天然气地球科学 >

2022 , Vol. 33 >Issue 2: 195 - 206

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.08.007

天然气地质学

鄂尔多斯盆地延安气田山西组致密砂岩气有效储层发育模式

  • 周进松 , 1 ,
  • 乔向阳 1 ,
  • 王若谷 1 ,
  • 银晓 1 ,
  • 曹军 1 ,
  • 曹斌风 2 ,
  • 雷裕红 2 ,
  • 田坤 1 ,
  • 赵子丹 1 ,
  • 朱耿博仑 1
展开
  • 1. 陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西 西安 710065
  • 2. 中国科学院地质与地球物理研究所，北京 100029

周进松（1979-），男，湖北黄冈人，高级工程师，硕士，主要从事油气田勘探研究.E-mail： .

收稿日期: 2021-06-05

  修回日期: 2022-01-05

  网络出版日期: 2022-02-25

收起

Effective reservoir development model of tight sandstone gas in Shanxi Formation of Yan′an gas field， Ordos Basin

  • Jinsong ZHOU , 1 ,
  • Xiangyang QIAO 1 ,
  • Ruogu WANG 1 ,
  • Xiao YIN 1 ,
  • Jun CAO 1 ,
  • Binfeng CAO 2 ,
  • Yuhong LEI 2 ,
  • Kun TIAN 1 ,
  • Zidan ZHAO 1 ,
  • Bolun ZHUGENG 1
Expand
  • 1. Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum Co. ，Ltd. ，Xi'an 710065，China
  • 2. Institute of Geology and Geophysics，Chinese Academy of Sciences，Beijing 100029，China

Received date: 2021-06-05

  Revised date: 2022-01-05

  Online published: 2022-02-25

Supported by

The China National Science and Technology Major Project(2017ZX05039)

the Project of “Open Competition Mechanism to Select the Best Candidates” for Shaanxi Yanchang Petroleum （Group） Co., Ltd(ycsy 2022jb-A-03)

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本文亮点

通过大量岩石薄片显微观察、扫描电镜分析及流体包裹体均一温度测定，研究了鄂尔多斯盆地东南部延安气田山西组致密储层岩石学组成，划分了岩石相类型，并将不同类型岩石的成岩演化过程与埋藏史、热史、烃类充注过程相结合，分析关键油气充注期与储层致密化的时间匹配关系。研究表明：纯石英砂岩和富石英低塑性岩屑砂岩主要发育机械压实、次生溶蚀和高岭石沉淀，在二次关键烃类充注之前，孔隙度为15.8%~31.5%，属于中高渗储集岩石。而高凝灰质杂基石英砂岩、富塑性颗粒岩屑砂岩及碳酸盐致密胶结砂岩在第一次关键烃类充注之前，孔隙度为4.6%~10.8%，属于特低孔—低孔储集岩石，后期烃类充注难度较大。因此，早期油气充注时保持较高孔渗的纯石英砂岩和富石英低塑性颗粒岩屑砂岩，其成岩作用受到抑制，储层物性相对较好，是晚期天然气优势运移通道和聚集空间，进而构成了致密砂岩气储层中的甜点。研究成果对于深入理解储层致密化过程与成藏耦合关系，厘清有效储层岩石形成机理及甜点分布预测具有重要意义。

本文引用格式

周进松 , 乔向阳 , 王若谷 , 银晓 , 曹军 , 曹斌风 , 雷裕红 , 田坤 , 赵子丹 , 朱耿博仑 . 鄂尔多斯盆地延安气田山西组致密砂岩气有效储层发育模式[J]. 天然气地球科学, 2022 , 33(2) : 195 -206 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.08.007

