鄂爾多斯盆地西南部二疊系盒8 下段儲層特征及控制因素

魏欽廉，崔改霞，劉美榮，呂玉娟，郭文杰

（1.西安石油大學地球科學與工程學院，西安 710065；2.陜西省油氣成藏地質學重點實驗室，西安 710065；3.中國石油長慶油田分公司第二采油廠，甘肅慶陽 745100）

0 引言

國內勘探實踐證實，致密砂巖具有巨大的勘探潛力與開發(fā)價值［1-5］。國外一般采用埃爾金斯方法［6］對致密砂巖儲層的物性條件進行界定：孔隙度小于10%，滲透率小于0.1 mD，而在國內，不同的研究區(qū)各個學者有不同的認識，通常情況下，將致密砂巖儲層定義為覆壓滲透率小于0.1 mD 的儲層［7］。在成巖過程中，致密砂巖儲層經歷較強的機械壓實作用和膠結作用后，儲層物性變差、非均質性極強［8］，因此，孔隙結構是決定儲層物性及油氣產能的重要因素。

鄂爾多斯盆地西南部上古生界二疊系盒8 段儲層具備致密砂巖氣藏發(fā)育的基本條件［9］。作為致密砂巖氣藏勘探開發(fā)的新區(qū)塊［10-11］，眾多學者對研究區(qū)盒8 段儲層的沉積體系［12-13］、物源及母巖特征［14-19］、成藏及構造特征［20-22］等方面均進行了研究，汪遠征等［9］認為該區(qū)主要的儲集空間是巖屑溶孔，曲付濤［23］指出該區(qū)儲層主要發(fā)育微米—納米級孔隙，非均質性較強，郭智等［24］研究了盆地西南部山1、盒8 段儲層有效砂體的空間展布特征，但是對儲層質量的控制因素研究很少。筆者在上述研究成果的基礎上，針對鄂爾多斯盆地西南部二疊系石盒子組盒8 下段致密儲層特征進行研究，并探討影響儲層孔隙結構的主控因素，以期為研究區(qū)尋找致密儲層“甜點”提供借鑒。

1 區(qū)域地質概況

圖1 鄂爾多斯盆地西南部的地理位置及綜合地層柱狀圖Fig.1 Structural location and integrated stratigraphic column of southwestern Ordos Basin

研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地西南部（圖1），面積約5 萬km2，其西部為天環(huán)坳陷，并與西緣沖斷構造帶相鄰，東部為陜北斜坡西南部，南部與渭北隆起區(qū)相鄰。研究區(qū)上古生界經歷了加里東運動的抬升剝蝕后，在中—晚石炭世整體開始沉降，自下而上依次沉積了上石炭統(tǒng)本溪組（C2b），下二疊統(tǒng)太原組（P1t）、山西組（P1s），中二疊統(tǒng)石盒子組（P2h），上二疊統(tǒng)石千峰組（P3q）。石盒子組以“駱駝脖”狀砂巖為底界，該套砂巖的頂部有一層“雜色泥巖”，其具有高自然伽瑪值，這一特征有利于確定石盒子組與山西組的分界線。根據(jù)沉積序列及巖性組合特征，石盒子組又可劃分為下石盒子組（盒8 段—盒5段）和上石盒子組（盒4 段—盒1 段），其中下石盒子組的盒8 段按照沉積旋回可進一步細分為盒8 上和盒8 下2 套地層，盒8 下段主要為一套淺灰色含礫粗砂巖、灰白色中—粗粒砂巖及灰綠色巖屑石英砂巖，砂巖中發(fā)育大型交錯層理，泥質含量少，幾乎無煤層。本溪組和太原組為海陸過渡相沉積，山西組和石盒子組發(fā)育陸相湖泊—三角洲沉積體系，石千峰組沉積時研究區(qū)已完全轉變?yōu)殛懴喑练e環(huán)境。

