鄂爾多斯盆地甘泉地區山2段儲層特征及其控制因素研究

張家騛，武 渝，趙 航，任星民

(陜西延長石油(集團)研究院，陜西 西安 710065)

甘泉地區構造上位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的東南部，屬于平緩的西傾單斜，在其局部可見小型鼻狀隆起。甘泉地區二疊統山2段以辮狀河三角洲沉積為主[1-2]，砂體延伸受北部物源控制[3]。山2氣層組是甘泉地區的主力層位之一。甘泉地區氣田動態資料顯示，受儲層質量、橫縱向砂體展布以及儲層微觀特征影響，氣田開發效果與開發方案出現差異。本次研究利用巖心描述、物性分析、薄片鑒定、掃描電鏡及壓汞分析等資料系統研究了山2段儲層特征，并從沉積作用、成巖作用方面對其控制因素進深入剖析，對于該區氣田開發方案的精細制定以及氣田開發效果改善有著一定的指導作用。

1 儲層特征

1.1 巖石學特征

通過對研究區山2氣層段 185.0 m 巖心的觀察和121塊巖石薄片的鑒定，山2儲層主要發育巖屑砂巖及巖屑石英砂巖，而石英砂巖相對較少(見圖1)。

圖1 山2段砂巖儲層分類圖

顆粒成分以石英為主，平均含量72.13%，其次為巖屑，平均含量27.27%。山2段巖屑組分中變質巖含量平均為16.74%，其次為鈣化碎屑(平均為3.44%)，少量巖漿巖、云母，綠泥石含量最少(1.66%)。山2儲層膠結物含量平均為12.0%，普遍發育的填隙物有高嶺石、水云母、綠泥石、硅質和鐵白云石，含量分別為2.4%、4.9%、2.3%、3.1%、3.8%；凝灰質、磁鐵礦，白鈦礦不發育。山2儲層的主要粒徑區間為0.1～1.2 mm 范圍內，中-粗粒結構為主。分選中等至好；磨圓度主要為次棱，其次為次圓、圓狀和棱角狀；顆粒支撐，顆粒間主要接觸類型為凹凸接觸與線接觸，少數呈點接觸、點-線接觸和線-凹凸接觸；膠結類型主要為孔隙式膠結，而孔隙式-再生式膠結相對較少，極少量壓嵌式膠結和基底式膠結，未見薄膜式膠結。石英次生加大比較常見。

因此，山2段儲層的巖石學特征主要表現為成分成熟度中等、結構成熟度中等的特征。

1.2 儲層物性

根據甘泉地區370塊巖心分析樣品數據進行統計，山2段儲層的孔隙度最大值為12.3%，最小值為0.8%，平均值為5.8%；滲透率最大值為 3.890 mD，最小值為 0.003 mD，平值為 0.067 mD。從孔、滲頻率分布直方圖來看，山2段儲層孔隙度集中分布在3.0%～9.0%之間，占樣品總數的81.3%，滲透率集中分布在0.050～0.400 mD 之間，占樣品總數的85.5%(見圖2)。因此山2儲層為特低孔、致密砂巖儲層。

圖2 甘泉地區山2段砂巖儲層孔、滲分布特征

1.3 孔隙結構特征

1.3.1 孔隙類型及大小

甘泉地區鑄體薄片資料表明，山2段儲層主要孔隙類型為晶間孔、次生溶孔，并見一定數量的粒間孔。

1)粒間孔隙：本區原生孔隙主要為剩余原生粒間孔隙，它是因綠泥石、伊利石薄膜包裹碎屑顆粒后剩余的孔隙。可見不規則形態，孔徑較大。有少量被次生石英加大、微晶方解石膠結物或者微晶石英集合體充填結束后剩余的粒間孔隙(見圖3a)，原始粒間孔僅本區山2段僅在河道中心個別井點發育。

c.高嶺石晶間孔，3628.23 m d.伊利石晶間孔，3784.33 m圖3 甘泉地區山2段儲層孔隙類型

2)次生溶孔：本區次生溶孔以長石溶與巖屑溶孔為主(見圖3b)，顆粒內部溶孔多呈孤立狀或者蜂窩狀，也可見不規則呈港灣狀的溶孔，孔徑大小、分布呈不均勻狀態。甘泉地區巖屑溶孔在山2段比較發育。

3)晶間孔

晶間孔是本區的主要孔隙類型，它存在于本區的形式主要分為兩種，一種可見于巖屑、長石被蝕變高嶺石內，另外一種位于粘土礦物中，可見于溶蝕作用或者交代蝕變作用的巖石內。甘泉地區晶間孔多見于山2段的巖屑砂巖或者巖屑石英砂巖內，大多為高嶺石晶間孔(見圖3c)，部分為伊利石晶間孔，而綠泥石晶間孔非常少見(見圖3d)。

