蘇里格氣田巖石相控制的致密砂巖儲層質量差異機理

李進步，劉子豪，徐振華，李 婭，王 艷

(1.中國石油長慶油田分公司，陜西 西安 710018;2.中國石油大學(北京)，北京 102200)

0 引言

致密砂巖氣藏作為非常規(guī)天然氣藏中的主要類型之一，已在鄂爾多斯、四川、塔里木、渤海灣等盆地發(fā)現了儲量巨大、分布廣泛的天然氣資源［1－3］。該類儲層多受到較強成巖作用的影響，儲層物性差且非均質性極強，孔隙結構復雜，“甜點”分布預測難度大［4－6］。鄂爾多斯盆地蘇里格氣田是目前中國發(fā)現的最大氣田，為典型的致密砂巖氣藏氣田［7］。蘇里格氣田不同區(qū)塊的開發(fā)效果差異較大，同一區(qū)塊內部的鄰井產量的差異也較大，極大影響了開發(fā)井網的部署及開發(fā)的深入［8－10］。研究發(fā)現，蘇里格氣田西區(qū)南部下石盒子組的巖石相影響儲層質量，導致產能差異，但巖石相控制的致密砂巖儲層質量差異機理尚不明確。以蘇里格氣田中南部的3個開發(fā)區(qū)塊為例，基于巖心、測井資料，通過薄片觀察、實驗分析等方法，闡明不同巖石相的儲層質量差異特征，探討儲層質量差異機理，為該區(qū)有利儲層的預測及致密砂巖氣藏勘探開發(fā)的深入提供理論依據。

1 區(qū)域地質概況

蘇里格氣田位于長慶靖邊氣田西北側的蘇里格廟地區(qū)，研究區(qū)位于蘇里格氣田中南部，構造上處于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡之上，構造穩(wěn)定，地形平緩［6］，海拔約為1 200～1 500 m，總面積約為1 360 km2(圖1a)。研究區(qū)上古生界地層自下而上發(fā)育有上石炭統(tǒng)本溪組、下二疊統(tǒng)太原組、下二疊統(tǒng)山西組、中二疊統(tǒng)下石盒子組、中二疊統(tǒng)上石盒子組、上二疊統(tǒng)石千峰組，總沉積厚度為700 m左右，主要含氣層段位于山西組和下石盒子組［11］。其中，盒8段為產能最好的含氣層段，沉積期發(fā)育三角洲平原沉積相，沉積微相類型主要為分流河道、溢岸及分流間灣［12－13］(圖 1b)。研究區(qū)盒8段儲層巖性以石英砂巖、巖屑石英砂巖為主，粒度多為中粗粒到細粒級別，巖石組分以石英和巖屑為主，長石含量極低，石英顆粒含量大于50.00%，巖屑以火山巖巖屑和變質巖巖屑為主，砂巖結構成熟度較低，分選中等—好。研究區(qū)總體儲層物性較差，平均孔隙度約為8.70%，平均滲透率約為0.64 mD，為典型的低滲致密儲層。從生產情況上看，研究區(qū)“甜點”區(qū)的單井射孔后日產氣量一般大于1×104m3/d，但“甜點”分布復雜，各井產能差異較大。

圖1 研究區(qū)構造位置及沉積相分布Fig.1 The tectonic location and sedimentary facies distribution in study area

2 巖石學特征

2.1 巖石組分特征

根據巖心資料，研究區(qū)盒8段儲層的巖性主要為石英砂巖、巖屑石英砂巖及巖屑砂巖;碎屑顆粒以石英為主(平均含量約為73.00%)，巖屑次之(平均含量約為15.00%)，長石含量極少，僅在巖屑石英砂巖或巖屑砂巖中零星分布。

研究區(qū)盒8段儲層顆粒間的填隙物含量約為12.00%，以膠結物為主，雜基含量較少，膠結物類型主要包括石英膠結、鈣質膠結、黏土礦物膠結等(圖2a—c)。其中，石英膠結是研究區(qū)盒8段最主要的膠結類型，石英膠結物平均含量約為5.35%，最高可達22.00%，石英膠結主要以2種形式存在，一種為石英加大邊，另一種為孔隙中形成的自生石英顆粒(圖2a、b);此外，黏土礦物膠結也是重要的膠結類型之一，其平均含量可達到6.20%，主要包括高嶺石、伊利石、綠泥石等(圖2b、c);鈣質膠結在研究區(qū)發(fā)育相對較弱，平均含量僅為1.89%，主要包括方解石和鐵方解石膠結等，以孔隙充填式膠結為主。

圖2 研究區(qū)盒8段典型的巖心礦物薄片及掃描電鏡Fig.2 The typical core mineral slice and scanning electron microscope of Member 8 of the Lower Shihezi Formation in study area

