蘇里格氣田蘇54區塊盒8段致密砂巖儲層特征及主控因素

葉　超，馬凡塵，李　旭，楊萬祥，張　磊，李武科

（1．西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安　710065；2．中國石油長慶油田分公司第四采氣廠，陜西西安　710021；3．中國石油長慶油田分公司蘇里格氣田研究中心，陜西西安　710021）

?

蘇里格氣田蘇54區塊盒8段致密砂巖儲層特征及主控因素

葉超1，2，馬凡塵2，李旭2，楊萬祥2，張磊1，2，李武科3

（1．西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安710065；2．中國石油長慶油田分公司第四采氣廠，陜西西安710021；3．中國石油長慶油田分公司蘇里格氣田研究中心，陜西西安710021）

摘要：二疊系下石盒子組8段（簡稱“盒8段”）儲層為蘇里格氣田蘇54區塊主力產氣層之一，是典型的致密砂巖儲層，根據巖心觀察，結合鉆井、測井、錄井、試氣資料，應用鑄體薄片及顯微鏡觀測等手段，借助沉積學及巖石學觀點，通過研究儲層地質特征、沉積相及成巖機理，綜合分析認為蘇54區塊盒8段：（1）砂巖類型以巖屑質石英砂巖為主，含有少量石英砂巖，儲層填隙物以雜基和硅質膠結為主，孔隙度及滲透率較低，表現為低孔低滲儲層；（2）沉積環境為沖積平原環境河流相沉積，分布著眾多辮狀河及河道間洼地，沉積物特征復雜多變，沉積微相主要為曲流河與辮狀河的邊灘、心灘；（3）儲層成巖作用主要有壓實作用、膠結作用及溶蝕作用，對儲層孔隙有重要的影響，從而進一步影響儲層油氣聚集。

關鍵詞：蘇里格氣田；致密砂巖；儲層物性；沉積相；成巖作用

蘇54區塊位于蘇里格氣田西北部，勘探上劃分為蘇里格西區，構造上屬于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡，受北部陰山古隆起影響，形成了北高南低的古地形，構造形態為一寬緩的西傾單斜。研究區盒8段屬于河流相洲積，由于近源成藏且儲層埋藏較深，成巖環境復雜，儲層物性受成巖作用及沉積作用影響較大，屬于低孔低滲型儲層，儲層含水飽和度較高[1-10]。結合前人研究成果，筆者重點分析盒8段儲層特征及其影響因素，系統分析總結了研究區盒8段儲層致密原因。

1　儲層地質特征

1．1巖石學特征

根據200余塊樣品分析，研究區盒8段主要巖石類型為巖屑質石英砂巖，巖屑砂巖次之，石英砂巖較少；石英含量在巖屑砂巖中平均為65.35 %，巖屑質石英砂巖中平均含量為82.49 %，而石英砂巖中平均值占92.5 %。在樣品中只有7.76 %的樣品具有長石且含量偏低，其含量介于0.5 %～5.71 %，僅在巖屑石英砂巖或巖屑砂巖中零星分布；填隙物以水云母、高嶺石和硅質為主，鐵方解石和泥鐵質次之，部分井含少量薄膜狀自身綠泥石，有個別井段富含蝕變凝灰質。雜基以水云母為主，高嶺石次之，見少量凝灰質，含量集中在6 %～20 %；砂巖粒徑一般在0.255 mm～2.05 mm，主要為粗砂巖，含量達62.5 %，其次為巨砂巖和中砂巖，含量分別為20.9 %和16.8 %，另外還有少量的石英質細礫巖。砂巖顆粒分選以中偏差為主，部分樣品分選較好；圓度主要以次棱角狀為主，約占50 %，少量次棱-次圓狀和次圓狀；碎屑普遍具顆粒支撐，顆粒間多為線接觸和點～線接觸，少量點接觸。

