宜川地区盒8段沉积特征及对天然气富集的控制作用

2021-08-24王振国曹红霞乔向阳

石油地质与工程 2021年4期

王振国，曹红霞，乔向阳，王凯，武渝

（陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安 710065）

鄂尔多斯盆地构造形态呈南北走向，总体为一东缓西陡的向斜，可分为6大构造单元。其中，伊陕斜坡作为盆地的主体构造单元，为一西倾单斜，局部构造不发育。盆地上古生界主要发育物性差、丰度低、非均质性强的岩性气藏[1–4]。

宜川地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部，延安市宜川县境内，面积约3 500 km2，构造相对简单，为一东南高西北低的单斜。该区上古生界主要发育上二叠统石千峰组、中二叠统石盒子组及下二叠统山西组、太原组和上石炭统本溪组。其中，下石盒子组盒8段岩性主要由灰白色、浅灰色、灰色中砂岩及灰绿色细砂岩与深灰色、灰黑色、灰绿色泥岩互层组成，是该区主要的产气层位。自2009年对宜川地区天然气勘探以来，盒8段多口井试气获工业气流，最高无阻流量达13×104m3/d，显示了良好的天然气勘探前景。然而，目前对该区下石盒子组盒8段沉积微相类型研究程度较低，对不同微相沉积砂体的储层特征缺乏对比分析，不利于准确定位有利储层及油气富集区，极大地制约了宜川地区的勘探开发工作。针对上述问题，本文综合利用岩心、测井、薄片等资料，深入研究盒8段沉积微相类型、不同微相沉积砂体的储层特征和砂体分布规律，明确有利储层发育区，以期为研究区后期勘探开发提供一定的地质依据。

1 沉积背景及古地理格局

鄂尔多斯盆地是一个经历了多次构造运动、长期地质演化而成的大型叠合盆地。从晚石炭世起，盆地开始发生沉降，开启了晚古生代海陆过渡相发展期，此时，盆地海侵范围主要来自两个方向，一是华北海从东向西海侵，二是祁连海槽从西向东海侵；但是，初期这两个方向的海侵并未交汇，而被盆地的中央古隆起隔断；后来随着海侵范围扩大，在二叠纪初期，中央古隆起被东西海水越过淹没，形成了一个面积广泛且相对统一的水下海洋环境，沉积了面积大且厚度相对稳定的二叠系太原组地层[5–7]。太原组沉积末期至早二叠世山西组沉积初期，因盆地北部开始隆起，沉积机制产生了重大改变；山西组沉积期，盆地北部和西部造山带不断隆升，海水逐渐从东南方向退出，沉积环境由海相快速转变成陆相；到二叠世下石盒子组沉积期，盆地北部发生进一步隆升，来自北部的物源供给充足，大型冲积平原–河流–三角洲沉积体系持续向南推进延伸[8–11]，研究区主要发育浅水辫状河三角洲前缘沉积环境。

2 沉积相标志

2.1 岩石类型及组分

沉积物的颜色能够反映沉积发生时的古环境，是沉积环境最鲜明、最直观的指示标志[12]。宜川地区盒8段砂岩颜色主要为灰白色和浅灰色，偶见灰绿色和褐灰色；泥岩颜色主要为深灰色、灰绿色，其次为灰黑色和灰色；表明其主要形成于弱氧化–还原的水下沉积环境。盒8段砂岩主要为石英砂岩及岩屑石英砂岩，少量为岩屑砂岩，砂岩碎屑多为石英和岩屑，长石含量很少。其中，石英含量为15.00%～93.00%，平均为64.56%；长石含量为0～15.00%，平均为2.08%；岩屑含量为3.00%～58.00%，平均为22.15%，且以变质岩和岩浆岩岩屑为主。砂岩成分成熟度整体表现为中等–较好的特征。

