深埋藏條件下相對優質儲層形成因素分析—以鄂爾多斯盆地高橋地區盒8、山2砂巖儲層為例

石小虎 ，安文宏 ，南珺祥 ，楊文敬 ，劉志軍 ，陳娟萍

（1.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西西安 710018；3.中國石油長慶油田分公司勘探部，陜西西安 710018）

深埋藏條件下相對優質儲層形成因素分析—以鄂爾多斯盆地高橋地區盒8、山2砂巖儲層為例

石小虎1，2，安文宏1，2，南珺祥1，2，楊文敬3，劉志軍1，2，陳娟萍1，2

（1.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西西安 710018；3.中國石油長慶油田分公司勘探部，陜西西安 710018）

一般認為，砂巖儲層的孔隙度與滲透率將隨著深度的增加而降低。然而，隨著鄂爾多斯盆地勘探開發的逐步加深，在深埋藏（＞3 500m）的砂巖儲層中也發育較好的儲層，尤其在鄂爾多斯盆地高橋地區的盒8和山2段局部就形成了，粒間孔大量殘余為主要儲集空間的儲集體，形成了深埋藏低滲透背景下的相對優質儲層。本文通過偏光顯微鏡、包裹體測溫、恒速壓汞、成像測井等技術方法，對沉積、成藏、成巖等方面進行討論，認為巖石成分高成熟度、早期的烴類充注、早期膠結作用、晚期溶蝕作用及高角度構造縫的發育，是形成高橋地區盒8、山2段砂巖深埋藏條件下相對優質儲層的主要因素。

深埋藏地層；砂巖儲層；早期膠結作用；溶蝕作用；構造縫

鄂爾多斯盆地的勘探開發不斷深入，越來越多的實踐表明，在深埋藏砂巖儲層的孔隙在某些條件下也可以得以較好保存，而出現異常的孔隙度和滲透率。研究區范圍北起橫山，南到志丹-高橋，西起城川-胡尖山，東到青陽岔-安塞，面積2.0×104km2。屬于鄂爾多斯盆地西南側的伊陜斜坡，構造形態為寬緩的西傾單斜，坡降5～10 m/km。氣層段主要分布于中下二疊統石盒子組盒8段和山西組山23段，氣層段埋深3 400～4 000 m，屬于深埋藏砂巖儲層。

1 儲層巖石學特征

儲集層巖性為灰白色、淺灰綠色含礫不等粒砂巖、中-粗粒石英砂巖或巖屑石英砂巖，具有低長石，高石英、高巖屑的碎屑組合特點，成分成熟度較高（見表1）。其中盒8段石英含量介于80.1%～85.5%，軟組分含量偏高介于8.4%～11.0%，成分成熟度中等，為4.08%～4.29%；山23段石英含量達到93.9%，成分成熟度高，為15.39%

儲集層填隙物以泥質、硅質以及碳酸鹽巖礦物為主，總量一般在13%～14%（見表2）。泥質包括凝灰質和伊利石，凝灰質多以殘余凝灰質、高嶺石化、伊利石化等為主，平均含量6%左右；伊利石來自母巖區，代表真正的粘土雜基。其含量普遍較低，一般在1.0%以下，反映了搬運介質具有較強的淘洗功能。硅質含量通常在2.5%～7.5%，以山23段儲層最發育，其次為盒8下，以石英次生加大、它形充填與自形石英晶體三種形式存在。碳酸鹽膠結物（以鐵方解石、鐵白云石、菱鐵礦之和計）在本區砂巖中普遍分布，含量介于0.5%～3.2%，盒8段含量較高，山23含量最低。主要以鐵方解石和鐵白云石形式分布于碎屑顆粒間。

