鄂尔多斯盆地东南部上古生界盒8段储层特征研究——以G区块Y井区为例

马强，王凯，尹红佳

鄂尔多斯盆地东南部上古生界盒8段储层特征研究——以G区块Y井区为例

马强1，2，王凯1，尹红佳2

（1. 陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院， 陕西 西安 710075； 2. 中国石油长庆油田第六采油厂， 陕西 西安 710200）

通过研究区内大量常规、铸体薄片及物性资料的分析，对鄂尔多斯盆地东南部下石盒子盒8段储层的岩石学特征、孔隙结构及孔隙类型及物性特征等进行深入研究，分析了影响优质储层形成的主要控制因素。研究表明，盒8段储层以辫状河三角洲前缘沉积为主，成分成熟度和结构成熟度中等，次生溶孔和高岭石晶间孔为主要储集空间，基本渗流通道是微喉和细喉，为典型的致密储层。平面上优质储层形成受沉积相带的控制，垂向上成岩作用影响物性分布，进而控制有效储层形成，主要表现为压实和胶结作用使储层致密，而溶蚀作用明显改善储层物性。

储层特征；主控因素；盒8段；成岩作用

鄂尔多斯盆地是发育在华北克拉通之上的多旋回叠合型盆地，油气资源丰富[1]。根据盆地现今构造形态、基底性质及构造特征，鄂尔多斯盆地可划分为伊盟隆起、渭北隆起、晋西挠褶带、伊陕斜坡、天环拗陷及西缘冲断构造带六个一级构造单元[2]。研究区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的东南部，二叠系下石盒子盒8段是上古生界主要的含气层位之一，主要为海陆过渡相沉积体系，属于辫状河三角洲前缘亚相沉积，储集砂体类型主要为水下分流河道，砂体呈条带状展布，近南北走向。含气性分布受储层砂体的展布以及物性控制。前人对盆地北部、西北部、东北部、南部等区研究较多，对盆地东南部研究较少，同时研究区区块气藏勘探程度较低，气藏基本地质条件及富集规律的尚不明确，因此，开展盆地东南部盒8段储层特征研究，深入剖析盒8段储层致密因素，对于引导区块前期勘探和规划后期开发部署都具有深远意义。

1 储集层岩石学特征

通过常规薄片和铸体薄片鉴定结果统计表明，研究区砂盒8段储层以灰白色、浅灰色岩屑砂岩为主，其次为岩屑石英砂岩和石英砂岩(图1)。碎屑组分主要以石英为主，含量22.0%～100%，平均76.6%，由单晶石英和多晶石英组成；其次为岩屑，含量0～77.0%，平均23.8%，主要为变质岩岩屑，少量的岩浆岩岩屑、沉积岩岩屑，同时可见一定数量的钙化碎屑、泥化碎屑；长石含量较少，含量0～15.7%，平均仅为0.52%。研究区储层填隙物含量不高，平均11.2%，而且胶结物含量远远大于杂基含量，不属于杂砂岩。填隙物成分主要为高岭石、水云母、绿泥石、硅质和铁方解石等，部分井中发育铁白云石，偶见磁铁矿与白钛矿；杂基多为泥铁质。碎屑颗粒粒径集中分布在0.1～0.6 mm之间，粒度普遍较粗，以中-粗粒结构为主。颗粒分选中等-好，次棱、次棱-次圆状磨圆度。多以颗粒支撑，颗粒间凹凸接触、线接触，少数呈点接触和点-线接触；胶结类型主要为孔隙式胶结、孔隙-再生式胶结，石英次生加大普遍。总体上研究区储层砂岩石英、岩屑含量高、长石含量低，岩石结构成熟度高和成分成熟度中等。

图1 鄂尔多斯盆地东南部盒8储层砂岩成分-成因分类三角投点图

2 储集层孔隙类型和结构特征

表征储层物性最重要的两个特征是孔隙类型和孔喉结构，其中孔隙类型和孔隙度值息息相关，而孔喉结构决定了储层渗透率的高低。

2.1 孔隙类型

统计研究区铸体薄片资料及镜下薄片观察分析表明，盒8储层总面孔率为0.1%～10.8%，主要发育原生粒间孔、次生溶孔和晶间孔三种孔隙，孔隙类型组合总体为次生溶孔-微孔-粒间孔组合，次生溶孔和晶间微孔在研究区储层中普遍发育，是主要的储集空间。

