深埋藏條件下相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層形成因素分析—以鄂爾多斯盆地高橋地區(qū)盒8、山2砂巖儲(chǔ)層為例

石小虎 ，安文宏 ，南珺祥 ，楊文敬 ，劉志軍 ，陳娟萍

（1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安 710018；3.中國石油長慶油田分公司勘探部，陜西西安 710018）

深埋藏條件下相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層形成因素分析—以鄂爾多斯盆地高橋地區(qū)盒8、山2砂巖儲(chǔ)層為例

石小虎1，2，安文宏1，2，南珺祥1，2，楊文敬3，劉志軍1，2，陳娟萍1，2

（1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安 710018；3.中國石油長慶油田分公司勘探部，陜西西安 710018）

一般認(rèn)為，砂巖儲(chǔ)層的孔隙度與滲透率將隨著深度的增加而降低。然而，隨著鄂爾多斯盆地勘探開發(fā)的逐步加深，在深埋藏（＞3 500m）的砂巖儲(chǔ)層中也發(fā)育較好的儲(chǔ)層，尤其在鄂爾多斯盆地高橋地區(qū)的盒8和山2段局部就形成了，粒間孔大量殘余為主要儲(chǔ)集空間的儲(chǔ)集體，形成了深埋藏低滲透背景下的相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。本文通過偏光顯微鏡、包裹體測溫、恒速壓汞、成像測井等技術(shù)方法，對(duì)沉積、成藏、成巖等方面進(jìn)行討論，認(rèn)為巖石成分高成熟度、早期的烴類充注、早期膠結(jié)作用、晚期溶蝕作用及高角度構(gòu)造縫的發(fā)育，是形成高橋地區(qū)盒8、山2段砂巖深埋藏條件下相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的主要因素。

深埋藏地層；砂巖儲(chǔ)層；早期膠結(jié)作用；溶蝕作用；構(gòu)造縫

鄂爾多斯盆地的勘探開發(fā)不斷深入，越來越多的實(shí)踐表明，在深埋藏砂巖儲(chǔ)層的孔隙在某些條件下也可以得以較好保存，而出現(xiàn)異常的孔隙度和滲透率。研究區(qū)范圍北起橫山，南到志丹-高橋，西起城川-胡尖山，東到青陽岔-安塞，面積2.0×104km2。屬于鄂爾多斯盆地西南側(cè)的伊陜斜坡，構(gòu)造形態(tài)為寬緩的西傾單斜，坡降5～10 m/km。氣層段主要分布于中下二疊統(tǒng)石盒子組盒8段和山西組山23段，氣層段埋深3 400～4 000 m，屬于深埋藏砂巖儲(chǔ)層。

1 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

儲(chǔ)集層巖性為灰白色、淺灰綠色含礫不等粒砂巖、中-粗粒石英砂巖或巖屑石英砂巖，具有低長石，高石英、高巖屑的碎屑組合特點(diǎn)，成分成熟度較高（見表1）。其中盒8段石英含量介于80.1%～85.5%，軟組分含量偏高介于8.4%～11.0%，成分成熟度中等，為4.08%～4.29%；山23段石英含量達(dá)到93.9%，成分成熟度高，為15.39%

儲(chǔ)集層填隙物以泥質(zhì)、硅質(zhì)以及碳酸鹽巖礦物為主，總量一般在13%～14%（見表2）。泥質(zhì)包括凝灰質(zhì)和伊利石，凝灰質(zhì)多以殘余凝灰質(zhì)、高嶺石化、伊利石化等為主，平均含量6%左右；伊利石來自母巖區(qū)，代表真正的粘土雜基。其含量普遍較低，一般在1.0%以下，反映了搬運(yùn)介質(zhì)具有較強(qiáng)的淘洗功能。硅質(zhì)含量通常在2.5%～7.5%，以山23段儲(chǔ)層最發(fā)育，其次為盒8下，以石英次生加大、它形充填與自形石英晶體三種形式存在。碳酸鹽膠結(jié)物（以鐵方解石、鐵白云石、菱鐵礦之和計(jì)）在本區(qū)砂巖中普遍分布，含量介于0.5%～3.2%，盒8段含量較高，山23含量最低。主要以鐵方解石和鐵白云石形式分布于碎屑顆粒間。

