1. 引言
近年来天然气工业勘探与开发的深入可以发现，常规天然气储量明显供不应求，非常规天然气作为后备能源已逐渐成为油气可持续发展重要领域之一，致密砂岩气作为现阶段增储上产的现实领域，已逐渐成为新的研究和勘探开发的热点[1] [2]。中国致密砂岩气藏勘探领域广阔，鄂尔多斯、四川、松辽、塔里木、柴达木和渤海湾等盆地都具有形成致密砂岩气藏的有利地质条件[3]。鄂尔多斯盆地致密砂岩气产气量占全国致密气产量的90%，是我国现阶段乃至未来致密砂岩气的主力开发区[4] [5]，为此有必要对致密砂岩气展开相应的研究。
上古生界作为鄂尔多斯盆地开发的优质区域，大套发育的烃源岩与大面积的砂体分布形成了石盒子组、山西组、太原组等多套岩性气藏[6]-[9]。以往大多数对鄂尔多斯盆地储层特征及主控因素的研究主要集中在二叠系石盒子组与太原组、石炭系羊虎沟组、三叠系延长组等层位，针对于苏75区块的研究主要集中在二叠系石盒子组，而对于二叠系山西组研究相对较少。因此，本文根据取井岩心、镜下薄片及流体包裹体等资料，从岩石学特征、物性特征、储集空间类型等方面分析并阐述了研究区山西组储层特征，综合优势沉积相、成岩演化过程、构造作用对山西组储层发育的主控因素进行了探究，研究成果可为后续的研究提供一定的参考。
2. 区域地质概况
苏75区块位于苏里格气田西区北部乌审旗一带，区块南北长约65 km，东西约宽19.6 km，区块面积为989 km2 [8] [10]。在构造位置上北部地区位于伊盟隆起，南部地区位于伊陕斜坡边缘，西望天环坳陷，东达晋西挠褶带，地下构造含有少数鼻状构造[11]，整体为一东高、西低坡降幅度为4~7 m/km的平缓单斜构造，主要发育大型陆相致密砂岩气藏。研究区地层发育较全，自下而上分别发育着下古生界石炭系壶天统羊虎沟组、上古生界二叠系船山统太原组、山西组，阳新统石盒子组和乐平统石千峰组(图1)。
Figure 1. Tectonic location and stratigraphic feature map of Permian system in study area
图1. 研究区构造位置及二叠系地层特征图
根据现场生产的实际需要，山西组从下往上分别划分为山2段和山1段。其中，山2段主要以灰色、深灰色中细粒砂岩或粉砂岩为主，局部区域的砂岩中夹有泥岩，厚度约为30~40 m；山1段作为主力产气层，从下往上可划分为3个小层，各小层中的岩性差异不大，主要发育一套灰色–灰黑色岩屑砂岩、岩屑石英砂岩及含泥砂岩夹黑色泥岩层，而泥岩含量相对较少，小层厚度约为11~19 m。
3. 储层特征
3.1. 岩石特征
通过对研究区山西组取井岩心与镜下薄片资料观察统计与分析，山西组储层在岩性上以长石石英砂岩为主，其次为岩屑石英砂岩和长石岩屑砂岩(图2)，石英含量为75%~82%，均值为79.67%，方解石含量为6%~12%，均值为8.17%，长石和岩屑的含量均较低。岩石颗粒间的填隙物主要为岩屑和方解石。从碎屑岩三角端元组分含量图中可以看出(图3)，研究区山西组主要发育长石石英砂岩。
3.2. 物性特征
通过对苏75井、苏100井等10口井374个岩样物性测试资料统计可知(图4)，山西组储层的平均孔隙度为0.91%~15.63%，均值为7.03%，孔隙度主要分布在4%~10%，其累计百分比为71.12%，大于10%的样品占比为17.11% (图4(a))；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% (图4(b))。
(a) 苏75-73-26，3493.32 m，山西组，岩屑砂岩；(b) 苏75-65-22，3492.33 m，山西组，岩屑砂岩；(c) 苏75-73-26，3494.78 m，山西组，石英砂岩；(d) 苏75-65-22，3494.58 m，山西组，岩屑砂岩。
Figure 2. Core and thin section characteristics of Shanxi Formation in Block Su 75, Ordos Basin
图2. 鄂尔多斯盆地苏75区块山西组岩芯特征照片
Figure 3. Triangular map of clastic composition of sandstone
图3. 砂岩碎屑成分三角图
Figure 4. Distribution histogram and relation diagram of porosity and permeability of Shanxi Formation in Block Su 75, Ordos Basin
