2. 山西省自然资源厅油气资源开发管理处, 太原 030024;
3. 煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室(中国矿业大学), 江苏 徐州 221008
2. Oil and Gas Resources Development and Management Department, Department of Natural Resources of Shanxi Province, Taiyuan 030024, China;
3. Key Laboratory of Coalbed Methane Resource and Reservoir Formation Process(China University of Mining & Technology), Ministry of Education, Xuzhou 221008, Jiangsu, China
0 引言
随着勘探开发技术的进步，非常规天然气特别是致密砂岩气受到国内外广泛关注[1-5]。我国的致密砂岩气非常丰富，目前已形成鄂尔多斯盆地和四川盆地两大致密砂岩气区，塔里木、吐哈、松辽和渤海湾等盆地致密砂岩气也陆续取得新进展[6-9]。鄂尔多斯盆地上古生界和四川盆地上三叠统须家河组是以低孔低渗砂岩为主的连续型或准连续型气藏，具备煤系烃源岩广覆式发育、致密储层大规模分布、源储紧邻、近距离垂向运移成藏等特征[10-12]。前人对上述两区致密储层形成机理和控制因素进行了大量研究，普遍认为储层致密的主要原因是沉积碎屑物质本身的组成特征、强烈的压实作用和胶结作用[13-14]。针对盆地内不同区域不同层位：李建忠等[15]认为苏里格地区储层致密的主要原因除古埋深较大、热演化程度较高、晚期成岩作用对储层的破坏性较大外，热液活动又进一步堵塞孔隙空间；樊爱萍等[16]认为苏里格气田较慢的沉降速率导致早期胶结作用较为发育，胶结物体积分数越高，对储层物性影响越大；卢蜀秀等[17]通过对苏里格南部地区盒8段储层岩石学特征、孔隙结构及孔隙类型等进行深入研究，认为压实与胶结作用使原生孔隙几乎丧失殆尽，溶蚀作用所形成的次生孔隙改善了砂岩储层的孔渗性；朱如凯等[18]认为须家河组储层致密是压实作用及石英次生加大形成的，后期成岩流体对砂岩孔隙改变不大；杨华等[19]认为米脂气田石盒子组储层在强烈的压实作用下致密，在后期石英次生加大和高岭石充填作用下孔隙进一步减少，而长石的蚀变和其他矿物的溶解及构造破裂作用所产生的次生孔隙和微裂缝对改善孔隙作用不大；林春明等[20]认为早期碳酸盐胶结物减弱了压实作用对大牛地气田下石盒子组砂岩储层物性的破坏强度，而后期碳酸盐胶结物充填孔隙、堵塞喉道，对储层物性起破坏作用；林小兵等[21]认为塑性颗粒、黏土杂基的高体积分数、碳酸盐矿物胶结物的大量发育是须家河组五段储层致密的主要因素。综上所述，可见沉积作用、成岩作用(包括压实作用、胶结作用、溶蚀作用)对不同地区砂岩储层的影响各有侧重。
研究区处于勘探开发早期阶段，前人对本地区上古生界致密砂岩的研究相对较少，再加上独特的紫金山岩浆喷出作用，致密储层结构更复杂，开发难度也更大。针对这些特点，本文依据铸体薄片、扫描电镜、孔渗测试和压汞实验等分析测试，结合钻井和测井资料，分析了研究区致密储层岩石学、孔隙、物性和含气性特征，从致密储层形成机理入手，探讨其主要控制因素，在储层整体致密的背景下分析优质储层的分布规律，以期为下一步致密砂岩气乃至煤系“三气”的勘探开发提供借鉴意义。
1 区域地质背景鄂尔多斯盆地划分为6个次一级构造单元。盆地东部晋西挠褶带东隔离石断裂与吕梁断隆相接，西越黄河与陕北古坳陷为邻，北抵偏关，南达吉县，南北长450 km，东西宽50 km，范围约2.3×104 km2[22]。研究区位于晋西挠褶带北部(图 1)，整体上是一个向西、西北缓倾的大型单斜构造，单斜背景上发育轻微的NE和NW向褶皱，地层平缓，石炭纪和二叠纪地层几近水平，地层倾角一般为3°~10°。断层发育相对少且规模小[23]。太原组、山西组为一套海陆过渡的三角洲陆源碎屑岩沉积[24]。