1．2物性特征

通過對174塊樣品進行分析，盒8段砂巖孔隙度主要分布在4%～12%，滲透率主要分布范圍在0.01 mD～ 1.0 mD，總體表現為低孔-低滲的特點。

盒8上段砂巖孔隙度分布范圍為3.5 %～19.7 %，平均值為10.4 %，其中孔隙度小于10 %的砂巖約占76 %，孔隙度在10 %～12 %的砂巖所占比例為16 %，孔隙度大于12 %的砂巖所占比例最小為8 %；滲透率分布范圍為0.023 mD～3.015 mD，平均值為0.465 mD，其中滲透率在0.1 mD～1 mD的砂巖所占比例達到67 %，滲透率在1.0 mD～10.0 mD的砂巖比例為8 %，大于10.0 mD的砂巖所占比例最少為2 %。

盒8下段砂巖孔隙度分布范圍為6.4 %～16.4 %，平均值為9.4 %，其中孔隙度小于10 %的砂巖所占比例最大為75 %，孔隙度在10 %～12 %的砂巖所占比例為18 %，孔隙度大于12 %的砂巖所占比例最小為7 %；滲透率分布范圍為0.019 mD～1.953 mD，平均值為0.586 mD，其中滲透率小于0.1 mD的砂巖所占比例約為30 %，滲透率在0.1 mD～1 mD的砂巖所占比例達到66 %，滲透率在1.0 mD～10.0 mD的砂巖比例為3 %，大于10.0 mD的砂巖占1 %。

盒8段砂巖整體表現為低孔-低滲特性，研究表明二者呈明顯正相關性（見圖1）。

1．3孔喉特征

通過對巖石鑄體薄片和掃描電鏡分析（見圖2），結果顯示盒8段致密砂巖儲層主要孔隙類型為原生粒間孔、晶間孔、粒內溶孔和粒間溶孔，其中晶間孔、粒內溶孔和粒間溶孔在區內各段砂巖中普遍發育，對氣井孔隙度貢獻較大，而原生粒間孔在成巖過程中多被充填或改造，在研究區內僅有零星分布；超大孔、破裂縫和微孔含量相對較少，其中超大孔是由膠結物及顆粒一起被溶解形成的孔隙，無硅質膠結，孔隙度和滲透率高，是儲集性能較好的儲集空間，由于研究區內僅有個別井段砂巖含有超大孔，因此對儲層孔滲性能幾乎無影響；微孔在研究區各段砂巖樣品中含量較少，呈零星分布，類型以高嶺石晶間微孔為主，對儲層的孔隙度貢獻較小；破裂縫在研究區內僅有少數樣品中可見，主要表現為溶蝕破裂縫和粒緣縫，連通粒間孔使儲層的孔滲性變好。孔隙喉道的形狀和大小關系受碎屑顆粒接觸關系少膠結類型的影響，并直接控制著孔隙的儲集性和滲透性[11-16]。通過對鑄體薄片和掃描電鏡的觀察，按形態分類研究區盒8段砂巖喉道類型以片狀喉道或彎片狀喉道為主，也見有部分孔隙縮小型喉道和管束狀喉道。

圖1　研究區盒8段儲層分布頻率及孔隙度-滲透率相關性圖

2　儲層主控因素

2.1成巖作用的影響

通過電鏡掃描，薄片鑒定分析，研究區儲層成巖作用對儲層物性影響最為重要的因素主要為壓實作用、膠結作用及溶蝕作用的影響。壓實作用主要對儲層孔隙度及滲透率起破壞性作用，膠結作用及溶蝕作用對儲層孔滲的形成表現為建設性作用及破壞性作用，溶蝕作用對巖石孔隙具有后期改善效果。

2.1.1壓實作用研究區盒8段儲層埋深在3 200 m～ 3 600 m，壓實作用程度強烈，對儲層孔隙度及滲透率主要起到破壞性作用，是形成儲層致密的原因之一。孔隙度與儲層深度、滲透率與儲層深度的關系表明（見圖3），孔隙度和滲透率的大小與深度并沒有明顯的相關性，而呈現出在垂向上集中分布在三個區間，造成這種現象的原因一方面是由于砂巖縱向上的分布規律導致[17，18]；另一方面，在埋藏壓實過程中，對儲層孔隙影響較大的礦物組分主要為塑性易變型及難溶性組分。難溶性組分主要為燧石、花崗巖巖屑、隱晶巖巖屑、高變巖巖屑和石英巖巖屑，其抗壓實能力較強，而隨著壓實作用的持續，砂巖顆粒接觸關系由最初的點-點接觸，逐漸過渡到點-線接觸、線-線接觸，甚至出現縫合狀接觸，使得巖石原生孔隙遭到破壞；塑性易變形礦物組分主要為片巖巖屑、千枚巖巖屑、板巖巖屑和泥巖巖屑，抗壓實能力很弱，并且變形組分堵塞孔隙、喉道，造成了儲層的致密性。

