鄂爾多斯盆地中東部本溪組致密砂巖儲層特征及有利層段優選

摘 要：鄂爾多斯盆地中東部本溪組發育厚層含氣的致密砂巖儲層，開展其儲層特征及有利層段研究，對于深化鄂爾多斯盆地中東部本溪組儲層地質認識和有利勘探層段選擇具有重要的理論和指導意義。基于巖石薄片、X射線衍射、掃描電鏡等分析測試以及常規壓汞、常規物性、核磁共振等多種巖石物理分析，綜合開展了儲層巖石學、孔隙結構、物性、含氣性特征研究；結合烴源巖品質以及儲層可壓性、氣測曲線特征開展有利層段優選。結果表明：鄂爾多斯盆地中東部本溪組砂巖以石英砂巖和巖屑石英砂巖為主，儲集空間以原生粒間孔和次生溶孔為主；砂巖具有低孔、低滲、顆粒偏細等特點，屬高排驅壓力-微喉道型和物性較差的致密砂巖儲層。儲層具有高楊氏模量、低泊松比、石英等脆性礦物含量較高的特點，使儲層易壓裂改造；下伏于8號煤層且發育良好的致密砂巖儲層為本溪組重要的氣層，鄰近灰巖的上覆致密砂巖儲層含水性增強。研究成果為鄂爾多斯盆地中東部本溪組致密砂巖氣的規模勘探與效益開發提供地質依據。關鍵詞：致密砂巖；儲層特征；有利層段；本溪組；鄂爾多斯盆地

中圖分類號：TE 135.1

Characteristics and favorable intervals selection of tight sandstone reservoirs in Benxi Formation，central-eastern Ordos Basin

HUANG Daojun¹，LI Xinhu²，LIU Yan¹，ZHANG Hui¹

（1.Department of Exploration，Petro China Changqing Oilfield Company，Xi’an 710018，China；

College of Geology and Environment，Xi’an University of Science and Technology，Xi’an 710054，China）

Abstract：Thick gas-bearing tight sandstone reservoirs are developed in Benxi Formation in the central-eastern Ordos Basin，and the study of its reservoir characteristics and favorable intervals has important theoretical and guiding significance for deepening the geological understanding of Benxi Formation reservoirs in the central-eastern Ordos Basin and selecting the favorable exploration intervals.Based on the" analytical methods including petrographic thin section，X-ray

diffraction，scanning electron microscopy，and the rock physical experiments including conventional mercury intrusion，conventional physical properties and nuclear magnetic resonance，the reservoir characteristics of petrological，pore structure，physical properties and gas-bearing properties were comprehensively examined.In light of the characteristics of hydrocarbon source rock quality and the type of the whole hydrocarbon curve，the reservoir favorable intervals selection was carried out.The research results show that the tight sandstone of Benxi Formation in the central-eastern Ordos Basin is mainly quartz sandstone and lithic quartz sandstone，and the rock space is dominated by primary intergranular pores and secondary dissolution pores.The formation was classified to tight sandstone reservoir with high displacement pressure，micro throat and poor physical properties by low porosity，low permeability and fine particles.The reservoir is characterized by high Young’s modulus，low Poisson’s ratio，high content of brittle minerals like quartz，which makes it easy to fracture and reform of reservoir.The well-developed tight sandstone reservoir underlying the Coal Seam 8^# is an important gas-bearing reservoir in Benxi Formation.The water-bearing capacity of the overlying tight sandstone reservoir adjacent to limestone is enhanced.The research results provide a geological basis for large-scale exploration and beneficial development of gas-bearing tight sandstone in Benxi Formation in central-eastern Ordos Basin.