Highlights

Through a large number of rock thin section microscopic observations, scanning electron microscopy analysis and fluid inclusion homogenization temperature measurement, the lithological composition of tight reservoirs in the Shanxi Formation of Yan'an gas field in the southeast of Ordos Basin was studied, lithofacies types were classified, and the diagenetic evolution of different types of rocks is combined with the burial history, thermal history, and hydrocarbon charging process to analyze the time matching relationship between the key oil and gas charging period and reservoir densification. Studies have shown that pure quartz sandstone and quartz-rich low-plasticity lithic sandstone mainly develop mechanical compaction, secondary dissolution and kaolinite precipitation. Before the two key hydrocarbons are charged, the porosity is 15.8%-31.5%, which belongs to medium and high permeability reservoir rocks. The high tuffaceous heterogeneous quartz sandstone, plastic-rich granular lithic sandstone, and carbonate tight cemented sandstone have a porosity of 4.6% to 10.8% before the first key hydrocarbon charge, which belongs to ultra-low porosity-low porosity reservoirs. It is difficult to charge the hydrocarbons in the later stage. Therefore, the diagenesis of pure quartz sandstone and quartz-rich low-plastic granular lithic sandstone that maintained high porosity and permeability during early oil and gas charging has been inhibited, and the physical properties of the reservoir are relatively good. They are the dominant migration channels and accumulation spaces for late natural gas. This constitutes a sweet spot in tight sandstone gas reservoirs. The research results are of great significance for understanding the coupling relationship between reservoir densification process and accumulation, clarifying the formation mechanism of effective reservoir rocks and predicting the distribution of sweet spots.

0 引言

致密砂岩气储层非均质性普遍存在，有效储层形成受岩石学组分和结构控制，不同类型的砂岩在成岩作用过程中，岩石学特征发生的变化不同，自生成岩矿物种类及产状存在差异，对砂岩的孔隙演化有不同的影响，进而决定了孔隙发育程度、孔隙结构特征及储集性能的非均质性［1-8］。近年来，对于有效储层形成机理的研究从过去以储层为单一研究对象变为成岩+成藏耦合关系研究，研究手段也由定性描述向定量分析转变。但研究成果多数是基于压实、胶结、溶蚀等成岩作用细致的观察，孔隙演化的定量表征，结合油气成藏关键期次，分析了宏观尺度储层致密化与成藏的先后关系［9-14］，并未考虑储层岩石学特征的差异性，也就是缺乏对同一储层中具有不同岩石学特征的储集岩石致密化过程与烃类充注的时间匹配关系研究。
本文研究以鄂尔多斯盆地东南部延安气田山西组为例，根据砂岩组分和结构特征、物性和孔隙特征、成岩演化过程的差异，将山西组砂岩储层分为纯石英砂岩、高凝灰质杂基石英砂岩、富石英低塑性颗粒岩屑砂岩、富塑性颗粒岩屑砂岩及碳酸盐致密胶结砂岩5种岩石相类型，将不同类型岩石的成岩演化过程与埋藏史、热史、烃类充注过程相结合，分析关键油气充注期储层物性特征，认识关键油气充注期与储层致密化的时间匹配关系，进而提出可能的致密砂岩气有效储层发育模式。研究成果对于深入理解微观尺度储层致密化过程与成藏耦合关系，厘清有效储层岩石形成机理及甜点分布预测具有重要意义。

1 地质背景

延安气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部（图1）。研究区内石炭系本溪组至二叠系山西组暗色泥岩及煤系地层是主力生烃层系，累计厚度大，分布范围广，生烃量大，生烃强度一般在（20~40）×108 m3/km2之间，气源充足。上古生界从石炭系本溪组—二叠系下石盒子组沉积发育经历了海相、海陆过渡相、陆相沉积体系演化，沉积体系类型多样化决定了砂体成因类型的多样性，垂向多层位砂体垂向叠置、横向连片为天然气聚集提供了巨大的储集空间［15-17］。
图1 延安气田构造位置

