付晓燕，王少飞，冯永玖，孙素芳，张海波

（1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710021；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710021）

神木气田位于鄂尔多斯盆地一级构造单元伊陕斜坡东北部（见图1），西侧与榆林气田相邻，北部与大牛地气田相接，勘探面积约2.0×104km2。目前提交探明地质储量近1 000×108m3，2012 年投入开发，实施效果较好。气田内上古生界二叠系发育齐全，从下向上发育地层依次为太原组、山西组及石盒子组。太原组主要为陆表海环境下的潮控浅水三角洲前缘沉积与碳酸盐潮坪相沉积，山西组主要发育准平原环境下的河控浅水三角洲平原沉积，太原-山西期气候湿润，陆源碎屑岩、灰岩、泥岩、煤系地层发育，石盒子组则为河流-湖泊三角洲沉积，砂泥岩互层沉积，气候炎热干燥，尤其在上石盒子组，杂色泥岩沉积发育[1-4]。本文针对研究区主力含气层段太原组和山西组进行储层特征以及主控因素分析，为该区后续规模有效开发提供依据。

1 储层岩石学特征

砂岩的矿物成分和结构特征是储层发育的基础，其控制着砂岩的成岩变化和孔隙演化[5]。岩心及薄片镜下观察认为：神木气田太原组砂岩颗粒主要为石英和岩屑，几乎不含长石（见表1），岩屑以变质岩和岩浆岩为主，少量沉积岩，岩性以岩屑石英砂岩和石英砂岩为主，少量岩屑砂岩。从太2 到太1，岩屑砂岩比例降低，砂岩成熟度升高，总之，太原组砂岩成分成熟度好-中等。山西组的砂体岩性主要为岩屑石英砂岩、岩屑砂岩和石英砂岩，从山23段到山1 段，总体石英含量减少，岩屑含量增多，成熟度逐渐降低（见表1）。

表1 神木气田山西组和太原组碎屑组分统计表

太原、山西组砂岩粒度较粗，以含砾粗粒、粗粒、中粒为主，粒径多在0.3 mm～1.2 mm，粗粒砂岩沉积序列底部普遍含陆源砾石，反映沉积水体能量较强。其中太原组粒度累积概率曲线表现为以滚动+跳跃组分为主的两段式和三段式为主（见图1），部分样品具有典型双跳跃特征，反映受潮汐或波浪与河流共同作用的特点。太原、山西组砂岩薄片镜下观察分选中等-好，磨圆为次棱-次圆，胶结方式以孔隙式为主，太原组砂岩颗粒接触方式以点、点-线接触为主，山西组以点接触为主，支撑方式为颗粒支撑。填隙物总体含量高，其中山21和太2 较高，平均分别22.0 %和20.7 %，以水云母为主（见表2），其次是硅质、绿泥石、铁白云石、高岭石和铁方解石等，对孔隙保存不利。

图1 神木气田太原组砂岩粒度概率曲线图

表2 神木气田太原组、山西组填隙物组分统计表

2 储层物性特征

岩心物性资料统计（见图2）分析表明，太原组储层孔隙度主要分布于4 %～12 %，平均7.8 %；渗透率主要分布于0.01 mD～1.0 mD，平均0.643 mD。山西组储层孔隙度主要分布于2 %～10 %，平均6.2 %；渗透率主要分布于0.01 mD～1.0 mD，平均0.851 mD。相对比来看，孔隙度高值区分布频率太原组高于山西组，而渗透率恰恰相反，可能是由于山西组裂缝较为发育的原因所致。依据砂岩储层划分标准（见表3），神木气田太原、山西组基本上都属于低-特低孔、低-特低渗砂岩储集层。整体来看，虽然储层物性较差，但低孔、低渗的背景上仍然存在相对较高孔渗的储层。

