鄂尔多斯盆地苏75区块山1段和盒8段储层差异成因研究

Study on the Causes of Reservoir Differences in the Shan 1 Section and He 8 Section of the Su 75 Block in the Ordos Basin

摘要: 为了进一步明确鄂尔多斯盆地苏75区块山1段和盒8段储层差异成因机理，以便指导该区域的下步稳产挖潜。通过对苏75区块山1段和盒8段储层的岩性、物性、沉积环境及成岩作用等因素的综合分析，结果发现：盒8段和山1段储层的岩石类型相似，均以长石石英砂岩和岩屑石英砂岩为主。但盒8段测试孔隙度主要分布在7%~10%的区域，山1段孔隙度主要分布在4%~10%。储层的储集空间以各类溶蚀孔隙为主，山1段各类溶蚀孔隙与盒8段存在明显的区别，碳酸盐岩溶孔在山1段为53.06%，在盒8段为33.13%；山1段的岩屑溶孔仅为0.08%远少于盒8段的17.77%。储层差异成岩作用密切相关，压实作用导致盒8段原生孔隙丧失率为9.5%~19.3%，导致山1段孔隙度损失率50%~63%，机械压实和粒间溶蚀作用对盒8段储层原生孔隙造成的损失率为50%~76%。胶结作用造成盒8段原生孔隙丧失率为9%~30%，造成山1段原生孔隙损失率为17%~32%。经研究认为，造成两段储层各方面差异的原因主要是两段沉积环境不同以及成岩作用产生的强度的不同。

Abstract: In order to further clarify the causes of the differences in the reservoirs of the Shan 1 and He 8 sections in the Su 75 block of the Ordos Basin, and to guide the next step of stable production and potential tapping in this area, a comprehensive analysis was conducted on the lithology, physical properties, sedimentary environment and diagenesis of the reservoirs in the Shan 1 and He 8 sections of the Su 75 block. The results show that the rock types of the He 8 and Shan 1 section reservoirs are similar, mainly consisting of feldspar quartz sandstone and lithic quartz sandstone. However, the porosity of the He 8 section is mainly distributed in the range of 7%~10%, while that of the Shan 1 section is mainly distributed in the range of 4%~10%. The reservoir storage space is mainly composed of various types of dissolution pores. There are obvious differences in various types of dissolution pores between the Shan 1 and He 8 sections. The carbonate dissolution pores in the Shan 1 section account for 53.06%, while in the He 8 section they account for 33.13%. The lithic dissolution pores in the Shan 1 section are only 0.08%, far less than 17.77% in the He 8 section. The diagenesis is closely related to the reservoir differences. Compaction causes a loss rate of primary porosity of 9.5%~19.3% in the He 8 section and 50%~63% in the Shan 1 section. Mechanical compaction and intergranular dissolution cause a loss rate of 50~76% of the primary porosity in the He 8 section. Cementation causes a loss rate of primary porosity of 9%~30% in the He 8 section and 17%~32% in the Shan 1 section. It is believed that the main reasons for the differences in various aspects of the two sections’ reservoirs are the different sedimentary environments and the different intensities of diagenesis.

1. 引言

随着油气资源勘探开发的不断深入，越来越多的致密油气等非常规油气资源被发现[1]，致密砂岩储层复杂的孔隙结构使得盒8段和山1段具有低孔、低渗和强非均质性等特点。因此，需要系统研究致密砂岩储层孔隙结构的特征[2]，为后续寻找潜力区域和稳产挖潜措施实施提供地质依据。苏75区块盒8段和山1段为典型的致密砂岩储层且为该区天然气主力产层，具有低孔隙度、低渗透率的特征[3] [4]。对两段储层差异的详细研究对进一步勘探与开发具有重要的意义。然而多数学者将两个段的储层特征单独进行研究[5]，没有对比两个段的差异成因机理，而实际开发过程中两段的岩性特征、储集空间特征以及物性具有巨大差异。本文在前人研究基础上，通过分析两段储层的物质组成、成岩作用强度、沉积环境，对比分析了它们的差异及其产生这些差异的机理。系统认识两段的特征、对比优势段，对勘探区带优选具有重要的理论意义和实际意义，为下一步开发提供参考。