2.2 巖石組構特征

根據巖心資料，研究區(qū)盒8段砂巖粒徑多為0.25～1.00 mm，以含礫粗砂巖、粗砂巖、中砂巖為主，碎屑顆粒多為次棱角—次圓狀，分選中—好，顆粒間主要為線接觸或凹凸接觸，少數呈點接觸或點－線接觸(圖 2a、d、e)。

根據巖心粒度特征，研究區(qū)內砂巖可劃分為5種類型巖石相(為簡便起見，涉及具體巖石相名稱時簡稱為巖相)，包括細礫巖－含礫粗砂巖相(粒徑大于1.00 mm)、粗砂巖相(粒徑為 0.50～1.00 mm)、中砂巖相(粒徑為0.25～0.50 mm)、細砂巖相(粒徑為0.10～0.25 mm)、粉砂－泥巖相(粒徑小于0.10 mm)，其中，前4種為儲層巖石相，最后一種為非儲層巖石相。研究區(qū)儲層巖石相以中砂巖相及細砂巖相為主，分別約占12%和13%，而細礫巖－含礫粗砂巖相及粗砂巖相僅約占7%與6%。由于非儲層巖石相含氣飽和度極低，難以形成有效儲層，因而不做具體研究。

3 不同巖石相儲層質量差異特征

通過117塊巖心分析化驗(物性分析、巖心薄片及壓汞實驗)資料，發(fā)現不同巖石相的儲層質量具有明顯的差異，包括儲層宏觀物性差異及微觀孔隙結構差異。

3.1 不同巖石相的儲層宏觀物性差異

蘇里格氣田下石盒子組盒8段不同儲層巖石相的平均孔隙度為4.00%～10.00%，差異較小，其中，細礫巖－含礫粗砂巖相及粗砂巖相孔隙度相近，均約為10.00%，孔隙度最高，而細砂巖相孔隙度最低，約為4.00%(表1)。但是，不同儲層巖石相的平均滲透率差異明顯，其中，細礫巖－含礫粗砂巖相的平均滲透率最高，為2.37 mD，粗砂巖相次之，僅為0.46 mD，而最差的細砂巖相的滲透率小于0.10 mD(表1)。

表1 不同巖石相孔隙度和滲透率特征Table 1 The porosity and permeability characteristics of different lithofacies

3.2 不同巖石相的微觀孔隙結構差異特征

研究區(qū)儲層的孔隙結構較為復雜，根據鑄體薄片及掃描電鏡資料，發(fā)現研究區(qū)孔隙類型主要包括粒間孔隙(包括殘余粒間孔、粒間溶孔)、粒內溶孔和微孔隙(微孔、晶間孔)等，喉道類型主要包括片狀、管束狀和縮頸型喉道。其中，粒間孔及片狀喉道為研究區(qū)盒8段主要的孔隙及喉道類型。

通過對研究區(qū)砂巖樣品的孔喉配置關系進行分析，并依據各類孔隙占總孔隙體積的比例，確定樣品中發(fā)育的主要和次要孔隙類型(分別占總體積的50%和30%)，同時將片狀喉道進一步細分為寬片狀喉道(喉道半徑大于5 μm)和窄片狀喉道(喉道半徑小于5 μm)。在此基礎上，共將研究區(qū)砂巖劃分為6種孔喉配置關系，分別為粒間孔－縮頸型喉道、粒間孔－寬片狀喉道、粒間孔－粒內孔－寬片狀喉道、粒間孔－微孔隙－寬片狀喉道、粒內孔－微孔隙－窄片狀喉道、微孔隙群－管束狀喉道。其中，粒間孔－縮頸型喉道對應的孔喉半徑最大，孔滲性最好，而微孔隙群－管束狀喉道的孔喉半徑最小，孔滲性最差。

進一步研究發(fā)現，不同巖石相對應的孔喉配置關系差異明顯，其中，細礫巖－含礫粗砂巖相主要發(fā)育粒間孔－縮頸型喉道(圖2e)，粗砂巖相主要發(fā)育粒間孔－寬片狀喉道(圖2f)、粒間孔－粒內孔－寬片狀喉道(圖2d)，中砂巖相主要發(fā)育粒間孔－微孔隙－寬片狀喉道(圖2g)、粒內孔－微孔隙－窄片狀喉道(圖2h)，而細砂巖相主要發(fā)育微孔隙群－管束狀喉道(圖2i)。不同的巖石相類型具有不同的孔喉類型和配置關系，這也是導致其物性差異的根本原因。