2 巖石學特征

鄂爾多斯盆地西南部盒8 下段儲層主要巖石類型為巖屑石英砂巖和巖屑砂巖（圖2），石英砂巖次之。儲層填隙物具有種類多、非均質性強的特征，黏土礦物主要包括高嶺石、綠泥石、水云母等，碳酸鹽類膠結物主要包括鐵方解石和鐵白云石，偶見硅質膠結物。填隙物體積分數(shù)約為25.49%，其中水云母占8.55%、高嶺石占2.11%、硅質膠結物占1.80%、鐵方解石占1.66%、綠泥石占1.17%、凝灰質占0.82%、鐵白云石占0.27%、菱鐵礦占0.19%、方解石占0.13%。

圖2 鄂爾多斯盆地西南部二疊系盒8 下段巖石類型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.巖屑石英砂巖；Ⅵ.長石巖屑砂巖；Ⅶ.巖屑砂巖Fig.2 Rock types of the Permian lower He 8 member in southwestern Ordos Basin

研究區(qū)盒8 下段的泥巖顏色以灰色、雜色為主，表明水體較淺，反映其沉積時為氧化-還原環(huán)境交替頻繁。砂巖粒度以粗粒居多，其次為中粒和細粒，表現(xiàn)出較強的水動力條件。分選中等，磨圓度以次棱角—次圓狀為主（圖3）。

圖3 鄂爾多斯盆地西南部二疊系盒8 下段巖石類型及特征（a）耀縣石川河剖面盒8 下段灰白色、厚層“駱駝脖”狀砂巖；（b）灰綠色、灰黑色泥巖，L6 井，4 702.50 m；（c）中粗砂巖，L19 井，3 877.20 m；（d）次棱—次圓狀，S283 井，3 771.67 mFig.3 Rock types and characteristics of the Permian lower He 8 member in southwestern Ordos Basin

3 物性特征與孔隙結構

3.1 物性特征

鄂爾多斯盆地西南部二疊系盒8 下段儲層孔隙度為0.98%～15.30%，平均為6.60%；滲透率為0.03～13.87 mD，平均為0.43 mD。其中89.96%的樣品的滲透率小于0.10 mD，為典型的低孔-低滲型致密儲層。研究區(qū)儲層樣品的孔滲交會圖顯示，隨著孔隙度的增大，滲透率呈增加趨勢（圖4）。當孔隙度大于8% 時，滲透率隨其增加的趨勢變得更加平緩。部分儲層中發(fā)育的微裂縫進一步改善了儲層的滲流能力。

圖4 鄂爾多斯盆地西南部二疊系盒8 下段儲層的物性特征Fig.4 Relationship between permeability and porosity of the Permian lower He 8 member in southwestern Ordos Basin

3.2 孔隙類型

鄂爾多斯盆地西南部二疊系盒8 下段砂巖中巖屑溶孔和粒間孔占比較高（圖5），二者均貢獻了0.5%左右的孔隙度。粒間孔可進一步劃分為石英加大后的殘余粒間孔隙和粒間溶蝕作用擴大后的孔隙，前者可使原生粒間孔隙減少，在石英砂巖及巖屑石英砂巖中較發(fā)育，后者以原生孔隙為主，伴隨著次生成因的溶蝕作用擴大而成（圖6），長石礦物部分甚至整體被溶蝕可形成較大的粒內溶孔或鑄模孔。伊利石晶間微孔由長石和巖屑發(fā)生不同程度的蝕變和水化作用而形成［25］，鏡下見成巖裂縫，縫面彎曲，裂縫寬度細小且狹窄。

圖5 鄂爾多斯盆地西南部二疊系盒8 下段儲層孔隙類型Fig.5 Reservoir pore types of the Permian lower He 8 member in southwestern Ordos Basin