表3 砂岩储层级别划分（据SY/T 5601－93）

图2 神木气田太原组、山西组储层孔隙度（左）、渗透率（右）分布直方图

3 储层储集空间及孔喉结构特征

神木气田太原组砂岩储集空间主要为各种溶孔（见图3），包括岩屑溶孔、杂基溶孔、粒间溶孔等，另外还有少量晶间孔及粒间孔；山西组主要为各种溶孔及晶间孔，还有少量粒间孔及微孔。

图3 神木气田太原组、山西组孔隙类型对比柱状图

储层的孔隙结构是指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形态、大小、分布及其相互连通关系[6]。孔隙结构直接决定储层的储集性能。孔隙结构主要根据压汞曲线的形态和定量特征参数来评价，研究表明石英砂岩和岩屑砂岩的孔隙结构存在明显的差异。神木气田太原组、山西组发育不同孔隙类型的石英砂岩、岩屑石英砂岩和岩屑砂岩，其压汞曲线形态有着显著的差别（见图4）。石英砂岩发育粒间孔、粒间溶孔，喉道发育，渗透性好，压汞曲线斜度小，孔隙平台发育，歪度以粗歪度、偏粗歪度为主，排驱压力大部分小于0.5 MPa；岩屑石英砂岩以岩屑溶孔为主，喉道发育程度较石英砂岩差，压汞曲线斜度增大，排驱压力1 MPa 左右；岩屑砂岩以岩屑溶孔为主，压汞曲线斜度大，无明显的平台。

太原、山西组砂岩孔隙结构定量特征参数对比结果表明（见表4），太原组砂岩中值半径大，排驱压力低，最大进汞饱合度高，储层物性较好，孔隙结构总体上优于山西组。

图4 神木气田不同岩石类型储层典型压汞曲线特征

表4 神木气田太原组、山西组砂岩孔隙结构参数表

4 储层发育的主控因素

储层是否发育取决于其孔隙的保存程度，而储层的质量则与孔隙类型直接相关，它们最终都由沉积和成岩作用所控制。

4.1 沉积相因素对储层的控制作用

沉积微相对储层的控制作用主要表现为砂岩颗粒的粒度、结构成熟度和成分成熟度。不同的微相具有不同的粒度分布，不同的颗粒成分（岩屑、长石或石英），从而决定了它们具有不同的孔隙保存基础和成岩演化基础[7]。

4.1.1 粒度 对于神木气田钻井数较多的北部区块而言，三角洲平原分流河道水动力最强，因此保存了最抗搬运的粗碎屑颗粒。山西组和太原组薄片统计证实，碎屑颗粒越粗，即粒度中值越大，储层渗透率也越高（见图5）。显然，分流河道微相是有利的沉积微相，分流河道控制下的粗粒颗粒分布对储层物性具有较强的控制作用。

图5 神木气田太原组（左）、山西组（右）粒度中值与渗透率相关图

4.1.2 颗粒成分及其含量 石英含量、岩屑含量与渗透率相关性分析结果表明，二者与渗透率关系均不明显。可见，石英及岩屑含量对储层物性没有绝对的控制作用。但是为了确定哪类岩屑对物性贡献较大，本次统计了太原组岩浆岩、变质岩和沉积岩岩屑与渗透率相关关系，发现随岩浆岩岩屑含量升高，渗透率呈现降低趋势；变质岩和沉积岩岩屑与渗透率相关性差，因此推测溶蚀作用可能选择性溶蚀某类矿物而不是溶蚀某类岩屑（见图6）。

图6 神木气田太原组三类岩屑含量与渗透率相关图

4.2 成岩作用对储层发育的影响

成岩作用控制了储层孔隙演化过程，主要成岩作用类型包括压实压溶、胶结和溶蚀作用。其中，压实压溶和胶结是导致孔隙损失的不利因素，二者共同作用使得储层的粒间孔隙几乎完全丧失，尤其是各类胶结物（如粘土类、碳酸盐岩和硅质）的胶结严重降低了储层渗透率。因此，对储层有建设性控制作用的主要是溶蚀作用。