2.2 岩石结构特征

碎屑岩的粒度分布和分选性可以反映沉积介质沉积时的水动力条件和沉积环境。盒8段砂岩的粒径主要为0.1～4.0 mm，以中–细粒结构为主，其次为细粒结构，少量为细砾。颗粒分选中等–较好，少量为差；磨圆度主要为次棱状、次圆状，极少量为圆状；支撑类型以颗粒支撑为主，少量为杂基支撑；胶结类型主要为接触式胶结，其次为孔隙式胶结，少量为基底式胶结；颗粒间以点–线接触为主，其次为线–凹凸接触，少量漂浮状接触及缝合线接触。岩石的结构特征表明沉积物经历了较长距离的搬运磨蚀，与浅水三角洲前缘的沉积特征相符[13–15]。

2.3 测井相标志

测井相分析是把地层的沉积特征及对应的测井曲线的形态、幅度、顶底接触关系、光滑程度等结合，来研究不同曲线形态所对应的地层发生沉积时的环境，进而划分沉积相[16]。通过对研究区110多口井的测井曲线进行岩性–电性特征对比分析，发现自然伽马曲线（GR）灵敏度较好。因此，利用自然伽马曲线建立该区盒8段沉积微相与测井曲线之间的相标志，主要包括以下几种类型：箱形、钟形、复合形、指形、刺刀形和低幅线形（表1，图1）。

图1 盒8段主要测井曲线形态

表1 盒8段测井相类型划分

3 沉积相类型及特征

在区域沉积背景和沉积相标志深入分析的基础上，并借鉴前人的研究成果，认为宜川地区盒8段发育浅水辫状河三角洲前缘亚相，并可划分出水下分流河道、水下分流间湾、水下天然堤和席状砂4种微相。

水下分流河道微相：沉积物以灰白色、浅灰色的中、细砂岩为主，次为含砾中砂岩，局部可见粗砂岩，砂岩厚度较大。砂岩颗粒分选中等–较好，磨圆多为次棱状、次圆状；颗粒接触关系普遍为点–线接触或线–凹凸接触；胶结类型多为接触式或孔隙式胶结。发育槽状交错层理、板状交错层理、平行层理、块状层理及冲刷–充填构造，亦可见层内变形构造。垂直流向剖面呈透镜状，为正韵律或复合韵律。GR曲线值低，呈中–高幅钟形、箱形或两者的组合形态（图2）。

水下分流间湾微相：多以细粒沉积物为主，岩性以深灰色、灰绿色泥岩、粉砂质泥岩为主，局部夹少量粉砂岩或细砂岩，常发育薄透镜状砂质条带。主要发育水平层理和透镜状层理，偶见浪成波痕及植物化石等，虫孔及生物扰动构造也较发育。GR曲线值高，多呈低幅齿状线形（图2）。

水下天然堤微相：沉积物较细，常为粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩和泥岩的薄互层，粉砂岩中主要发育小沙纹层理，泥岩及粉砂质泥岩中可见水平层理、植物碎屑化石。GR曲线值略偏高，泥质含量高，多呈中–低幅刺刀形（图2）。

席状砂：岩性主要为细砂岩和粉砂岩，砂质较纯净、分选较好，主要发育沙纹交错层理和波状层理。单层砂体厚度薄，多为1.0～3.0 m，与泥岩呈薄互层状产出。GR曲线值低，泥质含量低，多为中–高幅的指形（图2）。

图2 x275井盒8段单井相特征

4 沉积相平面展布特征

以单井相、沉积相连井剖面及测井相分析为依据，在砂地比图的基础上，采用优势相原则编制宜川地区盒8段沉积微相平面图（图3）。盒8段属浅水辫状河三角洲前缘亚相沉积，可见水下分流河道、水下分流间湾、水下天然堤和席状砂4种微相。水下分流河道整体为北北东–南南西向，区内北部整体发育6～7条河道，呈条带状由北向南展布；由于多期河道的侧向迁移交汇及垂向相互叠置，河道宽度较大，主河道大多宽4～10 km，最宽处可达15 km，在中部和北部地区砂体连片分布。水下分流间湾也较发育，位于水下分流河道之间，呈条带状或舌状分布，水下天然堤和席状砂分布于水下分流河道的两侧和前缘。水下分流河道和水下分流间湾平面上相互间隔分布，纵向上相互交替叠置，河道砂体被间湾泥岩在空间上分割、隔离，为岩性圈闭的形成创造了良好的条件[17]。

