馬　超

定北地區(qū)下石盒子組盒1段致密砂巖儲層特征及影響因素

馬超

（中國石化股份公司華北分公司勘探開發(fā)研究院，鄭州450006）

定北地區(qū)盒1段是該區(qū)上古生界的主力產(chǎn)層，屬于典型的致密砂巖儲層，但對其儲層特征及影響因素的研究較少，嚴重制約了氣藏的評價和優(yōu)選。從儲層巖石學特征入手，利用巖石薄片、鑄體薄片和孔滲分析等資料，對盒1段致密砂巖儲層特征及影響因素進行了研究。結果表明，盒1段致密砂巖儲層的孔隙類型以粒間溶孔和殘余粒間孔為主；三角洲平原分流河道主河道是有利儲層的發(fā)育區(qū)；壓實和壓溶作用及膠結作用是導致儲層致密和原生粒間孔大幅減少的主要因素，而溶蝕作用產(chǎn)生的粒間溶孔改善了儲層物性。該研究成果為盒1段致密砂巖儲層的評價和勘探選區(qū)提供了依據(jù)和方法。

致密砂巖；儲層特征；沉積作用；盒1段；定北地區(qū)

0　引言

定北地區(qū)位于鄂爾多斯盆地中西部（圖1），橫跨伊陜斜坡和天環(huán)坳陷2個一級構造單元［1］。研究區(qū)面積近900 km2，已在上古生界發(fā)現(xiàn)了多套含氣層系。下石盒子組盒1段是該區(qū)的主力氣層之一，已提交地質儲量超過800億m3，但盒1段儲層具有致密、低滲、非均質性強的特點，給氣藏評價和選區(qū)工作帶來諸多困難。

圖1　定北地區(qū)構造位置Fig.1　The structural location of Dingbei area

對于致密砂巖氣藏，前人在盆地內(nèi)部開展了大量的研究工作［2-6］，認為鄂爾多斯盆地上古生界儲層分布受沉積作用和成巖作用的控制，氣藏整體屬于致密砂巖巖性氣藏，砂巖的物性控制了儲層的分布和含氣性。天然氣地質資源豐富，但單井自然產(chǎn)能較低。研究區(qū)內(nèi)前期的工作多集中在成藏條件、成巖作用及勘探潛力評價等方面［7-10］，而對盒1段的儲層特征及其影響因素研究較少。因此，筆者從儲層巖石學特征入手，利用巖石薄片、鑄體薄片和壓汞等資料，對盒1段儲層特征及影響因素進行分析，揭示在整體低孔、低滲背景下，相對高孔、高滲的分流河道主河道為優(yōu)質儲層發(fā)育的有利區(qū)帶，同時對造成儲層致密化的原因進行分析，以期為該區(qū)的氣藏評價和目標優(yōu)選提供依據(jù)。

1　儲層特征

定北地區(qū)下石盒子組盒1段主要發(fā)育三角洲平原沉積［11］。筆者通過對全區(qū)10口探井進行取樣，并在盒1段153個巖石薄片和220個砂巖物性樣品分析的基礎上，對研究區(qū)儲層的巖石學特征和物性特征進行了系統(tǒng)分析。

1.1儲層巖石學特征

定北地區(qū)下石盒子組盒1段儲層巖石類型主要為含礫粗粒石英砂巖、巖屑石英砂巖，其次為少量巖屑砂巖（圖2）。砂巖碎屑以石英為主（圖版Ⅰ-1～Ⅰ-3），其體積分數(shù)為70%～99%；巖屑次之，其體積分數(shù)為1%～30%，并以泥巖、粉砂巖、酸性火山巖（圖版Ⅰ-4）和板巖巖屑為主；云母體積分數(shù)小于2%；有少量高嶺石化或方解石化的鉀、鈉長石和斜長石，體積分數(shù)為1%～2%；偶見石榴石、榍石等重礦物，其體積分數(shù)小于1%。

圖2　盒1段碎屑礦物體積分數(shù)三角圖Fig.2　Triangular diagram of detrital mineralcomponents of He-1 member