1.3.2 孔喉特征

甘泉地區山2段20塊樣品的壓汞資料顯示，山2儲層孔喉整體分布較廣，孔喉半徑均呈現較小的特點。

山2段儲層平均排驅壓力為 0.88 MPa，平均中值壓力 14.70 MPa，孔喉分布偏小孔喉；可見分選系數在1.11～1.45范圍內，平均分選系數為1.21，分選中等至好；最大進汞飽和度處于40.57%～79.01%范圍內，平均為61.71%。山2段砂巖孔喉半徑整體偏小，分選中等，孔喉連通性差。

2 儲層主控因素

2.1 沉積環境

甘泉地區山2段地層為三角洲沉積體系，砂體多呈透鏡狀、條帶狀或者土豆狀形態，縱向上可見多期復合疊置砂體，砂體之間的接觸形態較為復雜，或連通，或被致密巖層封隔，砂體形態多樣。山2段儲層以水下分流河道主砂帶為主要發育處，與沉積相帶分布存在較強的一致性，明顯受相帶控制。因此，沉積微相控制了儲層的展布形態。同時孔隙度、滲透率高值區域與主砂體帶的分布也存在較強的一致性，表現為水下分流河道主體的孔隙度、滲透率值較高，而水下分流河道的側翼或者末端便顯出孔隙度與滲透率較低的特點。說明沉積環境對本區儲層物性的控制作用很強。

2.2 成巖作用

甘泉地區山2段儲集層經歷的成巖作用類型主要有對儲層具有破壞性的機械壓實作用、壓溶作用以及膠結作用，同時還有對儲層有利的溶蝕作用。

1)壓實作用

甘泉地區山2段儲層砂巖普遍受到強烈的機械壓實作用，表現為隨著上覆物質的增加，受到上覆壓力與靜水壓力雙重作用，顆粒之間的孔隙水逐步排出，碎屑顆粒進行重新組合排列，并且密度逐步增大，致使內部孔隙變小，伴隨著云母或者其他軟組分填充孔隙(見圖4a)，孔隙體積進一步被占據，滲透度隨之變差，這是造成儲層致密的最主要原因。

a.軟組分變形且定向性良好，3390.48 m b.硅質加大鑲嵌狀結構，3010.63 m

c.石英加大及粒表高嶺石粘土，3786.64 m d.巖屑溶孔，3547.93 m

2)壓溶作用

研究區山2段儲層壓溶作用也比較發育，表現為隨著上覆物質的增加，受到較強的上覆壓力與較高的地層溫度的影響，顆粒間產生鑲嵌作用(見圖4b)，石英與長石出現次生加大現象，使得孔隙進一步被壓縮，吼道同時被擠壓，儲層的孔隙度、滲透率變差。

3)膠結作用

研究區致密砂巖儲層中膠結作用比較發育，一般膠結物從孔隙溶液中沉淀出來，并固結松散的沉積物，這一系列過程和結果被稱為膠結作用(見圖4c)。它是指將松散的沉積物質轉換為沉積巖一種重要作用，同時也是對沉積層內孔隙度、滲透率破壞的主要作用類型[4-5]。

4)溶蝕作用

研究區內對儲層具建設性的作用為溶蝕作用，在區內發育普遍，常見長石溶孔與巖屑溶孔(見圖4d)，并可見部分碳酸鹽膠結物以及凝灰質溶蝕孔。溶蝕作用從成巖作用開始至其結束一直存在，它對儲層具有良好的改善作用，一般按時間段將溶蝕作用分為早期與晚期，早期多受到酸性的沉積水與生化甲烷氣控制，而晚期隨著有機質熱演化，由大量有機酸控制。

3 結論

1)研究區山2段儲層以中-粗巖屑砂巖和巖屑石英砂巖為主，成分成熟度與結構成熟度皆為中等；儲層孔隙類型以晶間孔和次生溶孔為主，孔喉半徑整體偏小，分選中等，孔喉連通性差，晶間孔和次生溶孔是基本油氣儲集空間，細喉則是基本滲流通道，屬于特低孔、致密儲集層。

2)儲層物性特征控制因素主要為沉積作用與成巖作用。從平面上分析，水下分流河道主砂帶內是儲層發育較好部位，同時孔隙度和滲透率的高值也對應于主砂帶，這些均表現為沉積相帶對其良好控制。從垂向上分析，壓實、壓溶以及膠結作用使得本區山2段儲層整體變差，而溶蝕作用對儲層起到良好的改善。