2. 区域地质背景

苏75区块位于苏里格气田西区北部，区块南北长约65 km，东西约宽19.6 km，区块面积989 km²，南接苏46、苏11区块[6] [7]。区域地层资料分析表明，二叠系在鄂尔多斯盆地北部部分地层缺失，二叠系下统太原组在鄂尔多斯盆地普遍发育。鄂尔多斯盆地北缘狼山、色尔腾山，地区缺失二叠系上、中统及下统山西组[8]。苏里格气田二叠系地层发育较全，自下而上发育着石炭系、二叠系太原组、山西组、石盒子组和石千峰组[9] (图1)。

Figure 1. Tectonic outline of the study area and a map of Permian stratigraphic characteristics

图1. 研究区构造纲要与二叠系地层特征图

3.储层基本差异

3.1. 岩性差异

Figure 2. Core characteristics of Shan 1 and He 8 sections of Su75 block in Ordos Basin

图2. 鄂尔多斯盆地苏75区块山1段和盒8段岩芯特征

砂岩的物质成分及其在成岩演化过程中经历的物理、化学变化，将影响成岩产物的类型及其分布特征，是导致成岩作用差异的主要因素。对研究区盒8段和山1段两段的砂岩铸体薄片的观察统计表明(图2)，研究区块二叠系盒8段和山1段储层的岩石类型均以长石石英砂岩、岩屑石英砂岩为主，其次为长石岩屑砂岩。

从苏75区块部分岩样镜下观测结果统计可知，两段石英含量相似，盒8段的石英含量75%~87%，均值为82.27%，山1段的石英含量稍低为75%~82%，均值为79.67%；盒8段长石的含量较低，岩屑的含量3.0%~12.0%，均值为6.2%；山1段长石含量也较低，而且岩屑的含量少于盒8段。盒8段方解石的含量比山1段少约为3%~12%，平均值为6.2%；山1段方解石含量6%~12%，平均值为8.17%。从砂岩碎屑成分三角图可以看出山1段和盒8段砂岩在成分上主要以长石质石英砂岩为主(图3)。岩石颗粒间的填隙物主要为岩屑和方解石。方镜下可见云母及云母绢云母化现象，多数薄片中可见高岭石的绿泥石化。

Figure 3. Triangulation of sandstone clastic composition in Shan 1 and He 8 sections

图3. 山1段和盒8段砂岩碎屑成分三角图

3.2. 物性差异

Figure 4. Histogram of pore distribution of Shan 1 and He 8 sections of Su 75 block in Ordos Basin

图4. 鄂尔多斯盆地苏75区块山1段和盒8段孔隙分布直方图

从孔隙度分布的直方图中可以看出，盒8段测试孔隙度主要分布在7%~10%的区域，其累计百分比超过了70%。山1段孔隙度主要分布在4%~7%，其累计百分比为57.49%。可见盒8段孔隙较山1段发育好(图4)。山1段样品测试的渗透率主要分布在小于1.0 × 10⁻³ μm²的区域内，其占比为87.17%。其中小于0.1 × 10⁻³ μm²的占比为44.12%，介于0.1~1.0 × 10⁻³ μm²的占比为43.05%，盒8段样品测试的渗透率为0.00638~8.2627 × 10⁻³ μm²，均值为0.4110 × 10⁻³ μm²。渗透率主要分布在0.1~1.0 × 10⁻³ μm²的范围内，部分样品的渗透率值大于1.0 × 10⁻³ μm² (图5)。山1段除个别样品点外，测试段样品的孔隙度与其岩石密度值之间的相关系数R为0.9243，盒8段测试点的孔隙度与密度测井之间的相关系数R为0.9707 (见图6)。山1段盒8段物性汇总见(表1、表2)。

Figure 5. Histogram of permeability distribution of Shan 1 and He 8 sections of Su 75 block in Ordos Basin

图5. 鄂尔多斯盆地苏75区块山1段和盒8段渗透率分布直方图

Figure 6. Relation between porosity and density of Shan 1 and He 8 sections of Su 75 block, Ordos Basin