Key words：tight sandstone；reservoirs characteristics；favorable intervals；Benxi Formation；Ordos Basin

0 引 言

鄂爾多斯盆地中東部上古生界發育多套海陸過渡相煤系氣，縱向上包括石炭-二疊紀的本溪組、太原組和山西組，具有良好的煤系氣勘探潛力^[1-2]（圖1）。太原組和山西組以三角洲沉積為主，砂巖以巖屑石英砂巖和巖屑砂巖為主，山2段為主要開發層位，在其致密砂巖儲層特征分析及成巖作用^[3-6]、有利區評價^[7-8]方面取得豐富的研究成果。這些研究成果為本溪組致密砂巖儲層特征及有利層段優選提供了很好的借鑒。鄂爾多斯盆地中東部本溪組以三角洲沉積和障壁-瀉湖沉積為主，致密氣富集主控因素明顯與太原組和山西組有一定差異^{[1，5，9-13]}。本溪組致密砂巖普遍粒度較細，物性較差，儲層層內非均質程度相對較強，儲層巖石學、微觀結構、物性等特征等方面與太原組和山西組致密砂巖儲層有異同^[14-21]，如何從儲層特征研究出發，從烴源巖，儲層垂向接觸關系、儲層可壓性等方面分析，綜合開展本溪組致密砂巖儲層有利層段優選，對本溪組致密砂巖氣的勘探和開發有著重要的理論意義和應用價值。

儲層特征研究包含巖石學、物性、孔隙類型、成巖等方面內容^[22-25]。本文綜合運用多種巖石物理手段及其結果，對鄂爾多斯盆地中東部本溪組致密砂巖儲層的巖石學、孔隙結構以及物性、含氣性等儲層特征進行分析，結合烴源巖特征以及氣測數據，對儲層垂向發育特征及組合規律進行分析，開展本溪組致密砂巖儲層有利層段優選。

1 地質概況

在鄂爾多斯盆地中東部上古生界發育的海陸過渡相本溪組地層中，砂巖、泥巖、煤層、碳酸鹽巖等均有發育。本溪組頂部煤層與太原組砂巖或泥巖整合接觸，本溪組底部與奧陶系馬家溝組灰巖不整合接觸，地層厚27.8～82.8 m，平均51.9 m，碎屑巖和碳酸鹽巖混合發育，中部發育0～2層石灰巖。8號煤層分布在本溪組頂部，厚度3.9～10.4 m，平均5.4 m，煤層厚度大且分布連續，鏡質組反射率（Ro）在1.0%～1.8%，平均1.3%，屬中變質程度煙煤，煤層含氣量高，是本溪組主要的烴源巖及優質煤層氣儲層。本溪組主要發育三角洲前緣亞相的分支河道和分流間灣2種微相，砂體平面上主要分布在三角洲前緣分支河道相帶，砂體垂向上主要分布在本溪組上段^[6，15]。

2 儲層巖石學特征

基于薄片鑒定和全巖X射線衍射，本溪組致密砂巖儲層包含石英砂巖、巖屑石英砂巖和巖屑砂巖3類（圖2），石英砂巖、巖屑石英砂巖和巖屑砂巖分別占總樣品的51.39%，30.56%和18.06%，本溪組以石英砂巖和巖屑石英砂巖為主。

本溪組砂巖碎屑顆粒成分以石英為主，巖屑平均含量不高，長石的平均含量很少（表1）。斜長石、鉀長石含量通常小于1%，巖屑種類較多，最主要的為燧石巖屑（圖3（a）），其次為變質巖巖屑（包括千枚巖、板巖、變砂巖和變質石英巖巖屑），偶爾可見泥巖、噴出巖、粉砂巖巖屑等。本溪組碎屑顆粒成分中含有一定數量的黃鐵礦，黏土礦物含量整體較高。

本溪組砂巖中膠結物以黏土礦物為主，其次是碳酸鹽和硅質膠結物。黏土礦物中伊利石和伊蒙混層平均含量最高，分別為40.3%和31.8%，其次為高嶺石，占23.7%，綠泥石含量很少，為4.2%。通過顯微鏡下觀察和掃描電鏡分析，發現高嶺石和伊利石自形晶充填孔隙，特別是高嶺石結晶粗大（圖3（b））。碳酸鹽膠結物以方解石為主，可見鐵方解石交代碎屑（圖3（c）），鐵白云石呈他形粉細晶狀充填孔隙；當方解石含量高時呈連晶式膠結（圖3（d））。雜基主要是鐵泥質雜基，含量較低，黃鐵礦分布很不均勻（圖3（e））。在X衍射全巖檢測中，偶見菱鐵礦和銳鈦礦；同時，在一些砂巖中還發現含有2%～6%的地開石，晶體為片狀（圖3（f）），地開石是一種含羥基的鋁硅酸鹽礦物，與巖漿熱液蝕變有關，反映本溪組砂巖可能經過熱液蝕變作用。