次生溶孔：一般是成岩早期形成的有机酸，对岩石中遇酸易溶组分如岩屑、长石等溶解形成的孔隙，常见岩屑溶孔和长石溶孔等粒内溶孔，溶蚀作用亦可沿颗粒的解理缝溶蚀，颗粒内部溶孔呈孤立状、蜂窝状；同时也可见的粒间溶孔，形态不规则，呈港湾状，孔径大小和分布不均匀。研究区合8段岩屑溶孔发育，可见少量长石溶孔，孔径分布在1.0～60.0 Lm之间，以中孔为主（图2c、图2d），是研究区优质储层形成的最重要的孔隙。

a: 3 577.06 m, 残余粒间孔; b: 3 464.66 m, 残余粒间孔; c: 2 964.11m, 岩屑溶孔; d: 3 544.31 m, 长石溶孔; e: 3 628.23 m, 高岭石晶间孔; f: 3 064.95 m, 伊利石晶间孔。

残余原生粒间孔：碎屑颗粒经一系列伴随整个成岩过程的压实、胶结、交代等作用之后残余的孔隙空间。研究区储层受早期的强烈压实及胶结、交代作用等，残余原生粒间孔发育较少，仅个别井中可见（图2a、图2b）。

晶间孔：碎屑岩中晶间孔最主要有两种形式，一种在碎屑颗粒表面，主要是岩屑、长石蚀变的高岭石中；另一种是在填隙物中，主要在黏土矿物表面。研究区盒8段储层的晶间微孔主要分布在以中-粗粒的岩屑石英砂岩、岩屑砂岩储层中，以高岭石晶间孔为主，次为伊利石晶间孔，少量绿泥石晶间孔（图2e、图2f、图2g、图2h）。

整体上研究区盒8段储层原生粒间孔相对不发育，次生溶孔普遍存在，但规模不大，晶间孔孔隙细小，共同作用致使储层表现为低孔特征。

3 结构特征

储层孔隙结构包含的两大要素是孔隙和喉道，孔隙主要是赋存流体，而喉道是孔隙与孔隙之间沟通的桥梁，是狭窄的通道，决定着储层的渗流能力，喉道的形态和大小受碎屑颗粒的形态及大小以及接触关系、胶结类型等影响[3-4]。通过对研究区盒8段126个样品的常规压汞试验分析，盒8段砂岩储层的排驱压力平均1.09 MPa，中值压力分布区间广、平均18.62 MPa，孔喉半径变化范围较大，中值孔喉半径均值为0.54 μm；分选系数介于2.21～3.84之间，平均为2.7，分选中等-差；最大进汞饱和度在38.0%～92.8%之间，平均为53.8%。盒8段砂岩孔喉半径变化范围广，但孔喉整体偏小，属细喉、微细喉，孔喉分选性、连通性较差，属于特低渗毛管压力曲线。

根据碎屑岩储层孔隙结构类型划分标准，对高压压汞参数，结合物性特征，依据毛管压力曲线的特征，对研究区盒8砂岩孔隙可划分出4种结构类型。Ⅰ类低排驱压力－较细喉型，此类型孔隙和喉道大小分布集中，孔隙半径最大，大孔隙所占比例大，喉道分布均匀，颗粒整体偏粗，分选中等，储集、渗流能力最好，主要发育在水下分流河道中间部位。Ⅱ类中排驱压力－细喉型，孔喉较粗，分选中等，储集能力和渗流能力较好,发育在水下分流中间部位及侧翼。Ⅲ类中排驱压力-微细喉型，孔喉较细小，分选中等-差，储集、渗流能力一般，发育在水下分流河道侧翼。Ⅳ类高排驱压力－微细喉型，此类型孔喉细小，分选差，储集、渗流能力最差，发育在河道边部部位（图1-7-8b、图1-7-9d）。研究区盒8段孔喉半径与主流孔喉半径分布范围均呈现为小孔吼特征，砂岩以Ⅲ类和Ⅱ类孔隙结构为主，含少量Ⅰ类，孔隙结构较好。

鄂尔多斯盆地东南部盒8段孔隙结构分类见表1。

表1 鄂尔多斯盆地东南部盒8段孔隙结构分类表

3 储层物性特征

储层物性特征的数学表述为孔隙度和渗透率值的大小。根据岩心物性测试数据统计，研究区盒8段砂岩储层地面孔隙度实测值分布在0.5%～16.7%之间，主体集中在4.0%～12.0%之间；地面实测渗透率值分布在0.005～15.7 mD之间，主体集中在0.02～1.28 mD之间（图4）。有效储层孔隙度介于5.0%～10.0%之间，平均7.9％，中值7.5%。有效渗透率介于0.070～0.30 mD，平均0.415 mD，中值0.150 mD，渗透率大于1 mD约占4.3%(图5)。盒8段储集层、有效储集层渗透率的变化与孔隙度具有较好的一致性。有效储层的孔隙度和渗透率值均偏低，渗透率均值及中值小于1.0 mD，经覆压校正后的超过90%的样品渗透率均值及其中值小于0.1 mD，属于致密储层。