图6. 鄂尔多斯盆地苏75区块山1段和盒8段孔隙度与密度关系图

Table 1. Statistical table of physical property test results of He 8 sections

表1. 盒8段物性测试结果统计表

类别	最小值	最大值	平均值
孔隙度/%	1.59	17.35	8.35
渗透率/(10^−^3/μm^2)	0.007991	53.7443	0.9818

Table 2. Statistical table of physical property test results in Shan 1 section

表2. 山1段物性测试结果统计表

类别	最小值	最大值	平均值
孔隙度/%	0.91	15.63	7.03
渗透率/(10^−^3/μm^2)	0.004	29.7908	0.8182

3.3. 储集空间特征差异

根据盒8段和山1段砂岩储层的储集空间特征及其成因，两段的储集空间有原生粒间孔、石英粒间溶孔、各种岩屑与杂基及胶结物的溶孔、微裂缝等储集空间(图7)。

山1段和盒8段原生孔隙的面积占比相差较小都在9%左右；山1段和盒8段次生孔隙所占比例相似均在90%左右，说明两段受成岩作用影响较大。其中山1段溶蚀孔隙与盒8段存在明显的区别，碳酸盐岩溶孔在山1段为53.06%，在盒8段为33.13%；石英溶孔在山1段所占比例为13.85%，在盒8段所占比例为17.77%；晶间溶孔在山1段为23.56%，在盒8段为21.82%。研究区块盒8段和山1段的裂缝是以微裂缝为主，而且从表1中可以看出，山1段的岩屑溶孔仅为0.08%远少于盒8段，盒8段为17.77%；山1段的微裂隙所占比例为0.03%，盒8段的微裂隙所占比例为0.26% (表3)。

Figure 7. Reservoir space characteristics of Shan 1 and He 8 sections

图7. 盒8段和山1段储层储集空间特征

Table 3. Statistical table of pore development of Permian reservoirs in the study area

表3. 研究区二叠系储层孔隙发育情况统计表

层位	孔隙类型	原生	次生						总面孔率(%)
		粒间孔	石英粒间溶孔	岩屑溶孔	碳酸盐溶孔	晶间孔	微裂隙	总次生孔隙
盒8	面积(%)	0.434	0.833	0.833	1.553	1.023	0.012	4.254	4.688
	相对比例	9.26%	17.77%	17.77%	33.13%	21.82%	0.26%	90.74%	100.00%
山1	面积(%)	0.355	0.522	0.003	2.000	0.888	0.001	3.414	3.769
	相对比例	9.42%	13.85%	0.08%	53.06%	23.56%	0.03%	90.58%	100.00%

4. 储层差异成因分析

4.1. 沉积环境对储层差异的影响

Figure 8. Microfacies profile of some wells in Shan 1 and He 8 sections of Su75 block in Ordos Basin

图8. 鄂尔多斯盆地苏75区块山1段和盒8段部分井沉积微相剖面图

Figure 9. Characteristics of the superposition mode of sand bodies in the 83-36-81-34-78-31-76-28 Jingshan West Formation and He 8 sections

图9. 83-36–81-34–78-31–76-28井山西组和盒8段砂体叠置方式特征图

山1段是辫状河控制的三角洲沉积环境，砂体叠置以孤立的片状及多层式的片状，山1段储层发育于水下分流河道和辫状河道微相，而盒8段储层发育于心滩和河床滞留沉积微相中(图8)。多层式最多；而盒8段是辫状河沉积环境，砂体叠置以条状，片状为主(图9)。山1段河道岩性以砂砾岩和中粗砂岩为主，分流河道底部滞留砂砾岩孔隙度较高(为8.0%) [10]，盒8段心滩岩性以细—中砂岩为主，孔隙度较小[11]。

辫状河三角洲平原亚相中，储层发育主要受控于辫状河道微相，其岩相稳定、砂体连续性强且分选磨圆良好，而越岸沉积因洪水期细粒物质(泥岩、泥质粉砂岩)堆积导致物性差且孔隙欠发育。相比之下，辫状河三角洲前缘亚相储层物性更优，其水下分流河道与河口坝微相发育于强水动力环境，砂岩粒度粗、分选磨圆显著改善，孔隙度与渗透率普遍高于平原亚相，但该亚相区域发育规模有限(表4)。

Table 4. Sedimentary facies and physical characteristics of Shan 1 and He 8 sections in Su 75 block