本溪組砂巖平均粒徑0.15～1.0 mm，總體以中-細砂巖為主，細砂巖和中砂巖占砂巖總數的70.9%，粗砂巖占25.9%，粉砂巖僅占3.2%，分選以中等-好為主，磨圓度以次圓-次棱為主，顆粒支撐，線接觸，膠結類型以孔隙式膠結為主，砂巖成分成熟度和結構成熟度較高。

3 儲層孔隙結構特征

3.1 儲層孔隙類型

本溪組砂巖儲層面孔率在0.3%～6.5%，平均為2.9%。砂巖孔隙類型包括原生孔隙（粒間孔、殘余粒間孔隙）、次生孔隙（粒間溶孔、長石溶孔、巖屑溶孔）、其它孔（晶間孔、微裂隙）3種。原生孔隙一般分布在0.5%～5.0%，平均為2.2%；次生孔隙分布在在0.2%～3.0%，平均為1.7%，以粒間溶孔為主；其它孔一般分布在0.3%～1.5%，平均為0.7%。殘余粒間孔和粒間溶孔為本溪組致密砂巖儲層主要的儲集空間。

壓實作用和壓溶作用使儲層原生孔隙大大減少，高含量的膠結物進一步減少孔隙空間。砂巖中未被充填的原生粒間孔（圖4（a））較小，一般在40～50 μm，多呈不規則狀。經過綠泥石薄膜式膠結作用及石英、長石次生加大后，形成殘余粒間孔（圖4（b）），多呈三角形和不規則多邊形，孔徑一般在60～80 μm。石英加大邊常見，顆粒凹凸接觸，部分薄片中加大邊可達Ⅱ～Ⅲ級（圖4（c）），反映壓溶作用較強烈。

溶蝕作用形成的次生孔隙主要為粒間溶孔。由于長石和易發生溶蝕的巖屑含量很低，粒內溶孔不發育。可見部分碳酸鹽膠結物主要是方解石發生溶蝕，一些綠泥石黏土襯邊也部分溶蝕，使孔隙間連通性增強，改善了儲層的物性（圖4（d））。

3.2 儲層微觀孔隙結構特征

根據30塊巖芯壓汞數據，并結合掃描電鏡綜合分析，本溪組巖屑石英砂巖孔隙結構相對較好，其次為石英砂巖和巖屑砂巖（圖5）。儲層毛管壓力曲線形態類似，曲線為具有一定斜率的平臺型。儲層排驅壓力0.21～2.38 MPa，平均為1.17 MPa；中值壓力0.45～5.84 MPa，平均為3.03 MPa；最大孔喉半徑0.31～3.46 μm，平均為1.30 μm；中值半徑0.12～1.64 μm，平均為0.55 μm；最大進汞飽和度84.25%～93.18%，平均為87.83%；退汞效率47.64%～73.43%，平均為59.81%。孔隙直徑分布大小不均，以100～200 μm孔隙直徑偏多，儲層總體呈現排驅壓力高、中值壓力高、喉道半徑小、進汞飽和度高的特征，孔隙與喉道間的連通性相對較差，滲透性不好，屬高排驅壓力-微喉道型儲層。

4 儲層物性及含氣性特征

4.1 儲層物性特征

32口井794個砂巖樣品氦氣孔隙度和滲透率測試數據表明，孔隙度在0.2%～11.2%，平均為5.9%，滲透率在0.01～9.56×10^-3 μm²，平均為0.70×10^-3 μm²。本溪組砂巖具有低孔、低滲特征，滲透率隨著孔隙度的增大而增大，但總體相關性較差，說明本溪組砂巖滲透率是受多種因素的綜合影響結果。

從本溪組砂巖層內非均質性參數來看，反映各點滲透率均方根的變異系數為1.48，反映最大值與平均值比值的突進系數為7.95，反映最大值與最小值比值的極差為82.25，本溪組致密砂巖具有強層內非均質性特征。

18口井70個樣品的核磁共振測試結果表明，核磁共振樣品中大孔、中孔、微孔孔隙分別占總孔隙的53.2%，25.6%，21.3%，中孔和微孔相對發育，粗粒砂巖樣品中大孔所占比例較高，而細砂巖樣品中微孔所占比例較高。