表1 高橋地區(qū)盒8及山23段砂巖儲(chǔ)層碎屑組分特征

2 儲(chǔ)集空間及物性特征

研究區(qū)盒8及山23段砂巖儲(chǔ)集層中主要的孔隙類型（見表3）主要有粒間孔、溶孔（長石、巖屑、晶屑及凝灰質(zhì)溶蝕孔隙），晶間微孔，常見凝灰質(zhì)失水收縮孔，高角度裂縫發(fā)育（見圖1a，b，c）。盒8段孔隙以高嶺石晶間孔－溶孔為主，局部見到粒間孔－溶孔組合，面孔率介于2.5%～3.4%；山23段孔隙以高嶺石晶間孔（溶孔）－粒間孔為主要組合特征，面孔率為3.4%。儲(chǔ)層物性盒8孔隙度在4%～9%，平均為8.6%，滲透率一般在（0.1～0.9）mD，平均為 0.643 mD，山 23孔隙度介于6.0%～10.0%，平均為7.82%，滲透率一般在（0.8～3.0）mD，平均為1.181 mD。屬于典型的低孔、低滲儲(chǔ)層，相對(duì)而言山23段儲(chǔ)集性能較好，物性明顯受到巖性的控制。

表2 高橋地區(qū)盒8及山23段砂巖儲(chǔ)層填隙物含量特征

表3 高橋地區(qū)盒8及山23段砂巖儲(chǔ)層物性及孔隙組合特征

3 形成優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層的因素分析

研究區(qū)盒8、山2段儲(chǔ)集砂巖能在深埋藏條件下形成相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層。將從有利沉積作用、早期的烴類充注、早期膠結(jié)作用、晚期溶蝕作用及高角度構(gòu)造縫發(fā)育進(jìn)行討論。

3.1 沉積作用

有利沉積微相發(fā)育是形成好儲(chǔ)集性能的先決物質(zhì)基礎(chǔ)。研究區(qū)下二疊統(tǒng)下石盒子組盒8段和山西組山2段砂體的主體部分為辮狀河三角洲前緣亞相沉積，發(fā)育水下分流河道及河心灘微相（圖1d，e，f），是優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層形成的物質(zhì)基礎(chǔ)。主要巖性為含礫不等粒砂巖、中-粗粒石英砂巖或巖屑石英砂巖，成分成熟度較高。

分流河道沉積發(fā)育物性較好的砂巖儲(chǔ)集體。以Sh299井盒8段為例見（見圖2），埋深在3 455～3 460.2 m段沉積微相為河道底礫巖，孔隙度為10.20%，滲透率為 7.99×10-3μm-2；埋深在3 460.2～3 467m處為沉積微相的河道側(cè)緣，孔隙度為6.11%，滲透率 0.133×10-3μm-2，儲(chǔ)層物性明顯變差。

3.2 早期烴類充注

烴類充注主要是指早期產(chǎn)生的油氣注入到砂巖儲(chǔ)層中及其在后期埋藏過程中對(duì)儲(chǔ)層孔隙所產(chǎn)生的影響，主要表現(xiàn)為早期烴類充注[1-3]。烴類充注主要是使地層水從孔隙中驅(qū)出，從而使膠結(jié)作用停止，孔隙得以保存。主要表現(xiàn)為三個(gè)方面[4]：（1）抑制膠結(jié)作用的進(jìn)行，主要是抑制石英和伊利石膠結(jié)；（2）烴類充注攜帶有機(jī)酸溶蝕改造原生孔隙，形成次生孔隙；（3）油氣形成產(chǎn)生的超壓能緩沖壓實(shí)作用，有利于深部原生孔隙的保存。

研究區(qū)砂巖儲(chǔ)層中發(fā)育豐富的成巖流體包裹體（見圖1f），石英加大邊中可看到早期氣液包裹體，充填孔隙的硅質(zhì)中可見晚期氣液包裹體（見圖3a）。儲(chǔ)層流體包裹體均一溫度顯示從70～150℃均有烴類流體活動(dòng)（見圖4），說明該區(qū)天然氣充注主要有兩期。早期石英加大邊中包裹體均一溫度范圍為70～120℃，證明烴類充注在較早的成巖階段便開始發(fā)生，進(jìn)而影響早期成巖作用的發(fā)生，使得原始粒間孔隙得以保存。

