，河南濮陽457001；3.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

蘇里格氣田西部儲層主要發(fā)育于二疊系下石盒子組盒8段及山西組山1段，其中山1段為網(wǎng)狀河沉積，盒8下亞段為辮狀河沉積，至盒8上亞段演變?yōu)榍骱雍途W(wǎng)狀河沉積。研究區(qū)主要含氣層段儲層巖石類型主要為巖屑砂巖和巖屑質(zhì)石英砂巖，含有少量石英砂巖，具有成分成熟度低的特征。儲層孔隙空間常以組合形式出現(xiàn)，以巖屑溶孔和晶間孔為主，含少量的原生粒間孔。儲層孔隙結(jié)構(gòu)具有孔喉小、排驅(qū)壓力高和主貢獻(xiàn)喉道小的特征，平均孔隙度為6.23%，平均滲透率為0.4 mD，為低孔、低滲儲層。成巖作用研究認(rèn)為，盒8段和山1段儲層目前均處于中成巖階段B亞期，儲層物性主要受沉積微相的控制以及成巖作用的影響，非均質(zhì)性明顯。

沉積微相；成巖作用；儲層特征；盒8段；山1段；鄂爾多斯盆地

0 引言

油氣勘探與開發(fā)正從常規(guī)油氣向非常規(guī)油氣跨越［1］，低孔、低滲砂巖氣儲量居非常規(guī)天然氣儲量之首［2］。鄂爾多斯盆地蘇里格氣田主要含氣儲層具有典型的低孔、低滲特征［3-11］，加強(qiáng)低孔、低滲儲層特征的認(rèn)識，了解低孔、低滲儲層的形成機(jī)理具有重要意義［12-14］。低孔、低滲儲層的形成主要受沉積作用的控制及成巖作用和構(gòu)造作用的影響［15］。沉積作用是形成低滲透儲層的最基本因素，它決定了后期成巖作用的類型和強(qiáng)度［13］，成巖作用在砂巖埋藏過程中對其孔滲性的改造起著關(guān)鍵作用［16-17］。成巖作用是一個十分復(fù)雜的地球化學(xué)過程［18］，受砂巖的物質(zhì)成分、結(jié)構(gòu)、成巖環(huán)境和構(gòu)造演化等多種因素影響。此外，成巖作用過程中形成的黏土膜、微晶石英膜、超孔隙流體壓力及烴類侵入等對孔隙的保存均起到一定的作用。因此，研究沉積環(huán)境變化和成巖作用過程對揭示低孔、低滲儲層特征及其演化均具有十分重要的意義。

蘇里格氣田橫跨鄂爾多斯盆地伊陜斜坡、伊盟隆起及天環(huán)坳陷3個構(gòu)造單元，勘探面積約3.6萬km2，天然氣資源豐富（圖1）。研究區(qū)總體構(gòu)造特征為北東—南西向傾斜的平緩單斜構(gòu)造。區(qū)內(nèi)斷層和隆起構(gòu)造均不發(fā)育，僅在寬緩的斜坡上存在多排北東走向、向南西傾覆的低緩鼻隆，構(gòu)造幅度較小，平均為3.84 m/km。

蘇里格氣田為上古生界和下古生界共2套含氣層系疊合發(fā)育區(qū)，大型陸相沉積環(huán)境變化快，地層非均質(zhì)性嚴(yán)重。上古生界發(fā)育石炭系本溪組、二疊系山西組、下石盒子組、上石盒子組和石千峰組。其中下石盒子組盒8段及山西組山1段均為主力含氣層段，由多個單砂體橫向復(fù)合疊置而成，屬低孔、低滲、低豐度的大型巖性氣藏。儲層巖性主要為灰白色含泥中—粗粒巖屑質(zhì)石英砂巖和灰白色中—粗粒巖屑砂巖。由于上古生界儲層經(jīng)歷了漫長的成巖作用，原生孔隙遭受破壞，成巖作用形成的殘余粒間孔、次生溶孔以及高嶺石晶間孔構(gòu)成了上古生界低孔、低滲砂巖儲集體系。研究區(qū)儲層孔隙度多數(shù)＜12%，滲透率＜0.9 mD，充分反映了低孔、低滲的儲層特征。該區(qū)儲層埋藏深（約3 400 m），厚度相對較?。▎螌雍穸?～5 m），夾層發(fā)育，氣層厚度薄，橫向變化快，縱向連通性差，氣層厚度與儲層厚度相關(guān)性差，儲層描述與評價難度均較大［19-20］。

