銀 曉,曹 躍，喬向陽, 周進松, 劉 鵬

(陜西延長石油(集團)有限責任公司，陜西 西安 710075)

0 引 言

鄂爾多斯盆地古生界天然氣資源豐富，對國家“西氣東輸”戰(zhàn)略、帶動地方經濟發(fā)揮著重要作用。前人對地層、構造、沉積儲層、成藏等開展過大量研究工作，主流觀點為“南油北氣”。隨著延長油田天然氣的持續(xù)勘探，近年來在盆地東南部發(fā)現了石炭系本溪組、二疊系山西組等多套含氣層系，天然氣地質儲量超6 000×108m3[1-2]，突破了前人“南油北氣”固有認識，從而揭示了盆地上古生界滿盆含氣的勘探前景。

橫山地區(qū)位于鄂爾多斯盆地東南部，北部與榆林氣田接壤，東部臨近子洲氣田，南部連接延安氣田，研究區(qū)面積約為4 850 km2。大多數學者認為：北部榆林氣田山西組山2段儲集層為辮狀河三角洲平原分流河道砂體，東部子洲氣田為曲流河三角洲前緣水下分流河道砂體，橫山地區(qū)處于2個三角洲前緣亞相的外前緣，以前三角洲細粒沉積為主，砂體不發(fā)育，不具備形成砂巖巖性氣藏條件[3-4]。然而，近幾年延長油田在橫山地區(qū)山西組山2段多口井發(fā)現良好油氣顯示，研究區(qū)西部部分探井試氣無阻流量突破百萬立方米。揭示出目前對該區(qū)域地質認識存在嚴重不足，究其原因主要是對沉積體系與成藏認識不清。因此，此次研究擬開展沉積儲層特征研究，重新認識天然氣富集規(guī)律，以指導該區(qū)域天然氣勘探部署工作。

1 沉積體系

1.1 物源分析

鄂爾多斯盆地的沉積變遷與華北板塊南北兩側興蒙海槽、秦-祁海槽演化密切相關。晚古生代早期—中期，興蒙海洋閉合，導致華北板塊北緣的太古界和下元古界以基性—中性火山巖為主的變質巖系，中元古界以石英砂巖、碳酸鹽巖、頁巖為主的淺變質巖和沉積巖古陸的大幅隆升，從而形成橫亙盆地北緣古陰山褶皺帶，發(fā)育阿拉善-古陰山物源供給區(qū)。研究區(qū)靠近盆地東北緣，據此推測區(qū)內沉積物應來自于盆地北緣阿拉善-古陰山地區(qū)。

前人對盆地北緣物源研究認為，二疊系山西組時期，研究區(qū)發(fā)育來自盆地中東部的烏審旗-靖邊和盆地東北部神木-米脂兩大物源沉積體系[5-7]，前者控制著榆林氣田上古生界沉積，后者控制著子洲氣田上古生界沉積。研究區(qū)內260余塊薄片和20塊重礦物資料統(tǒng)計結果表明：①東部與西部山2段砂巖巖石巖屑組分與重礦物組分差異明顯(圖1a、表1)；②巖屑組合呈現出東西分帶性(圖1a)，其中，西部砂巖巖屑以高變質巖、巖漿巖，少量或不含沉積巖為特征，而東部砂巖巖屑以高變質巖、沉積巖，少量或不含巖漿巖為特征；③主要穩(wěn)定重礦物含量與組合平面同樣呈東西區(qū)帶性分布(圖1b)，西部重礦物以高鈦鐵礦、鋯石，低磁鐵礦，偶見石榴子石為特征；東部重礦物以高鋯石，中鈦鐵礦，低石榴子石為特征。據此推斷，研究區(qū)西部沉積受來自盆地中東部烏審旗-靖邊物源控制，東部沉積受來自盆地東北部神木-米脂物源控制。研究區(qū)東、西部物源不同，其沉積演化和儲層特征必將有所差異。