图4. 鄂尔多斯盆地苏75区块山西组孔渗分布直方图及关系图
山西组储层的孔隙度与渗透率、孔隙度与密度之间的相关性较好，其相关系数R分别为0.7910和0.9707 (图4(c)和图4(d))。由上可推断出山西组储层主要为孔隙型储层，且裂缝对储层发育的贡献不大[12]。
3.3. 储集空间类型
通过对苏75井、苏100井等5口井66块铸体薄片资料分析，山西组储层的储集空间主要有原生粒间孔、石英溶孔、及其它类型的溶孔和微裂缝等。
备注：Qz—石英；Pl—长石；Ca—方解石；KI—高岭石。
(a) 苏75-50-7，3420.86 m，山西组，溶孔、微裂隙 + 溶孔面积大于原生粒间孔；(b) 苏75-73-26，3487.75 m，山西组，发育岩屑溶孔，晶间孔及微裂缝的溶蚀缝；(c) 苏75-65-22，3490.52 m，山西组，溶蚀孔隙发育于石英及填隙物中；(d) 苏75-57-35，3474.45 m，山西组，高岭石晶间孔，长石粒内溶孔，石英、长石粒间溶孔
Figure 5. Reservoir space characteristics of Shanxi Formation in Block Su 75, Ordos Basin
图5. 鄂尔多斯盆地苏75区块山西组储集空间特征
3.3.1. 原生粒间孔
研究区山西组储集空间类型中原生孔隙占比相对较少，为9.42%。面孔率仅为0.335，远低于次生孔隙，且与其它类型孔隙连通性较差，总体来说此类孔隙对研究区储层发育的孔隙不大(图5(a))。
3.3.2. 溶蚀孔隙
溶蚀孔隙是山西组储层的主要储集空间类型，对储层发育的贡献率超过了90%。通过对研究区取井岩心实验样品与铸体薄片等资料结果的统计，溶蚀孔隙主要发育碳酸盐岩溶孔、晶间溶孔、石英溶孔，其所占比例分别为53.06%、23.56%、13.85% (表1)。镜下可见由蓝色液态胶充填的各类溶蚀孔，部分岩石颗粒或岩石颗粒间被不同程度的溶蚀，边缘变得较为不规则(图5)。
Table 1. Statistical table of pore development of Permian reservoir in the study area
表1. 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 |
微裂缝 |
总次生孔隙 |
山西组 |
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% |
3.3.3. 裂缝
研究区裂缝的形成主要受构造作用与成岩作用，且裂缝规模较小，一般为微裂缝(图5(a)~(d))。镜下薄片可见微裂缝发育于岩石颗粒内(图5(a))，也可见“树枝”型展布(图5(d))。裂缝经过地下流体的侵蚀，可以转变为大小不一的溶蚀孔(图5(d))。
4. 储层主控因素分析
4.1. 沉积作用是储层发育的基础因素
通过对研究区70余口单井山西组物性关系分析(图6)，区域内主要发育远砂坝、水下分流河道、河口坝、废弃河道、辫状河道沉积微相。辫状河道在物性关系上明显高于其他微相，研究区岩石粒度主要为中砂岩，其物性特征也相对较好。得益于良好的沉积环境，此环境下生成的储层较为优秀。
Figure 6. Sedimentary facies and physical relation characteristics of Shanxi Formation in Block Su 75
图6. 苏75区块山西组沉积相与物性关系特征
4.2. 成岩作用对储层的影响
4.2.1. 压实及胶结作用对储层发育的影响
图7可以看出，研究区储层岩石颗粒接触方式主要为线接触，少见点–线接触、凹凸接触，难见点接触(图7(b)，图7(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，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，而是沿不同方向不规则延伸。
碳酸盐胶结作用在山西组储层中较发育，不同埋深均有分布，主要为方解石胶结，少见铁方解石和白云石胶结物。方解石胶结应为碱性条件下发生，石英胶结应为酸性条件下发生。从(图7(b)、图7(c))中可以看出，在石英次生加大边中间有方解石分布，这说明研究区石英次生加大作用在先，而方解石胶结作用发生在后，成岩流体在酸碱性变化上应该是先呈现酸性再呈现碱性的演化过程(图7(a)~(d))。