根据岩心编录和野外露头观测，研究区太原组、山西组致密储层主要为浅灰色—黑灰色中—粗砂岩、细砂岩，含少量含砾砂岩。109个铸体薄片鉴定结果显示，储层以岩屑砂岩为主。太原组储层石英占碎屑成分的56%，岩屑占40%，长石占4%，部分砂岩石英体积分数较高，为岩屑石英砂岩。山西组储层石英占碎屑成分的47%，岩屑占42%，长石占11%，部分砂岩长石体积分数较高，为长石岩屑砂岩(图 2)。其中，石英以单晶为主，其次为多晶石英；长石以钾长石为主，斜长石次之；岩屑以中酸性岩浆岩和中低级变质岩为主，泥化和钙化碎屑次之。整体上，储层的成分成熟度和结构成熟度中等，太原组储层成分成熟度(Q/(F+R)=1.92)大于山西组储层成分成熟度(Q/(F+R)=1.04)，颗粒分选中等，多呈次圆—次棱角状，颗粒支撑，线凹凸接触，孔隙基底式胶结。
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| Ⅰ.石英砂岩；Ⅱ.长石石英砂岩；Ⅲ.岩屑石英砂岩；Ⅳ.长石砂岩；Ⅴ.岩屑长石砂岩；Ⅵ.长石岩屑砂岩；Ⅶ.岩屑砂岩。 图 2 紫金山地区太原组、山西组致密储层岩石类型 Fig. 2 Rock types of the tight reservoirs of Taiyuan Formation and Shanxi Formation in Zijinshan area |
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填隙物体积分数总体变化不大，太原组平均为14%，略低于山西组的18%。致密储层主要表现为以泥质和碳酸盐胶结为主，胶结物多为高岭石和伊利石及方解石、铁方解石和铁白云石等；硅质胶结较少，山西组可见铁质胶结。杂基主要为一些黏土矿物，一般小于10%。
上述研究表明，随着煤系层位由老变新，沉积期陆源物质供给强度逐渐变大，搬运距离变近，稳定成分减少，不稳定成分则逐渐增多，成分成熟度和结构成熟度逐渐降低。
2.2 孔隙特征 2.2.1 孔隙类型根据大量铸体薄片的观测结果，结合扫描电镜分析，储层孔隙分为原生孔隙和次生孔隙两种类型。原生孔隙为颗粒间压实残留孔，是砂岩沉积后原始孔隙在经历压实和胶结等一系列成岩作用后所保存下来的孔隙，镜下通常表现为三角形或多边形，内角整齐，形状规则(图 3a)，太原组和山西组储层残留粒间孔的平均面孔率比较接近，分别为0.250%和0.780%，分别占总孔隙的3%和13%。次生孔隙包括粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔、微裂缝和自生矿物中的晶间孔和晶间缝等。其中，粒间溶蚀孔是岩石碎屑和粒间填隙物等发生溶蚀而被改造扩大形成的次生孔隙，被溶蚀的颗粒边缘呈港湾状，极不规则(图 3b、c)，此类型孔隙大小不均，连通性好，太原组粒间溶蚀孔较发育，平均面孔率为3.220%，远大于山西组的0.80%，二者分别占总孔隙的41%和14%；粒内溶蚀孔是长石、岩屑和云母等在成岩过程中发生部分溶蚀而形成的孔隙(图 3d)，常与粒间溶蚀孔伴生，相互连通，形成优势储集孔隙，太原组粒内溶蚀孔平均面孔率大于山西组，分别为2.500%和1.340%，分别占总孔隙的32%和23%；黏土中的晶间微孔主要存在于细小的黏土矿物中，主要为自生伊利石和自生高岭石的晶间微孔，孔径一般小于0.01 mm，太原组储层晶间孔平均面孔率仅为0.054%，山西组储层晶间孔基本不发育(图 3e)。微裂缝是砂岩遭受外力挤压形成的破裂缝(图 3f)，沿地应力方向分布，太原组和山西组储层微裂缝相对来说均不甚发育，面孔率分别为0.008%和0.060%，占总孔隙的比例极小。