筆者以沉積巖石學(xué)和儲層地質(zhì)學(xué)理論為指導(dǎo)，在觀察18口鉆井巖心的基礎(chǔ)上，利用鑄體薄片、掃描電鏡、陰極發(fā)光、物性和毛管壓力等分析測試資料，對蘇里格氣田西部二疊系盒8段和山1段砂巖儲層進(jìn)行巖石學(xué)特征、成巖作用及成巖序列、儲層微觀結(jié)構(gòu)特征、物性特征和儲層非均質(zhì)性等方面進(jìn)行研究，并結(jié)合構(gòu)造背景和沉積環(huán)境分析儲層孔隙演化及儲層發(fā)育的控制和影響因素，揭示主要含氣層段低孔、低滲儲層的形成機(jī)理。

1 低孔、低滲儲層特征

1.1 沉積相特征

蘇里格氣田西部儲層主要發(fā)育于下石盒子組盒8段及山西組山1段。巖心分析表明，山1段為網(wǎng)狀河沉積，盒8下亞段為辮狀河沉積，至盒8上亞段演變?yōu)榍骱雍途W(wǎng)狀河沉積（圖2）。

山1段網(wǎng)狀河沉積發(fā)育二元結(jié)構(gòu)，最底部為沖刷面的河床滯留沉積，下部為邊灘或心灘沉積，上部為堤岸、河漫或濕地沉積。底部河床滯留沉積以礫巖和中—粗砂巖為主，礫巖礫石成分復(fù)雜，呈透鏡狀斷續(xù)定向分布，沉積厚度為0.1～0.3 m，常見泥礫，發(fā)育沖刷面、塊狀及槽狀交錯層理；下部邊灘或心灘沉積主要由礫巖與砂巖組成，粉砂巖極少，發(fā)育大型槽狀及板狀交錯層理，向上粒度變細(xì)，交錯層理規(guī)模變小，具有典型的正韻律結(jié)構(gòu)；砂、泥交互組成的天然堤下部砂巖中發(fā)育小型波狀交錯層理及沙紋層理，上部泥巖則發(fā)育水平紋層；決口扇或廢棄河道沉積主要由細(xì)砂巖與粉砂巖組成，具小型交錯層理、波狀層理及水平層理；河漫或濕地沉積主要由粉砂質(zhì)泥巖夾粉砂巖和炭質(zhì)泥巖組成，普遍發(fā)育沙紋層理和水平層理，產(chǎn)豐富的植物化石，生物擾動構(gòu)造較多［21］，表現(xiàn)為典型的“泥包砂”特征（參見圖2）。

盒8下亞段辮狀河二元結(jié)構(gòu)底部粗粒沉積發(fā)育良好，不發(fā)育河漫灘沉積，垂向上常呈不完整旋回。在河道底部沖刷面之上，發(fā)育大型槽狀交錯層理的含礫粗砂巖或粗砂巖，常包括河道滯留沉積；在河道上部為大型板狀交錯層理的河道砂壩沉積，頂部的細(xì)粒沉積厚度小甚至不發(fā)育，表現(xiàn)為典型的“砂包泥”特征（參見圖2）。

盒8上亞段在盒8上2小層由辮狀河過渡為曲流河，最終在盒8上1小層過渡為網(wǎng)狀河沉積。盒8上亞段下部粗粒沉積物厚度明顯小于上部細(xì)粒沉積物厚度，可見中—大型槽狀和板狀交錯層理，間或出現(xiàn)平行層理?？梢娦⌒筒罱诲e層理及小型槽狀交錯層理（參見圖2）。

1.2 巖石學(xué)特征

根據(jù)蘇里格氣田西部下石盒子組盒8段及山西組山1段18口鉆井巖心描述和348個普通薄片鏡下鑒定分析，認(rèn)為該區(qū)巖石類型主要為巖屑砂巖和巖屑質(zhì)石英砂巖，含有少量的石英砂巖。其中盒8上亞段和盒8下亞段巖石類型以巖屑質(zhì)石英砂巖為主，巖屑砂巖次之，石英砂巖較少；山1段的主要巖石類型為巖屑質(zhì)石英砂巖和巖屑砂巖，未見石英砂巖（圖3）。

圖2 蘇里格氣田西部蘇373井層序地層及巖心綜合分析Fig.2Sequence stratigraphy and core analysis of Su 373 well in the western Sulige Gas Field