圖2　研究區盒8段巖石孔隙類型及喉道類型

圖3　孔隙度、滲透率與儲層深度的關系

2.1.2膠結作用膠結作用對研究區孔隙度的形成既有建設性作用，也有破壞性作用，根據電鏡掃描結果分析，盒8段致密砂巖主要膠結作用有硅質膠結、碳酸鹽膠結及自生黏土礦物膠結，填隙物以水云母、高嶺石和硅質為主，鐵方解石和泥鐵質次之，部分井含少量薄膜狀自身綠泥石，有個別井段富含蝕變凝灰質（見圖4）。受成巖作用及沉積相控制，填隙物類型及含量的差異對孔隙的結構特征產生不同的影響，使得研究區孔滲條件存在一定差異性。

（1）硅質膠結：硅質膠結為盒8段儲層砂巖中最常見的膠結物之一，據97口鉆井資料統計，硅質在各類砂巖中含量變化很大，通常在0 %～14.9 %，各井平均含量在0 %～7 %。研究區內的硅質膠結物主要以兩種方式產出：環繞石英顆粒周圍的石英次生加大邊和充填孔隙的自生石英晶粒。

研究區各段巖石樣品中普遍見有硅質以加大邊的形式出現在石英顆粒邊緣，呈共軸生長狀，向粒間孔中心擴展并占據部分粒間孔，石英砂巖中可完全充滿粒間孔隙，使孔隙度減小。也見有加大邊包裹高嶺石、鱗片狀伊利石或其他微晶黏土，包裹式增生的石英堵塞了部分黏土礦物的晶間孔。研究區內的石英自生加大大多發育1～2期，為Ⅰ級至Ⅱ級，部分達Ⅲ級。石英加大邊使得顆粒之間由線接觸到凹凸甚至縫合接觸。加大邊的寬窄常是不均一的，這主要是石英生長時受周圍空間限制或者是壓溶作用造成的。

自生石英晶呈自形的六方雙錐晶體生長于粒間孔、溶蝕孔或鑄模孔內，結晶程度好于石英自生加大邊，晶體完整、表面潔凈、晶棱明顯。據鏡下觀察，區內自生石英晶粒多見于綠泥石膜發育區的殘余孔隙中，表明綠泥石薄膜的隔擋在一定程度上抑制了硅質與石英砂顆粒的共軸生長。局部自生石英發育程度高的地區，可將綠泥石膜形成后的殘余孔隙全部充填。從產出狀態上看，充填于孔隙間的自生石英晶粒的形成晚于石英自生加大邊。

（2）碳酸鹽膠結：盒8段儲層砂巖中普遍可見碳酸鹽膠結，主要以鐵方解石和方解石形式分布于碎屑顆粒間。含鐵方解石含量在0.1 %～28 %，反映方解石主要受成巖環境控制；方解石膠結物在本區僅零星分布于個別井段中，含量在0.5 %～12 %，大多數方解石呈充填粒間孔或交代長石碎屑出現。

（3）自生黏土礦物膠結：研究區自生黏土礦物主要類型為高嶺石及綠泥石，部分區域地層可見煤線，含煤地層中容易出現高嶺石膠結。高嶺石含量范圍在0.5 %～15.2 %，除部分因壓實致密層中僅見少量高嶺石外，各樣品中均不同程度見到高嶺石。在研究層段普遍可見有長石和泥質及其他礦物溶解后形成的蝕變高嶺石，主要為泥質雜基蝕變及泥巖屑蝕變而成，高嶺石呈不完全交代狀或完全交代狀替代泥質組分，且多保留泥質殘余；其次為長石蝕變高嶺石，表現為高嶺石在巖石中交代長石，成分已完全轉化為高嶺石。研究區可見有大量自型較好的，蠕蟲狀的高嶺石，充填于次生粒間孔內。