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| a.残留粒间孔，L-26井，太原组，单偏光；b.长石溶蚀形成溶蚀粒间孔，L-21井，山西组，单偏光；c.胶结物溶蚀形成溶蚀粒间孔，L-26井，山西组，单偏光；d.粒内溶蚀孔，L-17井，太原组，单偏光；e.晶间微孔，L-10井，山西组，电镜；f.微裂缝，L-101井，太原组，单偏光。 图 3 紫金山地区太原组、山西组致密储层孔隙类型 Fig. 3 Pore types of the tight reservoirs of Taiyuan Formation and Shanxi Formation in Zijinshan area |
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上述各类次生溶蚀孔隙和原生粒间孔隙共同组成了研究区砂岩储层的储集空间。粒间溶蚀孔和粒内溶蚀孔全区发育，是砂岩储层最主要的孔隙类型，对储层物性起着至关重要的作用；残留粒间孔较为发育，对储层物性有重要的影响；晶间孔发育较少，对储层物性的影响较小。
2.2.2 孔隙结构根据116个样品压汞实验结果(表 1)，研究区太原组和山西组储层排驱压力平均值分别为1.16 MPa和2.72 MPa，中值压力平均值分别为14.20 MPa和49.32 MPa，平均孔隙半径平均值分别为0.37 μm和0.29 μm；储层孔隙连通性参数中，最大进汞饱和度平均值分别为75.82%和60.57%，退汞效率平均值分别为38.55%和38.69%；储层孔隙分选性参数中，分选系数平均值分别为2.21和2.16，均质系数平均值分别为0.29和0.30，变异系数平均值分别为0.14和0.13，歪度平均值分别为-0.03和-0.95。整体而言，太原组砂岩储层孔隙大小、连通性和分选性均要好于山西组，而太原组下段储层的孔隙结构要优于上段储层。
| 层位 | 孔隙大小参数 | 孔隙连通性参数 | 孔隙分选性参数 | |||||||||
| 平均孔隙半径/μm | 排驱压力/ MPa |
中值压力/ MPa |
最大汞饱和度/% | 退汞效率% | 分选系数 | 歪度 | 峰态 | 均质系数 | 变异系数 | |||
| 山西组 | 0.08~0.63 | 0.33~24.12 | 2.10~272.22 | 14.87~90.10 | 20.44~73.10 | 0.84~3.32 | -5.41~0.57 | 0.50~1.09 | 0.22~0.41 | 0.05~0.38 | ||
| (0.29) | (2.72) | (49.32) | (60.57) | (38.69) | (2.16) | (-0.95) | (0.71) | (0.30) | (0.13) | |||
| 太原组 | 0.05~1.42 | 0.14~3.83 | 0.97~141.35 | 13.94~96.84 | 12.78~51.75 | 0.78~3.51 | -2.87~0.62 | 0.48~1.27 | 0.19~0.51 | 0.02~0.62 | ||
| (0.37) | (1.16) | (14.20) | (75.82) | (38.55) | (2.21) | (-0.03) | (0.83) | (0.29) | (0.14) | |||
| 注：括号内为平均值。 | ||||||||||||
根据不同的压汞曲线形态，将研究区储层的孔隙结构划分为以下4种类型(图 4)：
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| a. Ⅰ类；b. Ⅱ类；c. Ⅲ类；d. Ⅳ类。 图 4 紫金山地区太原组、山西组致密储层不同类型孔隙结构典型压汞曲线 Fig. 4 Mercury-injection curve of different pore-throat structures in the tight reservoirs of Taiyuan Formation and Shanxi Formation in Zijinshan area |
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Ⅰ类孔隙结构，中孔—中喉型，排驱压力小于0.3 MPa，最大汞饱和度大于80%，退汞效率大于40%，粗歪度，分选较好，孔隙连通性较好，具有明显的平缓段，是研究区物性最好的一类孔隙结构，主要发育于太原组下段，太原组上段和山西组下段少量发育。