圖3 蘇里格氣田西部主要含氣層段砂巖儲層成分三角圖Ⅰ.石英砂巖；Ⅱ.長石石英砂巖；Ⅲ.巖屑石英砂巖；Ⅳ.長石砂巖Ⅴ.巖屑長石砂巖；Ⅵ.長石巖屑砂巖；Ⅶ.巖屑砂巖Fig.3Triangular diagram of sandstone composition in the major gas-bearing reservoirs in the western Sulige Gas Field

該區(qū)儲層具有石英和巖屑含量均高、長石含量低的特征，成分成熟度中等偏低。長石含量普遍很低，大多數(shù)樣品（92.24%）不含長石，只有7.76%的樣品長石體積分?jǐn)?shù)為0.50%～5.71%。巖屑組分復(fù)雜，以變質(zhì)石英巖、千枚巖和變質(zhì)砂巖巖屑為主；其次為噴出巖和隱晶巖等巖漿巖巖屑，少量云母；泥巖和粉砂巖巖屑較少。部分塑性巖屑受擠壓變形，泥巖巖屑呈假雜基狀，同時大多數(shù)泥巖巖屑有高嶺石化或較強(qiáng)溶蝕現(xiàn)象。

研究區(qū)主力含氣層段砂巖粒徑為0.25～2.05mm，主要為粗砂巖（62.5%），其次為極粗砂巖（20.9%）和中砂巖（15.8%），還有少量的石英質(zhì)細(xì)礫巖（0.8%）。砂巖顆粒分選以中等偏好為主，部分樣品分選較好；磨圓度為次棱角狀、次棱角—次圓狀和次圓狀；碎屑普遍具顆粒支撐，顆粒間多為線接觸和點—線接觸，說明砂巖受壓實作用改造明顯，壓實作用較強(qiáng)。平面上，巖石的成分和結(jié)構(gòu)成熟度均呈現(xiàn)為由北向南逐漸變好的趨勢。

1.3 物性特征

根據(jù)研究區(qū)51口井測井解釋和743個砂巖樣品物性數(shù)據(jù)分析，認(rèn)為研究區(qū)主力含氣層段孔隙度為1.30%～15.34%，主要分布于4%～10%，分布頻率為82%，平均孔隙度為6.23%。滲透率為0.01～3.14 mD，主要分布于0.1～0.5 mD，分布頻率為61%，平均滲透率為0.4 mD。因此，儲層具有明顯的低孔、低滲特征。

1.4 儲層孔隙類型及孔隙結(jié)構(gòu)

蘇里格氣田西部主要含氣層段砂巖儲層的孔隙類型主要為原生粒間孔、晶間孔、粒內(nèi)溶孔和粒間溶孔，偶見超大孔和微裂縫（圖版Ⅰ）。晶間孔、粒內(nèi)溶孔和粒間溶孔均較發(fā)育，對孔隙度貢獻(xiàn)均較大；破裂縫在研究區(qū)主要表現(xiàn)為溶蝕破裂縫和粒緣縫，連通粒間孔使儲層的孔滲性變好；原生粒間孔在成巖過程中多被充填或改造，在研究區(qū)零星分布。

綜合巖石鑄體薄片與毛管壓力曲線資料，將蘇里格氣田西部盒8段和山1段砂巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)劃分為3種類型。Ⅰ類毛管壓力曲線平臺明顯，孔喉分選好，粗歪度，分選中等—好，門檻壓力＜0.5 MPa，中值壓力＜2.0 MPa，中值半徑＞0.5 μm，最大進(jìn)汞飽和度＞90%，退汞效率＞40%。Ⅱ類毛管壓力曲線平臺較明顯，孔喉分選好，略粗歪度，門檻壓力為0.5～1.0 MPa，中值壓力為2.0～10.0 MPa，孔喉中值半徑為0.2～0.5 μm，最大進(jìn)汞飽和度為80%～90%，退汞效率＞40%。Ⅲ類毛管壓力曲線平臺不明顯，孔喉分選較差，細(xì)歪度，門檻壓力＞1.0 MPa，中值壓力＞10 MPa，孔喉中值半徑＜0.2 μm，最大進(jìn)汞飽和度＜80%，退汞效率＜40%（圖4）。

圖4 蘇里格氣田西部盒8段和山1段儲層3種壓汞曲線類型Fig.4Three types of mercury injection pressure curves of He 8 member and Shan 1 member in the western Sulige Gas Field