表1 高橋地區盒8及山23段砂巖儲層碎屑組分特征

2 儲集空間及物性特征

研究區盒8及山23段砂巖儲集層中主要的孔隙類型（見表3）主要有粒間孔、溶孔（長石、巖屑、晶屑及凝灰質溶蝕孔隙），晶間微孔，常見凝灰質失水收縮孔，高角度裂縫發育（見圖1a，b，c）。盒8段孔隙以高嶺石晶間孔－溶孔為主，局部見到粒間孔－溶孔組合，面孔率介于2.5%～3.4%；山23段孔隙以高嶺石晶間孔（溶孔）－粒間孔為主要組合特征，面孔率為3.4%。儲層物性盒8孔隙度在4%～9%，平均為8.6%，滲透率一般在（0.1～0.9）mD，平均為 0.643 mD，山 23孔隙度介于6.0%～10.0%，平均為7.82%，滲透率一般在（0.8～3.0）mD，平均為1.181 mD。屬于典型的低孔、低滲儲層，相對而言山23段儲集性能較好，物性明顯受到巖性的控制。

表2 高橋地區盒8及山23段砂巖儲層填隙物含量特征

表3 高橋地區盒8及山23段砂巖儲層物性及孔隙組合特征

3 形成優質儲集層的因素分析

研究區盒8、山2段儲集砂巖能在深埋藏條件下形成相對優質儲集層。將從有利沉積作用、早期的烴類充注、早期膠結作用、晚期溶蝕作用及高角度構造縫發育進行討論。

3.1 沉積作用

有利沉積微相發育是形成好儲集性能的先決物質基礎。研究區下二疊統下石盒子組盒8段和山西組山2段砂體的主體部分為辮狀河三角洲前緣亞相沉積，發育水下分流河道及河心灘微相（圖1d，e，f），是優質儲層形成的物質基礎。主要巖性為含礫不等粒砂巖、中-粗粒石英砂巖或巖屑石英砂巖，成分成熟度較高。

分流河道沉積發育物性較好的砂巖儲集體。以Sh299井盒8段為例見（見圖2），埋深在3 455～3 460.2 m段沉積微相為河道底礫巖，孔隙度為10.20%，滲透率為 7.99×10-3μm-2；埋深在3 460.2～3 467m處為沉積微相的河道側緣，孔隙度為6.11%，滲透率 0.133×10-3μm-2，儲層物性明顯變差。

3.2 早期烴類充注

烴類充注主要是指早期產生的油氣注入到砂巖儲層中及其在后期埋藏過程中對儲層孔隙所產生的影響，主要表現為早期烴類充注[1-3]。烴類充注主要是使地層水從孔隙中驅出，從而使膠結作用停止，孔隙得以保存。主要表現為三個方面[4]：（1）抑制膠結作用的進行，主要是抑制石英和伊利石膠結；（2）烴類充注攜帶有機酸溶蝕改造原生孔隙，形成次生孔隙；（3）油氣形成產生的超壓能緩沖壓實作用，有利于深部原生孔隙的保存。

研究區砂巖儲層中發育豐富的成巖流體包裹體（見圖1f），石英加大邊中可看到早期氣液包裹體，充填孔隙的硅質中可見晚期氣液包裹體（見圖3a）。儲層流體包裹體均一溫度顯示從70～150℃均有烴類流體活動（見圖4），說明該區天然氣充注主要有兩期。早期石英加大邊中包裹體均一溫度范圍為70～120℃，證明烴類充注在較早的成巖階段便開始發生，進而影響早期成巖作用的發生，使得原始粒間孔隙得以保存。

3.3 成巖作用

3.3.1 早期膠結作用 膠結作用普遍被認為破壞性成巖作用。黃思靜等（2007）認為膠結作用在深埋藏砂巖孔隙保存中具有積極意義，硅質膠結作用、碳酸鹽膠結作用和粘土礦物的膠結作用，只要它們發生在巖石因壓實作用而完全固結、顆粒相對位置完全固定之前的較早成巖階段，而且相對分散，就對砂巖原生孔隙具有保持作用，并都可不同程度地改變砂巖壓實曲線，這實際上也是深埋藏條件下砂巖孔隙得以保存的重要機制[5]。高橋地區硅質膠結物形成于60～145℃的成巖溫度條件下，具備兩個峰值65～80℃和105～135℃，即從成巖早期到成巖晚期硅質膠結都可以發生。顯微鏡下觀察到顆粒點接觸時就有石英的此生加大及方解石膠結發育（見圖3b，c），多在較早成巖階段發生，在有效壓實作用前發生，相應的提高巖石機械強度使得巖石抗壓實能力增強。關于硅質來源有多種說法，前人研究指出至少有23種硅質來源[6]。結合研究區的地質條件，硅質來源主要有四種：（1）早成巖階段易溶硅酸鹽組分溶解和粘土礦物轉化過程中釋放的SiO2；（2）同生-早成巖階段由火山物質蝕變提供的SiO2來源；（3）晚成巖階段碎屑長石溶解提供的SiO2；（4）碎屑石英因壓溶作用釋放的游離硅并造成SiO2的沉淀（125～135℃）。前兩種主要發育于最大壓實作用前，因此對儲集空間有建設性保護作用。