图3 盒8段沉积微相平面特征

5 沉积微相对天然气富集的控制作用

5.1 储集砂体的物性特征

宜川地区盒8段发育的储集砂体类型有水下分流河道砂体、席状砂体和水下天然堤砂体3种。通过对盒8段63口井336块岩心样品2 584个取样点的物性测试资料与三种沉积微相砂体相匹配，进行分类统计分析发现（图4）：水下分流河道砂体孔隙度主要为2.0%～10.0%，平均值为6.5%；渗透率主要为0.010×10–3～0.500×10–3μm2，平均值为0.270×10–3μm2。席状砂体孔隙度主要为0.6%～6.0%，平均值为3.9%；渗透率主要为0.010×10–3～0.300×10–3μm2，平均值为0.150×10–3μm2。水下天然堤砂体孔隙度主要为0.5%～6.0%，平均值为3.1%；渗透率主要为0.003×10–3～0.100×10–3μm2，平均值为0.040×10–3μm2。砂体物性主要受沉积环境和成岩作用等因素影响[18]，而该区物源一致，砂岩储层所受成岩作用的影响也基本相同，因此，沉积环境对砂体物性的影响要大于其他因素。三类储集砂体中，水下分流河道砂体物性相对最好，高孔渗数据所占的比重也高于其他两类砂体，分析认为是其沉积时水动力强，沉积物粒度较粗等所致；其次，席状砂体物性一般；而水下天然堤砂体物性最差，且低孔渗数据所占比例也最大。

图4 盒8段不同微相砂体孔隙度和渗透率分布

5.2 储集砂体的孔隙类型

根据铸体薄片和扫描电镜资料统计分析表明，盒8段储集砂体发育的孔隙类型有原生粒间孔、次生溶孔、晶间孔和微裂缝等。原生粒间孔为砂岩中刚性颗粒之间的残余粒间孔隙（图5a、b），该类孔隙形态不规则，孔径一般大于50 μm，多见于填隙物含量较少的水下分流河道砂体中。次生溶孔多为受地层酸性流体溶蚀而成的岩屑溶孔和杂基溶孔（图5a、d、e），长石溶孔和石英表面溶蚀孔在研究区也可见（图5f），但所占比例很低。晶间孔主要分布在自生高岭石和伊利石中（图5c、f），孔径极小，一般小于10 μm，该类孔隙较多，对储层物性有较好的改善作用。微裂缝多由构造作用或成岩作用形成，对提高储层孔隙度作用有限，但可以起到连通作用，能有效地改善储层的渗透率。整体对比发现，南部储集砂体微裂缝较北部发育。

图5 盒8段储层镜下特征

5.3 储集砂体的孔喉结构

喉道是连通孔隙的狭窄通道，是储层渗流能力的主要影响因素。宜川地区盒8段6口井89块砂岩样品的压汞数据统计结果分析表明：砂岩的排驱压力为0.13～10.47 MPa，平均为1.26 MPa；中值压力分布范围广，为1.60～131.94 MPa，平均为24.98 MPa；平均喉道半径为0.02～1.97 μm，平均为0.41 μm；变异系数为0.09～1.86，平均为0.43；最大进汞饱和度为28.33%～96.92%，平均为69.95%。盒8段砂岩孔喉半径整体偏小，孔喉连通性较差。砂岩压汞曲线主要表现为三种类型（图6）：

图6 盒8段不同微相砂体压汞曲线特征

Ⅰ类为低排驱压力–细喉型。该类曲线排驱压力为0.13～0.74 MPa，平均为0.48 MPa；中值压力为1.60～12.34 MPa，平均5.32 MPa；歪度以粗歪度为主；变异系数为0.09～0.35，平均为0.24；最大进汞饱和度为80.30%～96.92%，平均为87.91%。毛细管压力曲线偏向左下方，多具有一定的低角度平台。该类压汞曲线对应的砂岩孔隙度较高，为5.50%～14.90%，平均7.98%，渗透率总体也比较高，为0.20×10–3～9.80×10–3μm2，几何平均值达0.669×10–3μm2。