1.5 成巖作用及特征

根據(jù)巖石薄片分析，認(rèn)為蘇里格氣田西部盒8段和山1段成巖作用包括壓實作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用、交代作用和破裂作用，其中前3種成巖作用對儲層物性影響均較大。

1.5.1 壓實作用

研究區(qū)主力含氣層段儲層埋深較大（3 347.5～3 805.0 m），壓實作用強(qiáng)，碎屑顆粒多呈點接觸和線接觸，在石英砂巖和含較多塑性碎屑的砂巖中，顆粒多為線接觸。受壓實作用影響，塑性顆粒表現(xiàn)為塑性變形、扭曲強(qiáng)烈及假雜基化而充填于粒間，部分顆粒之間為凹凸接觸和縫合線接觸（圖版Ⅱ-1～Ⅱ-2），致使粒間孔減少。

1.5.2 膠結(jié)作用

儲層段膠結(jié)物主要有次生石英加大，粒間硅質(zhì)膠結(jié)物，鐵方解石、鐵白云石和菱鐵礦等碳酸鹽礦物，伊利石、高嶺石和綠泥石等黏土礦物。其中硅質(zhì)、高嶺石和鐵方解石分布均較為普遍（圖版Ⅱ-3～Ⅱ-4），膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)為2%～5%，最高不超過15%。膠結(jié)物生長方式多樣，如石英次生加大和黏土礦物于碎屑顆粒邊緣襯邊膠結(jié)（圖版Ⅱ-5）或沉淀于粒間，對儲層起到明顯的破壞作用。

1.5.3 交代作用

山1段和盒8段交代作用主要有碳酸鹽及黏土礦物交代碎屑顆粒（圖版Ⅱ-6）。砂巖中長石與泥質(zhì)均蝕變?yōu)楦邘X石，尤其在巖屑石英砂巖中最明顯。也常見高嶺石—伊利石—綠泥石的相互轉(zhuǎn)化以及各碳酸鹽礦物之間的相互轉(zhuǎn)化。大量巖石學(xué)標(biāo)志記錄了長石和泥巖巖屑蝕變?yōu)楦邘X石的特征，即高嶺石交代了長石和泥巖巖屑，這種高嶺石具有完好的碎屑交代假象，部分被交代碎屑中見高嶺石包裹有機(jī)質(zhì)殘余，也見隱晶質(zhì)的高嶺石轉(zhuǎn)變?yōu)槿湎x狀的結(jié)晶高嶺石等。早期蝕變的高嶺石由于發(fā)育大量的晶間孔而對儲層具有建設(shè)性作用。

1.5.4 溶蝕作用

研究區(qū)溶蝕作用可表現(xiàn)為對碎屑顆粒的溶蝕以及對雜基和膠結(jié)物的溶蝕。在含煤地層酸性孔隙水作用下，山1段和盒8段儲層溶蝕作用表現(xiàn)為塑性組分填隙物普遍發(fā)生不同程度的溶蝕，并伴有泥質(zhì)雜基高嶺石化等，長石產(chǎn)生部分溶蝕，形成了較多的溶蝕孔隙（參見圖4）。

1.5.5 成巖序列及孔隙演化

根據(jù)巖心樣品鏡質(zhì)體反射率（Ro）測定，蘇里格氣田西部Ro值具有南高北低的特征，分布于0.86%～2.12%，平均為1.70%，處于較高成熟演化階段。砂巖儲層中石英次生加大現(xiàn)象非常普遍，主要為Ⅱ—Ⅲ級加大，大多數(shù)石英加大呈自形晶面。黏土礦物主要為高嶺石、伊利石、綠泥石和少量伊/蒙混層黏土。另外，山1段和盒8段儲層流體包裹體主峰溫度分別為90～100℃和110～120℃。根據(jù)以上依據(jù)確定研究區(qū)儲層成巖演化已達(dá)到中成巖階段B亞期。

研究區(qū)儲層經(jīng)歷的成巖作用序列主要為埋藏壓實作用→綠泥石膜膠結(jié)作用→綠泥石與伊利石膠結(jié)作用→硅質(zhì)膠結(jié)作用→鐵方解石與鐵白云石膠結(jié)作用→后期破裂作用（圖5）。