备注：Qz—石英；Pl—长石；Ca—方解石；KI—高岭石；Ser—绢云母；Bit—黑云母。
(a) 苏75-57-35，3478.18 m，P1S1，颗粒间呈凹凸—缝合线接触；(b) 苏75-73-26，3489.15 m，P1S1-2，颗粒接触为主，局部凹凸接触云母受压变形；(c) 苏75-57-35，3478.18 m，P1S1-2，多为线接触，少量的点接触；(d) 苏75-65-22，3490.52 m，P1S1-3，多为线接触，少量的点接触。
Figure 7. Compaction characteristics of sandstone of Shanxi Formation in Block Su 75, Ordos Basin
图7. 鄂尔多斯盆地苏75区块山西组砂岩压实作用特征
利用Beard和Wely (1973)提出的砂岩原始孔隙(Φo, %)与分选系数(So，无量纲)之间的经验公式(Φo = 20.91 + 22.90/So，So = 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，单位：mm)恢复砂岩储层的原始孔隙度进行定量评价。从前人对苏75邻区山西组所做的微观结构分析(表2)，山西组储层的分选系数介于1.35~3.02，由此可推断研究区山西组储层的原始孔隙为28.49%~37.27%。从图8可以看出，压实作用对储层孔隙度造成损失率为50%~63%，胶结作用造成储层孔隙度损失率为17%~32%，从上述数据可以推断，压实作用与胶结作用对储层的发育主要起破坏性作用。
Figure 8. Intergranular volume-cement content relationship of clastic reservoir in Shanxi formation of the study area
图8. 研究区山西组碎屑岩储层粒间体积–胶结物含量关系图
Table 2. Statistical table of microstructure parameters of part of the Jingshanxi Formation in the adjacent area of Su 75 (Chen Zhaorong, 2009 [13])
表2. 苏75邻区部分井山西组微观结构参数统计表(陈兆荣，2009 [13])
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 |
3333.0~3333.16 |
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. 溶蚀作用对储层发育的影响
山西组发育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9(a)、图9(b))。通过研究区100余块镜下薄片数据统计，山西组碳酸盐溶孔和晶间孔(晶间溶孔)的占比相对较多，分别为53.06%和23.56%，石英粒间蚀孔占比为13.85%，粒间孔占比仅次于石英粒间蚀孔，为9.42%，岩屑溶孔和微裂缝几乎不发育，占比分别为0.08%和0.03% (图9、图10)。
石英溶孔一般是在碱性环境下发生溶蚀作用而形成的，碳酸盐岩及岩屑溶孔需在酸性环境下溶蚀而形成。由此可看出，山西组致密砂岩储层溶孔至少经历了2期的成岩流体性质的变化。从(图7)中的石英与方解石的接触关系可以推断出在未发生溶蚀前，成岩流体应该先是酸性环境，再是碱性环境。即砂岩储层先发生胶结作用致使储层致密，再发生溶蚀作用形成优质储层。
备注：Qz—石英；Pl—长石；Ca—方解石；KI—高岭石；Ser—绢云母；Bit—黑云母。
(a) 苏75-57-35，3474.45 m，P1s1-2，石英溶孔，与黏土矿物晶间孔；(b) 苏75-57-35，3478.34 m，P1s1，发育岩屑溶孔；(c) 苏75-73-26，3487.75 m，P1s1-2，发育高岭石溶孔；(d) 苏75-57-35，3479.15 m，P1s1-2，发育高岭石溶孔和石英溶孔。
Figure 9. Microscopic characteristics of Shanxi Formation in Block Su 75, Ordos Basin under dissolution microscope
图9. 鄂尔多斯盆地苏75区块山西组溶蚀作用镜下微观特征