表4. 苏75区块山1段和盒8段沉积相与物性关系特征

沉积相	沉积亚相	沉积微相	岩性	孔隙度(%)	渗透率/(10^−^3 μm^2)
辫状河三角洲	辫状河三角洲平原	辫状河道	细砂岩为主，可见中、粗砂岩，有少量泥岩存在	4~10	0.01~0.5
		越岸沉积	泥岩为主，可见少量碳质泥岩与泥质粉砂岩
		废弃河道充填沉积	泥岩为主，可见少量细、中砂岩	2~7	<0.1
	辫状河三角洲前缘	水下分流河道间	细砂岩为主，可见少量泥岩	<1	0.1~0.2
		河口坝	粗砂岩为主，可见少量泥岩	4~8	<0.1
		远砂坝	主要为粗砂岩，可见中砂岩，细砂岩，少量泥岩	8~10	<0.1

4.2. 成岩作用对储层差异的影响

苏75区块二叠系山1段和盒8段储层主要经历了压实、胶结和溶蚀等成岩作用，但这两个段的成岩作用对储层发育的控制程度有一定的差异。溶蚀作用对储层发育起着建设性的作用，压实作用对储层发育起破坏性的作用，早期的胶结作用对储层的发育起着破坏性的作用，中埋藏阶段的胶结作用可以阻止储层进一步被压实，在一定程度上对储层发育起着建设性的作用[12]。

不同成岩作用对储层孔隙演化的影响机制可归纳如下：

(1) 压实作用

随埋深增加，上覆压力导致颗粒重排、塑性变形(如泥岩屑压扁)，原生孔隙度显著降低(可损失40%~60%)，尤其对细粒、塑性颗粒(如火山岩屑)发育的储层影响更甚。

(2) 胶结作用

石英次生增生堵塞孔隙，但局部可形成抗压实骨架，保护残余原生孔隙(如深埋砂岩中孔隙度 > 10%的优质储层)；高岭石、伊利石等桥接式胶结降低孔隙连通性，而绿泥石包膜可抑制石英增生，保护孔隙。

(3) 溶蚀作用

机质成熟(Ro > 0.5%)释放羧酸，溶解长石、碳酸盐胶结物，形成次生溶孔(孔隙度提升5%~15%)，高峰期在晚成岩A期(80~120℃)；表生期大气水沿不整合面渗入，溶蚀不稳定矿物(如长石)，形成高孔渗带(孔隙度可达20%以上)。

4.2.1. 压实、压溶对储层发育的影响

不同沉积相的岩石成分、分选、粒度不同，进而使不同结构储层抗压实能力产生区别，最终导致原生孔隙的保留表现出差异[13]-[15]。

苏75区块二叠系盒8段和山1段储层的岩石颗粒以线接触为主，局部可见点–线接触、凹凸接触和少量的点接触，黑云母受压发生弯曲变形(图10(b)、图10 (c))，石英等刚性颗粒在压实作用下发生破裂或沿岩石颗粒边缘发生剥离形成裂缝(图10(d))，所形成的裂缝并非沿某个方向或绕过岩石颗粒或切破岩石颗粒而稳定延伸。由此可以推断出两段均处于中等压实–强压实阶段。

备注：Qz：石英；Pl：长石；Ca：方解石；KI：高岭石；Ser：绢云母；Bit：黑云母。

Figure 10. Characteristics of sandstone compaction in Shan 1 and He 8 sections of the Su 75 block in the Ordos Basin

图10. 鄂尔多斯盆地苏75区块山1段和盒8段砂岩压实作用特征

压实作用对杂基含量不同的砂岩影响程度不同，杂基含量越多，孔隙衰减越大，由于盒8段杂基含量高于山1段，所以盒8段受压实作用影响大于山1段。

利用Beard和Wely (1973)提出的砂岩原始孔隙($\phi$ ₀, %)与分选系数(S₀，无量纲)之间的经验公式[$\phi$ ₀ = 20.91 + 22.90/S_o (S₀ = P25/P75，P25、P75分别代表累积曲线上颗粒含量25%和75%处所对应的颗粒直径，mm)]，再根据前人对苏75邻区山西组所做的微观结构分析(表5)，得出山1段储层的分选系数介于1.35~3.02，由此可推断研究区山1段储层的原始孔隙为37.27%~28.49%。