鑄體薄片和巖石薄片鏡下統(tǒng)計表明，盒1段膠結物的體積分數(shù)小于10%，并以次生加大邊的自生石英和中—粗晶方解石為主（圖版Ⅰ-5），見少量水云母和高嶺石。巖石組分中基本沒有或偶見雜基。砂巖分選中等—好，磨圓為次棱角狀和次圓狀，顆粒支撐，點—線接觸，膠結類型為再生孔隙式和孔隙式，少量接觸式膠結。

1.2儲層物性特征

根據(jù)巖心實測物性資料的統(tǒng)計結果，下石盒子組盒1段砂巖孔隙度為2%～10%，平均為6.1%，孔隙度為4%～8%的樣品占79%；滲透率為0.1～1.2 mD，平均為0.38 mD，滲透率為0.1～0.8 mD的樣品占71%左右（表1），滲透率與孔隙度呈指數(shù)正相關關系（圖3），表明該區(qū)盒1段儲層屬于致密砂巖儲層。

表1　盒1段砂巖孔隙度與滲透率分布Table1　Distribution of sandstone porosity and permeability of He-1 member

圖3　盒1段砂巖孔隙度與滲透率關系Fig.3　Relationship between sandstone porosity and permeability of He-1 member

2　儲層孔隙類型和孔隙結構

2.1孔隙類型

通過對定北地區(qū)5口井盒1段105個砂巖樣品的鑄體薄片分析表明，該區(qū)砂巖孔隙類型可分為殘余原生粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、晶內(nèi)微孔、晶間微孔及少量微裂縫，其中以殘余原生粒間孔和粒間溶孔為主（圖版Ⅰ-6～Ⅰ-8、圖版Ⅱ-1～Ⅱ-3）。殘余原生粒間孔反映了沉積時期粒間孔隙的大小和形態(tài)。由于盒1段為深埋藏（約3 700 m），原生粒間孔隙遭受了壓實、膠結等成巖作用的強烈改造，導致原生孔隙大量喪失。該區(qū)殘余原生粒間孔形態(tài)為不規(guī)則多邊形，見石英、高嶺石、水云母和方解石等充填于孔隙中，孔徑一般為50～350 μm（圖版Ⅰ-6）。粒間溶孔主要由溶蝕作用產(chǎn)生，是該區(qū)主要的次生孔隙類型，孔徑一般為50～500 μm（圖版Ⅰ-7～Ⅰ-8）。其他次生孔隙還包括少量粒內(nèi)溶孔（圖版Ⅰ-6）和高嶺石晶間孔（圖版Ⅱ-1）。微裂縫在孔隙中所占比例較少，多見于致密砂巖中（圖版Ⅱ-2～Ⅱ-3）。

2.2孔隙結構特征

孔隙結構特征直接影響著儲層中流體的滲流能力［3］。滲透率與孔喉參數(shù)的相關性研究表明，孔喉中值半徑越大，排驅壓力和中值壓力越低，砂巖的滲透率越高，儲層中流體的滲透能力越強［3］。根據(jù)盒1段3口井34個樣品的壓汞數(shù)據(jù)統(tǒng)計表明，砂巖孔喉中值半徑主要為0.09～1.58 μm，平均為0.49 μm（表2）。砂巖中的各種粒間孔隙雖然較為發(fā)育，但孔隙之間的連通性相對較差，其孔喉關系以中小孔-微細喉組合為主。

表2　盒1段砂巖儲層壓汞曲線分類Table2　The classification of mercury injection curves of sandstone reservoir of He-1 member

2.3孔隙結構評價

統(tǒng)計定北地區(qū)3口井34個砂巖樣品的儲層物性參數(shù)及孔隙結構參數(shù)，以孔隙度、滲透率與排驅壓力、中值壓力和中值半徑的關系為依據(jù)，將研究區(qū)盒1段砂巖儲層分為Ⅰ類、Ⅱ類和Ⅲ類（參見表2、圖4）。其中，Ⅰ類和Ⅱ類為有效儲層。圖4選取了6條較為典型的曲線反映了3種不同類型的砂巖儲層。

圖4　盒1段砂巖毛管壓力曲線Fig.4　The capillary pressure curves of He-1 member

Ⅰ類儲層：毛管壓力曲線向左下方凹，出現(xiàn)近似平臺段，孔喉分選較好，粗歪度，排驅壓力小于0.4 MPa，中值壓力小于2 MPa，中值喉道半徑大于0.25 μm，約占盒1段砂巖的26%。