圖6 鄂爾多斯盆地西南部二疊系盒8 下段儲層微觀孔隙特征（a）粗粒石英砂巖，粒間孔發(fā)育，L54 井，3 949.80 m；（b）高嶺石、伊利石充填于粒間孔隙中，見粒間溶蝕孔隙，L19 井，3 879.10 m；（c）長石顆粒被溶蝕破碎雜基化，片絲狀伊利石，L7 井，4 156.35 m；（d）鑄模孔，L2 井，4 764.00 m；（e）長石顆粒被溶蝕破碎雜基化，片絲狀伊利石，L7 井，4 156.35 m；（f）綠泥石集合體附著于碎屑顆粒表面，見粒間微縫，S243 井，4 004.40 m；（g）溶孔、晶間孔，CT3 井，3 726.59 m；（h）顆粒鑲嵌狀接觸，巖屑因壓實變形而形成致密結構，L70 井，3 857.60 m；（i）顆粒凹凸接觸，致密結構，L7 井，4 203.20 m，（j）片狀高嶺石集合體充填于碎屑顆粒之間，L38 井，4 386.20 m；（k）顆粒點接觸，粒間充填方解石，交代千枚巖等巖屑，粒間孔全部消失，L30 井，3 765.80 m；（l）巖屑溶孔及晶間微孔，L6 井，4 697.95 mFig.6 Reservoir micro-pore characteristics of the Permian lower He 8 member in southwestern Ordos Basin

3.3 孔隙結構

鄂爾多斯盆地西南部二疊系盒8 下段儲層砂巖的壓汞分析結果顯示：排驅壓力多小于13.11 MPa，平均為1.66 MPa；中值壓力為0.91～58.55 MPa，平均為15.20 MPa，中值壓力較大，反映了儲層孔隙結構較差。中值喉道半徑為0.01～0.81 μm，平均為0.17 μm，主要為細孔喉。喉道分選系數(shù)為0.09～5.72，平均為2.10，反映孔喉分布不均勻，喉道歪度為-6.01～2.93，平均為0.15，反映孔隙吼道總體偏細、局部含粗吼道。最大進汞飽和度為20.80%～99.31%，平均為71.59%，反映儲層的孔隙結構非均質性較強。根據(jù)儲層孔隙結構分類評價標準［26］，可將研究區(qū)盒8 下段儲層的孔隙結構分為4 種類型：①Ⅰ類孔隙結構，壓汞曲線形態(tài)具有明顯的平臺結構，孔喉連通性好，分選較好，粗歪度，排驅壓力一般小于0.50 MPa，中值半徑大于0.20 μm，最大進汞飽和度一般大于80%，退汞效率高于35%，孔隙度一般大于8%，滲透率一般大于0.50 mD［圖7（a）］。②Ⅱ類孔隙結構，壓汞曲線形態(tài)具有明顯的平臺結構，孔喉連通性相對較差，分選中等—差，偏粗歪度，排驅壓力中等（0.50～1.0 MPa），中值半徑大于0.10 μm，最大進汞飽和度一般大于70%，退汞效率高于30%，孔隙度一般為6%～8%，滲透率為0.20～0.50 mD［圖7（b）］。③Ⅲ類孔隙結構，壓汞曲線平臺結構不明顯，孔喉連通性和分選較差，偏細歪度，排驅壓力偏高，一般大于1.0 MPa。中值半徑小于0.1 μm，最大進汞飽和度一般大于40%，退汞效率高于30%，孔隙度一般為4%～6%，滲透率一般為0.10～0.20 mD［圖7（c）］。④Ⅳ類孔隙結構，壓汞曲線無平臺結構，物性差，排驅壓力相對較高，一般大于2.0 MPa，最大進汞飽和度一般小于40%，孔隙度一般小于4%，滲透率小于0.10 mD［圖7（d）］。

圖7 鄂爾多斯盆地西南部二疊系盒8 下段儲層砂巖的壓汞曲線Fig.7 Mercury injection curves of reservoir sandstone of the Permian lower He 8 member in southwestern Ordos Basin