图3 盒8段储层孔、渗分布特征

图4 盒8段有效储层孔、渗分布直方图

4 优质储层形成控制因素

4.1 沉积环境控制优质储层的展布

沉积环境是影响储层储集性能的先天条件，决定着储层的好坏，不同的沉积微相储层储集性存在明显差别[5]。研究区上古生界盒8段砂体展布形态明显受河道控制，沉积的砂体呈条带状、透镜状形态分布，砂体形态多样。纵向上多期河道砂体复合叠置，砂体间的接触关系空间形态多样，砂泥之间的配置关系复杂。盒8段优质储层主要发育在水下分流河道主砂带内，与相带分布具有很好的一致性，明显受相带的控制（图5）。储层在平面上显示为大面积展布，实际上为纵向叠合。

图5 鄂尔多斯盆地东南部盒8段砂厚与产能叠合图

4.2 成岩作用对储层发育的影响

成岩作用对储层储集性能的影响贯穿于储层形成的始终，既有破坏性的，如压实、胶结作用等，又有建设性的，如溶蚀作用等。整体上研究区盒8段储层储集性能明显受成岩作用控制，而又以压实、压溶作用、胶结作用及溶解作用为最大。

4.2.1 压实作用

压实作用是使储层致密化最主要原因之一，储层岩石抗压实程度与其物质成分密切相关，就碎屑岩而言石英抗压实能力最强，长石次之，岩屑最弱[6]。研究区盒8段地层在早白垩世晚期达到最大埋深，岩石碎屑组分以石英和岩屑为主，储层砂岩普遍受到强烈机械压实，碎屑颗粒呈规则状排列，颗粒之间以线接触、凹凸状接触为主。塑性岩屑如泥页岩、千枚岩、碳酸盐等岩屑被挤入孔隙中形成假杂基，进一步压缩孔隙空间，孔隙被大大减小；云母等软矿物受强烈挤压变形发生化学反应成黏土矿物；石英等刚性碎屑矿物颗粒受应力作用产生脆性裂缝（图6-a）。镜下观察统计发现，压实作用损失了孔隙40.6%，是造成研究区储层致密化最主要原因。

4.2.2 压溶作用

镜下观察发现，研究区储层压溶作用发育中等，主要表现为粒间孔隙空间进一步减小，部分颗粒之间呈凹凸、缝合接触，石英颗粒边缘发生次生加大（图6-b、d）。早期石英次生加大对储层物性影响存在两面性，一方面使粒间孔隙空间减小，增加岩石的密度和强度，降低渗透率。另一方面又阻碍了再压实作用的进行，保护孔隙进一步减小。

4.2.3 胶结作用

胶结作用也是储层致密化最主要原因之一，尤其是对喉道的影响更为巨大。胶结作用是自生矿物的沉淀堵塞粒间体积的过程，一般情况下，胶结作用对储层孔隙是破坏性的，总是导致粒间孔隙度降低，但是当胶结物为易被溶解的物质时，早期的胶结作用能间接保护孔隙，为后期的溶解作用提供物质基础。研究区盒8段储层主要发育碳酸盐胶结、硅质胶结和黏土矿物胶结。

a: 3 390.48 m,软组分变形并定向性良好; b: 3 010.63 m, 硅质加大镶嵌状结构，凹凸状接触; c: 3 547.93 m, 岩屑溶孔;d：3 786.64 m, 石英加大及粒表高岭石黏土

碳酸盐胶结：主要为方解石胶结，含少量铁方解石和铁白云石。镜下观察，亮晶方解石普遍形成于绿泥石膜、石英次生加大之后，多以中-细晶或它形晶体形式充填粒间孔隙中，同时可能交代绿泥石膜和石英、长石等。

硅质胶结：主要是石英次生加大形式出现（图6-b、d），形成石英自形晶面或相互交错链接的镶嵌状结构，自生石英晶体含量较少。

黏土矿物胶结：根据X-射线衍射实验，研究区主要发育的黏土矿物胶结物为高岭石和伊利石，绿泥石和伊蒙混层较少。主要为自生的高岭石，扫描电镜下呈典型的蠕虫状或书页状充填于孔隙中，保留了良好的晶间孔（图2-e）；伊利石呈丝状或片状分布于孔隙中（图2-f、g）；自生绿泥石呈孔隙薄膜状或孔隙衬里状产出（图2-h）；蒙脱石分布于粒间孔或杂基中，在碱性环境下向伊利石转化而产生出伊/蒙混层矿物。

