神木氣田上古生界砂巖儲層特征及其主控因素

付曉燕，王少飛，馮永玖，孫素芳，張海波

（1.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西西安 710021；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安 710021）

神木氣田位于鄂爾多斯盆地一級構造單元伊陜斜坡東北部（見圖1），西側與榆林氣田相鄰，北部與大牛地氣田相接，勘探面積約2.0×104km2。目前提交探明地質儲量近1 000×108m3，2012 年投入開發，實施效果較好。氣田內上古生界二疊系發育齊全，從下向上發育地層依次為太原組、山西組及石盒子組。太原組主要為陸表海環境下的潮控淺水三角洲前緣沉積與碳酸鹽潮坪相沉積，山西組主要發育準平原環境下的河控淺水三角洲平原沉積，太原-山西期氣候濕潤，陸源碎屑巖、灰巖、泥巖、煤系地層發育，石盒子組則為河流-湖泊三角洲沉積，砂泥巖互層沉積，氣候炎熱干燥，尤其在上石盒子組，雜色泥巖沉積發育[1-4]。本文針對研究區主力含氣層段太原組和山西組進行儲層特征以及主控因素分析，為該區后續規模有效開發提供依據。

1 儲層巖石學特征

砂巖的礦物成分和結構特征是儲層發育的基礎，其控制著砂巖的成巖變化和孔隙演化[5]。巖心及薄片鏡下觀察認為：神木氣田太原組砂巖顆粒主要為石英和巖屑，幾乎不含長石（見表1），巖屑以變質巖和巖漿巖為主，少量沉積巖，巖性以巖屑石英砂巖和石英砂巖為主，少量巖屑砂巖。從太2 到太1，巖屑砂巖比例降低，砂巖成熟度升高，總之，太原組砂巖成分成熟度好-中等。山西組的砂體巖性主要為巖屑石英砂巖、巖屑砂巖和石英砂巖，從山23段到山1 段，總體石英含量減少，巖屑含量增多，成熟度逐漸降低（見表1）。

表1 神木氣田山西組和太原組碎屑組分統計表

太原、山西組砂巖粒度較粗，以含礫粗粒、粗粒、中粒為主，粒徑多在0.3 mm～1.2 mm，粗粒砂巖沉積序列底部普遍含陸源礫石，反映沉積水體能量較強。其中太原組粒度累積概率曲線表現為以滾動+跳躍組分為主的兩段式和三段式為主（見圖1），部分樣品具有典型雙跳躍特征，反映受潮汐或波浪與河流共同作用的特點。太原、山西組砂巖薄片鏡下觀察分選中等-好，磨圓為次棱-次圓，膠結方式以孔隙式為主，太原組砂巖顆粒接觸方式以點、點-線接觸為主，山西組以點接觸為主，支撐方式為顆粒支撐。填隙物總體含量高，其中山21和太2 較高，平均分別22.0 %和20.7 %，以水云母為主（見表2），其次是硅質、綠泥石、鐵白云石、高嶺石和鐵方解石等，對孔隙保存不利。

圖1 神木氣田太原組砂巖粒度概率曲線圖

表2 神木氣田太原組、山西組填隙物組分統計表

2 儲層物性特征

巖心物性資料統計（見圖2）分析表明，太原組儲層孔隙度主要分布于4 %～12 %，平均7.8 %；滲透率主要分布于0.01 mD～1.0 mD，平均0.643 mD。山西組儲層孔隙度主要分布于2 %～10 %，平均6.2 %；滲透率主要分布于0.01 mD～1.0 mD，平均0.851 mD。相對比來看，孔隙度高值區分布頻率太原組高于山西組，而滲透率恰恰相反，可能是由于山西組裂縫較為發育的原因所致。依據砂巖儲層劃分標準（見表3），神木氣田太原、山西組基本上都屬于低-特低孔、低-特低滲砂巖儲集層。整體來看，雖然儲層物性較差，但低孔、低滲的背景上仍然存在相對較高孔滲的儲層。

表3 砂巖儲層級別劃分（據SY/T 5601－93）

圖2 神木氣田太原組、山西組儲層孔隙度（左）、滲透率（右）分布直方圖

3 儲層儲集空間及孔喉結構特征

神木氣田太原組砂巖儲集空間主要為各種溶孔（見圖3），包括巖屑溶孔、雜基溶孔、粒間溶孔等，另外還有少量晶間孔及粒間孔；山西組主要為各種溶孔及晶間孔，還有少量粒間孔及微孔。

圖3 神木氣田太原組、山西組孔隙類型對比柱狀圖

儲層的孔隙結構是指巖石所具有的孔隙和喉道的幾何形態、大小、分布及其相互連通關系[6]。孔隙結構直接決定儲層的儲集性能。孔隙結構主要根據壓汞曲線的形態和定量特征參數來評價，研究表明石英砂巖和巖屑砂巖的孔隙結構存在明顯的差異。神木氣田太原組、山西組發育不同孔隙類型的石英砂巖、巖屑石英砂巖和巖屑砂巖，其壓汞曲線形態有著顯著的差別（見圖4）。石英砂巖發育粒間孔、粒間溶孔，喉道發育，滲透性好，壓汞曲線斜度小，孔隙平臺發育，歪度以粗歪度、偏粗歪度為主，排驅壓力大部分小于0.5 MPa；巖屑石英砂巖以巖屑溶孔為主，喉道發育程度較石英砂巖差，壓汞曲線斜度增大，排驅壓力1 MPa 左右；巖屑砂巖以巖屑溶孔為主，壓汞曲線斜度大，無明顯的平臺。