Fig.1 Tectonic location map of Yan′an gas field

沉积体系研究表明［18-19］，山西组2段（山2段）沉积期，地势较为平坦、水体浅，在太原组晚期浅海陆棚背景上发育浅水三角洲前缘沉积，以发育水下分流河道和间湾沼泽沉积为特征。此时，该区处于稳定水平面下降时期，水下分流河道的垂向侵蚀作用大于侧向侵蚀，由于具备充足的物源和有较大的可容空间，主河道水动力强，易于形成良好的储层。前人［20］通过沉积环境分析表明，山2段沉积时，鄂尔多斯盆地东部地区一直受潮汐和海侵作用的影响，三角洲前缘水下分流河道砂体受到海水的反复淘洗及分选作用，不稳定组分被分解破坏，提高了砂岩的成分及结构成熟度，石英砂岩发育，储集性能较好，因此山2段成为有利储层发育层位，气层呈近南北条带状连片大面积展布，横向连续性较好。而在山1段沉积期，虽然仍发育曲流河三角洲前缘沉积，但由于海水已退出研究区内，储层不再受到海水的改造作用，水下分流河道砂岩结构及成分成熟度明显降低，岩石类型多以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主［21］，储层物性变差，气层零星分布，连续性差。对比山2段、山1段储层特征及含气性差异，优质储层是天然气富集主要因素，因此，建立有效储层发育模式，对于致密气甜点预测具有重要意义。

2 储层岩石学特征

2.1　岩石学基本特征

山2段63块岩石薄片鉴定结果表明，山2段储层岩石类型主要为石英砂岩、岩屑石英砂岩及岩屑砂岩（图2）。碎屑石英颗粒包括单晶石英和多晶石英，单晶石英含量为23%~90%，平均值为60%，而多晶石英主要为变质石英岩，含量为0%~8%，平均值为2%。长石含量极少，岩屑以浅变质岩岩屑为主，含量为0%~45%，平均值为15%，极少量火山岩岩屑和沉积岩岩屑。山1段82块岩石薄片鉴定结果表明，储层岩石类型主要为岩屑石英砂岩和岩屑砂岩（图2）。单晶石英颗粒含量为18%~80%，平均值为61%，而变质成因的多晶石英颗粒含量为0%~8%，平均值为2%。长石含量极少。与山2段相似，岩屑以浅变质岩岩屑为主，含量为2%~48%，平均值为16%，火山岩岩屑和沉积岩岩屑极少。
图2 山西组岩石类型三角分类

I为石英砂岩；II为长石石英砂岩；III为岩屑石英砂岩；IV为长石砂岩；V为岩屑长石砂岩；VI为长石岩屑砂岩；VII为岩屑砂岩

Fig.2 Triangular classification of rock types in Shanxi Formation

2.2　岩石相特征

根据砂岩组分和结构特征、物性和孔隙特征、成岩演化过程的差异，将储层分为纯石英砂岩、高凝灰质杂基石英砂岩（凝灰质杂基含量大于10%）、富石英低塑性颗粒岩屑砂岩、富塑性颗粒岩屑砂岩（塑性岩屑含量大于15%）、碳酸盐致密胶结砂岩（碳酸盐含量大于15%）（图3）。
图3 延安气田山西组岩石相特征

Fig.3 Lithofacies characteristics of Shanxi Formation in Yan′an gas field

2.2.1　纯石英砂岩

矿物学上，碎屑单晶石英含量为70%~90%，平均值为86%，而变质成因的多晶石英含量为0%~5%，平均值为2%，几乎不含长石，见零星浅变质岩岩屑。此外，髓石含量为0%~2%，平均值为1%。铁白云石发育，含量为0%~15%，平均值为2%，不发育方解石。自生石英含量为3%~10%，平均值为7%。高岭石含量为0%~6%，平均值为2%，几乎不发育伊利石。结构上，砂岩主要为中粗粒，粒径大小主要为0.35~0.75 mm；发育原生粒间孔隙，局部见长石粒内溶蚀孔隙和溶蚀扩大孔隙，孔喉大小主要为0.010~20.325 μm，峰值为0.253~2.625 μm，孔隙度为4%~12.2%，平均值为7.3%；渗透率为（0.057~265）×10-3 μm2，平均值为1.441×10-3 μm2（图3）。