Ⅱ类孔隙结构，中孔—细喉型，排驱压力0.3~1.0 MPa，最大汞饱和度80%左右，退汞效率40%左右，较粗歪度，分选中等，平缓段较明显，物性较好，是最为发育的孔隙结构类型之一，主要发育于太原组和山西组下段。
Ⅲ类孔隙结构，小孔—细喉型，排驱压力0.3~1.0 MPa，最大汞饱和度小于70%，退汞效率小于40%，较细歪度，分选一般，平缓段不明显，物性较差，是最为发育的孔隙结构类型之一，主要发育于山西组，太原组发育较少。
Ⅳ类孔隙结构，微孔—微喉型，排驱压力大于1.0 MPa，最大汞饱和度小于60%，退汞效率30%左右，基本上为细歪度，且没有明显的平缓段，分选性差，是物性最差的一类孔隙结构，发育于太原组上段和山西组。
2.3 物性特征研究区867块岩心孔渗测试结果显示：孔隙度在0.57%~14.70%之间，平均为6.96%，主要分布于2.00%~12.00%，占总样品的93.3%(图 5a)；渗透率为0.005×10-3~5.440×10-3μm2，平均为0.360×10-3μm2，主要分布于0.01×10-3~1.00×10-3μm2之间，占总样品的97.7%(图 5b)，整体上属于低孔低渗型储集层。
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| 图 5 紫金山地区太原组、山西组致密储层孔隙度(a)和渗透率(b)分布频率 Fig. 5 Distribution frequency of porosity (a) and permeability (b) of the tight reservoirs of Taiyuan Formation and Shanxi Formation in Zijinshan area |
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其中:太原组储层孔隙度为0.57%~14.20%，平均为7.87%，渗透率分布于0.000 5×10-3~5.440 0×10-3μm2之间，平均为0.480 0×10-3 μm2；山西组储层孔隙度为1.00~14.70%，平均为5.86%，渗透率分布于0.002×10-3~2.140×10-3 μm2之间，平均为0.200×10-3μm2。可见，太原组储层物性整体上好于山西组。研究区储层孔渗具有较好的相关性(图 6)，主要原因是砂岩储层与烃源岩叠置发育，有机酸溶蚀产生次生孔隙，并贯通不同类型的孔隙，导致孔隙度增高，孔隙连通性变好。
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| 图 6 紫金山地区太原组(a)、山西组(b)致密储层孔渗相关性 Fig. 6 Porosity-permeability correlation of the tight reservoirs of Taiyuan Formation(a) and Shanxi Formation(b) in Zijinshan area |
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根据常规测井解释方法，结合核磁共振测井和成像测井及气测录井资料对研究区储层含气性进行综合解释。结果显示：区内太原组储层含气层厚度分布于0.7~41.7 m之间，平均为12.4 m，各井差异较大，局部区域含气层较厚，其他区域较薄，甚至不发育，平均含气层厚度占砂岩总厚度的42%；山西组储层含气层厚度分布于0.8~21.4 m之间，平均为8.9 m，含气层发育相对较连续，平均含气层厚度占砂岩总厚度的23%。此外，研究区储层含气饱和度分布于9.0%~66.6%之间，平均为40.4%，太原组储层平均含气饱和度为42.8%，略大于山西组储层的38.9%。整体上太原组储层含气性好于山西组储层，但是分布不连续，以甜点区域为主。
