賈 麗，張振宇，趙偉波，孫 磊，漆亞玲，劉文香,楊鳴一

(1．長慶油田公司 勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710018；2．長慶油田公司 西安長慶科技工程有限責任公司，陜西 西安 710018)

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子洲-清澗地區(qū)山西組山23段 儲層物性影響因素分析

賈 麗1，張振宇2，趙偉波1，孫 磊1，漆亞玲1，劉文香1,楊鳴一1

(1．長慶油田公司 勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710018；2．長慶油田公司 西安長慶科技工程有限責任公司，陜西 西安 710018)

利用鑄體薄片、掃描電鏡、壓汞分析及巖心觀察和測井等各種基礎資料，對鄂爾多斯盆地子洲-清澗地區(qū)山23儲層物性特征及影響因素進行分析。研究結果：子洲-清澗地區(qū)山西組山23滲透率和孔隙度具有明顯的正相關特征，儲層物性主要受控于沉積微相、巖石類型、粒度以及成巖作用。水下分流河道砂體孔隙度、滲透率相對較高，河口壩席狀砂次之，分流間灣較差；石英砂巖物性普遍好于巖屑石英砂巖，巖屑砂巖則相對較差；砂巖的粒度越大，儲層物性越好，粗砂巖、巨-粗砂巖的物性要明顯好于中-粗砂巖、粗-中砂巖、細-中砂巖。成巖作用中壓實作用和膠結作用是儲層物性變差的主要原因，溶蝕作用是一種對儲層有利的建設性成巖作用，有利于產(chǎn)生大量次生孔隙，成為碎屑巖儲層主要儲集空間。

子洲-清澗地區(qū)；物性特征；沉積微相；巖石類型及粒度；孔隙類型；成巖作用

0 引 言

子洲-清澗地區(qū)位于子洲氣田南部，構造上處于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東側，區(qū)內(nèi)為黃土塬覆蓋，屬典型的丘陵溝壑地貌，地勢西高東低，發(fā)育多排近北東向的低緩鼻隆。區(qū)內(nèi)天然氣勘探始于上世紀八十年代，當時在本區(qū)發(fā)現(xiàn)了一些出氣井點。但由于儲層較致密，產(chǎn)量較低，未取得實質(zhì)性突破。九十年代盆地勘探重心逐步轉向中部地區(qū)，相繼發(fā)現(xiàn)了靖邊、烏審旗和榆林3個千億方級的大氣田。

隨著對榆林氣田周邊，特別是榆林南地區(qū)進行的深化勘探，山西組山23天然氣勘探取得了重要進展，通過分析榆林氣田山西組的成藏背景，認為榆林氣田南區(qū)山23含氣石英砂巖展布有向東南子洲-清澗地區(qū)進一步延伸的趨勢，成藏特征與榆林氣田類似。同時通過老井復查，進一步確認該區(qū)山23石英砂巖發(fā)育，分布面積大，應具有較大的勘探潛力，在經(jīng)過充分的地質(zhì)論證及地震預測后，以尋找相對優(yōu)質(zhì)的石英砂巖儲層為目標，以追蹤榆林氣田山23主砂帶向東南延伸為方向，拉開了子洲-清澗地區(qū)山23儲層大規(guī)模勘探的序幕。

在勘探落實儲量規(guī)模的同時，子洲-清澗地區(qū)山23氣藏研究工作也有序展開。在山西組沉積時期，鄂爾多斯盆地西緣賀蘭拗拉槽關閉成為統(tǒng)一坳陷，受盆地構造的控制，在北部南北向擠壓力的影響下，北部地區(qū)開始隆升，海水逐步向南退出，建立了南北向差異升降和沉積相的南北向分布格局，同時為盆地充填提供了豐富的陸源碎屑物源[1-2]。子洲-清澗地區(qū)主要發(fā)育海陸過渡相三角洲前緣沉積相帶，沉積物源充沛，受海平面變化控制，多期進積砂體沖刷疊置[3]，產(chǎn)氣層段主要為山23水下分流河道儲集相帶[4]，儲層物性一般較好。