2.2.2　高凝灰质杂基石英砂岩

碎屑单晶石英含量为66%~84%，平均值为74%，而变质成因的多晶石英含量为1%~3%，平均值为2%。不含长石，浅变质岩岩屑含量为1%~2%，平均值为1%。此外，髓石含量为1%~4%，平均值为3%。凝灰质杂基含量为10%~26%，平均值为15%。铁白云石发育，含量为0%~3%，平均值为1%，见零星方解石，自生石英少见。凝灰质杂基向高岭石蚀变转化常见，高岭石含量为0%~5%，平均值为3%。结构上，砂岩主要为中细粒，粒径大小主要为0.2~0.35 mm；孔喉半径主要为0.003~0.130 μm，峰值为0.012~0.054 μm；孔隙度为2.2%~5.9%，平均值为3.9%；渗透率为（0.012~0.2）×10-3 μm2，平均值为0.093×10-3 μm2（图3）。

2.2.3　富石英低塑性颗粒岩屑砂岩

碎屑单晶石英含量为61%~80%，平均值为74%，而变质成因的多晶石英含量为0%~5%，平均值为3%。斜长石含量为0%~3%，平均值为1%，不含钾长石。浅变质岩岩屑含量为2%~14%，平均值为7%。沉积岩岩屑含量为0%~3%，平均值为1%。此外，髓石含量为0%~4%，平均值为1%。不含杂基。方解石发育，含量为0%~12%，平均值为2%，见零星铁白云石。自生石英含量为0%~12%，平均值为4%。高岭石含量为0%~8%，平均值为2%。绿泥石含量为0%~3%，平均值为1%。伊利石含量为0%~10%，平均值为3%。结构上，砂岩主要为中细粒，粒径大小主要为0.35~0.65 mm；发育颗粒溶蚀孔隙和高岭石微孔隙，孔喉半径为0.005~6.400 μm，峰值为0.060~0.461 μm，孔隙度为4.1%~11.0%，平均值为7.2%；渗透率为（0.040~8.651）×10-3 μm2，平均值为0.226×10-3 μm2（图3）。

2.2.4　富塑性颗粒岩屑砂岩

碎屑单晶石英含量为23%~67%，平均值为42%，而变质成因的多晶石英含量为0%~8%，平均值为1%。斜长石含量为0%~3%，平均值为1%，钾长石含量为0%~1%，平均值为0%。浅变质岩岩屑含量为12%~45%，平均值为28%。火成岩岩屑含量为0%~3%，平均值为1%。沉积岩岩屑含量为0%~5%，平均值为2%，见零星白云母。此外，髓石含量为0%~5%，平均值为2%，泥质杂基发育，含量为0%~35%，平均值为13%。凝灰质杂基含量为0%~11%，平均值为1%。铁白云石发育，含量为0%~10%，平均值为2%，见零星方解石。菱铁矿发育，含量为0%~15%，平均值为3%。不发育自生石英。伊利石含量为0%~14%，平均值为3%，见零星高岭石。结构上，砂岩主要为中细粒，粒径大小主要为0.15~0.4 mm，薄片孔隙不发育，孔喉为0.002~0.232 μm，峰值为0.012~0.030 μm，孔隙度为1.2%~7.7%，平均值为3.7%；渗透率为（0.004~0.360）×10-3 μm2，平均值为0.038 5×10-3 μm2（图3）。

2.2.5　碳酸盐致密胶结砂岩

碎屑单晶石英含量为35%，而变质成因的多晶石英含量为1%。长石含量为0%。浅变质岩岩屑含量为28%。火成岩岩屑含量为3%。此外，髓石含量为2%。泥质杂基发育，含量为0%~35%，平均值为13%。铁白云石含量为13%，方解石含量为15%。菱铁矿发育，含量为3%，平均值为3%。伊利石含量为1%。结构上，砂岩主要为中细粒，粒径大小主要为0.34 mm。孔隙不发育，孔隙度为1.5%~3.9%，平均值为2.3%；渗透率为（0.003~0.221）×10-3 μm2，平均值为0.025×10-3 μm2（图3）。

3 烃类充注定年

选取27块山西组含气砂岩储层样品进行流体包裹体观察与测试，发现流体包裹体主要赋存于自生石英、碳酸盐胶结物（铁白云石、方解石）及石英颗粒愈合缝中（图4），包裹体均一温度为80~180 ℃，呈双峰式，分别介于90~120 ℃之间和130~160 ℃之间（图5）。
图4 延安气田山西组包裹体显微照片