3.3.2 綠泥石薄膜發育 綠泥石薄膜狀生長（即孔隙環邊襯里），發生在長石溶解前的早成巖階段，顆粒之間多以點或點-線接觸為主，綠泥石形成后顆粒間相對位置變化有限，降低了壓實作用對粒間孔隙的破壞。再著，顆粒表面的包膜使得碎屑顆粒（主要是石英）主晶表面與孔隙水隔離，阻礙了自生石英過度生長所需的潛在成核作用點的生成，抑制了相對晚成眼階段石英的膠結作用，粒間孔得以保存。

研究區內薄膜狀綠泥石總體含量不高且分布不均勻，僅在盒8段較為發育（見表4）。顯微鏡下觀察到部分井段綠泥石薄膜的發育，阻礙膠結物的生長，使部分原始粒間孔殘余，從而形成以粒間孔為主的儲層孔隙類型（圖3d）。表4中顯示，綠泥石薄膜含量較高的井段，粒間孔相對發育，儲層物性較好。尤其在盒8下及山23段表現的最為突出，主要是因為該層段的膠結作用強于壓實作用對儲集性能的影響。當綠泥石薄膜的發育，抑制硅質、碳酸鹽巖等膠結作用發生時，就會形成殘余粒間孔為主的儲集層。

3.3.3 晚期溶蝕作用 儲層中溶蝕孔隙主要為不穩定組分（如長石、噴發巖屑、凝灰質、火山晶屑、角閃石等）在成巖階段有機質熱演化過程中形成的有機酸作用下發生溶解作用形成，是改善儲集空間的最主要成巖作用。楊俊杰（1995）、張文正（2009）等通過不同溫壓條件下乙酸溶液對長石、輝石和角閃石的溶蝕模擬實驗，探討成巖過程中長石礦物及長石砂巖的溶蝕特征和次生孔隙、自生礦物的形成機理[7，8]。溶蝕實驗揭示出溶蝕作用發生兩期，成巖早期（溫度：50～75 ℃，壓力：15～20MPa），中基性、鈣堿性的火山物質（鈣長石、角閃石、輝石）的溶蝕在低溫低壓條件下便可以發生，為成巖早期的溶蝕成孔作用，此類溶孔在后期的壓實和膠結作用難以保存；成巖晚期（溫度：100～130 ℃，壓力：22～25 MPa）中酸性硅酸鹽礦物（鉀鈉條紋長石）的溶蝕發生在高溫高壓條件下及深埋藏環境中，烴類的充注得以保存，形成有效的次生孔隙型儲層。該區盒8上溶蝕程度較低；盒8下、山23溶蝕程度較高，普遍在60%以上。

3.4 晚期高角度成巖縫

表4 高橋地區盒8及山23段砂巖儲層綠泥石薄膜含量與儲集性能關系表

通過成像測井、巖心觀察，表明研究區內裂縫發育，主要表現為構造縫、層間縫及成巖縫（見圖 4e，f）[9]。大多數構造縫由于成巖礦物的充填作用處于閉合狀態；層間縫在上覆應力作用下處于閉合狀態；成巖縫在地下條件下是開啟的，多在晚成巖期形成，其對孔隙的連通以及砂層之間的連通意義重大（見表5）。成巖縫發育區，其面密度一般最高可達到4條/平方厘米，大小一般（2～5 μm）×（100～250 μm），充填程度為 10%～80%，充填物有硅質、長石質、粘土、碳酸鹽、瀝青質等。

表5 高橋地區盒8及山23段砂巖儲層部分井裂縫發育段物性統計表

4 結論

深埋藏條件下砂巖儲層主要通過有利沉積相帶、烴類早期充注、早期膠結作用、綠泥石包膜、晚期溶蝕作用及成巖縫等作用使得原生粒間孔保存，次生孔隙發育，而形成相對優質儲層。

［1］ 肖軍，王華，袁立川，姜華，陳少平.深埋藏砂巖儲層中異常孔隙的保存機制探討［J］.地質科技情報，2007，（5）：49-56.