3 主控地质因素分析 3.1 沉积作用沉积环境是储层形成的地质基础，控制了岩石的碎屑成分、粒度及储层的空间展布等特征。研究区平面上表现为沉积相带的不同，这不仅在一定程度上直接控制了砂岩的物性特征，而且海陆过渡环境沉积形成了砂岩、泥岩、煤层垂向叠置的煤系旋回地层，为后期强烈的溶蚀作用奠定了基础。
研究区由北向南，太原组依次发育分流河道相—分流间湾相—泻湖相—障壁砂坝相—碳酸盐潮坪相，山西组依次发育分流河道相—分流间湾相—河口砂坝相—泥炭沼泽相。孔渗统计数据显示太原组、山西组有利储集层均主要分布于分流河道相，其次为障壁砂坝相和河口砂坝相，表明在水动力较强条件下沉积的砂体，随着搬运距离增加，长石等塑性成分逐渐减少，岩石成分最终以石英等刚性碎屑为主，抵抗后期压实作用的能力较强。而分流间湾相和泻湖潮坪相砂岩物性相对较差，在相同孔隙度条件下，不同样品的渗透率相差很大，说明储层微观孔隙结构复杂，受后期成岩作用的影响更大。
3.2 成岩作用压实作用和胶结作用是对储层物性具有破坏性的成岩作用。利用粒间孔隙体积和胶结物体积分数投点图定量评价压实作用和胶结作用对于储层孔隙度降低的贡献，发现研究区储层压实作用对于储层孔隙度降低的影响更大(图 7); 而溶蚀扩孔作用对储层物性具有非常大的改善作用。
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| 图 7 紫金山地区压实作用减孔和胶结作用减孔对比图 Fig. 7 Contrast chart of reduced porosity by compaction and cementation in Zijinshan area |
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采用回剥法反演研究区地层埋藏史，结果表明：区内储层经历了长期浅埋、短期深埋的埋藏过程，最大埋深达到3 500 m(图 8)，再加上强烈的构造挤压，压实作用非常强。由于研究区储层岩石主要类型为岩屑砂岩，塑形矿物体积分数较高，导致颗粒抗压能力较弱。而且在成岩阶段早期，煤系烃源岩形成的酸性介质破坏了储层中早期碳酸盐胶结物的形成，缺乏碳酸盐的支撑，沉积物颗粒更容易被压实，不利于孔隙的保存。压实作用减孔率基本分布于50%~75%之间，是造成储层致密的最主要因素。
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| 图 8 紫金山地区埋藏史图 Fig. 8 Burial history map of Zijinshan area |
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通过镜下观察，储层受压实作用主要表现为：塑形颗粒的挤压变形，如长石、云母和岩屑颗粒被压实弯曲，并且形成假杂基(图 9a)；碎屑颗粒以线凹凸接触为主(图 9b)；长石和石英等刚性颗粒的破裂。
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| a.长石颗粒压实变形，L-28井，太原组，正交偏光；b.颗粒呈线凹凸接触，L-8井，山西组，单偏光；c.泥质胶结物，L-28井，山西组，正交偏光；d.方解石胶结物，L-103井，山西组，单偏光；e.岩屑边缘溶蚀，L-101井，太原组，单偏光；f.高岭石溶蚀，L-103井，太原组，单偏光；g.长石颗粒溶蚀，L-8井，太原组，单偏光；h.溶蚀铸模孔，L-101井，山西组，单偏光；i.石英颗粒溶蚀，L-101井，太原组，电镜。 图 9 紫金山地区太原组、山西组致密储层成岩作用 Fig. 9 Diagenesis of the tight reservoirs of Taiyuan Formation and Shanxi Formation in Zijinshan area |