早成巖階段A亞期，埋深1 000 m左右，計算古地溫為60℃，Ro＜0.35%，機(jī)械壓實作用使松散沉積物壓實，原生粒間孔隙縮小，孔隙度降低。早期的綠泥石膜膠結(jié)抑制了石英顆粒的次生加大，有利于原生孔隙的保存，但是這些孔隙后來均被高嶺石充填。

早成巖階段B亞期，埋深2 500 m左右，計算古地溫為65～85℃，Ro為0.35%～0.50%，隨埋藏深度的逐漸加深和壓實作用的逐漸增強(qiáng)，原生孔隙逐漸減少，形成早期石英碎屑的Ⅰ級加大邊。長石和泥巖巖屑等蝕變析出SiO2，使高嶺石沉淀，并充填了部分孔隙。

圖5 蘇里格氣田西部盒8段與山1段儲層成巖演化序列Fig.5Diagenesis evolution series of He 8 member and Shan 1 member in the western Sulige Gas Field

中成巖階段A亞期，埋深3 000 m左右，計算古地溫為85～140℃，Ro為0.5%～1.3%，生油巖中的有機(jī)質(zhì)向烴類轉(zhuǎn)化過程中釋放出CO2，使孔隙流體呈較強(qiáng)酸性，使鋁硅酸鹽骨架與雜基組分溶蝕，煤系地層次生孔隙形成。隨著埋深增加，可見自生高嶺石、呈絲發(fā)狀的自生伊利石和葉片狀的自生綠泥石。黏土礦物的轉(zhuǎn)化和溶蝕作用均增強(qiáng)，析出的SiO2使次生石英Ⅱ級加大邊逐漸形成，硅質(zhì)加大邊包裹蝕變成因的高嶺石，并使原生孔隙大量減少，這也是該區(qū)煤系地層具有低孔、低滲的原因。

中成巖階段B亞期，埋深超過3 000 m，計算古地溫為175℃，Ro為1.3%～2.0%，有機(jī)質(zhì)成熟并達(dá)到生烴高峰，有機(jī)酸提供的H+使不穩(wěn)定組分繼續(xù)發(fā)生溶蝕，產(chǎn)生較多次生孔隙，CO2含量的增高使pH值持續(xù)降低，強(qiáng)酸性的介質(zhì)造成部分次生溶孔中沉淀出高嶺石，并堵塞部分次生粒間孔；石英發(fā)育Ⅲ級加大邊，部分硅質(zhì)在次生粒間孔中生成自形程度高的自生石英晶粒，硅質(zhì)礦物的大量出現(xiàn)堵塞了早期形成的部分次生粒間孔或原生粒間孔，對儲層物性起到破壞作用，可見含鐵碳酸鹽礦物膠結(jié)，并伴有裂縫發(fā)育。

2 低孔、低滲儲層的形成機(jī)理

2.1 沉積微相控制物性分布

沉積環(huán)境除了在宏觀上控制砂體的形態(tài)與規(guī)模、空間分布、砂體的平面與縱向展布和層間與層內(nèi)非均質(zhì)性外，還在微觀上控制巖石碎屑顆粒大小、填隙物含量及巖石組構(gòu)等特征，因而控制了巖石的原始孔滲性。

山1段和盒8段在蘇里格氣田西部主要為河流沉積。河道砂體為最有利的儲層，因此，河道的平面分布控制了有利儲集體的平面分布；河道頻繁改道導(dǎo)致河道砂體的疊置，并在一定程度上控制著砂體分布。山1段發(fā)育網(wǎng)狀河沉積，邊灘和心灘微相均為有利沉積相帶；盒8下亞段為辮狀河沉積，心灘為最有利沉積相帶；盒8上亞段為曲流河和網(wǎng)狀河沉積，邊灘為有利沉積相帶（表1）。

表1 蘇里格氣田西部不同沉積微相儲層物性特征Table 1Reservoir properties of different microfacies in the western Sulige Gas Field

不同沉積微相儲層物性和孔隙結(jié)構(gòu)均存在明顯差異（參見表1）。整體上看，心灘微相砂體厚、砂質(zhì)較純、粒度粗、分選好，平均孔隙度和平均滲透率分別為9.68%和0.73 mD，物性最好，占有效儲層的26%，是最有利的儲集巖；其次為邊灘微相砂體，粒度較粗，物性較好，平均孔隙度和平均滲透率分別為8.25%和0.61 mD，占有效儲層的22%，形成次要產(chǎn)氣層；高能辮狀河道水動力強(qiáng)，巖石粒度較粗，物性也較好，平均孔隙度和平均滲透率分別為7.7%和0.58 mD，占有效儲層的42%；高能河道外的低能河道平均孔隙度和平均滲透率分別為6.33%和0.51 mD，具有一定的儲存天然氣能力，占有效儲層的10%。