1.2 沉積演化與有利區(qū)帶

根據研究區(qū)86口探井測井資料與重點井巖心觀察，以沉積學地質理論為指導，研究區(qū)山2段可劃分出辮狀河三角洲前緣水下分流河道、曲流河前緣水下分流河道、分流河道間灣和間灣沼澤等4種典型微相，編制沉積微相平面展布圖(圖2)，恢復研究區(qū)沉積體系(圖3)。

由圖2、3可知，早二疊系山西期，鄂爾多斯盆地逐漸形成以南北差異升降為主導的構造格局[8]。盆地北部伊盟隆起和陰山古陸剝蝕夷平，區(qū)內氣候逐漸趨于炎熱潮濕，盆地東北部廣泛發(fā)育由中東部烏審旗-靖邊和東部神木-米脂兩大物源控制的大型湖泊三角洲沉積體系[8-9]。研究區(qū)西部受辮狀河三角洲沉積體系控制，3條辮狀水下分流河道南北向展布，頻繁交匯，至高鎮(zhèn)以南河道演化為2條，主河道砂地比一般為30%～50%，河道心灘發(fā)育區(qū)砂地比達60%，河道寬度一般為6～10 km，厚度一般大于10 m，心灘疊置區(qū)厚度達25 m以上。該成果與前人對榆林氣田南部認識“前三角洲河道砂體不發(fā)育”差異較大[4]，分析認為與當時鉆井資料有限、研究認識程度低有關。研究區(qū)東部受曲流河三角洲沉積體系控制，優(yōu)勢相則為分流河道間灣微相，僅一條主河道近南北向展布，局部分叉形成次級分支河道，分流河道砂地比一般為20%～40%，河道寬度一般為4～6 km，厚度一般為5～10 m，東南部老君殿區(qū)域厚度最大為13 m，該成果與前人對子洲氣田認識基本一致[7]。

圖1 橫山地區(qū)山2段巖屑組合與重礦物組合分布特征

區(qū)域石英/%長石/%巖屑/%砂巖類型東部84.9～97.80.0～1.12.2～15.1粗—中粒石英砂巖為主,細粒石英砂巖,偶見巖屑石英砂巖西部45.0～99.00.0～1.11.0～34.0含礫粗粒、中—粗粒石英砂巖、粗粒巖屑砂巖為主,其次為中粒巖屑石英砂巖

隨著海退的持續(xù)，在炎熱潮濕的氣候背景下，淺水緩坡型三角洲大面積暴露水上[9]，有機質豐富，水流封閉，在這種還原—弱還原環(huán)境下，河道間灣沼澤廣泛發(fā)育，從而形成了山2段中上部彌漫式分布的煤系炭質泥巖與泥巖、粉砂質泥巖互層。這套煤系暗色泥巖構成了研究區(qū)上古生界主要的烴源巖，同時也形成了山2段氣藏頂部重要的區(qū)域性致密蓋層。研究區(qū)西部主河道及河道心灘砂體發(fā)育，與烴源巖直接接觸，非常有利于油氣富集；研究區(qū)東部主河道砂體發(fā)育極其有限，導致油氣僅局部富集。

2 兩種沉積體系的儲層特征

2.1 巖石學特征

根據巖心觀察和薄片鑒定，研究區(qū)山2段東部、西部儲層巖石學特征差異明顯。東部儲層巖石類型以中—細粒石英砂巖為主，偶見石英礫巖、巖屑石英砂巖。石英含量一般為84.9%～97.8%，平均為93.3%；長石含量極低；巖屑含量為2.2%～15.1%，平均為6.1%，以變質巖和沉積巖為主。雜基以高嶺石為主，少量云母及綠泥石，含量一般為0.0～5.0%，平均為2.1%。膠結物以硅質和鐵白云石、鐵方解石為主，一般為2.0%～18.0%，平均為8.2%。西部儲層巖石類型以含礫粗粒、中—粗粒石英砂巖為主，少量中—細粒巖屑石英砂巖、巖屑砂巖(表1)。石英含量一般為45.0%～99.0%，平均為89.3%；長石含量極低；巖屑含量一般為1.0%～34.0%，平均為10.2%，以變質巖和巖漿巖為主。雜基以高嶺石為主，少量云母及綠泥石，含量一般為0.0～15.0%，平均為6.8%。膠結物以硅質為主，局部見鐵白云石、鐵方解石，含量一般為1.0%～10.0%，平均為4.3%。