3.3 成巖作用

3.3.1 早期膠結(jié)作用 膠結(jié)作用普遍被認(rèn)為破壞性成巖作用。黃思靜等（2007）認(rèn)為膠結(jié)作用在深埋藏砂巖孔隙保存中具有積極意義，硅質(zhì)膠結(jié)作用、碳酸鹽膠結(jié)作用和粘土礦物的膠結(jié)作用，只要它們發(fā)生在巖石因壓實(shí)作用而完全固結(jié)、顆粒相對(duì)位置完全固定之前的較早成巖階段，而且相對(duì)分散，就對(duì)砂巖原生孔隙具有保持作用，并都可不同程度地改變砂巖壓實(shí)曲線，這實(shí)際上也是深埋藏條件下砂巖孔隙得以保存的重要機(jī)制[5]。高橋地區(qū)硅質(zhì)膠結(jié)物形成于60～145℃的成巖溫度條件下，具備兩個(gè)峰值65～80℃和105～135℃，即從成巖早期到成巖晚期硅質(zhì)膠結(jié)都可以發(fā)生。顯微鏡下觀察到顆粒點(diǎn)接觸時(shí)就有石英的此生加大及方解石膠結(jié)發(fā)育（見圖3b，c），多在較早成巖階段發(fā)生，在有效壓實(shí)作用前發(fā)生，相應(yīng)的提高巖石機(jī)械強(qiáng)度使得巖石抗壓實(shí)能力增強(qiáng)。關(guān)于硅質(zhì)來源有多種說法，前人研究指出至少有23種硅質(zhì)來源[6]。結(jié)合研究區(qū)的地質(zhì)條件，硅質(zhì)來源主要有四種：（1）早成巖階段易溶硅酸鹽組分溶解和粘土礦物轉(zhuǎn)化過程中釋放的SiO2；（2）同生-早成巖階段由火山物質(zhì)蝕變提供的SiO2來源；（3）晚成巖階段碎屑長石溶解提供的SiO2；（4）碎屑石英因壓溶作用釋放的游離硅并造成SiO2的沉淀（125～135℃）。前兩種主要發(fā)育于最大壓實(shí)作用前，因此對(duì)儲(chǔ)集空間有建設(shè)性保護(hù)作用。

3.3.2 綠泥石薄膜發(fā)育 綠泥石薄膜狀生長（即孔隙環(huán)邊襯里），發(fā)生在長石溶解前的早成巖階段，顆粒之間多以點(diǎn)或點(diǎn)-線接觸為主，綠泥石形成后顆粒間相對(duì)位置變化有限，降低了壓實(shí)作用對(duì)粒間孔隙的破壞。再著，顆粒表面的包膜使得碎屑顆粒（主要是石英）主晶表面與孔隙水隔離，阻礙了自生石英過度生長所需的潛在成核作用點(diǎn)的生成，抑制了相對(duì)晚成眼階段石英的膠結(jié)作用，粒間孔得以保存。

研究區(qū)內(nèi)薄膜狀綠泥石總體含量不高且分布不均勻，僅在盒8段較為發(fā)育（見表4）。顯微鏡下觀察到部分井段綠泥石薄膜的發(fā)育，阻礙膠結(jié)物的生長，使部分原始粒間孔殘余，從而形成以粒間孔為主的儲(chǔ)層孔隙類型（圖3d）。表4中顯示，綠泥石薄膜含量較高的井段，粒間孔相對(duì)發(fā)育，儲(chǔ)層物性較好。尤其在盒8下及山23段表現(xiàn)的最為突出，主要是因?yàn)樵搶佣蔚哪z結(jié)作用強(qiáng)于壓實(shí)作用對(duì)儲(chǔ)集性能的影響。當(dāng)綠泥石薄膜的發(fā)育，抑制硅質(zhì)、碳酸鹽巖等膠結(jié)作用發(fā)生時(shí)，就會(huì)形成殘余粒間孔為主的儲(chǔ)集層。