4.2 儲層含氣性特征

32口井130個本溪組致密砂巖儲層段解釋結果表明（圖6（a）），從致密層、水層、含氣水層、氣水同層、差氣層到氣層，儲層含氣飽和度從31.0%，12.6%，37.1%，38.2%，46.1%變化到65.7%，表現為含氣飽和度明顯增大趨勢。致密層是基于儲層孔隙度和滲透率低于氣藏5%和0.1×10^-3 μm²的區域下限值而確定。從32口井794個砂巖測試含氣飽和度數據來看（圖6（b）），氣層、差氣層、氣水同層和含氣水層樣品占比較多，反映本溪組儲層普遍含氣，整體含氣性較好，但儲層含氣解釋成果類型多樣。

砂巖核磁共振束縛水飽和度在11.5%～72.5%，平均45.6%，其中40%～70%的樣品數占比65%，反映本溪組砂巖束縛水飽和度整體很高（圖6（c））。

5 有利層段優選

5.1 烴源巖品質

本溪組煤巖TOC在30.3%～86.72%，平均66.9%，以80%～90%居多；泥巖TOC在0.2%～61.0%，平均2.74%，以1%～2%居多。本溪組煤巖TOC含量遠遠高于泥巖，反映出煤層的生烴能力遠遠大于泥巖，煤是本溪組致密砂巖儲層主要的烴源巖。

5.2 儲層可壓性特征

本溪組儲層中石英等脆性礦物的含量普遍在70%以上，脆性礦物在儲層中占比高，反映儲層脆性指數高，儲層可壓裂性強；從5口井5個砂巖干燥樣樣品的巖石三軸應力測試結果來看，砂巖峰值壓力在207.7～278.2 MPa，泊松比在0.13～0.22，楊氏模量在22.4～30.9 GPa，體積模量在10.0～16.6 GPa，切變模量在22.4～30.9 GPa；從12口井30個砂巖干燥樣樣品的巖石單軸應力測試結果來看，砂巖泊松比在0.05～0.30，楊氏模量在20.2～47.0 GPa，砂巖儲層整體表現為楊氏模量和體積模量大、泊松比小的特征，同樣顯示出儲層可壓性強的特征^[26-27]。

5.3 有利儲層段優選

開展有利儲層段優選時，對于缺少巖芯以及孔隙度、滲透率、飽和度等實驗室測試值的致密砂巖層段，其巖性及參數數據由地球物理測井綜合解釋獲取^[28-30]。本溪組砂巖脆性大且易壓裂改造，發育在本溪組頂部的具有較大厚度的8號煤層是最主要的烴源巖，其生烴能力強含氣量高，故有利儲層段優選時可不考慮儲層可壓性以及烴源巖的TOC、氣含量等指標因素。

本溪組儲層厚度在0.7～17.8 m，平均4.8 m，儲層段厚度較大。以儲層垂向接觸組合關系為依據，在充分考慮儲層物性和含氣性的基礎上，參考氣測曲線，對四口典型井開展有利儲層段分析和優選（圖7（a）～圖7（d））。

1）“8號煤層+儲層砂巖+灰巖”組合類型，S75井中本溪組內部發育灰巖，Q38井中與本溪組下部接觸的奧陶系馬家溝組發育灰巖。

2）“8號煤層+儲層砂巖+泥巖”組合類型，M35井上部51，52號層段儲層下部為大段泥巖，灰巖不發育。

3）“8號煤層+泥巖+儲層砂巖+灰巖”組合類型，S114井上部45，46，47號3個層段即屬于此類型。

4）“泥巖+儲層砂巖+灰巖”組合類型，M35井本溪組底部的53號層段，以及S114井本溪組底部發育的48，49號2個層段薄層致密砂巖發育在本溪組底部，灰巖為與本溪組下部接觸的奧陶系馬家溝組灰巖。