4 儲層質量的主控因素

4.1 巖石組分

鄂爾多斯盆地西南部盒8 下段儲層中石英含量與排驅壓力呈負相關關系，當石英體積分數(shù)為40%～60%時，排驅壓力較大，以Ⅲ類和Ⅳ類孔隙結構為主［圖8（a）］。長石含量與排驅壓力的相關性不明顯，長石含量低于3%時，孔隙結構以Ⅰ類和Ⅱ類孔隙結構為主［圖8（b）］。巖屑含量與排驅壓力呈正相關關系，當巖屑體積分數(shù)為15%～35%時，排驅壓力較大，以Ⅲ類和Ⅳ類孔隙結構為主［圖8（c）］。石英含量與中值半徑呈正相關關系［圖8（d）］，當石英體積分數(shù)為60%～80%時，中值半徑普遍較大，以Ⅰ類和Ⅱ類孔隙結構為主，當石英體積分數(shù)小于60%時，中值半徑小，以Ⅲ類和Ⅳ類孔隙結構為主。長石含量與中值半徑呈負相關關系，當長石體積分數(shù)小于3%時，中值半徑較大，以Ⅰ類和Ⅱ類孔隙結構為主，當長石體積分數(shù)大于3%時，以Ⅲ類和Ⅳ類孔隙結構為主［圖8（e）］。巖屑含量與中值半徑呈負相關關系，當巖屑體積分數(shù)為5%～15%時，中值半徑較大，以Ⅰ類和Ⅱ類孔隙結構為主，當巖屑體積分數(shù)大于15%時，中值半徑較小，以Ⅳ類孔隙結構為主［圖8（f）］。

圖8 鄂爾多斯盆地西南部二疊系盒8 下段儲層中巖石組分與孔隙結構的相關性Fig.8 Influence of rock component content on pore structure parameters of the Permian ower He 8 member in southwestern Ordos Basin

4.2 成巖作用

成巖作用對儲層的改造使不同的原始孔隙結構經歷不同的孔喉演化過程，從而形成現(xiàn)今儲層的孔隙結構差異［27］。儲層形成過程中成巖作用對物性具有較大影響，因此，清晰地認識儲層的成巖歷程和孔隙演化特征，有利于明確其儲集空間的形成機理，可為有利儲層預測提供理論指導。鄂爾多斯盆地西南部二疊系盒8 下段砂巖儲層經歷的成巖作用類型較多，主要包括壓實作用、膠結作用和溶蝕作用等，砂巖類型以巖屑石英砂巖和巖屑砂巖為主，富含變質巖、火山巖等各種巖屑。由于碎屑組分中的塑性顆粒組分的抗壓實能力較弱，壓實作用過程中原生孔隙損失較大。從負膠結物孔隙度-膠結物含量關系可看出，壓實作用、膠結作用均減小了儲層的原生孔隙，但壓實作用是研究區(qū)砂巖儲層物性變差的主要原因（圖9）。

學者們通常以視壓實率來表征砂巖儲層在壓實過程中的孔隙損失［28］，鄂爾多斯盆地西南部盒8下段儲層的視壓實率為20.19%～93.71%，平均為64.79%，壓實強度較大［參見圖6（h）—（i）］。視壓實率整體上與排驅壓力呈較好的正相關性［圖10（a）］，當視壓實率為80%～100%時，排驅壓力較大，以Ⅲ類和Ⅳ類孔隙結構為主，當視壓實率為30%～60%時，主要以Ⅰ類和Ⅱ類孔隙結構為主。孔隙中值半徑隨視壓實率的增大而減小，視壓實率為30%～60%時，孔隙半徑較大，一般大于0.2 μm，視壓實率為80%～100%時，孔隙半徑一般小于0.1 μm［圖10（d）］。

圖9 鄂爾多斯盆地西南部二疊系盒8 下段儲層負膠結物孔隙度與膠結含量的相關關系Fig.9 Relationship between reservoir negative cement porosity and cementation of the Permian lower He 8 member in southwestern Ordos Basin