Ⅰ类曲线常见于水下分流河道中心地带形成的石英砂岩和岩屑石英砂岩中。该类砂岩溶蚀作用强，残余粒间孔多与粒间溶孔或少量的杂基溶孔相连通，大孔隙和小孔隙共存，喉道主要以孔隙缩小型和缩颈型为主，连通性较好，多为中等–好的储层。

Ⅱ类为中排驱压力–微细喉型。该类曲线排驱压力为0.50～2.00 MPa，平均为0.99 MPa；中值压力为11.82～52.00 MPa，平均为26.15 MPa；歪度为细–粗歪度；变异系数为0.21～1.67，平均为0.49；最大进汞饱和度为64.97%～84.83%，平均为73.21%。毛细管压力曲线呈无平台陡坡状。该类压汞曲线对应的砂体孔隙度为3.00%～6.20%，平均为4.78%；渗透率为0.05×10–3～0.30×10–3μm2，几何平均值为0.121×10–3μm2。Ⅱ类曲线常见于水下分流河道边缘或席状砂成因的岩屑石英砂岩或岩屑砂岩中。该类砂岩孔隙较小，分选一般，喉道主要以片状、弯片状为主，次为缩颈型，连通性不好，多为差储层。

Ⅲ类为高排驱压力–微细喉型。该类曲线排驱压力为1.50～10.47 MPa，平均为2.75 MPa；中值压力大于52.00 MPa；歪度以细歪度为主；变异系数为0.31～1.86，平均为0.71；最大进汞饱和度小于65.00%。毛细管压力曲线呈向右上凸的陡坡状。该类压汞曲线对应的砂体孔隙度低，为1.08%～5.98%，平均为2.96%；渗透率很低，为0.004 4×10–3～0.096 8×10–3μm2，几何平均值为0.033 1×10–3μm2。Ⅲ类曲线常见于水下天然堤或席状砂成因的砂体中。该类砂岩孔喉很小，孔隙连通性差，多为非储层。

5.4 储层评价及优选

从三类砂体的宏观岩性特征、物性特征和微观孔喉特征、压汞曲线特征综合分析认为，水下分流河道中心地带沉积砂体物性好，孔喉连通性也较好，且沉积砂体厚度大，多为8.0～24.0 m，可形成中等–好的储层。水下分流河道边缘沉积砂体和席状砂体物性较差，孔喉连通性不好，厚度较小，多为1.0～8.0 m，多形成差储层。水下天然堤砂体物性最差，孔喉很小，孔喉连通性差，厚度也较小，多为1.0～4.0 m，多属非储层（表2）。

表2 盒8段辫状河三角洲前缘不同类型砂体特征

在上述储层宏观和微观特征研究的基础上，选取砂体厚度、岩性、孔隙类型、储层物性、压汞参数等8个参数，将宜川地区盒8段储层类型划分为三类（表3）。

表3 盒8段储层分类评价标准

依据储层分类评价标准，绘制出盒8段储层分类评价图（图7），结果表明，砂岩储层分布受沉积微相展布的控制。Ⅰ类储层分布在水下分流河道沉积微相的中心地带，砂体厚度大、连通性好，物性也较好，有利于天然气成藏，中–高产井主要分布在该类地区，为甜点区。Ⅱ类储层分布在水下分流河道沉积微相的边缘或者席状砂沉积地带，砂体厚度薄、连通性较差，物性也较差，不利于天然气的成藏，低产井或者干井主要分布在该类地区，勘探开发价值较低。Ⅲ类储层分布在水下天然堤或水下分流间湾沉积地带，发育粉砂岩薄互层沉积或完全为泥质沉积，物性差，该类地区气井基本为干井，不具有勘探开发价值。

图7 盒8段试气与储层评价叠合特征

从区域上看，工业气流井主要分布在研究区中部和北部，南部地区气井试气效果较差。结合地震资料和区域构造图研究发现[19–21]，研究区南部发育5条北西–南东走向的逆断层，大多延伸3～12 km。综合分析认为：由于研究区南部距渭北隆起较近，原始气藏形成以后，南部地区后期受到多次构造运动影响，小断层和伴生裂缝较北部发育，对岩性圈闭、盖层封闭性、输导体系及保存条件造成一定程度的改造破坏，烃类气体发生了二次运移和散失，形成了如今南部的残余低丰度气藏。