2.2 巖石學(xué)特征對儲層物性的影響

2.2.1 不同巖石類型物性差異

巖石粒度受沉積環(huán)境和水動力控制，其與儲層物性具有明顯的正相關(guān)關(guān)系，粒度越粗，孔隙度越大，滲透性越好。這主要因為砂巖粒度越粗，代表沉積環(huán)境水動力越強(qiáng)，抗壓實作用強(qiáng)，有利于原生孔隙的保存，更有利于孔隙內(nèi)流體的流動，發(fā)育次生孔隙。

在極粗砂巖和粗砂巖中，顆粒間以線接觸為主，部分為顆粒接觸，巖屑和長石顆粒溶蝕形成的溶孔、鑄?？缀统罂椎却紊紫毒^為發(fā)育，還有部分粒間溶孔和原生粒間孔隙，物性相對較好。中砂巖壓實作用強(qiáng)烈，顆粒間多呈凹凸接觸，溶蝕作用不太發(fā)育，原生孔隙幾乎喪失殆盡（表2）。

表2 蘇里格氣田西部巖性與物性關(guān)系Table 2Relationship between lithology and physical properties in the western Sulige Gas Field

總之，蘇里格氣田西部儲層粒度越粗物性越好（參見表2）。研究區(qū)儲集砂體中物性最好的為極粗砂巖，占儲集砂體的21%，平均孔隙度9.1%，平均滲透率0.69 mD；粗砂巖是該區(qū)主要的儲集砂體類型，占儲集砂體的62%，平均孔隙度為7.2%，平均滲透率為0.52 mD；中砂巖的物性最差，平均孔隙度為5.6%，平均滲透率為0.32 mD。蘇里格氣田西部山1段和盒8下亞段砂巖儲層粒度較粗，雜基含量較少，物性較好。盒8上亞段砂巖儲層碎屑顆粒粒度較細(xì)，且雜基含量較多，物性較差。

2.2.2 巖屑類型與儲層物性關(guān)系

研究區(qū)山1段和盒8段巖屑可分為4種類型：剛性難溶、剛性可溶、塑性易變形和塑性易蝕變巖屑（表3）。

表3 蘇里格氣田西部主要巖屑及云母相對體積分?jǐn)?shù)Table 3Main debris and mica contents in the western Sulige Gas Field %

剛性難溶巖屑顆?？箟簩嵞芰^強(qiáng)，使得巖石保存了一定數(shù)量的原生孔隙；剛性易溶顆粒除了具有抗壓能力外，在有機(jī)酸的作用下會形成次生粒間溶孔，對砂巖儲層的物性具有改善作用；塑性易變形組分抗壓實能力很弱，變形組分堵塞孔隙和喉道，造成巖石致密；塑性易蝕變組分除了本身抗壓實能力弱和易破裂變形外，在埋藏過程中易發(fā)生次生變化，對不同類型成巖作用均有影響。山1段和盒8段剛性顆粒組分相對體積分?jǐn)?shù)為69.6%，其中剛性顆粒難溶組分占63.79%，剛性顆?？扇芙M分占5.81%；塑性顆粒組分平均相對體積分?jǐn)?shù)為21.16%，其中塑性顆粒易變形組分占16.99%，塑性顆粒易蝕變組分占4.17%。石英巖巖屑穩(wěn)定程度較高，為剛性難溶組分，耐磨性強(qiáng)，經(jīng)過一定距離的搬運后仍可保持較大的粒徑；火山噴出巖和千枚巖巖屑等塑性顆粒穩(wěn)定性均較差，在搬運過程中不耐磨，經(jīng)過一定距離的搬運后粒徑明顯變小，所以造成了不同類型巖屑的沉積分異作用。隨著粒度的增加，石英巖巖屑含量明顯增加，火山巖和千枚巖等塑性巖屑含量明顯降低（多為中砂巖）。因此，不同水動力強(qiáng)度的沉積分異作用將直接影響巖石的成分和結(jié)構(gòu)，決定成巖作用差異。粗—極粗粒砂巖中石英類剛性顆粒含量高，抗壓實能力強(qiáng)，有利于原生孔隙的保存和孔隙流體的流動以及溶解物質(zhì)的及時排出，溶蝕作用發(fā)育，易于形成有效儲層；在中砂巖中火山巖巖屑等塑性顆粒含量較高，呈致密壓實，不利于孔隙流體流動和溶蝕作用的發(fā)生，形成差儲層或非儲層。