Fig.4 Photomicrograph of inclusions in Shanxi Formation in Yan′an gas field

图5 与烃类包裹体同期的盐水包裹体均一温度分布直方图

Fig.5 Histogram of homogeneous temperature distribution of brine inclusions in the same period as hydrocarbon inclusions

在测定成岩矿物内盐水包裹体、与烃类包裹体同期盐水包裹体均一温度的基础上，结合埋藏史—热史曲线，可以确定储层内成岩矿物形成和烃类充注的地质年代［22-24］，结果显示山西组烃类充注时间介于距今100~220 Ma之间，主要有2期：第一期发生在晚三叠世—早、中侏罗世（距今170~220 Ma），第二期发生在晚侏罗世—早白垩世（距今100~160 Ma）（图6）。
图6 山西组成岩矿物形成时间和烃类充注时间耦合关系

Fig.6 Coupling relationship between the forming time of diagenetic minerals and the filling time of hydrocarbon in Shanxi Formation

4 关键成藏期古物性的恢复

从油气成藏角度讲，有效储层的形成及相应的成藏过程取决于油气运聚、成藏期温压条件下的流体性态、运移动力及与储层物性间的匹配关系。综合考虑压实趋势法和成岩反演回剥法［25-29］，在储层成岩—油气充注时间序列的约束下，明确主成藏期后发生的各种成岩作用类型，并定量计算其对储层孔隙度的影响，然后以现今孔隙面貌为基础，通过反演回剥，按照成岩演化序列，由晚至早，逐步剔除油气充注后各成岩作用类型对储层孔隙度的影响，并进行压实校正，最终恢复关键成藏期储层的孔隙度。具体流程如下：
（1）通过铸体薄片鉴定和图像分析技术，获得不同类型砂岩储层现今面孔率，以此作为储层古物性恢复的起始值。
（2）依据建立的不同类型砂岩成岩—油气充注序列，统计不同期次油气充注之后各类胶结物和溶蚀孔的含量。认识油气充注后发生的各类成岩作用对面孔率的增减作用，估算油气充注时的古面孔率。
（3）利用铸体薄片统计的面孔率与对应的实测孔隙度数据，建立现今面孔率与孔隙度的转换关系，将面孔率换算成孔隙度，得到未考虑压实作用影响的古孔隙度。
（4）开展压实作用研究，构建适合于研究区储层的孔隙度—深度关系模型，结合埋藏史曲线，对从现今至该期油气充注阶段的压实损失孔隙度进行校正。
（5）利用上述确定的古参数，通过式（1）求取对应油气充注期的古孔隙度：
Φ 古= Φ 现今+ Φ 胶结减孔－ Φ 溶蚀增孔+ Φ 压实减孔
式中：Φ 古为充注期古孔隙度，%；Φ 现为现今孔隙度，%；Φ 胶结减孔为充注期后胶结作用造成的孔隙度减孔量，%；Φ 溶蚀增孔为充注期后溶蚀造成的增孔量，%，Φ 压实减孔为充注期至今因压实作用造成的减孔量，%。
（6）以现今孔隙度为基础，重复步骤（2）—（5），由晚至早，依次获得不同期油气充注时的古孔隙度。
古物性估算结果显示［图7（a）］，在第一期（170~220 Ma）烃类充注之前，纯石英砂岩孔隙度值介于20.3%~31.5%之间，平均值为24.6%；第二期（100~160 Ma）烃类充注之前，孔隙度值为15.8%~23.5%，平均值为19.6%，属于中高孔储层；早白垩世末，区域构造抬升发生，源岩有机质生、排烃停止，孔隙度值最终为5.4%~11.7%，平均值为7.6%。
图7 不同类型岩石相古物性估算结果

Fig.7 The results of estimating the palaeophysical properties of different types of rocks