1 儲層物性基本特征

根據(jù)研究區(qū)山23段82口取心探井755 塊化驗資料統(tǒng)計分析，其孔隙度分布范圍相對較集中，滲透率分布范圍相對較廣，孔隙度分布范圍為4%～8%，平均孔隙度為6.8%，滲透率分布范圍為0.1～10 mD，平均值為0.66 mD，為低孔低滲的碎屑巖儲集層?？紫抖群蜐B透率具有明顯的正相關關系(圖1)，表明儲層的滲透性主要受孔隙和喉道控制，孔隙發(fā)育直接影響著氣層物性和含氣性[5]。

圖1 孔隙度與滲透率關系圖

2 儲層物性影響因素

2.1 沉積微相的影響

子洲-清澗地區(qū)山西組山23為海相三角洲前緣沉積相帶，主要發(fā)育水下分流河道、河口壩和分流間灣等多種沉積微相[6]。水下分流河道、河口壩微相形成于水動力條件較強的環(huán)境下，碎屑沉積速率快、雜基少，多形成“顆粒支撐”結構，顆粒之間留有較多孔隙；而分流間灣沉積因水動力條件相對較弱，大小碎屑與泥質(zhì)一起沉積，多形成“雜基支撐”結構?！邦w粒支撐”結構型砂巖的物性一般要好于“雜基支撐”型，前者吼道類型主要是小孔-細微孔，收縮吼道和片狀-彎片狀吼道，后者主要發(fā)育微孔隙、束管吼道。

分別對子洲-清澗地區(qū)山23段分流河道367塊樣品和分流間灣184塊樣品的物性進行統(tǒng)計，分流河道砂體滲透率最高到12.800 mD，平均為1.015 mD，孔隙度最高為13.3%，平均為8.2%.分流間灣滲透率最大為3.865 mD，平均為0.412 mD，孔隙度最大為8.9%，平均為4.5%，分流河道砂體平均滲透率高出分流間灣平均滲透率約1.5倍，孔隙度高出約82%(表1,圖2，3)。

表1 子洲-清澗地區(qū)不同沉積環(huán)境中山23物性統(tǒng)計表Tab.1 Property statistics of different sedimentary environment of Shan 23 member in Zizhou-Qingjian area

圖2 子洲-清澗地區(qū)不同沉積環(huán)境山23孔隙度分布圖

圖3 子洲-清澗地區(qū)不同沉積環(huán)境山23滲透率分布圖

從鑄體薄片上看出，同一口井相鄰巖心顆粒的支撐性質(zhì)可有“顆粒支撐”突變?yōu)椤半s基支撐”，這是由于水下分流河道頻繁改道，側向遷移，導致垂向上分流河道和分流間灣相互過度或者疊置，造成不同的沉積微相砂體物性差異明顯。

總體上來看，不同的沉積相帶儲層的孔隙度、滲透率差別較大。在平面上具有不同的滲透率組合，水下分流河道砂體沉積厚度較大，粒度相對較粗，其孔隙度、滲透率相對較高，河口壩席狀砂次之，分流間灣較差。

2.2 巖石類型及粒度對儲層物性的影響

2.2.1 儲層巖石學特征

研究區(qū)山23段砂巖類型以石英砂巖為主，巖屑石英砂巖和巖屑砂巖次之(圖4)。石英體積分數(shù)范圍在62.5%～100.0%，平均為96.0%；長石體積分數(shù)為0%～6.5%，平均為0.10%；巖屑體積分數(shù)為0%～30.1%，平均為5.6%.分別對研究區(qū)321塊石英砂巖樣品、111塊巖屑石英砂巖樣品和22塊巖屑砂巖樣品的物性進行了統(tǒng)計，統(tǒng)計結果：石英砂巖孔隙度集中于4%～8%，滲透率集中于0.1～10×103μm2，巖屑石英砂巖孔隙度集中于2%～8%，滲透率集中于0.01～1×103μm2(圖5，6)；石英砂巖物性普遍好于巖屑石英砂巖，巖屑砂巖則相對較差。