Figure 10. The spatial type and proportion distribution histogram of secondary reservoir in Shanxi Formation of Permian in the study area
图10. 研究区二叠系山西组次生储集空间类型及占比分布直方图
判断砂岩储层溶蚀作用发生的关键就是判断流体的性质及温度特征，目前主要依靠包裹体的均一化温度测试进行判断，山西组的流体包裹体均一化温度介于89℃~136℃，均值为99.6℃。山西组底部埋深在2900 m~3500 m，局部井区的埋深在3900 m左右，若按地温梯度3℃/100 m计算，山1段的地层温度不超过130℃，说明山西组次生孔隙的形成受到了深部热液的影响。
4.3. 构造作用对储层的影响
通过对研究区开发井距断裂平面距离与目的层段最大孔隙度交会图分析可以得出(图11)，随着井与断裂平面距离的增大，目的储层物性(最大孔隙度)呈下降的趋势，反映构造作用形成的断裂对储层的物性存在一定的影响。
Figure 11. Crossplot of fracture distance and maximum porosity of Shanxi formation in Block Su 75
图11. 苏75区块井距断裂距离与井上山西组最大孔隙度交会图
Figure 12. Burial history curve of Permian Shanxi Formation in the study area [14]
图12. 研究区二叠系山西组地层埋藏史曲线[14]
通过对研究区二叠系地层的埋藏史分析(图12)，可以看出在二叠系在埋藏成岩过程中至少经历了3次快速埋深。第一次快速埋深开始于距今300 Ma左右，直到210 Ma左右停止，埋深大概在2600 m左右，此后地层发生持续时间较短的小规模抬升，此时气体开始进行初期充注，在此过程中成岩作用主要以机械压实作用为主，发生少量的胶结作用，最终表现为岩石孔隙度降低。第二次快速埋深发生于距今175 Ma左右，结束于距今157 Ma左右，埋深大概在3200 m，此阶段受上覆沉积物的压力较小，机械压实作用开始变弱，开始发生溶蚀作用。第三次快速埋深发生于距今145 Ma左右，结束于距今98 Ma左右，埋深在4000 m左右，此时地层处于深埋藏阶段，从成岩作用对应地质年代来看，此阶段为气体发生充注的主要时期，发生大量的溶蚀作用，现阶段山西组所能观察到的溶蚀孔缝大多发育于这个时期，随后地层发生了一次持续时间较长但规模比较小的抬升，在此阶段几乎没有溶蚀作用发生，胶结与压实作用带来的影响也比较小，孔隙度无明显变化，此阶段发生的抬升对储层的发育几乎没有影响。优质储层的发育主要受地层多次抬升与沉降的影响，深大断层发育比较少，有少量微裂缝存在，在多次的快速埋藏过程中压力与温度逐渐升高，流体流动逐渐顺畅，也存在有机酸流体渗流到溶蚀流体中，溶蚀作用的发生有着较为优质的外部条件，此时发育各类溶蚀孔隙，使得储层在物性上虽然表现为“低孔低渗”，但是仍具备形成优质储层的条件。
5. 结论
1) 山西组砂岩储层主要发育长石石英砂岩，少量的岩屑石英砂岩。储层的储集空间发育有原生孔隙、次生孔隙、微裂缝，但主要以碳酸盐岩溶孔、晶间孔等占比较大次生孔隙为主，原生孔隙与微裂缝的占比不足10%，而碳酸盐岩溶孔与晶间孔的比例超过了50%。储层总体表现为低孔低渗孔隙型致密砂岩储层。
2) 研究区山西组在成岩作用上受溶蚀作用、压实和胶结的共同作用比较明显，压实作用使得目的层段颗粒处于中等压实—强压实阶段，胶结作用主要有二氧化硅胶结与碳酸盐胶结，主要发育有石英次生加大与方解石胶结，压实与胶结作用的发生使得储层变得致密，在物性上表现为孔隙度与渗透率在数值上的变小。溶蚀作用作为目的层段储层发育的主要控制因素，发育各种次生溶蚀孔隙，在物性上表现为孔隙度与渗透率数值的增大，对其储层的发育具有建设性作用。
3) 山西组沉积相主要为辫状河三角洲，在沉积微相上以辫状河道为主，持续性的水流为优质储层发育后续的反应发生提供了良好的物质基础。成岩作用发生溶蚀作用形成大量溶孔对储层发育贡献较大。构造作用的发生使得地层不均匀抬升形成断裂，为溶蚀作用的发生提供较好的外部条件，可以认为优质储层的形成主要受成岩作用、沉积作用、构造作用的综合控制。
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)。