［2］ 王琪，史基安，肖立新，等.石油侵位對碎屑儲集巖成巖序列的影響及其與孔隙演化的關系－以塔西南坳陷石炭系石英砂巖為例［J］.沉積學報，1998，16（3）：97-101.

［3］ 羅靜蘭，劉小洪，林潼，張三，李博.成巖作用與油氣侵位對鄂爾多斯盆地延長組砂巖儲層物性的影響［J］.地質學報，2006，（5）：664-673.

［4］ 胡海燕.油氣充注對成巖作用的影響［J］.海相油氣地質，2004，9（1-2）：85-89.

［5］ 黃思靜，黃培培，王慶東，劉昊年，吳萌，鄒明亮.膠結作用在深埋藏砂巖孔隙保存中的意義［J］.巖性油氣藏，2007，（3）：7-13.

［6］ 史丹妮，金巍.砂巖中自生石英的來源、運移與沉淀機制［J］.巖相古地理，1999，（6）：65-70.

［7］ 楊俊杰，黃月明，張文正，劉桂霞，黃思靜.乙酸對長石砂巖溶蝕作用的實驗模擬［J］.石油勘探與開發，1995，（4）：82-86.

［8］ 張文正，楊華，解麗琴，黃思靜，楊奕華.鄂爾多斯盆地上古生界煤成氣低孔滲儲集層次生孔隙形成機理－乙酸溶液對鈣長石、鐵鎂暗色礦物溶蝕的模擬實驗［J］.石油勘探與開發，2009，（6）：383-391.

［9］ 張君峰，蘭朝利.鄂爾多斯盆地榆林-神木地區上古生界裂縫和斷層分布及其對天然氣富集區的影響［J］.石油勘探與開發，2006，（2）：172-177.

Analysis on the form ing factors of relatively high quality
deep buried reservoir—taking Ordos Basin Gaoqiao area He 8 and Shan 2 sandstone reservoir as an example

SHIXiaohu1，2，ANWenhong1，2，NAN Junxiang1，2，YANGWenjing3，LIU Zhijun1，2，CHEN Juanping1，2
（1.Low Permeability Oil and Gas Field Exploration and Development of National Engineering Laboratory，Xi'an Shanxi710018，China；2.Research Institute of Exploration and Development of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi710018，China；3.Exploration Due of Petroleum of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi710018，China）

Generally，porosity and permeability of sandstone reservoir will decreased with increasing depth.However,with the exploration and exploitation of Ordos basin,deep burial(>3 500 m)sandstone reservoir is developed.Especially in Ordos Basin Gaoqiao area he8 and Shan2 formation,large amounts of residual intergranular pore is themain reservoir space of the reservoir,which leads to deep buried relatively high-quality reservoir of low permeability background.In this paper,combining with polarizingmicroscope,inclusion thermometry,rate-controlled mercury,imaging logging,deposition,diagenesis,the conclusion thatsuch factors as rock composition of high maturity,early hydrocarbon filling,early cementation,advanced corrosion and structural fracture form high-quality reservoir in Gaoqiao area He 8,Shan2 sandstone.

deep burial formation；sandstone reservoir；early cementation；corrosion；structural fracture

10.3969/j.issn.1673-5285.2013.03.015

TE122.2

A

1673-5285（2013）03-0055-06

2013－02-23

石小虎（1978－），工程師，2002年畢業于西北大學地質學專業，現從事巖礦鑒定、儲層及成巖作用研究工作，郵箱：shixh_cq@petrochina.com.cn。