根据盒8段测试得到的岩石分选系数为2.033~2.6008，平均为2.289，由此可推断出研究区二叠系盒8段砂岩储层原始孔隙度为29.71%~32.17%，平均值为30.91%。

在计算压实作用对储层孔隙的影响时，可以用压实后的原始孔隙度${\phi }_1$ 来表示，${\phi }_1$ 包括胶结物含量与保存至今的孔隙度之和：

${\phi }_1=\omega +\left( P_1 +P_2 \right) \cdot P_M /P_T$

式中：${\phi }_1$ 为受压实作用后的孔隙度，%；$\omega$ 为胶结物含量，%。$P_1$ 为残余粒间孔面孔率，%；$P_2$ 为晶间孔面孔率，%；$P_T$ 为总面孔率，%；$P_M$ 为实测孔隙度，%。

计算得盒8段压实作用导致原生孔隙丧失率为9.5%~19.3%，平均为12.6%。山1段压实作用造成的山1段储层孔隙度损失率50%~63%。

通过研究区95个样品的镜下观察，统计并计算表明，山1段储层受压实作用的影响大于盒8段(图10)。

Table 5. Statistical table of microstructure parameters of part of the Jingshanxi formation in the adjacent area of Su 75

表5. 苏75邻区部分井山西组微观结构参数统计表

井号	层位	井深(m)	孔隙度(%)	渗透率(mD)	门槛压力(Mp)	中值压力(Mp)	分选	变异系数	均值	中值半径(μm)
桃5	山1	3333.0~333.16	8	0.15	1.33	12.58	1.57	0.12	12.69	0.06
苏43	山1	3643.2	11.9	0.94	0.87	4.54	1.58	0.13	11.71	0.16
	山1	3661.9	9.6	0.61	0.91	5.56	1.57	0.13	11.97	0.13
	山1	3664.5	6.9	0.34	1.6	48.4	1.35	0.1	13.78	0.02
苏44	山1	3619.7	3.9	0	1.17	21.4	3.02	0.29	10.47	0.03
苏46	山1	3615.7	8.5	0	0.45	1.78	1.47	0.15	9.93	0.41
召53	山1	2704.1	10.87	0.53	0.5	5.57	3	0.36	8.45	0.13

4.2.2. 胶结作用对储层发育的影响

通过苏75区块二叠系的薄片观察与统计，二叠系砂岩储层的胶结作用明显。两段的胶结物有些差异，山1段的胶结作用主要有二氧化硅胶结与碳酸盐胶结，盒8段的胶结作用主要为碳酸盐胶结、二氧化硅胶结以及黏土矿物胶结。两段二氧化硅胶结、碳酸盐胶结类型相似，二氧化硅胶结主要表现为石英次生加大，碳酸盐胶结主要为方解石胶结，少见铁方解石和白云石胶结物。盒8段还有黏土矿物胶结，主要为高岭石、绿泥石、伊利石、伊/蒙混层胶结(图9)。

Figure 11. The relationship between intergranular volume (IGV)-cementite content of clastic reservoirs in Permian Shan 1 and He 8 sections in the study area

图11. 研究区二叠系盒8段和山1段碎屑岩储层粒间体积(IGV)-胶结物含量关系图

计算胶结后的孔隙度，分析胶结对储层孔隙度发展的影响，即胶结后的储层孔隙度(${\phi }_2$ )应满足：

${\phi }_2=\left( P_1+ P_2\right) \cdot P_M/P_T$

计算发现，山1段储层胶结作用造成储层损失率为17%~32%，盒8段胶结作用使得孔隙度减少了9.12%，降至0%~9.45%，平均为1.22%，显示出山1段储层受胶结作用的影响较大。

根据苏75区块岩石颗粒、胶结物含量的镜下分布特征发现，盒8段胶结物含量主要分布在5%~10%而山1段胶结物含量主要分布在10%~15%，可见山1段胶结程度大于盒8段(图11)。

