天然气地球科学 >

2024 , Vol. 35 >Issue 4: 608 - 622

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.10.005

天然气地质学

鄂尔多斯盆地杭锦旗西部山西组致密砂岩储层特征及物性控制因素

  • 宗廷博 , 1 ,
  • 陈德照 , 2 ,
  • 杨頔 2 ,
  • 张占杨 3 ,
  • 李志宏 4 ,
  • 王瑞飞 1 ,
  • 甄园水 5
展开
  • 1. 西安石油大学石油工程学院，陕西 西安 710065
  • 2. 中国石油长庆油田分公司第八采油厂，陕西 西安 710000
  • 3. 中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南 郑州 450006
  • 4. 中油测井地质研究院，陕西 西安 710077
  • 5. 中国石油玉门油田分公司勘探开发研究院，甘肃 酒泉 735019
陈德照（1985-），男，福建三明人，博士，高级工程师，主要从事油田开发地质研究. E-mail：.

宗廷博（1998-），男，陕西延安人，硕士研究生，主要从事油气田开发地质研究. E-mail：.

收稿日期: 2023-08-01

  修回日期: 2023-09-20

  网络出版日期: 2023-10-26

收起

Tight sandstone reservoir characteristics and physical property control factors of Shanxi Formation in western Hangjinqi， Ordos Basin

  • Tingbo ZONG , 1 ,
  • Dezhao CHEN , 2 ,
  • Di YANG 2 ,
  • Zhanyang ZHANG 3 ,
  • Zhihong LI 4 ,
  • Ruifei WANG 1 ,
  • Yuanshui ZHEN 5
Expand
  • 1. Faculty of Petroleum Engineering，Xi’an Shiyou University，Xi’an 710065，China
  • 2. No. 8 Oil Production Plant of Changqing Oilfield Branch of PetroChina，Xi’an 710000，China
  • 3. Exploration and Development Research Institute，SINOPEC North China Company，Zhengzhou 450006，China
  • 4. China National Logging Corporation Geology Research Institute，Xi’an 710077，China
  • 5. Research Institute of Exploration and Development of Yumen Oilfield Company，PetroChina，Jiuquan 735019，China

Received date: 2023-08-01

  Revised date: 2023-09-20

  Online published: 2023-10-26

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The Key R & D Plan Key Industrial Innovation Chain of Shaanxi Province(2022ZDLSF07-04)

Fold

摘要

鄂尔多斯盆地杭锦旗西部地区是近几年天然气勘探与开发的重点区域。山西组上部砂岩为主要含气层，下部煤层为主要气源岩，具有储层致密、非均质性强的特征。目前针对杭锦旗西部地区山西组储层特征及有效储层成因尚缺乏系统研究，制约了该地区后期油气勘探进程。综合利用钻测井、岩心资料、岩石铸体薄片、扫描电镜、物性测试及压汞等多种分析测试资料，系统分析了杭锦旗西部地区山西组储层的岩石学、物性及成岩作用等特征，在此基础上明确了其优势储层成因。结果表明：优势储层主要分布在心滩和河道砂体，以砂砾岩和中粗砂岩为主；储集空间以粒间孔为主，渗透率主要分布于（0.2~2.4）×10-3 μm2之间，属于低—特低渗储层，孔喉组合关系以细孔—中小喉为主，微裂缝较发育；储层整体成岩作用较为复杂，包括压实、胶结、交代蚀变和溶蚀作用，储层整体处于中成岩B期；优势储层主要为粒间孔隙，主要受控于沉积作用，溶蚀孔的发育也是储层物性得以改善的主要原因，受到沉积作用、成岩作用的双重控制。

关键词： 储层特征; 山西组; 致密砂岩; 杭锦旗; 鄂尔多斯盆地

本文引用格式

宗廷博 , 陈德照 , 杨頔 , 张占杨 , 李志宏 , 王瑞飞 , 甄园水 . 鄂尔多斯盆地杭锦旗西部山西组致密砂岩储层特征及物性控制因素[J]. 天然气地球科学, 2024 , 35(4) : 608 -622 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.10.005

Abstract

The western part of the Hangjinqi area of the Ordos Basin is the key area for natural gas exploration and development in recent years. The upper sandstone of the Shanxi Formation is the main gas-bearing layer， and the lower coal seam is the main gas source rock， which has the characteristics of tight reservoir and strong heterogeneity. At present， there is still a lack of systematic research on the reservoir characteristics and effective reservoir genesis of the Shanxi Formation in the western part of Hangjinqi area， which restricts the late oil and gas exploration process in this area. Therefore， this study comprehensively analyzed the petrology， physical properties and diagenetic characteristics of the reservoir of the Shanxi Formation in the western part of Hangjinqi area by comprehensively using various analysis and test data such as drilling and logging data， core data， rock casting sheets， scanning electron microscopy， physical property test， mercury pressure and clarified the origin of its dominant reservoir. The results show that the dominant reservoirs are mainly distributed in the heart beach and river channel sand， mainly sandstone and medium coarse sandstone. The reservoir space is mainly intergranular pores， and the permeability is mainly distributed in （0.2-2.4）×10-3 μm2， which belongs to low-ultra-low permeability reservoirs， the pore-throat combination relationship is mainly porous-medium and small larynx， and the micro-fractures are relatively developed. The overall diagenesis of the reservoir is complex， including compaction， cementation， alternating alteration and dissolution， and the reservoir as a whole is in the B stage of middle diagenetic. The dominant reservoir is mainly intergranular pores， which are mainly controlled by sedimentation， and dissolution pores are also the main reasons for improving the physical properties of the reservoir， which are controlled by sedimentation and diagenesis.