图7 神木气田成岩作用特征

4.2.1 压实压溶作用 压实作用表现在碎屑颗粒紧密排列使孔隙体积缩小、孔渗变差，颗粒之间紧密接触（见图7a），石英颗粒受挤压破裂产生裂缝；压溶作用主要表现在石英颗粒次生加大及缝合线接触等。压实压溶作用使得岩石原生孔隙减少、渗透率变差，砂岩结构非常致密（见图7b）。

4.2.2 自生矿物胶结作用 胶结作用是导致储层物性变差的另一个主要原因。太原、山西组砂岩胶结作用强烈，致使原生孔隙大量丧失。按照胶结物成分来划分，盒8 段砂岩胶结方式主要为：粘土矿物胶结、硅质胶结、钙质胶结等（见图7c、d）。

4.2.3 溶蚀作用 鄂尔多斯盆地二叠系太原组-山西组是典型的海陆交互相沉积，煤系地层极其发育。从菱铁矿等成岩矿物的产状来看，同沉积期形成的显示强还原环境的大量菱铁矿等均表明，沉积期后该套地层就处于非常明显的有机酸成岩环境[8]，经过长期的酸性流体的溶蚀作用，长石、岩屑等颗粒受到强烈溶蚀，产生次生溶孔（见图7e、f），是改善砂岩储渗条件的主要方式。

5 结论

本文分析研究了神木气田太原、山西组砂岩储层岩石学、物性、储集空间、孔喉结构特征及主控因素。太原组岩性以岩屑石英砂岩和石英砂岩为主，山西组岩性以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主，太原组石英含量总体高于山西组。研究层段填隙物总体含量高，以水云母为主，其次是硅质、绿泥石、铁白云石、高岭石和铁方解石等，对孔隙保存不利。太原组储层孔隙度平均7.8 %；渗透率平均0.643 mD；山西组储层孔隙度平均6.2 %；渗透率平均0.851 mD，都表现出低-特低孔、低-特低渗的特征，但低孔、低渗的背景上仍然存在相对较高孔渗的储层。太原组砂岩储集空间以各种溶孔为主，而山西组是各种溶孔和晶间孔为主，不同孔隙类型的石英砂岩、岩屑石英砂岩和岩屑砂岩的压汞曲线形态有着显著的差别。太原组砂岩中值半径大，排驱压力低，最大进汞饱合度高，储层物性较好，孔隙结构总体上优于山西组。储层发育的主控因素体现在沉积相和成岩作用两大方面：分流河道微相是有利的沉积微相，分流河道控制下的粗粒颗粒分布对储层物性具有较强的控制作用；溶蚀作用对改善储层物性起到了很大的建设性作用，而压实压溶作用及胶结作用则对储层的发育起到了一定的破坏性作用。

［1］ 陈钟惠.鄂尔多斯盆地东缘晚古生代含煤岩系的沉积环境和聚煤规律［M］.武汉：中国地质大学出版社，1989：13-14.

［2］ 张福礼，黄舜兴，杨昌贵，等.鄂尔多斯盆地天然气地质［M］.北京：地质出版社，1994：1－33.

［3］ 郭英海，刘焕杰.陕甘宁地区晚古生代沉积体系［J］.古地理学报，2000，2（1）：19-30.

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［5］ 付晓燕，刘道天，郝龙，等.苏里格南区盒8 段砂岩储层特征及主控因素［J］.低渗透油气田，2012，（3）：85-89.

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［7］ 兰朝利，张永忠，张君峰，等.神木气田太原组储层特征及其控制因素［J］.西安石油大学学报，2010，25（1）：7-10.

［8］ 南珺祥，刘博卿.鄂尔多斯盆地神木地区上古生界主力气层碎屑岩储层特征［J］.天然气地球科学，2013，24（1）：54-61.