本溪組儲層段氣測曲線可分為4種。

1）飽滿型。M35井的51，52號層段氣測曲線為飽滿型，氣測平均值分別為14.5%和13.5%。

2）倒三角型。S75井和Q38井從最下層段砂巖向上到8號煤層，氣測曲線呈現倒三角形態，S114井46，47號層段含氣性從下到上依次變好。

3）正三角型。S114井45號層段含氣性從下到上依次變差。

4）欠飽滿型。除M35井的51，52號層段，S114井45號層段下部、46號層段上部外，其余層段氣測曲線均呈現欠飽滿，氣測平均值小于5%。

綜合本溪組儲層物性和含氣性特征，將儲層劃分為3種。

1）優質高飽和度儲層。儲層品質好，孔隙度在5%以上，滲透率在0.1×10^-3 μm²以上，含氣飽和度在50%以上。M35井的51，52號層段，Q38井的65號層段均屬于優質高飽和度儲層，解釋結論以氣層為主。

2）優質低飽和度儲層。儲層品質好，孔隙度在5%以上，滲透率在0.1×10^-3 μm²以上，但含氣飽和度在50%以下。S75井52，53，54號層段，Q38井的66，67，68號層段，S114井45，46，48，49號層段為優質低飽和度，解釋結論以氣水同層、含氣水層、水層為主。本溪組儲層以該類

型為主。

3）中差儲層。儲層品質差，其孔隙度在5%以下，滲透率在0.1×10^-3 μm²以下，含氣飽和度在50%以下，其解釋結論以致密層為主，如S75井50號層段，M35井53號層段，S114井47號層段。

有利砂層段對應的厚度，孔隙度、滲透率、含氣飽和度、氣測等參數值見表2。

1）S75井本溪組中52，53號層段據8號煤層距離較遠，并且直接與下部的砂巖段和灰巖接觸，造成這兩層均含有一定數量的水，含氣飽和度測試結果略小于50%，表現為氣水同層的特征。

2）Q38井本溪組8號煤層下部發育的65號層段，雖然氣測略不飽滿，但孔隙度、滲透率、含氣飽和度均大，綜合解釋為氣層。66號層段含氣飽和度小于50%且氣測值小，綜合解釋為氣水同層。

3）M35井本溪組上部51，52號2個層段的孔隙度、滲透率、含氣飽和度均較大，氣測飽滿，且其頂部靠近8號煤層，儲層含氣性好。

4）S114井本溪組中45號層段下部以及46號層段上部均呈現較高的孔隙度、滲透率和含氣飽和度值，同時氣測曲線趨于飽滿，但整體含氣飽和度較低，綜合解釋為氣水同層。

綜合分析表明，致密砂巖儲層主要發育在本溪組上段，是本溪組主要的含氣層。作為本溪組頂部發育的烴源巖，8號煤層由于其高TOC和高含氣量特征，使與其鄰近的下伏致密砂巖儲層極易獲得充足的氣源。隨著儲層與煤層之間間隔越大，儲層含氣性將減弱。無論是本溪組內部發育的石灰巖，或是本溪組下伏的奧陶系馬家溝組石灰巖，當儲層在底部與其直接接觸時，儲層含水飽和度明顯增加，儲層含水和產水的可能性極大。砂巖孔隙度和滲透率僅表征了氣儲存和運移的空間和通道，含氣飽和度在一定程度上表征了儲層的含氣性，8號煤層烴源巖的氣源供給、儲層據8號煤層的距離、儲層底部是否與灰巖直接接觸，這些因素也是儲層段優選重要的考量指標。

6 結 論

1）本溪組砂巖以石英砂巖和巖屑石英砂巖為主，砂巖顆粒偏細。砂巖分選以中等-好為主，磨圓度以次圓-次棱為主，儲集空間以殘余粒間孔和粒間溶孔為主。

2）本溪組砂巖孔隙度在0.2%～11.2%，平均為5.9%，滲透率在0.01～9.56×10^-3 μm²，平均為0.70×10^-3 μm²，屬致密砂巖儲層，儲層非均質性強。儲層孔徑分布大小不均，孔隙結構中等-較差，儲層整體質量較差。

3）致密砂巖儲層主要發育在本溪組上段，是本溪組主要的含氣層。儲層底部與石灰巖直接接觸時，儲層含水飽和度明顯增大。下伏于8號煤層而發育的厚層、大孔隙度、高滲透率、高含氣飽和度、氣測飽滿、底部與泥巖接觸的儲層為優選儲層。

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（責任編輯：李克永）