Ⅱ類儲層：毛管壓力曲線為陡坡型，孔喉分選相對較差，略粗歪度，排驅壓力為0.4～2.0 MPa，中值壓力為2～20 MPa，中值喉道半徑為0.10～0.25 μm，約占盒1段砂巖的42%。

Ⅲ類儲層：毛管壓力曲線斜率大于Ⅱ類壓汞曲線，孔喉分選較好，略細歪度，排驅壓力大于2 MPa。雖然排驅壓力并不高，但從排驅壓力開始，壓力值上升較快，說明大孔隙較少，樣品以小孔隙為主。中值壓力大于20 MPa，中值喉道半徑小于0.10 μm，約占盒1段砂巖的32%。

3　儲層發(fā)育影響因素分析

3.1沉積作用對儲層的影響

定北地區(qū)氣藏類型為巖性圈閉氣藏［9-10］，氣藏的形成和分布主要受沉積相的控制［11-12］。沉積相對儲層的控制主要表現(xiàn)在宏觀上對儲層砂體展布范圍的控制和微觀上對儲層物性的影響等方面，不同的沉積相中形成的儲層其碎屑顆粒粒度和物性存在一定的差異［13-14］。根據(jù)定北地區(qū)10口井220個砂巖樣品的巖性、物性數(shù)據(jù)和沉積微相分析，認為該區(qū)沉積微相控制了砂巖的物性和碎屑顆粒的粒度；不同的沉積環(huán)境砂巖碎屑顆粒粒度存在明顯差異，并且粒度的差異與砂巖物性存在明顯的正相關性（圖5、表3）。在三角洲沉積時期，分流河道主河道由于水動力條件最強，沉積物粒度最粗，砂巖物性最好，是有利儲層的主要發(fā)育區(qū)，其次為分流河道邊部砂體，而泛濫平原沉積的砂體粒度最細，物性最差。

圖5　盒1段砂巖粒度與孔滲關系Fig.5　Relationship between porosity and permeability of He-1 member

表3　盒1段砂巖粒度與物性關系Table3　Relationship between sandstone granularity and physical properties of He-1 member

3.2成巖作用對儲層的影響

通過巖石薄片觀察，以及X射線衍射和掃描電鏡等分析資料，對定北地區(qū)盒1段砂巖儲層的成巖作用進行了系統(tǒng)研究，認為該區(qū)主要的成巖作用有：壓實和壓溶作用、膠結作用及溶蝕作用。

3.2.1壓實和壓溶作用

定北地區(qū)盒1段地層由于形成時代早，埋藏較深，壓實作用較為明顯。在薄片中，碎屑顆粒多呈點—線接觸（圖版Ⅰ-2～Ⅰ-3），可見云母與千枚巖巖屑等的強烈變形。盒1段砂巖現(xiàn)今孔隙度為4%～8%，由強壓實作用造成的原始粒間孔損失32%～36%［9，14］，局部層段甚至完全被壓實而形成致密層。

當砂巖顆粒由于壓實作用大多已形成線接觸時，砂巖骨架顆粒結構穩(wěn)定，若機械壓實作用繼續(xù)，將產(chǎn)生剛性碎屑顆粒（石英）間的壓溶作用。壓溶作用使顆粒間呈縫合線接觸，使砂巖體積進一步縮小，密度增大［10］。在薄片中可見石英顆粒的集中部位呈凹凸接觸和縫合線接觸，并可見縫合線構造（圖版Ⅰ-3）。強烈的壓實和壓溶作用是造成該區(qū)原生孔隙減少的重要原因［10］。

3.2.2膠結作用

定北地區(qū)膠結作用主要為鈣質膠結和硅質膠結。硅質膠結主要以石英次生加大（圖版Ⅰ-2～Ⅰ-3）和自形石英晶體的形式產(chǎn)出在碎屑石英顆粒表面、粒間孔壁和粒內(nèi)溶孔中，在研究區(qū)較為發(fā)育，含量較高，其體積分數(shù)最高可達20%左右，但分布不均勻。石英的次生加大將使石英顆粒呈鑲嵌狀接觸（圖版Ⅰ-3），砂巖的孔隙度和滲透率明顯降低。鈣質膠結以粒間膠結物（圖版Ⅰ-3～Ⅰ-4）、交代物（圖版Ⅱ-4）或次生孔隙內(nèi)填充物的形式出現(xiàn)，主要為成巖早期的方解石和晚期的鐵白云石膠結。成巖晚期形成的鐵白云石表現(xiàn)為充填孔隙和交代顆粒的特征，對儲層起破壞性作用［7-8］。