4 儲層質量差異機理

4.1 不同巖石相的差異成巖作用

研究區(qū)砂巖儲層經歷了復雜的成巖演化過程，主要的成巖作用包括壓實、膠結及溶解作用，由于儲層巖石相類型的差異，不同巖石相經歷的成巖作用類型和程度均有不同。

4.1.1 不同巖石相的差異壓實作用

壓實作用是研究區(qū)砂巖儲層致密的最主要因素，研究區(qū)壓實率普遍大于70%，最高可達到95%以上，強烈的壓實作用一方面可以導致剛性顆粒(如石英)發(fā)生破裂(圖2f)，另一方面也可以導致塑性礦物(如云母、火山巖巖屑等)發(fā)生塑性形變，甚至充填到孔隙中形成假雜基，從而導致儲層孔隙大量減少(圖2i)。

對于不同類型的巖石相，其壓實作用強度也有一定差異。細礫巖－含礫粗砂巖相和粗砂巖相的壓實程度較弱，壓實率多小于70%，這一方面是由于粗顆粒本身表現出了較強抗壓能力，另一方面，當砂巖粒度較大時，塑性礦物的含量會降低，從而增強了粗巖相砂巖的抗壓實能力。與之相對的，中砂巖相和細砂巖相的塑性礦物含量相對較高，因此，壓實率也隨塑性礦物含量的增加而增加，其壓實率多大于75%。

4.1.2 不同巖石相的差異膠結作用

研究區(qū)膠結作用普遍較為發(fā)育，其中，以硅質膠結作用為主，石英晶體會在石英顆粒邊緣附著然后沿顆粒邊緣向上生長。在有充足石英來源的情況下，不同顆粒間的石英膠結會一直生長到占據所有孔隙空間，從而使儲層物性降低(圖2a)。

研究區(qū)粗巖相砂巖受到的硅質膠結作用最強，平均硅質膠結含量為7.35%，這主要是由于粗巖相砂巖早期抗壓實能力較強，保留了較多的原始粒間孔隙，為硅質膠結的發(fā)育提供了充足的生長空間。中細砂巖相中硅質膠結平均含量為5.10%，這主要是由于壓實作用相對較強，缺乏石英膠結所需的生長空間，而且中細砂巖相中塑性礦物含量較高，抑制了石英膠結的發(fā)育［14－15］。

4.1.3 不同巖石相的差異溶解作用

溶解作用是研究區(qū)次生孔隙形成的主要原因，研究區(qū)溶解孔隙類型主要包括巖屑溶孔和長石溶孔，溶蝕孔隙的發(fā)育對于儲層質量的提升有極其重要作用。

大氣中的CO2和烴源巖熱解中產生的有機酸是溶蝕孔隙形成的重要因素［16－17］。由于粗巖相的抗壓實能力較強，殘余粒間孔比較發(fā)育，酸性流體更容易進入，從而形成大量的溶蝕孔隙，擴寬喉道半徑(圖2e)，進而改善儲層質量;中細砂巖相由于塑性礦物含量較高，壓實相對致密，溶蝕孔隙相對不發(fā)育。

4.2 不同巖石相的差異成巖序列與孔隙演化

不同類型的巖石相在成巖作用過程中發(fā)生不同變化，從而對孔隙演化產生不同的影響，最終導致砂巖的儲集性能的差異［17－22］。綜合巖石相類型及塑性礦物含量，研究了4種巖石相的成巖和孔隙演化過程(圖3)。

4.2.1 粗巖相

粗巖相主要為細礫巖－含礫粗砂巖相、粗砂巖相，石英含量大于70.00%，巖屑中塑性成分小于10.00%，主要經歷了弱壓實—強膠結—強溶解的成巖序列，形成低孔低滲儲層(圖3)。

粗巖相的粒度較粗，原始孔隙度較高，約為40.00%。在早期壓實過程中，粗顆粒及較低的塑性礦物含量使其抗壓能力較強，壓實后仍存留大量殘余粒間孔隙，孔隙度約為20.00%;隨后，殘余粒間孔隙為膠結作用提供了充足的空間，發(fā)生了強膠結作用，孔隙度約為10.00%;最后，殘余孔隙中的酸性流體促進了強溶解作用，孔隙度最終大于10.00%。該類巖石相經過成巖作用后，仍能保留較好的孔滲性，為研究區(qū)最好的儲層。

4.2.2 富含剛性顆粒的中砂巖相

該類巖石相主要為中砂巖相，石英含量大于70.00%，塑性成分小于10.00%，主要經歷了中等壓實—中等膠結—中等溶解的成巖序列，形成低孔低滲儲層(圖3)。

該類巖相的粒度中等，原始孔隙度約為35.00%。早期，中等粒度的顆粒及較低的塑性礦物含量使其發(fā)生了中等強度的壓實作用，壓實后的孔隙度約為15.00%;隨后，部分殘余粒間孔隙中發(fā)生了中等強度的膠結作用，孔隙度約為5.00%;最后，殘余孔隙中的酸性流體發(fā)生了一定強度的溶解作用，孔隙度最終約為8.00%。