膠結作用是沉積物轉變?yōu)槌练e巖的一類重要成巖作用［28］，成巖作用過程中會導致孔隙和喉道大幅減少甚至消失，對儲集巖孔隙結構具有一定的破壞作用。通常用視膠結率定量表征儲層膠結作用強度，鄂爾多斯盆地西南部二疊系盒8 下段儲層的視膠結率變化范圍較大，約為2.56%～79.81%，平均為32.69%。高嶺石、綠泥石和方解石的膠結作用導致大孔、中孔及部分喉道幾乎完全消失，僅剩下少量細孔、微孔及喉道，使得儲層的有效儲集空間遭受嚴重破壞，連通性變差。排驅壓力和視膠結率呈負相關關系［圖10（b）］，視膠結率小于30%時，排驅壓力較大，以Ⅲ類和Ⅳ類孔隙結構為主，低視膠結率而排驅壓力高的現(xiàn)象主要是由強壓實作用引起；視膠結率為30%～50%時，排驅壓力較小，以Ⅰ類和Ⅱ類孔隙結構為主；當視膠結率大于50%時，排驅壓力開始升高，中值半徑隨視膠結率的增大呈現(xiàn)出先增大后減小的趨勢［圖10（e）］；當視膠結率小于35%時，中值半徑隨視膠結率的增大而增大，以Ⅲ類和Ⅳ類孔隙結構為主；當視膠結率為35%～60%時，中值半徑隨視膠結率的增大而減小，以Ⅰ類和Ⅱ類孔隙結構為主，孔隙半徑大于0.20 μm；當視膠結率高于60%時，中值半徑急劇減小。

圖10 鄂爾多斯盆地西南部二疊系盒8 下段儲層成巖作用與孔隙結構參數(shù)的關系Fig.10 Relationship between pore structure parameters and reservoir diagenesis of the Permian lower He 8 member in southwestern Ordos Basin

鄂爾多斯盆地西南部二疊系盒8 下段砂巖中的碎屑顆粒、雜基、膠結物中的易溶組分發(fā)生溶蝕時，可形成次生孔隙［參見圖6（g），（l）］，增加了巖石的儲集空間，對孔隙結構的改造具有積極作用，但影響較微弱［29］。研究區(qū)視溶蝕率小于4%，平均為0.91%，總體上屬于弱溶蝕。當視溶蝕率大于1.50%時，孔隙連通性得到了提高，排驅壓力較小，主要發(fā)育Ⅰ類和Ⅱ類孔隙結構；當視溶蝕率小于1.50%時，排驅壓力較大，發(fā)育Ⅲ類和Ⅳ類孔隙結構［圖10（c）］。中值半徑與視溶蝕率呈正相關關系，當視溶蝕率大于1.50%時，中值半徑較大，一般大于0.20 μm，以Ⅰ類和Ⅱ類孔隙結構為主；當視溶蝕率小于1.50%時，中值半徑較小，一般小于0.10 μm，以Ⅲ類和Ⅳ類孔隙結構為主［圖10（f）］。

5 結論

（1）鄂爾多斯盆地西南部二疊系盒8 下段儲層孔隙度為0.98%～15.30%，平均為6.60%；滲透率為0.03～13.87 mD，平均為0.43 mD，為典型的低孔-低滲型致密儲層。孔隙類型主要為巖屑溶孔和粒間孔，孔隙結構以細孔喉為主。

（2）巖石組分、壓實作用和膠結作用對鄂爾多斯盆地西南部盒8 下段儲層質量具有重要影響。巖石的碎屑組分是原生粒間孔發(fā)育的基礎，其中石英含量高有利于優(yōu)質儲層的發(fā)育，壓實作用和膠結作用導致研究區(qū)儲層孔隙結構變差，是儲層致密化的主要原因，溶蝕作用有利于儲集層的改善，但普遍較弱，影響較微弱。