高凝灰质杂基石英砂岩在第一次烃类充注前已经致密，孔隙度值为7.7%~10.8%，平均值为8.9%［图7（b）］，属于低孔—特低孔储层；第二期烃类充注之前，孔隙度值继续减小，为5.3%~7.2%，平均值为6.0%；随后孔隙度继续减小，最终为4.3%~5.4%，平均值为4.9%。
富石英低塑性颗粒岩屑砂岩在第一次烃类充注前，孔隙度值为17.1%~28.8%，平均值为24.0%［图7（c）］；第二期烃类充注之前，孔隙度值为14.8%~24.0%，平均值为19.5%，属于中高孔储层；随后孔隙度继续减小，最终减小为4.8%~11.0%，平均值为7.8%。
富塑性颗粒岩屑砂岩在第一期烃类充注之前孔隙度值为5.3%~10.3%，平均值为8.0%［图7（d）］，整体属于特低孔储层；至第二期烃类充注之前，孔隙度减小为1.7%~7.9%，平均值为4.8%；最终孔隙度为1.3%~5.1%，平均值为4%。
碳酸盐致密胶结砂岩在第一期烃类充注之前，孔隙度值迅速降低为4.6%~7.5%之间，平均值为5.9%［图7（e）］，较之于富塑性岩屑砂岩，更致密；第二期烃类充注之前，孔隙度值为1.6%~4.5%，平均值为2.9%；孔隙度值最终为1.5%~2.1%，平均值为1.7%。

5 致密砂岩气有效储层发育模式

不同类型的岩石相在埋藏成岩作用过程中的成岩作用路径、类型和成岩环境不同，孔喉的发育状况不同，储集性能也各不相同，进而影响有效储层的形成与演化。
在第一次烃类充注（晚三叠世—早、中侏罗世）之前的早成岩阶段，纯石英砂岩和富石英低塑性岩屑砂岩主要发育机械压实、次生溶蚀和高岭石沉淀（图8），于第一次烃类充注之前，孔隙度减小至17.1%~31.5%［图7（b），图7（c）］，属于中高渗储集岩石。随着盆地快速沉降，烃源岩进入生烃门限并逐渐成熟，第一次烃类充注开始，有机质热演化向烃类转化过程中释放大量二氧化碳和有机酸［30-31］，孔隙水pH值降低，呈弱酸性。长石和岩屑继续溶蚀形成次生孔隙，沉淀高岭石。在该阶段，石英颗粒间化学压溶作用开始发生，少量的石英加大边形成。此外，在高的CO2分压条件下，少量的铁白云石析出。中、晚侏罗世，盆地缓慢沉降，烃源岩进入成熟阶段，开始大量生、排烃，发生第二次烃类充注，此时孔隙度减小至14.8%~24.0%［图7（a），图7（c）］，仍为中高渗储集岩石。伴随烃类大量充注，有机质脱羧基作用形成大量有机酸进入孔隙水，使pH值继续降低。化学压溶作用继续发生且加强，石英胶结大量发育。至早白垩世，受燕山期构造热事件的影响，烃源岩迅速达到高—过成熟阶段，大量生气。进入中成岩B阶段，有机质脱羧基作用减弱，孔隙水pH值开始升高，由弱酸性向中—碱性过渡，铁白云石发生沉淀。早白垩世末至现今，区域性构造抬升，地层遭受剥蚀，烃源岩温度和压力降低，烃源岩生烃作用减弱并趋于停止，这一时期，岩石边充边致密，最终孔隙度减小至4.8%~11.7%［图7（a），图7（c）］。
图8 纯石英砂岩和富石英低塑性颗粒岩屑砂岩成岩序列与烃类充注关系

Fig.8 Diagenetic sequences of pure quartz sandstone and quartz-rich low-plastic granular sandstone and their relation to hydrocarbon charging