圖4 子洲-清澗地區(qū)山23砂巖成分三角圖

圖5 子洲-清澗地區(qū)不同巖石類型山23孔隙度分布圖

圖6 子洲-清澗地區(qū)不同巖石類型山23滲透率分布圖

2.2.2 巖石粒度大小對儲層物性的影響

圖7 子洲-清澗地區(qū)山23段砂巖φ值與物性關系

砂巖的粒徑大小與粒間孔隙的大小有直接的關系，一般情況下粒度粗的砂巖中孔隙也比較大，其滲透率也比較高；而粒徑小的砂巖中孔隙較小，滲透率一般也較低(圖7)。因此,物性較好的儲層一般發(fā)育在磨圓好、分選好以及粒徑大的砂巖中，這是因為粒度較大、分選較好和雜基含量較低的巖石中粒間孔發(fā)育，在成巖時期酸性流體易于進入儲層，溶蝕作用較強，利于形成大的溶蝕孔隙，因而儲層物性較好[7]。綜合研究表明：研究區(qū)山23沉積期水動力條件較強,砂體粒度較粗，雜基含量低，形成粗粒純凈的石英砂巖，砂巖儲層物性好。

2.3 孔隙類型對儲集層物性影響

巖石中一般是多個孔隙類型同時存在。當某一種孔隙類型所占比例較高時，那么這種孔隙類型就為該巖石的主要孔隙類型。通過對研究區(qū)常規(guī)物性、壓汞及鑄體薄片測試資料統(tǒng)計分析，本區(qū)山23儲層儲集空間主要包括粒間孔、溶孔、晶間孔、微孔和微裂縫等多種孔隙類型。

當儲層中以粒間孔、溶孔及晶間孔為主要孔隙類型時，巖石的喉道相對較粗，孔隙度一般中等，但滲透率相應較高。以微孔為主的巖石一般為小孔隙、喉道細，其巖石的孔隙度相對較低，滲透率明顯較差。

通過對研究區(qū)常規(guī)薄片和掃描電鏡分析，研究區(qū)微裂縫孔隙發(fā)育較少，可分為粒間縫和巖石縫2種，巖石縫一般比較細，通?？梢载灤┧苄詭r屑和雜基等。盡管巖石縫不及粒間縫發(fā)育，但是為大規(guī)模油氣的運移提供了通道，并且為次生溶蝕孔隙的形成創(chuàng)造了條件。

2.4 成巖作用的影響

在埋藏成巖過程中，成巖作用對沉積巖的物性、結構甚至成分都產(chǎn)生了深刻的影響[8-9]，其中最突出的表現(xiàn)之一，就是使巖石的孔隙度、滲透率及孔隙結構發(fā)生顯著的變化[10]。研究區(qū)山23主要發(fā)生了3種成巖作用，控制了儲層孔隙演化過程及成巖相平面分布，分別為機械壓實壓溶作用、膠結作用及溶蝕作用。

2.4.1 壓實和壓溶作用對儲層孔隙的影響

壓實作用是導致孔滲性變差的主要因素之一，經(jīng)機械壓實后，沉積物會發(fā)生許多微觀變化[11]，研究區(qū)常見的壓實現(xiàn)象有

1)碎屑顆粒的重新排列，從游離狀態(tài)到點接觸或線接觸，部分呈凹凸-線接觸，縫合線及點接觸不太常見，表現(xiàn)其壓實強度為中等-較強(圖8(a))；

2)塑性巖屑擠壓變形，主要表現(xiàn)為火山巖巖屑、千枚巖、云母、泥質(zhì)巖屑等塑性顆粒變形、顆粒定呈定向或半定向排列(圖8(b)，(c))；

3)剛性顆粒礦物長石、石英等沿其解理面破裂(圖8(d))。壓溶作用可以產(chǎn)生個別石英碎屑間呈縫合線接觸(圖8(e)，(f))和顆粒的拉長等結構構造現(xiàn)象，對孔隙度的破壞起了主要作用。

圖8 研究區(qū)山23段砂巖顯微照片

壓實率可以定量來表征壓實作用強度大小

ρr=(pi-V)/pi×100%[12].