圖4　不同類型膠結物及填系物

綠泥石在盒8段砂巖中普遍發育，平均含量在1 %～6 %，其形態有針葉狀、絨球狀、玫瑰花狀等，呈現出兩種賦存方式：一是呈包膜或孔隙襯里，二是充填孔隙，其中以綠泥石膜膠結分布為主。自生綠泥石在各類砂巖中都有分布，除直接從孔隙水中析出外，也可在適當的條件下由其他黏土礦物轉化而來，而且隨著深度的增加，綠泥石的含量逐漸增加。綠泥石膜生成后還會繼續向孔隙內生長，現今鏡下觀察到的綠泥石膜大部分是不同時期形成的綠泥石混合體。

2.1.3溶蝕作用溶蝕現象在研究區普遍存在，是儲層次生孔隙形成的最主要的原因之一，對孔隙的形成具有一定的建設性作用。研究區發生溶蝕作用的礦物主要為易溶性及易蝕變礦物。易溶性礦物如白云巖巖屑和噴發巖巖屑，其顆粒具有抗壓能力，有利于保存原生孔隙，同時在有機酸的作用下會形成次生粒間溶孔，對砂巖儲層的物性具有改善作用，研究區儲層可溶性組分約占6 %；研究區易蝕變礦物包括白云母和黑云母，其顆粒組分除了本身抗壓實能力弱、易破裂變形外，在埋藏過程中易發生次生變化，對不同類型成巖作用的發育有一定的控制作用，研究區儲層易蝕變組分占4 %，另一方面，由于云母的蝕變也可產生綠泥石和高嶺石，并對石英顆粒有交代作用，從而使得石英發生溶解，降低了石英的抗壓性，對儲層孔隙有一定破壞作用。

2．2沉積作用對儲層的影響

沉積作用對儲層的影響主要表現在對儲層物性、巖石類型及孔隙結構的影響。

2.2.1沉積微相與儲層物性的關系碎屑巖儲層物性的好壞在很大程度上受沉積微相控制，不同的沉積微相由于巖屑顆粒大小、成分成熟度及結構成熟度不同，因此其物性存在很大差異[19，20]，物性參數統計結果表明沉積微相與物性有較密切的關系。研究區盒8段為辮狀河-曲流河沉積背景下的綜合產物，其中盒8下段為辮狀河沉積，盒8上段為曲流河沉積，沉積微相類型主要為邊灘、心灘、天然堤、河道充填、泛濫平原與河道底部滯留沉積。辮狀河心灘微相的砂體厚度較大、砂質較純、粒度較粗、分選好，因而砂巖物性好，平均孔隙度和平均滲透率均最大，分別為8.2 %和0.627 mD，是最有利的儲集巖；其次為曲流河邊灘微相以及分流河道的砂體粒度較細、物性較好，網狀河邊灘微相沉積砂體平均孔隙度和平均滲透率分別為7.9 %和0.533 mD，分流河道沉積砂體平均孔隙度和平均滲透率分別為6.6 %和0.376 mD，形成次要主力產氣層；而在河水溢出河道兩岸后攜帶細粒砂體沉積形成的天然堤及決口河道充填物，其厚度較小，粒度細，物性也差，平均孔隙度分別為3.7 %和4.8 %，平均滲透率分別為0.047 mD 和0.058 mD，存儲天然氣能力較弱。分流河道間泥巖發育，孔隙度和滲透率都很低，幾乎無儲集能力。

2.2.2巖石顆粒對儲層物性的影響由于研究區屬于近源成藏，天然氣成藏運移距離短，水動力作用強，巖石成分成熟度及結構成熟度較低，砂巖粒度受沉積環境和水動力條件控制，其與儲層的物性有明顯的正相關關系，粒度越粗，孔隙度越大，滲透性越好。這主要因為砂巖粒度越粗，代表沉積環境水動力越強，沉積物的結構成熟度和成分成熟度較高，抗壓實作用強，有利于保存原生孔隙，更有利于孔隙內流體的流動，發育次生孔隙。統計結果表明不同大小粒度砂巖與孔隙度、滲透率存在明顯的正相關性，粒度越粗物性越好，粒度越細物性越差，儲集砂巖中含有少量的礫巖物性是最好的，平均孔隙度9.7 %，平均滲透率0.78 mD。其次為礫巖及粗砂巖，礫巖平均孔隙度為8.5 %，平均滲透率為0.45 mD；粗砂巖平均孔隙度為7.5 %，平均滲透率為0.55 mD。中砂巖物性較差，平均孔隙度5.0 %，平均滲透率為0.23 mD（見圖5）。