4.2.3. 溶蚀作用对储层发育的影响

在强烈压实和胶结作用后，砂岩中几乎没有原始粒间孔隙。溶蚀作用导致的次生孔隙是研究区主要孔隙类型[16]-[18]。对致密砂岩储层而言，溶蚀作用对储层次生孔隙的发育，特别是对优质储层的形成与分布起着相当重要的作用。不仅可以增大储集空间，还可以连通那些孤立的孔隙、裂缝及已经连通的储集空间，从而增大储集空间，改善渗透性能[19]-[21]。盒8段和山1段的次生孔隙主要有石英的粒间溶孔、岩屑溶孔、碳酸盐岩溶孔、晶间溶孔及微裂缝等(图12(a)~(d))。

溶蚀作用形成的孔隙增加量(${\phi }_3$ )可以看成是所有溶蚀孔面孔率与总面孔率之比对应实测孔隙度中的含量。由于微裂缝及溶蚀缝在成岩过程中的占比很小，仅为0.03%，对储层孔隙度的影响甚微，可以不予考虑。其溶蚀孔隙度的计算如下：

${\phi }_3=\left( P_3+ P_4+P_5+P_6+P_7\right)\times P_M/P_T$

式中：$P_3$ 为岩屑溶孔面孔率，%；$P_4$ 为长石溶孔面孔率，%；$P_5$ 为碳酸盐矿物溶孔面孔率，%；$P_6$ 为杂基溶孔面孔率，%；$P_7$ 为石英溶孔面孔率，%；$P_T$ 为总面孔率，%；$P_M$ 为实测孔隙度，%。

Figure 12. Microscopic characteristics of dissolution in the Shan 1 and He 8 sections, Su 75 block, Ordos Basin

图12. 鄂尔多斯盆地苏75区块山1段和盒8段溶蚀作用镜下微观特征

计算发现，溶蚀作用使山1段储层的孔隙度增加0.0%~11.6%，平均增加5.8%，溶蚀作用使盒8段储层的孔隙度增加0.0%~22.4%，平均增加15.8%。

储层内孔隙水溶液可以溶解储层内不稳定的碎屑颗粒和胶结物，从而影响次生孔隙的发育，对于改善低孔低渗储层的物性具有重要的作用[22]。盒8段源岩层生烃产生的有机酸，在满足自身碳酸岩等矿物消耗后，会进入到山1段，在储层连通性好且邻近源岩的位置发生溶蚀作用。酸性流体通过孔隙、裂缝进入砂岩，对长石和岩屑等不稳定组进行溶解，又形成了各种次生孔隙，包括粒内溶孔和粒间孔[23]。因为山1段和盒8段石英、长石、方解石的含量不同，进而溶蚀作用溶解各类矿物程度不同，使得各类溶蚀孔隙在盒8段和山1段中的展布存在差异(图13)。

Figure 13. Histogram of spatial type and proportion distribution of secondary reservoirs in the Shan 1 and He 8 sections in the study area

图13. 研究区二叠系盒8段和山1段次生储集空间类型及占比分布直方图

5. 结论

(1) 山1段储层发育于水下分流河道和辫状河道微相而盒8段储层发育于心滩和河床滞留沉积微相。河道岩性以砂砾岩和中粗砂岩为主，心滩岩性以细–中砂岩为主。河道粒级相对较粗，岩石颗粒间填隙物较少，储集层其物性较好，所以山1段物性较盒8段好。

(2) 由于研究区盒8段和山1段埋藏深度和碎屑成分的含量不同，所以盒8段孔隙和山1段形成了不同强度的压实作用。山1段的胶结作用主要有二氧化硅胶结与碳酸盐胶结，盒8段的胶结作用主要为碳酸盐胶结、二氧化硅胶结以及黏土矿物胶结。胶结物类型的不同以及压实作用强度的不同使得两段孔隙不同。

(3) 由于盒8段和山1段胶结物、碎屑颗粒不同，所以储层内孔隙水溶液溶解两段储层内不稳定的碎屑颗粒和胶结物的程度不同，而且盒8段源岩层生烃产生的有机酸，在满足自身碳酸岩等矿物消耗后，会进入到山1段又会造成山1段孔隙变化，从而使盒8段和山1段次生孔隙产生了很大的差异。

基金项目

中石油创新基金(基金号2013D-5006-0104)及华北石油管理局有限公司苏里格勘探开发分公司与重庆科技学院的校企合作项目(HBSYT-SLG-2022-JS-122)。

NOTES

^*第一作者。