4.2.3 富含塑性顆粒的中砂巖相

該類巖相仍為中砂巖相，但石英含量小于70.00%，塑性成分大于10.00%，主要經歷了強壓實—中等膠結—中等溶解的成巖序列，形成特低孔特低滲儲層(圖3)。

圖3 4種巖相的成巖序列及孔隙演化模式及典型薄片Fig.3 The diagenetic sequence and pore evolution model of the four lithofacies and typical mineral slices

該類巖相的粒度中等，原始孔隙度約為35.00%。早期，中等粒度的顆粒及較高的塑性礦物含量使其發(fā)生了強壓實作用，壓實后的孔隙度約為10.00%;隨后，部分殘余粒內孔隙發(fā)生了中等強度的膠結及溶解作用，孔隙度最終約為5.00%。

4.2.4 細砂巖相

該類巖相主要為細砂巖相，石英含量一般小于60.00%，塑性成分含量大于15.00%，主要經歷了強壓實—弱膠結—弱溶解的成巖序列，形成致密儲層(圖3)。

該類巖相的砂巖顆粒較細，原始孔隙度僅約為30.00%。早期，細粒度的顆粒及較高的塑性礦物含量使其發(fā)生了強壓實作用，塑性礦物(云母、火山巖巖屑、變質巖巖屑等)發(fā)生強烈變形，并充填粒間孔隙。砂巖中主要的孔隙類型為黏土礦物的晶間孔及微孔隙，壓實后的孔隙度僅約為5.00%;隨后，低孔隙空間導致了膠結與溶解作用程度較弱，孔隙度最終小于5.00%。

5 有利儲層分布規(guī)律

通過上述分析發(fā)現，研究區(qū)粗巖相(細礫巖－含礫粗砂巖相與粗砂巖相)的儲層物性最好，滲透率多大于0.40 mD，單井射孔后的日產氣量一般大于2 000 m3/d。其中，細礫巖－含礫粗砂巖相滲透率多大于1.00 mD，其單井射孔后的日產氣量一般大于1×104m3/d，為研究區(qū)的有利“甜點”。

利用巖心標定測井，對研究區(qū)單井進行了巖石相測井解釋(圖4)，并以此為條件數據，進行了單層的巖石相分布研究(圖5)。由圖5可知，研究區(qū)粗巖相多呈孤立透鏡狀分布于條帶狀分流河道砂體之中，而粗巖相中的細礫巖－含礫粗砂巖相的分布范圍更小，分布更離散，這一分布特征是導致研究區(qū)單井之間產能差異明顯的主要原因。因此，為了高效地開采此類致密砂巖儲層，有必要進行精細的巖石相分布研究，確定粗巖相，尤其是細礫巖－含礫粗砂巖相的分布。

圖4 巖石相單井測井解釋模板Fig.4 The single－well logging interpretation of lithofacies

圖5 盒8下段1～3層巖石相分布Fig.5 The lithofacies distribution of 1～3 layer in the lower Member of He8

6 結論

(1)巖石相類型控制砂巖儲層成巖差異，砂巖粒度越大，塑性礦物含量越少，則壓實強度越低，溶解程度增大，即使膠結程度偏高，也能形成良好的儲層。

(2)根據巖石相及塑性巖屑含量，研究區(qū)儲層成巖演化序列可以分為4類，包括粗巖相(細礫巖－含礫粗砂巖相與粗砂巖相的統(tǒng)稱)、富含剛性顆粒的中砂巖相、富含塑性顆粒的中砂巖相及細砂巖相。其中，粗巖相經歷了弱壓實作用—強膠結—強溶解的成巖序列，最終孔隙度多大于10.00%，物性最好。

(3)研究區(qū)粗巖相多呈孤立透鏡狀分布于條帶狀分流河道砂體之中，而單一細礫巖－含礫粗砂巖相的分布范圍更小，分布更離散，這一分布特征是導致井間產能差異明顯的主要原因。確定粗巖相，尤其是細礫巖－含礫粗砂巖相的分布是研究區(qū)致密砂巖儲層高效開發(fā)的前提。

(4)不同的巖石相儲層質量具有明顯的差異，研究區(qū)細礫巖－含礫粗砂巖相的儲層質量最好，滲透率大于1.00 mD，主要發(fā)育粒間孔－縮頸型喉道，其單井射孔后的日產氣量一般大于1×104m3/d;粗砂巖相的儲層質量次之，而細砂巖相最差。