圖5　不同巖石顆粒孔隙度及滲透率的關系

圖6　石英含量與孔隙組合關系圖

2.2.3石英含量對儲層物性的影響碎屑巖中礦物成分對儲層的控制作用較強，尤其是石英含量與面孔率呈正相關，礦物中石英含量越高，抗壓實能力強，有利于部分原生孔隙的保存和后期流體的流動及次生溶孔的形成。儲層石英含量高，巖石的抗壓能力強，有利于原生粒間孔的保存。相關參數統計結果表明石英含量與孔隙組合類型存在密切的關系（見圖6），當石英含量小于65 %時，儲層基本沒有有效孔隙存在；當石英含量在65 %～80 %時，以晶間孔為主，存在少量巖屑溶孔；當石英含量在80 %～90 %時，以巖屑溶孔和晶間孔為主，存在少量粒間孔；當石英含量超過90 %時，粒間孔和巖屑溶孔含量較多，只有少量晶間孔。

3　結論

（1）研究區盒8段為典型的低孔低滲型儲層，盒8下段砂巖滲透率及孔隙度整體上高于盒8上段，儲層物性優于盒8上段；砂巖類型以巖屑質石英砂巖、巖屑砂巖及少量的石英砂巖為主，砂巖顆粒結構成熟度及成分成熟度普遍較低，雜基含量變化大。

（2）儲層在成巖過程中經歷了壓實作用，使大部分原生孔隙遭到破壞，經歷蝕變作用、溶蝕作用和黏土礦物重結晶等多種演化過程后，巖石中大量存在各類巖屑溶孔，雜基溶孔和高嶺石晶間孔等次生孔隙，因此從儲滲空間上看,屬于溶孔-晶間孔型儲層,呈現出孔徑小、喉道細、連通性較差的特點，是導致物性差及滲透率偏低的直接原因。

（3）沉積作用研究表明盒8段儲層發育眾多沉積微相，控制著儲層的原始物性，其中辮狀河的心灘及曲流河的邊灘砂體粒度較粗，物性好，是最優的儲集層，而分流河道砂體物性較差，不利于油氣保存；砂巖粒度粗、分選性越好，則物性越好，反之粒度越細，分選性越差，則儲層物性越差；石英含量對孔隙類型具有重要的影響作用，當石英含量大于65 %時，存在有效孔隙，隨著石英含量增加，孔隙增加；石英顆粒具有抗壓能力，有利于保存原生孔隙，同時在有機酸的作用下會形成次生粒間溶孔，對儲層的物性具有改善作用。

參考文獻：

［1］何自新，付金華，席勝利，等．蘇里格大氣田成藏地質特征［J］．石油學報，2003，24（2）：6-12．

［2］王峰，田景春，陳蓉，等．蘇里格地區上古生界盒8砂巖儲層控制因素［J］．成都理工大學學報：自然科學版，2009，36 （4）：367-371．

［3］趙靖舟，吳少波，武富禮．論低滲透儲層的分類與評價標準－以鄂爾多斯盆地為例［J］．巖性油氣藏，2007，19（3）：28-31．

［4］王曉梅，趙靖舟，劉新社，等．蘇里格氣田西區致密砂巖儲層地層水分布特征［J］．石油與天然氣地質，2012，33（5）：802-810．

［5］葉超，鄧攀，任振華，等．蘇里格氣田蘇54區塊盒8段沉積相特征研究［J］．天然氣技術與經濟，2015，9（3）：22-25．

［6］高輝，李天太，解永剛，等．三角洲前緣亞相致密砂巖儲層的成巖作用與有利成巖相帶：以鄂爾多斯盆地子洲氣田山23段砂巖為例［J］．現代地質，2013，27（2）：373-382．