太原、山西組砂巖孔隙結構定量特征參數對比結果表明（見表4），太原組砂巖中值半徑大，排驅壓力低，最大進汞飽合度高，儲層物性較好，孔隙結構總體上優于山西組。

圖4 神木氣田不同巖石類型儲層典型壓汞曲線特征

表4 神木氣田太原組、山西組砂巖孔隙結構參數表

4 儲層發育的主控因素

儲層是否發育取決于其孔隙的保存程度，而儲層的質量則與孔隙類型直接相關，它們最終都由沉積和成巖作用所控制。

4.1 沉積相因素對儲層的控制作用

沉積微相對儲層的控制作用主要表現為砂巖顆粒的粒度、結構成熟度和成分成熟度。不同的微相具有不同的粒度分布，不同的顆粒成分（巖屑、長石或石英），從而決定了它們具有不同的孔隙保存基礎和成巖演化基礎[7]。

4.1.1 粒度 對于神木氣田鉆井數較多的北部區塊而言，三角洲平原分流河道水動力最強，因此保存了最抗搬運的粗碎屑顆粒。山西組和太原組薄片統計證實，碎屑顆粒越粗，即粒度中值越大，儲層滲透率也越高（見圖5）。顯然，分流河道微相是有利的沉積微相，分流河道控制下的粗粒顆粒分布對儲層物性具有較強的控制作用。

圖5 神木氣田太原組（左）、山西組（右）粒度中值與滲透率相關圖

4.1.2 顆粒成分及其含量 石英含量、巖屑含量與滲透率相關性分析結果表明，二者與滲透率關系均不明顯。可見，石英及巖屑含量對儲層物性沒有絕對的控制作用。但是為了確定哪類巖屑對物性貢獻較大，本次統計了太原組巖漿巖、變質巖和沉積巖巖屑與滲透率相關關系，發現隨巖漿巖巖屑含量升高，滲透率呈現降低趨勢；變質巖和沉積巖巖屑與滲透率相關性差，因此推測溶蝕作用可能選擇性溶蝕某類礦物而不是溶蝕某類巖屑（見圖6）。

圖6 神木氣田太原組三類巖屑含量與滲透率相關圖

4.2 成巖作用對儲層發育的影響

成巖作用控制了儲層孔隙演化過程，主要成巖作用類型包括壓實壓溶、膠結和溶蝕作用。其中，壓實壓溶和膠結是導致孔隙損失的不利因素，二者共同作用使得儲層的粒間孔隙幾乎完全喪失，尤其是各類膠結物（如粘土類、碳酸鹽巖和硅質）的膠結嚴重降低了儲層滲透率。因此，對儲層有建設性控制作用的主要是溶蝕作用。

圖7 神木氣田成巖作用特征

4.2.1 壓實壓溶作用 壓實作用表現在碎屑顆粒緊密排列使孔隙體積縮小、孔滲變差，顆粒之間緊密接觸（見圖7a），石英顆粒受擠壓破裂產生裂縫；壓溶作用主要表現在石英顆粒次生加大及縫合線接觸等。壓實壓溶作用使得巖石原生孔隙減少、滲透率變差，砂巖結構非常致密（見圖7b）。

4.2.2 自生礦物膠結作用 膠結作用是導致儲層物性變差的另一個主要原因。太原、山西組砂巖膠結作用強烈，致使原生孔隙大量喪失。按照膠結物成分來劃分，盒8 段砂巖膠結方式主要為：粘土礦物膠結、硅質膠結、鈣質膠結等（見圖7c、d）。

4.2.3 溶蝕作用 鄂爾多斯盆地二疊系太原組-山西組是典型的海陸交互相沉積，煤系地層極其發育。從菱鐵礦等成巖礦物的產狀來看，同沉積期形成的顯示強還原環境的大量菱鐵礦等均表明，沉積期后該套地層就處于非常明顯的有機酸成巖環境[8]，經過長期的酸性流體的溶蝕作用，長石、巖屑等顆粒受到強烈溶蝕，產生次生溶孔（見圖7e、f），是改善砂巖儲滲條件的主要方式。

5 結論

本文分析研究了神木氣田太原、山西組砂巖儲層巖石學、物性、儲集空間、孔喉結構特征及主控因素。太原組巖性以巖屑石英砂巖和石英砂巖為主，山西組巖性以巖屑石英砂巖和巖屑砂巖為主，太原組石英含量總體高于山西組。研究層段填隙物總體含量高，以水云母為主，其次是硅質、綠泥石、鐵白云石、高嶺石和鐵方解石等，對孔隙保存不利。太原組儲層孔隙度平均7.8 %；滲透率平均0.643 mD；山西組儲層孔隙度平均6.2 %；滲透率平均0.851 mD，都表現出低-特低孔、低-特低滲的特征，但低孔、低滲的背景上仍然存在相對較高孔滲的儲層。太原組砂巖儲集空間以各種溶孔為主，而山西組是各種溶孔和晶間孔為主，不同孔隙類型的石英砂巖、巖屑石英砂巖和巖屑砂巖的壓汞曲線形態有著顯著的差別。太原組砂巖中值半徑大，排驅壓力低，最大進汞飽合度高，儲層物性較好，孔隙結構總體上優于山西組。儲層發育的主控因素體現在沉積相和成巖作用兩大方面：分流河道微相是有利的沉積微相，分流河道控制下的粗粒顆粒分布對儲層物性具有較強的控制作用；溶蝕作用對改善儲層物性起到了很大的建設性作用，而壓實壓溶作用及膠結作用則對儲層的發育起到了一定的破壞性作用。

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