2.2.3 石英含量與孔隙發(fā)育關(guān)系

該區(qū)碎屑礦物成分對儲層的影響較強(qiáng)，尤其是石英含量與面孔率呈正相關(guān)，礦物中石英含量越高，抗壓實能力越強(qiáng)，越有利于原生孔隙的保存和后期流體的流動及次生溶孔的形成。當(dāng)儲層中石英體積分?jǐn)?shù)超過76%時，才能保留一定數(shù)量的粒間孔隙［圖6（a）］。儲層中石英體積分?jǐn)?shù)＞80%時巖屑溶孔大量發(fā)育［圖6（b）］，這是因為石英體積分?jǐn)?shù)＞80%時，才能保證粒間孔的保留從而為有機(jī)酸的進(jìn)入提供有利通道。

圖6 蘇里格氣田西部石英體積分?jǐn)?shù)與孔隙發(fā)育關(guān)系Fig.6Relationship between quartz content and pores in the western Sulige Gas Field

山1段和盒8段石英含量與孔隙組合類型存在密切關(guān)系（圖7）。當(dāng)石英體積分?jǐn)?shù)＜60%時，儲層基本無有效孔隙；當(dāng)石英體積分?jǐn)?shù)為60%～80%時，儲層孔隙類型以晶間孔為主，存在少量巖屑溶孔；當(dāng)石英體積分?jǐn)?shù)為80%～90%時，儲層孔隙類型以巖屑溶孔和晶間孔為主，存在少量粒間孔；當(dāng)石英體積分?jǐn)?shù)超過90%時，儲層孔隙類型以粒間孔和巖屑溶孔為主，只有少量晶間孔。

圖7 蘇里格氣田西部石英體積分?jǐn)?shù)與孔隙組合類型關(guān)系Fig.7Relationship between quartz content and pore types in the western Sulige Gas Field

2.3 成巖作用對儲層物性的影響

2.3.1 強(qiáng)烈的壓實作用損失部分原生孔隙

壓實作用是研究區(qū)原生孔隙減少的主要原因。在山1段和盒8段砂巖中，儲層埋深較大（3 347.5～4 077.3 m），顆粒接觸關(guān)系主要為線接觸和凹凸接觸，顆粒排列緊密。特別是在中砂巖中塑性巖屑含量較高，塑性巖屑被壓實呈假雜基狀，堵塞了粒間孔隙，使儲層孔隙度明顯降低。

2.3.2 膠結(jié)作用使孔隙度進(jìn)一步降低

研究區(qū)硅質(zhì)、高嶺石以及鐵方解石的膠結(jié)作用均對儲層孔隙起到了重要的封堵作用。石英多期加大明顯，以第2期加大為主，可見顆粒四周加大邊的不均勻分布。強(qiáng)烈的石英加大使顆粒呈鑲嵌狀接觸，可造成原生粒間孔或次生粒間孔均完全被充填，導(dǎo)致孔隙減小甚至消失。其次，晚期形成的自生高嶺石和鐵方解石使部分次生粒間孔隙被充填，對儲層物性起破壞作用。

2.3.3 巖屑蝕變作用改善儲層物性

在粗砂巖中，中酸性噴出巖巖屑多發(fā)生高嶺石化，而在中砂巖中中酸性噴出巖巖屑易發(fā)生水云母化，這可能是由于不同巖性在成巖過程中孔隙結(jié)構(gòu)不同引起的變化，從而使孔隙流體的活動存在差異并形成不同的成巖微環(huán)境。山1段煤層較多，易于形成和維持酸性環(huán)境，故高嶺石化作用明顯強(qiáng)于盒8段，高嶺石化有利于儲層微孔隙的增加。

2.3.4 溶蝕作用影響有效儲層形成

研究區(qū)有效儲層與次生孔隙發(fā)育段相對應(yīng)，次生溶蝕孔隙是形成有效儲層的主要條件。據(jù)鑄體薄片觀察，被溶蝕組分主要為巖屑顆粒及部分泥質(zhì)填隙物，次生孔隙主要為顆粒溶蝕形成的顆粒溶孔與鑄?？谆蝾w粒和填隙物強(qiáng)溶形成的溶蝕擴(kuò)大孔，在粗砂巖中較發(fā)育。山1段和盒8段雜基溶蝕最為普遍和強(qiáng)烈，溶蝕強(qiáng)度直接與填隙物中雜基含量有關(guān)。