［7］盧濤，李文厚，楊勇.蘇里格氣田盒8氣藏的砂體展布特征［J］．礦物巖石，2006，26（2）：100-105．

［8］羅順社，朱珊珊.蘇里格地區下石盒子組8段物源分析［J］．石油天然氣學報，2012，34（9）：193-194．

［9］王少飛，安文宏，陳鵬，等.蘇里格氣田致密氣藏特征與開發技術［J］．天然氣地球科學，2013，24（1）：38-45．

［10］秦剛，龔丹，謝銳杰，等.蘇里格氣田河流相儲層精細地質研究［J］．新疆石油地質，2009，5（4）：17-20．

［11］李海燕，岳大力，張秀娟.蘇里格氣田低滲透儲層微觀孔隙結構特征及其分類評價方法［J］．地學前緣，2012，19（2）：133-140．

［12］李易隆，賈愛林，何東博.致密砂巖有效儲層形成的控制因素［J］．石油學報，2013，34（1）：71-82．

［13］李會軍，張文才，朱雷.蘇里格氣田優質儲層控制因素［J］．天然氣工業，2007，27（12）:16-18.

［14］王國亭，何東博，王少飛，等.蘇里格致密砂巖氣田儲層巖石孔隙結構及儲集性能特征［J］．石油學報，2013，34（4）：660-666．

［15］時卓，張海濤，王永莉.蘇里格氣田儲層成巖相類型及測井識別［J］．國外測井技術，2011，（4）：13-17．

［16］李婷婷，王鳳琴，令狐松，等.低滲透儲層分類方法研究［J］．國外測井技術，2010，8（6）：23-26．

［17］葉超，張春雨，王超，等.蘇里格氣田蘇54區塊盒8段儲層宏觀非均質性研究［J］．長江大學學報（自然科學版），2014，11（10）：38-41．

［18］何濤，王芳，宋漢華.蘇里格氣田南部盒8段儲層成巖作用及孔隙演化［J］．石油天然氣學報，2013，35（2）：31-35．

［19］隋少強，宋麗紅，賴生華.沉積環境對碎屑巖自組織程度的影響［J］．石油勘探與開發，2001，（8）：36-38．

［20］李文厚，魏紅紅，馬振芳，等.蘇里格廟氣田碎屑巖儲集層特征與天然氣富集規律［J］．石油與天然氣地質，2002，23 （4）：387-341.

Tight sandstone reservoir characteristics and main control factors in the 8th member of Su 54 block in Sulige gas field

YE Chao1，2，MA Fanchen2，LI Xu2，YANG Wanxiang2，ZHANG Lei1，2，LI Wuke3
（1.College of Earth Sciences and Engineering，Xi'an Shiyou University，Xi'an Shanxi 710065，China；2.Gas Production Plant 4 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710021，China；3.Sulige Gas Field Research Center of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710021，China）

Abstract:Permian stone box under the group in the 8th（He8）member of Su 54 block in the sulige gas field is one of the main gas production, is a typical tight sandstone reservoir, based on core observation, combined with drilling, well logging, mud logging and testing data, the application of the casting thin sections and microscope observation, by means of sedimentology and petrology, by studying the mechanism of reservoir geological characteristics, sedimentary facies and diagenesis, comprehensive analysis think Su 54 block He8.（1）in lithic quartz sandstone, sandstone type contains a small amount of quartz sandstone reservoirbook=83,ebook=88filler content is given priority to with miscellaneous and siliceous cementation, the porosity and permeability is low, characterized by low porosity low permeability reservoir.（2）for alluvial plain fluvial facies sedimentary environment, sedimentary environment with many braided river and interchannel depressions, complex sediment characteristics, sedimentary microfacies are mainly point bar of meandering river and braided river,diara.（3）reservoir diagenesis includes compaction, cementation and dissolution, have important influence on reservoir porosity, thus further influence the hydrocarbon reservoir.

Key words：Sulige gas field；tight sandstone；reservoir property；sedimentary facies；diagenesis

作者簡介：葉超，男（1987-），西安石油大學在讀碩士，天然氣勘探開發技術，郵箱：yechao_cq@petrochina.com.cn。

*收稿日期：2015－12-17

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.02.020

中圖分類號：TE122.23

文獻標識碼：A

文章編號：1673-5285（2016）02-0082-08