圖2 橫山地區(qū)山2段沉積微相平面展布

圖3 橫山地區(qū)山2段沉積模式

2.2 孔隙類型和成因

根據40余塊鑄體薄片資料，研究區(qū)山2段砂巖孔隙類型主要以殘余粒間孔、粒間溶孔、晶間孔以及雜基黏土微孔為主(圖4)。其中，東部以石英砂巖為主，由于強烈的壓實作用，硅質膠結普遍發(fā)育，易溶性巖屑含量低，是導致儲層致密的主要原因[10-11]，儲層孔隙類型大多僅發(fā)育殘余粒間孔，平均面孔率僅為3.8%(圖4a、b、c)。西部石英砂巖、巖屑石英砂巖及巖屑砂巖均有發(fā)育，巖屑中火成巖、凝灰質等易溶組分有利于溶蝕作用的發(fā)生[10-11]，同時雜基中多見高嶺石，高嶺石結晶良好，松散堆積，儲層微空隙發(fā)育[12]。例如常見強烈壓實作用和膠結作用后的顆粒間殘余粒間孔，或因碎屑與填隙物間發(fā)生溶解改造而擴大形成粒間溶孔，同時出現次生的高嶺石晶間孔及顆粒間黏土雜基被酸性孔隙水作用溶蝕而成雜基溶孔，形成粒間溶孔、晶間孔、雜基溶孔組合，面孔率平均可達6.4%(圖4d、e、f)。

圖4 橫山地區(qū)山2段部分井孔隙鏡下微觀特征

2.3 儲層物性及孔隙結構

通過對研究區(qū)山2段240余塊巖石樣品實測物性數據統(tǒng)計發(fā)現，西部物性明顯好于東部，同時滲透率與孔隙度呈正相關。其中，東部孔隙度為1.3%～10.8%，平均為4.2%；滲透率為0.049×10-3～114.800×10-3μm2，平均為5.580×10-3μm2；西部孔隙度為1.5%～14.0%，平均為7.4%；滲透率為0.020×10-3～19.130×10-3μm2，平均為0.760×10-3μm2。

通過對研究區(qū)山2段壓汞資料進行統(tǒng)計發(fā)現(表2)，儲層具有特低孔特低滲特征，喉道類型比較復雜，整體以中—細喉道為主，部分為粗喉道。其中，西部儲層排驅壓力為0.49～1.07 MPa，喉道中值半徑為0.144～0.980 μm，喉道以中喉為主，部分粗喉道；喉道分選系數為0.086～2.110，變異系數為0.080～0.659，分選總體較好；喉道最大進汞飽和度為58.6%～88.9%，表明喉道體積較大。而東部儲層排驅壓力為0.83～1.53 MPa，喉道中值半徑為0.020～0.615 μm，喉道以中—細喉為主；喉道分選系數為0.240～2.852，變異系數為0.087～1.970，分選總體較好；喉道最大進汞飽和度為36.4%～65.0%，表明喉道體積小。

表2 橫山地區(qū)山2段砂巖儲層孔隙結構參數統(tǒng)計

根據孔隙結構參數及壓汞曲線形態(tài)，可將研究區(qū)山2段砂巖儲層劃分為3種類型：I類為大孔粗喉型，多見于研究區(qū)西部，偶見于東部，排驅壓力低，成藏時易于天然氣充注，含氣飽和度高；II類為大孔細喉型，研究區(qū)東、西部均有發(fā)育，排驅壓力為0.80～1.00 MPa，成藏時大部分孔隙可被天然氣充注，氣水關系復雜；III類為小孔細喉型，多見于研究區(qū)東部，排驅壓均在1.00 MPa以上，成藏時大部分孔隙仍然保留原狀地層水，含氣飽和度極低。