綜上所述，儲層是沉積相和成巖作用綜合作用于原始沉積物的產(chǎn)物。儲層物性主要受沉積微相控制，其次受成巖作用影響。強(qiáng)烈的壓實作用損失部分原生孔隙，膠結(jié)作用使孔隙度進(jìn)一步降低，溶蝕作用改善儲層物性。沉積微相控制著巖石類型的空間分布和砂巖的組構(gòu)，造成巖石結(jié)構(gòu)和礦物成分的差異，進(jìn)而控制其成巖作用和孔隙發(fā)育特征，最終造成巖石物性的差異。

3 結(jié)論

（1）蘇里格氣田西部二疊系盒8段和山1段砂巖儲層的巖石類型以巖屑質(zhì)石英砂巖和巖屑砂巖為主，見少量石英砂巖，砂巖儲層碎屑組分總體具石英和巖屑含量均高、長石含量低的特征，砂巖成分和結(jié)構(gòu)成熟度均偏低。儲層平均孔隙度為6.23%，平均滲透率為0.4 mD，為低孔、低滲儲層，儲層孔隙結(jié)構(gòu)具有孔喉小、分選差、排驅(qū)壓力高和主貢獻(xiàn)喉道小的特征。

（2）蘇里格氣田西部低孔、低滲儲層的成因主要受3方面因素的控制和影響。沉積作用是形成低滲透儲層的最基本因素，它決定了后期成巖作用的類型和強(qiáng)度，沉積相是形成優(yōu)質(zhì)儲層的主控因素，粗巖相的邊灘和心灘均是有利儲層發(fā)育的相帶；在早期成巖過程中，壓實作用損失大量原生孔隙，較強(qiáng)的膠結(jié)作用使砂巖更加致密；由于研究區(qū)缺乏可溶物質(zhì)，長石和碳酸鹽膠結(jié)物含量均低，致使后期溶蝕作用增孔率低，溶蝕作用很弱。

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圖版Ⅰ

圖版Ⅱ

（本文編輯：李在光）

Characteristics of major gas-bearing reservoirs in western Sulige Gas Field

XIE Qingbin1，TAN Xinyu1，2，GAO Xia3，LIANG Xinping1，LAI Changjie1，WANG Zhifang1
（1.College of Geosciences，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；2.No.5 Oil Production Plant，Zhongyuan Oilfield Company，Sinopec，Puyang 457001，Henan，China；3.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Beijing 100083，China）

In western Sulige Gas Field,the eighth member of Shihezi Formation and the first member of Shanxi Formation are the major gas-bearing reservoirs.Shan 1 member developed anastomosing river deposit,and He 8 member developed braided river deposit,in which the facies transited from braided river to meandering and anastomosing river from bottom to top.The rock types of the main gas-bearing reservoirs are lithic sandstone and lithic quartz sandstone, with little quartz sandstone,and they are characterized by low compositional maturity.Pore spaces always occur as the combination form,the pore types are mainly composed of debris dissolved pores and intercrystal pores,and little primary intergranular pores.The pore structure has features of small pore-narrow throat,high displacement pressure and narrow main contribution throat.The average porosity is 6.23%,while the average permeability is 0.4 mD,so the reservoir is characterized by low porosity and low permeability.On the basis of diagenesis analysis,the reservoir is in the middle diagenetic phase B.The reservoir properties are mainly controlled by sedimentary microfacies and diagenesis, and the heterogeneity is strong.

sedimentarymicrofacies；diagenesis；reservoir characteristics；He 8 member；Shan 1 member；Ordos Basin

TE122.2

A

1673-8926（2014）04-0057-09

2014-03-29；

2014-05-11

國家自然科學(xué)基金項目“輝綠巖熱液作用對圍巖儲層影響的機(jī)理研究”（編號：41272162）資助

謝慶賓（1966-），男，博士，副教授，主要從事沉積學(xué)和儲層地質(zhì)學(xué)的教學(xué)和科研工作。地址：（102249）北京市昌平區(qū)府學(xué)路18號中國石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院。電話：（010）89733291。E-mail：xieqingbin@cup.edu.cn。