石芳惠，赵靖舟 （西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安710065）

孙建峰 （陕西延长石油 （集团）有限责任公司研究院，陕西 西安710069）

胡林楠 （西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安710065）

上古生界山西组是延长气田主力产层之一，具有气层多、厚度大等优点。子长区块是延长气田最新的拓展区块，其位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡南部，南部与延长气田试验区相接，西临杏子川油田，面积约1700km2，气藏主要分布在山1段中下部和山2段下部［1］。勘探结果显示，子长区块山西组有较好的天然气勘探前景，2009年分别在Y131井山1段和Y145井山2段分别获得了6.1×104m3／d、26×104m3／d的无阻流量，其后又有多口井获得了工业气流，但该区仍未投入大规模开发。主要原因在于对储层物性的认识不深入，对储层物性的控制因素缺乏准确认识。下面，笔者从岩石学特征、孔隙类型和物性特征分析子长区块山西组储层特征，并结合沉积作用、岩性组分和成岩作用分析储层物性的影响因素，探讨低渗透砂岩优质储层的形成规律，以期为下一步子长区块气田工业化开发提供依据。

1 储层特征

鄂尔多斯盆地山西组属于陆相河流－三角洲沉积体系［2］，表现为北部为物源供给区、南部为浅湖、中部为碎屑入湖区 （河流、三角洲）的沉积格局［3］。该研究区山西组时期以三角洲前缘沉积为主，期间局部地区有短暂的河漫沼泽沉积环境，其储集层岩性受沉积物源和沉积作用控制明显。区内山西组砂体纵向和横向大面积叠合，同时取心井的岩心观察显示岩性以灰色、深灰色细砾岩、细砂岩、粉砂质泥岩为主，局部发育薄煤层。根据岩性纵向旋回的变化，将山西组自上而下分为山1段和山2段，每段内部再各分为3个砂层。

1.1 岩石学特征

1）岩石类型 通过铸体薄片和岩石薄片分析，发现山西组砂岩中长石组分含量整体较少，长石含量最高只有3%。山西组山1段砂岩类型以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主，而山2段砂岩类型以岩屑砂岩为主，其次为岩屑石英砂岩与石英砂岩，其中石英砂岩含量明显高于山1段。岩屑主要包括岩浆岩岩屑、变质岩岩屑、沉积岩岩屑和白云母等类型且以沉积岩岩屑为主，其次为钙化碎屑和变质岩岩屑。

2）填隙物组分及特征 利用铸体薄片、扫描电镜对子长区块山西组407个样品进行填隙物特征分析，统计结果如表1所示。由表1可知，山1段和山2段的填隙物总含量差距不大，山1段平均为16.5%、山2段平均为18.4%。但各小层的含量和组分存在明显的差异，山2段3砂层填隙物含量最低（12.1%），山1段3砂层 （14.7%）和山1段1砂层 （15.4%）也较低，而山2段1砂层、山2段2砂层和山1段2砂层填隙物含量较高；山2段储层铁质和硅质胶结明显弱于山1段储层，而山2段高岭石胶结略强于山1段储层；山1粘土矿物杂基含量高，碳酸盐和硅质胶结物含量较高，凝灰质充填较严重。从填隙物的含量和组分来看，山2段3砂层和山1段3砂层为最有利小层。

表1 子长区山西组砂岩填隙物组分表

1.2 储集空间特征

1）残余粒间孔 残余粒间孔是指位于颗粒之间未被充填或半充填的孔隙，其反映了砂质沉积物在沉积历史中被填隙物充填的程度［4－5］。该研究区山西组残余粒间孔孔隙直径一般为0.03～0.50mm，孔隙分布很不均一、外形不规则且非均质性较强烈（见图1 （a））；填隙物多为薄膜式胶结的绿泥石，此外有再生式胶结的石英与长石加大边和孔隙式充填的绿泥石、方解石、石英、高岭石及黄铁矿等。