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研究区储层胶结物类型多样，以泥质胶结物、碳酸盐胶结物和硅质胶结物为主。泥质胶结物平均体积分数为3.4%(图 9c)，主要为高岭石和伊利石，绿泥石次之。其中：高岭石主要来源于长石和岩屑等不稳定组分的溶蚀，部分泥质杂基也可能转化为高岭石，镜下呈书页状或片状充填孔隙；伊利石主要来源于早期成岩高岭石和钾长石的反应，镜下呈纤维状或毛发状搭桥式生长于孔壁上，很大程度上降低了储层的渗透性；绿泥石呈环边薄膜状产出，覆盖在颗粒表面，充填了孔隙，而另一方面环边绿泥石可以阻碍石英的次生加大，在一定程度上对孔隙的保存起到了积极的作用。前面述及早期碳酸盐胶结发育较少，而后期碳酸盐胶结物以方解石、铁方解石和铁白云石为主，体积分数相对较多，平均为4.3%(图 9d)。硅质胶结物主要呈石英加大边式产出，其次为自生石英小晶体附着在颗粒表面或充填孔隙，体积分数较少，平均体积分数为0.77%。这些胶结物充填于原生孔隙之中，降低了孔隙度，破坏了孔隙的连通性，但是研究区太原组和山西组砂岩储层胶结物体积分数总体较低，平均为9%，胶结作用造成的减孔率基本小于50%。
3.2.3 溶蚀作用研究区溶蚀作用是改善储层物性的决定性作用。根据薄片中面孔率的计算，太原组储层溶蚀孔占总孔隙的73%，山西组储层溶蚀孔占总孔隙的37%。根据油气流体包裹体均一化温度分析，研究区储层发生了两次油气充注(图 8)，生烃过程中释放大量的有机酸和二氧化碳随地下水溶蚀储层中的长石、岩屑和填隙物等不稳定组分，产生了大量的溶蚀孔。太原组储层与上覆4+5号和下伏8+9号主力煤层、组内6号和7号煤层及灰岩含水层叠置发育，再加上没有稳定连续的厚层泥岩作为阻隔层，在持续生烃过程中，有更多的酸性介质进入储层中，溶蚀扩孔作用较山西组更为强烈。
通过镜下观察，溶蚀作用主要发生在长石颗粒和花岗岩、安山岩、英安岩等中酸性岩浆岩岩屑及方解石、泥质胶结物边缘和内部。当溶蚀作用沿碎屑颗粒和胶结物边缘进行时，形成港湾状或不规则的溶蚀孔(图 3b、c，图 9e)，部分高岭石胶结物溶蚀边缘发生丝缕化或者蚀变为伊利石。溶蚀作用强烈时，将岩屑、长石和胶结物内部溶蚀形成蜂窝状孔隙(图 3d，图 9f、g)，若溶蚀完全则形成铸模孔(图 9h)。此外，还可见少量石英颗粒被溶蚀(图 9i)。
3.3 岩浆作用燕山期紫金山岩浆作用对储层物性的影响主要体现在对溶蚀作用的加强上。一方面，由于紫金山岩浆热作用，使研究区煤系烃源岩有机质成熟度急剧增高；二次生烃产生大量天然气，不仅使与烃源岩叠置的砂岩储层富气，同时产生的酸性地层水再次溶蚀了岩石的不稳定组分，产生大量溶蚀孔隙，使孔隙度增加，部分孔隙连通，大大改善了致密储层的物性。另一方面，区内构造活动整体上较弱，断层较少，镜下观察由构造应力产生的微裂隙很少，但是岩浆喷发作用在紫金山岩体周围产生一系列呈放射状的小断层；根据三维地震资料精细解释，相当一部分断层贯通了太原组和山西组；这不仅在一定程度上直接改善了储层物性，而且也为酸性介质发生溶蚀作用提供了通道。
4 结论1) 鄂尔多斯盆地东北缘紫金山地区上古生界太原组和山西组储层岩石类型主要为岩屑砂岩，部分为石英岩屑砂岩和长石岩屑砂岩，分选中等，多为次圆—次棱角状，以线—凹凸接触为主，颗粒支撑，孔隙—基底式胶结。
2) 储集空间主要为溶蚀粒间孔和溶蚀粒内孔，二者是研究区储层最为发育的孔隙类型。中孔细喉型和小孔细喉型是区内储层最为发育的孔隙结构类型。整体上太原组储层孔隙大小和连通性要好于山西组。
3) 通过对太原组和山西组储层孔隙度和渗透率分析，认为整体上属于致密砂岩储层，太原组储层物性好于山西组。
4) 通过对太原组和山西组储层含气性分析，认为太原组储层含气性好于山西组储层，但是分布不连续，以发育甜点区域为主。
5) 原生沉积作用、后生压实作用和溶蚀作用是储层发育的主控因素。沉积作用控制了储层形成的物质基础和空间展布；压实作用是造成储层致密的最主要因素；溶蚀作用是区内储层物性改善的决定性因素；紫金山岩浆作用加强了溶蚀作用，提高了储层渗流能力和含气性。
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