3 地質意義

對于沉積儲層與油氣成藏關系，多數學者更加關注宏觀儲層對油氣成藏的控制作用，鮮見探討多物源控制下沉積儲層發(fā)育特征、地質意義及其對勘探實踐的指導。因此，該文在分析研究區(qū)沉積與儲層特征基礎上，從對油氣成藏和勘探部署指導方面探討其地質意義。

3.1 對油氣成藏的地質意義

大量文獻證實，三角洲前緣水下分流河道砂巖是三角洲相最為有效的油氣儲集體，控制著天然氣的分布與富集程度[11-12]。然而研究區(qū)已有鉆探成果證實，2種沉積體系控制下的三角洲前緣水下分流河道砂巖儲集性能差異大，天然氣富集程度明顯相同。研究區(qū)西部發(fā)育3條辮狀河三角洲前緣水下分流河道、心灘砂體，砂體多期發(fā)育、縱橫疊置，厚度大，分布廣。儲層砂巖類型為粗—中粒石英砂巖、巖屑石英砂巖，巖屑中易溶組分含量高，儲層孔隙類型包括粒間孔、溶蝕粒間孔、高嶺石晶間孔及雜基溶孔等，孔隙以大孔粗喉、大孔細喉2種類型為主。成藏過程中，砂體多期疊置厚度大，為天然氣聚集提供了良好儲集條件，同時有利于天然氣側向運移；加之儲層與烴源巖緊密接觸，氣藏具有廣覆式富集成藏特征。

研究區(qū)東部發(fā)育曲流河三角洲前緣水下分流河道砂體，優(yōu)勢相為分流河道間灣微相，僅有一條主河道近南北向展布，局部形成次級分支河道。巖石類型以中—細石英砂巖為主，經歷深埋后儲層強烈致密化，加之成巖機械壓實、膠結作用，僅存殘余粒間孔及少量溶蝕孔隙，孔隙以小孔細喉為主。成藏過程中，僅局部主河道砂體厚度大、物性好，有利于天然氣富集，其他區(qū)域由于砂巖厚度小，連通性差，天然氣運移不暢，大部分孔隙以飽含原始地層水為主。

3.2 對勘探研究部署的指導意義

依據以上對研究區(qū)山西組山2段油氣聚集因素的分析，建議東部、西部進行針對性勘探研究與部署：①深化2套物源體系認識，大量開展巖心觀察和取樣化驗分析，完善補充相關證據；②以沉積儲層地質學、流體成藏等理論為指導，應用薄片鑒定、重礦物、測井及相關測試資料，西部刻畫辮狀河三角洲前緣下分流河道和心灘砂體，東部刻畫曲流河三角洲前緣水下分流河道砂體；③西部井位部署圍繞辮狀河三角洲前緣下分流河道和心灘砂體進行部署，東部井位圍繞曲流河三角洲前緣水下分流河道砂體厚值區(qū)進行部署。

4 結 論

(1) 研究區(qū)山西組山2段發(fā)育2種物源沉積體系，西部物源來自于盆地中東部烏審旗-靖邊混源帶物源體系，發(fā)育辮狀河三角洲沉積體系，主河道砂地比一般為30%～50%，河道心灘發(fā)育區(qū)砂地比達60%，河道寬度一般為6～10 km；東部物源來自于盆地東部神木-米脂物源體系，發(fā)育曲流河三角洲沉積體系。分流河道砂地比一般為20%～40%，河道寬度一般為4～6 km。

(2) 2種沉積體系儲層特征差異較大，東部以中—細粒石英砂巖為主，雜基以高嶺石為主，膠結物以硅質等為主，喉道以中—細喉為主，物性條件整體差。西部石英砂巖、巖屑石英砂巖及巖屑砂巖均有發(fā)育，巖屑中含巖漿巖等易容組分發(fā)育，喉道以中—粗喉為主，物性條件較好。

(3) 氣藏富集與2種沉積體系控制的儲層特征密切相關，西部主河道及河道心灘砂巖厚度大，物性條件好，與烴源巖直接接觸，有利于氣藏富集；東部僅僅主河道有利于氣藏富集。建議西部井位圍繞河道及河道心灘進行部署，東部圍繞主河道砂巖厚值區(qū)進行部署。