图1 山西组孔隙类型

2）粒间溶孔 粒间溶孔是指颗粒之间的填隙物被地下水溶解或碎屑颗粒边缘被溶蚀而形成的孔隙［6］。该研究区方解石胶结物广泛发育，受地层水溶解作用增强导致形成的粒间溶孔大小不等，形状不规则，且在不同部位的分布也不尽相同，港湾状溶蚀残余结构在颗粒边缘广泛分布 （见图1（b））；孔隙直径一般为0.05～1.00mm，溶解组分主要为方解石、石英、岩屑和绿泥石化碎屑。

3）粒内溶孔 粒内溶孔是指砂岩中部分碎屑内部在埋藏成岩中发生部分溶解而产生的孔隙类型，多见于部分岩屑内，且与粒间溶孔相通，孔径一般为0.02～0.10mm （见图1（c））。

4）微裂隙 该研究区微裂隙主要存在2种类型：①颗粒间缝隙以及长石、云母碎屑的解理缝，其形成较早，分布普遍，对连通粒间孔隙与粒内孔隙起重要作用；②裂缝孔隙，是在构造应力的作用下岩性内部发生破裂而形成的次生孔隙 （见图1（d）），其自身具有一定的储集能力，在子长区块发育较少且有较强的不均一性。

1.3 储层物性特征

对子长区块Y319、Y296等井山西组碎屑岩的孔隙度和渗透率进行实际测试，统计结果显示山西组砂岩总体物性有着明显的低孔低渗特征：孔隙度最小为0.15%，最高为11.8%，平均为6.2%，多数介于2.00%～8.00%；渗透率最小为0.01×10－3μm2，最高为101.3×10－3μm2，平均为0.52×10－3μm2，多数在0.9×10－3μm2以下。随着深度、岩性和沉积微相的不同，物性差异明显，整体上渗透率与孔隙度具有较好的正相关性，且不同的沉积微相正相关性略有差异（见图2）。

图2 山西组砂岩储层孔隙度与渗透率关系图

2 沉积特征

2.1 沉积构造及序列

延长气田子长区块山西组沉积时期以三角洲前缘相为主，曲流河广泛发育 （见图3），但在不同时期山西组内部不同时期沉积相平面展布有一定差异。山2段上部以薄层泥质粉砂岩、深灰色泥岩为主，下部以中－细粒石英砂岩为主，分选好，磨圆度以次圆居多，沉积构造以板状层理、平行层理为主，反映了较强的水动力环境；山1段上部主要为深灰色泥岩与薄层泥质粉砂岩互层，自然伽马曲线呈现弱齿化中－低幅指形，反映了水动力较弱的分流间湾沉积特征，其下部岩性为灰色泥岩、泥质粉砂岩为主，发育水平层理和楔状层理，砂岩自然伽马曲线呈现锯齿形 （见图4）。

图3 山西组沉积相图

图4 山西组沉积序列图 （Y106井）

2.2 粒度概率曲线

对部分井山西组岩石样品进行粒度分析，显示子长区内跳跃总体发育，斜率大、分选较好。以Y153井水下分流河道微相为例 （见图5），粒度概率曲线基本呈现三段式结构，即由滚动总体、跳跃总体和悬浮总体组成，其中滚动总体含量越40%，跳跃总体含量越50%、而悬浮总体含量较低，岩性为粉砂岩和粉砂质泥岩。由于Y153井粒度概率曲线表现典型的三角洲水下分流河道下部沉积特征，说明该研究区水介质密度较大、水动力总体较强［7］。

图6 Y153井水下分流河道粒度概率曲线

3 结 论

（1）延长气田子长区块储层渗透率主要集中在 （0.01～0.9）×10－3μm2之间，以特低渗为主要特征。

（2）残余粒间孔、粒间溶孔和外力作用下形成的微裂隙为延长气田子长区块主要的孔隙类型。

（3）延长气田子长区块有利储层发育程度受水下分流河道中心砂体展布范围、填隙物含量等因素的制约。