与富石英砂岩相比，富凝灰质杂基砂岩成岩演化相对简单。同沉积时期，火山活动间歇性发生，凝灰质杂基主要沉淀和保存在水动力相对弱的细粒石英砂岩中，导致原生粒间孔隙几乎损失殆尽。早成岩阶段凝灰质杂基局部水化蚀变转化为高岭石［31-32］（图9），于第一次烃类充注之前，孔隙度减小至7.7%~10.8%［图7（b）］，属于致密储集岩石。中、晚侏罗世有机质热降解作用产生大量CO2和羧酸也很难进入其中，仅少量凝灰质杂基发生蚀变形成高岭石，在第二次烃类充注之前，孔隙度减小至5.3%~7.2%［图7（b）］，此时很难发生烃类充注。
图9 凝灰质杂基石英砂岩、富塑性颗粒岩屑砂岩及碳酸盐致密胶结砂岩成岩序列与烃类充注关系

Fig.9 Relationship between hydrocarbon charging and diagenetic sequences of high tuffaceous heterobase quartz sandstone、plastic-rich granular lithic sandstone，carbonate tight cemented sandstone

富塑性岩屑砂岩成岩演化主要以机械压实作用为主（图9）。同沉积阶段，孔隙水性质受沉积水体的控制。在相对细粒的富塑性岩屑砂岩中，孔隙水循环受限，在局部云母和有机质富集处，碎屑黏土中三价态铁被有机质还原为二价态铁，且孔隙水pH值升高，沉淀了较多的隐微晶菱铁矿团块，使孔隙减少，并于第一期烃类充注前，孔隙度减小至5.3%~10.3%［图7（d）］，亦属于致密储集岩石，烃类很难进入。中、晚侏罗世继续压实，在第二次烃类充注之前，孔隙度减小至1.7%~7.9%［图7（d）］，同样很难发生烃类充注。
碳酸盐致密胶结砂岩成岩演化也较为简单（图9）。早成岩阶段A期，在局部孔隙水pH值相对高的环境中，早期方解石胶结，以连晶式产出，构成钙质层。同时，沉淀少量菱铁矿，孔隙迅速减少，于第一期烃类充注前，孔隙度减小至4.6%~7.5%［图7（e）］，亦属于致密储集岩石，后期烃类充注也不会发生。
从不同类型岩石相成岩演化与烃类充注序列来看，早期油气充注时保持较高孔渗的纯石英砂岩和富石英低塑性颗粒岩屑砂岩，其成岩作用受到抑制，储层物性相对较好，是晚期天然气优势运移通道和聚集空间，进而构成了致密砂岩气储层中的甜点（图10）。
图10 延安气田山西组致密砂岩气有效储层发育模式

Fig.10 Development model of gas effective reservoir in tight sandstone of Shanxi Formation in Yan′an gas field

6 结论

（1）鄂尔多斯盆地延安气田山西组储层非均质性强，根据砂岩组分和结构特征、物性和孔隙特征、成岩演化过程的差异，将储层分为纯石英砂岩、高凝灰质杂基石英砂岩（凝灰质杂基含量大于10%）、富石英低塑性颗粒岩屑砂岩、富塑性颗粒岩屑砂岩（塑性岩屑含量大于15%）、碳酸盐致密胶结砂岩（碳酸盐含量大于15%）。
（2）山西组烃类充注时间介于距今100~220 Ma之间，主要有2期：第一期发生在晚三叠世—早、中侏罗世（距今170~220 Ma），第二期发生在晚侏罗世—早白垩世（距今100~160 Ma）。
（3）成岩演化与关键油气充注期的时间匹配关系研究表明，纯石英砂岩和富石英低塑性岩屑砂岩主要发育机械压实、次生溶蚀和高岭石沉淀，在2次关键烃类充注之前，孔隙度为15.8%~31.5%，属于中高渗储集岩石。而高凝灰质杂基石英砂岩、富塑性颗粒岩屑砂岩及碳酸盐致密胶结砂岩在第一次关键烃类充注之前，孔隙度为4.6%~10.8%，属于特低孔—低孔储集岩石，后期烃类充注难度较大。因此，早期油气充注时保持较高孔渗的纯石英砂岩和富石英低塑性颗粒岩屑砂岩，其成岩作用受到抑制，储层物性相对较好，是晚期天然气优势运移通道和聚集空间，进而构成了致密砂岩气储层中的甜点。

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