式中，pi為原始孔隙率；V為壓實后粒間體積。

根據(jù)Scherer[13]提出在濕砂地表條件下巖石顆粒分選系數(shù)與原始孔隙率的關系計算而得到儲層的原始孔隙率，計算公式如下pi=20.91+(22.9/Trask分選系數(shù))。原始孔隙率范圍一般在26.9%～44.7%之間，平均37.5%.V=Vp+Vc+Vs(V為壓實后的粒間體積；Vp為薄片下粒間孔隙體積；Vc為膠結物；Vs為雜基含量)。經(jīng)計算，研究區(qū)山2段儲層砂巖壓實率20%～73.2%，平均49.7%.由壓實作用造成的原生孔隙平均喪失為15.3%.研究區(qū)變質(zhì)巖巖屑又占主要部分，相對軟質(zhì)的千枚巖巖屑較多，抗壓實能力弱是造成孔隙的壓實減小，儲層物性變差主要原因(圖9)。

碳酸鹽膠結物是碎屑巖儲層中比較常見的膠結物，也是成巖作用過程重要的自生礦物，碳酸鹽膠結物對儲層物性影響有兩面性，一方面，成巖階段沉淀的碳酸鹽膠結物主要是在粒間孔和粒內(nèi)溶孔中結晶沉淀析出，以充填孔隙為主，使得儲層中孔隙度減小，從而降低優(yōu)質(zhì)儲層儲集性能；另一方面，碳酸鹽膠結物在儲層中起到支撐作用，有效減少成巖作用砂巖壓實程度，降低了壓實作用對儲層物性的負面影響，對孔隙的保存具有重要的積極意義，為后期酸性水溶蝕和次生孔隙的形成創(chuàng)造有利條件[14]。碳酸鹽膠結物在研究區(qū)山23砂巖中是分布廣，含量高的膠結物之一，主要以粒間膠結、交代或在次生孔隙內(nèi)出現(xiàn)，常呈細晶-中晶結構出現(xiàn)，少量呈泥晶結構，成分以方解石、鐵方解石、鐵白云石和菱鐵礦為主，其中鐵方解石膠結最為常見。研究區(qū)內(nèi)鐵方解石膠結物主要分為早、晚兩期，以晚期最為常見。早期的方解石膠結物一般為微晶方解石，單獨或與黏土礦物混雜在一起充填于粒間孔；晚期方解石膠結物以粗晶粒鐵方解石為主，大多呈它形，不規(guī)則狀分布，以線狀和凹凸狀接觸為主，部分晚期鐵方解石的沉淀析出發(fā)生在溶蝕作用以后。從方解石膠結物早期沉淀到溶蝕再到晚期沉淀，反映孔隙水是從堿性變酸性再變堿性的變化過程[15]。研究區(qū)碳酸鹽膠結物體積分數(shù)與砂巖孔隙度呈負相關，碳酸鹽體積分數(shù)越高，孔隙度就大幅度減少，儲層物性受到損害越大(圖10)。

圖9 研究區(qū)山23段儲層物性與塑性巖屑(片巖、千枚巖、泥巖及云母)關系圖

圖10 研究區(qū)山23段儲層物性與碳酸鹽膠結物關系圖

2.4.2 溶蝕作用對儲層物性的影響

溶蝕作用是一種使儲集性能變好的成巖作用，利于產(chǎn)生大量次生孔隙，構成碎屑巖儲層主要儲集空間。溶蝕作用在研究區(qū)山23砂巖中十分常見，主要表現(xiàn)對砂巖中石英、長石、巖屑等碎屑顆粒及粒間綠泥石、伊-蒙混層、碳酸鹽等膠結物的溶蝕。大部分長石沿節(jié)理和破裂縫溶蝕形成粒內(nèi)溶孔，少見長石全部溶蝕形成鑄?？?。被溶蝕的巖屑常形成斑點狀或蜂窩狀，強烈的溶蝕作用于石英表面、石英加大邊以及對黏土礦物進行溶蝕，形成了大量的次生溶蝕孔隙。盡管部分溶蝕孔被后期碳酸鹽膠結物充填，但仍有很多次生孔隙被保留下來，在很大程度上改善了儲層的物性。