3.3.3 晚期溶蝕作用 儲(chǔ)層中溶蝕孔隙主要為不穩(wěn)定組分（如長石、噴發(fā)巖屑、凝灰質(zhì)、火山晶屑、角閃石等）在成巖階段有機(jī)質(zhì)熱演化過程中形成的有機(jī)酸作用下發(fā)生溶解作用形成，是改善儲(chǔ)集空間的最主要成巖作用。楊俊杰（1995）、張文正（2009）等通過不同溫壓條件下乙酸溶液對(duì)長石、輝石和角閃石的溶蝕模擬實(shí)驗(yàn)，探討成巖過程中長石礦物及長石砂巖的溶蝕特征和次生孔隙、自生礦物的形成機(jī)理[7，8]。溶蝕實(shí)驗(yàn)揭示出溶蝕作用發(fā)生兩期，成巖早期（溫度：50～75 ℃，壓力：15～20MPa），中基性、鈣堿性的火山物質(zhì)（鈣長石、角閃石、輝石）的溶蝕在低溫低壓條件下便可以發(fā)生，為成巖早期的溶蝕成孔作用，此類溶孔在后期的壓實(shí)和膠結(jié)作用難以保存；成巖晚期（溫度：100～130 ℃，壓力：22～25 MPa）中酸性硅酸鹽礦物（鉀鈉條紋長石）的溶蝕發(fā)生在高溫高壓條件下及深埋藏環(huán)境中，烴類的充注得以保存，形成有效的次生孔隙型儲(chǔ)層。該區(qū)盒8上溶蝕程度較低；盒8下、山23溶蝕程度較高，普遍在60%以上。

3.4 晚期高角度成巖縫

表4 高橋地區(qū)盒8及山23段砂巖儲(chǔ)層綠泥石薄膜含量與儲(chǔ)集性能關(guān)系表

通過成像測井、巖心觀察，表明研究區(qū)內(nèi)裂縫發(fā)育，主要表現(xiàn)為構(gòu)造縫、層間縫及成巖縫（見圖 4e，f）[9]。大多數(shù)構(gòu)造縫由于成巖礦物的充填作用處于閉合狀態(tài)；層間縫在上覆應(yīng)力作用下處于閉合狀態(tài)；成巖縫在地下條件下是開啟的，多在晚成巖期形成，其對(duì)孔隙的連通以及砂層之間的連通意義重大（見表5）。成巖縫發(fā)育區(qū)，其面密度一般最高可達(dá)到4條/平方厘米，大小一般（2～5 μm）×（100～250 μm），充填程度為 10%～80%，充填物有硅質(zhì)、長石質(zhì)、粘土、碳酸鹽、瀝青質(zhì)等。

表5 高橋地區(qū)盒8及山23段砂巖儲(chǔ)層部分井裂縫發(fā)育段物性統(tǒng)計(jì)表

4 結(jié)論

深埋藏條件下砂巖儲(chǔ)層主要通過有利沉積相帶、烴類早期充注、早期膠結(jié)作用、綠泥石包膜、晚期溶蝕作用及成巖縫等作用使得原生粒間孔保存，次生孔隙發(fā)育，而形成相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。

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Analysis on the form ing factors of relatively high quality
deep buried reservoir—taking Ordos Basin Gaoqiao area He 8 and Shan 2 sandstone reservoir as an example

SHIXiaohu1，2，ANWenhong1，2，NAN Junxiang1，2，YANGWenjing3，LIU Zhijun1，2，CHEN Juanping1，2
（1.Low Permeability Oil and Gas Field Exploration and Development of National Engineering Laboratory，Xi'an Shanxi710018，China；2.Research Institute of Exploration and Development of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi710018，China；3.Exploration Due of Petroleum of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi710018，China）

Generally，porosity and permeability of sandstone reservoir will decreased with increasing depth.However,with the exploration and exploitation of Ordos basin,deep burial(>3 500 m)sandstone reservoir is developed.Especially in Ordos Basin Gaoqiao area he8 and Shan2 formation,large amounts of residual intergranular pore is themain reservoir space of the reservoir,which leads to deep buried relatively high-quality reservoir of low permeability background.In this paper,combining with polarizingmicroscope,inclusion thermometry,rate-controlled mercury,imaging logging,deposition,diagenesis,the conclusion thatsuch factors as rock composition of high maturity,early hydrocarbon filling,early cementation,advanced corrosion and structural fracture form high-quality reservoir in Gaoqiao area He 8,Shan2 sandstone.

deep burial formation；sandstone reservoir；early cementation；corrosion；structural fracture

10.3969/j.issn.1673-5285.2013.03.015

TE122.2

A

1673-5285（2013）03-0055-06

2013－02-23

石小虎（1978－），工程師，2002年畢業(yè)于西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)專業(yè)，現(xiàn)從事巖礦鑒定、儲(chǔ)層及成巖作用研究工作，郵箱：shixh_cq@petrochina.com.cn。