3.2.3溶蝕作用

砂巖中巖石礦物組分由于成分和結構的不同，在周圍地質條件發(fā)生變化的同時，各種易溶的砂巖組分發(fā)生溶蝕，甚至全部溶蝕，并形成多種類型的次生孔隙［8-9，15-16］。該區(qū)盒1段溶蝕作用主要表現(xiàn)為黑云母和巖屑的溶蝕（圖版Ⅰ-8），以及少量膠結物的溶蝕。溶蝕作用使該區(qū)砂巖中產(chǎn)生粒間孔隙和各種粒內(nèi)溶孔（圖版Ⅰ-6、圖版Ⅱ-1），溶孔的面孔率一般為3.90%～12.84%，極大地改善了盒1段的滲透性，是儲層成巖過程中重要的建設性成巖作用［9］。

4　結論

（1）定北地區(qū)下石盒子組盒1段儲層的巖石類型主要為含礫粗粒石英砂巖和巖屑石英砂巖。填隙物組分以硅質膠結和鈣質膠結為主，基本沒有或偶見雜基。砂巖分選與磨圓均好，顆粒支撐，點—線接觸，膠結類型為再生孔隙式和孔隙式，少量為接觸式膠結。

（2）盒1段砂巖孔隙度主要為2%～10%，平均為6.1%，滲透率主要為0.1～1.2 mD，平均為0.38 mD，孔滲相關性好，屬于典型的致密砂巖儲層。

（3）盒1段儲層有利的孔隙類型主要為殘余原生粒間孔和粒間溶孔，孔隙之間連通性相對較差，孔喉組合為中小孔-微細喉型。根據(jù)儲層物性與壓汞曲線特征將儲層分為Ⅰ類、Ⅱ類和Ⅲ類，其中Ⅰ類和Ⅱ類有效儲層約占砂巖的68%。

（4）盒1段儲層物性主要受沉積和成巖作用的控制。強烈的壓實和壓溶作用、膠結作用是儲層物性變差的主要因素，而巖屑、黑云母和長石的溶蝕產(chǎn)生的粒間溶孔極大地改善了儲層的儲集性能。三角洲平原分流河道是儲層發(fā)育的最有利沉積微相，儲層粒度最粗，物性最好，是氣藏評價選區(qū)的最有利目標。

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圖版Ⅰ

圖版Ⅱ

（本文編輯：楊琦）

Tight sandstone reservoir characteristics and influencing factors of He-1 member of the Lower Shihezi Formation in Dingbei area

MA Chao
（Research Institute of Exploration and Development，Sinopec North China Company，Zhengzhou 450006，China）

He-1 member in Dingbei area is the main producing formation and belongs to typical tight sandstone reservoir，but the study of reservoir characteristics and influencing factors is less，which severely restricts gas reservoir evaluation and optimization.Based on the data of rock thin sections，casting thin sections，porosity and permeability analysis，this paper studied tight sandstone reservoir characteristics and its influencing factors of He-1 member from the reservoir petrology characteristic.The results show that pore types of the tight sandstone reservoir of He-1 member are mainly intergranular dissolved pores and residual intergranular pores.Delta plain distributary channel sand body is favorable reservoir development area.Compaction，pressure solution and cementation are the main factors leading to the reservoir densification and the significant reduction in primary intergranular pores.The reservoir properties are improved due to intergranular dissolved pores produced by dissolution.This study provides basis and methodology for tight sandstone reservoir evaluation and exploration.

tight sandstone；reservoir characteristics；sedimentation；He-1 member；Dingbei area

TE122.23

A

1673-8926（2015）01-0089-06

2014-07-18；

2014-09-20

國家重大科技專項下屬課題“碎屑巖層系大中型油氣田富集規(guī)律與勘探關鍵技術”（編號：2011ZX05002-001）資助

馬超（1983-），男，碩士，工程師，主要從事油氣勘探綜合研究與規(guī)劃編制工作。地址：（450006）河南省鄭州市隴海西路199號中國石化華北分公司勘探開發(fā)研究院。E-mail：machao822577@163.com。