3 結 論

1)鄂爾多斯盆地子洲-清澗地區(qū)山23孔隙度和滲透率具有較明顯的正相關關系，說明儲層的滲透率主要受孔隙和喉道所控制，孔隙的發(fā)育直接影響著氣層物性和含氣性；

2)不同沉積相帶儲層的孔隙度、滲透率差異較大。在平面上具有不同的物性特征，水下分流河道砂體沉積厚度較大，其孔隙度、滲透率相對較高，河口壩席狀砂次之，分流間灣較差；

3)儲層物性受到巖石類型和粒徑大小的影響，石英砂巖物性普遍好于巖屑石英砂巖，巖屑砂巖較差；砂巖的粒徑大小與粒間孔隙的大小有較好的正相關性，一般而言，水動力越大，淘洗作用越強，沉積碎屑顆粒就越粗，雜基含量越低，孔隙較大，滲透率較高，巖石的物性就越好；

4)當巖石中孔隙類型以粒間孔、溶孔和晶間孔為主時，儲層中孔隙度和滲透率一般較高，物性較好，是較理想的儲集體。巖石孔隙類型以微孔為主時，儲層表現(xiàn)低孔和低滲特征，砂體的儲集性能較低，表現(xiàn)為較差或者非儲集體；

5)成巖作用對研究區(qū)山23儲層性能有著重要的影響。壓實作用和膠結作用是使該區(qū)山23儲層物性變差的一個主要因素，溶蝕作用是一種使儲集性能變好的成巖作用，利于產(chǎn)生大量次生孔隙，構成碎屑巖儲層主要儲集空間。

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Influence factors of Shan 23reservoir property of Zizhou-Qingjian area

JIA Li1，ZHANG Zhen-yu2，ZHAO Wei-bo1，SUN Lei1，QI Ya-ling1，LIU Wen-xiang1,YANG Ming-yi1

(1.ExplorationandDevelopmentResearchInstitute,PetrochinaChangqingOilfieldCompany，Xi’an710018,China；2.Xi’anChangqingTechnologyEngineeringCo.,Ltd.,PetrochinaChangqingOilfieldCompany，Xi’an710018,China)

The physical property and influential elements of Shan 23member of Zizhou-Qingjian area in Ordos Basin were studied by analysis of the cast slices,scanning electron microscope,porosity and permeability,log interpretation and mercury injection test.The results show that：the porosity and permeability at Shan 23member of Zizhou-Qingjian area in Ordos Basin has a significant positive correlation.Reservoir properties controlled by sedimentary microfacies,rock type,grain size and diagenesis.Underwater distributary channel has relatively high porosity and permeability,underwater mouth bar and sheet sand are followed,and underwater natural levee is relatively poor.The physical properties of quartz sandstones is generally better than that of lithic quartz sandstones,and lithic sandstones is relatively poor.In general,physical property parameters decline with the change of grain size from gravel through coarse sand and medium sand to fine sand.The rocks with inter granular,inter-crystalline porosity and solution porosity have good reservoir physical property,but then,the rocks with micro-porosity have poorer physical property.Diagenesis of the study area is also an important influence factor.Decrease of sandstone porosity is mainly caused by compaction and the cementation.The dissolution is a diagenesis that can produce a large number of secondary porosity and constitute the main reservoir space of clastic rocks,which make the performance of a reservoir better.

Zizhou-Qingjian area；physical property；sedimentary microfacies；rock type and grain size；porosity type；diagenesis

10.13800/j.cnki.xakjdxxb.2015.0115

1672-9315(2015)01-0089-07

2014-09-18 責任編輯：李克永

國家大型油氣田及煤層氣開發(fā)重大專項(2011ZX05007-004，2011ZX05044)

賈 麗(1982-),女,陜西西安人,工程師,E-mail:jiali8299@163.com

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