4.2.4 溶蚀作用

溶蚀作用贯穿于成岩作用的始终，对储层的改善具有重大的建设意义。研究区溶蚀作用普遍发育，常见岩屑颗粒溶蚀以及少量长石、碳酸盐胶结物溶蚀，产生大量溶蚀孔，极大了改善了储层物性，形成研究区整体致密储层背景下相对高渗的优质储层（图5-c）。

5 结 论

1） 鄂尔多斯盆地东南部二叠系石盒子组盒8段储层中石英砂岩、岩屑石英砂岩、岩屑砂岩三者占比基本相同,粒度以中-粗粒结构为主。颗粒分选中等-好，磨圆差，颗粒间凹凸接触、线接触，孔隙式胶结、石英次生加大普遍。总体上研究区储层砂岩石英、岩屑含量高、长石含量极低，岩石结构成熟度高和成分成熟度中等。

2） 研究区储层次生岩屑溶孔和高岭石晶间孔发育，岩石孔径在1.0～60.0 Lm之间,储集空间主要为微孔-中孔之间，裂缝不发育。孔喉结构复杂，储层以弯片状喉道为主，孔喉半径变化范围广，但孔喉整体偏小，以属细喉、微细喉为主，孔喉分选性、连通性较差，属于致密储层毛管压力曲线。

3） 研究区储层物性相对较差，储层较致密，属致密储层，但孔隙度和渗透率分析相关性好。

4） 研究区盒8段优质储层形成主要受到沉积微相及后期成岩作用控制。沉积是优质储层形成的先天条件,研究区优质储层主要发育在水下分流河道主砂带内，与相带分布具有一致性，受相带的控制明显。成岩作用主要通过影响和改造储层物性，控制优质储层的形成，压实、压溶及胶结作用使研究区储层迅速致密化，同时溶解作用又极大地改善了研究区储层物性，使研究区储层在整体致密储层背景下可形成相对高渗的优质储层。

［1］杨俊杰.鄂尔多斯盆地构造演化与油气分布规律[M].北京:石油工业出版社，2002:130-181.

［2］翟光明.中国石油志(第十二卷)[M].北京:石油工业出版社，1996.

［3］方少仙，候方浩.石油天然气地质储层沉积学[M].北京:中国石油大学出版社，2002:124-143.

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［5］兰朝利，何顺利，张君峰，等.苏里格气田储层“甜点”控制因素探讨[J].西安石油大学学报:自然科学版，2007，22(1):45-48.

［6］李文厚，魏红红，马振芳，等.苏里格庙气田碎屑岩储集层特征与天然气富集规律[J].石油与天然气地质，2002，23(4):387-391.

Study on Reservoir Characteristics of He-8 Member of Upper Paleozoic in Southeastern Ordos Basin­—Taking Y District of Block G as an Example

1,1,2

（1. Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum（Group）Co., Ltd., Xi’an Shaanxi 710075, China; 2. No.6 Oil Recovery Plant of PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi’an Shaanxi 710200, China）

Through the analysis of a large number of conventional parameters and cast thin slices and physical property data, the petrological characteristics, pore structure, pore type and physical property characteristics of He-8 member of the Lower Shihezi Formation in the southeast of Ordos Basin were analyzed, and the main controlling factors affecting the formation of high-quality reservoirs were investigated. The research shows that the He-8 member reservoir is dominated by braided river delta front sediments, with moderate component maturity and structural maturity. The secondary dissolved pores and kaolinite intercrystalline pores are the main reservoir spaces, and the basic seepage channels are micro throat and fine throat, so it is typical tight reservoir. The formation of high-quality reservoirs on the plane was controlled by sedimentary facies, and the vertical diagenesis affected the physical property distribution, which controlled the effective reservoir formation, which was mainly manifested by compaction and cementation to make the reservoir dense, while dissolution significantly improved the reservoir physical properties.

Reservoir characteristics; Main controlling factor; He-8 formation; Diagenesis

2020-06-16

马强（1987-），男，工程师，硕士，陕西省西安市人，2012年毕业于西北大学矿产普查与勘探，主要从事油气田地质研究工作。

TE122.2

A

1004-0935（2020）07-0787-05