Key words： Reservoir characteristics; Shanxi Formation; Tight sandstone; Hangjinqi; Ordos Basin

0 引言

随着天然气勘探开发技术的不断发展，致密砂岩气已经成为世界上开发规模最大的非常规资源［1］，中国致密砂岩气具有巨大的资源潜力和可观的规模储量，累计探明储量接近4×1012 m3，主要分布在鄂尔多斯、四川、塔里木、松辽和吐哈等盆地。其中鄂尔多斯盆地致密砂岩气资源量最高，占全国致密砂岩气总资源量的60%以上［2］。前人［3］对鄂尔多斯盆地致密砂岩气的研究也主要集中在盆地中心，保证了苏里格、榆林等大型气田不断上产。但盆地边缘地区的致密砂岩储层研究不够充分。随着工业需求的增长，在鄂尔多斯北部上古生界发现了杭锦旗、东胜等大气田，并且随着勘探规模的扩大，气田逐渐由东向西、由远源向近源发展［4］，在杭锦旗西部地区山西组获得工业气流。
前人［5-8］针对杭锦旗地区上古生界储层已经开展了一系列研究，对烃源岩的生烃潜力、油气富集规律、构造演化、充注时间及成藏模式进行了分析和研究。杭锦旗东部地区致密砂岩储层主要为下石盒子组，杭锦旗西部地区致密砂岩储层主要为下石盒子组与山西组。前人研究主要集中在杭锦旗东部地区，缺乏针对杭锦旗西部地区近源山西组储层特征系统、全面的分析，无法满足气田快速增长的勘探开发需求。本文利用测井、岩心资料、岩石铸体薄片、扫描电镜、物性测试、压汞资料及流体包裹体等各类分析测试资料，对研究区山西组储层特征和物性影响因素进行深入分析，以期认识研究区山西组优质储层特征。研究不仅为同类地质背景下的致密砂岩储层勘探开发提供借鉴，同时为研究区山西组储层后期精细评价及高效勘探开发提供科学依据。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地位于中国中部地区西部，面积约为25×104 km2［图1（a）］，在大地构造上属于华北地台，北部由阴山、大青山，南部由秦岭造山带，西部由六盘山、贺兰山，东部由吕梁山等构造环围［9-10］。鄂尔多斯盆地在早古生代奥陶纪和寒武纪沉积了一套巨厚稳定的碳酸盐岩，中、晚奥陶世末—石炭纪初，受加里东运动影响，鄂尔多斯盆地逐渐抬升隆起。晚石炭世之后，鄂尔多斯盆地再次沉降，沉积了巨厚的海陆交互相含煤沉积体系，发育了良好的烃源岩和优质的河流相砂岩储层，是鄂尔多斯盆地主要的产气层。盆地内发育6个一级构造单元分别为：伊盟隆起、西缘冲断带、天环坳陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带和渭北隆起。杭锦旗地区位于鄂尔多斯盆地北部，构造单元上位于伊陕斜坡。
图1 研究区地层特征及分布范围

（a）杭锦旗西部地区构造位置；（b）杭锦旗西部二叠系地层综合柱状图；（c）构造区划及砂体展布

Fig.1 Distribution and stratigraphic characteristics of the study area

杭锦旗地区从西到东主要发育了三眼井断裂、乌兰吉林庙断裂、泊尔江海子断裂和李家渠断裂四大断裂带，并根据基底起伏、断层分界和行政区划名将杭锦旗地区划分为新召、公卡汗、浩绕召、十里加汗、什股壕、阿镇6个区块。本文主要集中研究杭锦旗西部。杭锦旗地区古生界经历了海相、海陆过渡相到陆相的演化过程，奥陶系、石炭系到二叠系均发育，石炭系太原组主要为一套海陆交互相的滨浅海和潮坪沉积，地层顶部发育一套煤层，二叠纪随着北部物源区隆升，海水退出，主要为冲积扇—河流相沉积组合。
其中山西组主要为三角洲前缘沉积环境，地层顶部多为砂泥岩互层，底部多发育煤层，太原组与山西组的煤层、暗色泥岩以及炭质泥岩是研究区主要烃源岩，早二叠世—晚三叠世，沉积环境由海陆过渡相完全转变为陆相沉积环境，山西组与中二叠统下石盒子组为三角洲平原—辫状河沉积相内的一套以浅灰色砂砾岩、中—粗砂岩为主的正粒序厚层砂岩，可以作为杭锦旗西部主要产气层。虽然上覆上石盒子组广泛分布以紫色泥岩为主要的盖层，但仍有少量天然气产出，上二叠统石千峰组继续作为盖层封堵天然气向上充注［图1（b）］。上古生界沉积时，研究区北部和西部的古地形高于东部和南部，呈东南倾伏，中—晚侏罗世为河流—湖相沉积环境下的碎屑岩沉积。晚侏罗世的燕山运动使地层发生了掀斜，形成如今研究区东高西低的格局，并且由于倾斜和侵蚀作用，不整合发育。早白垩世地层为红色碎屑沉积。始新统晚期，由于喜马拉雅运动，使杭锦旗地区西北公卡汗部分地区抬升并发生剥蚀［11-12］，沉积物缺失［图1（c）］。

2 储层基本特征

2.1　岩石学特征

杭锦旗地区二叠系物源主要为北部阴山—阿拉善古陆［13］，其中东部地区富岩屑沉积物主要来自大青山—乌拉山、阴山和集宁地区，西部富石英沉积物主要来源于阿拉善古陆［14］。
通过对研究区钻井岩心观察，山西组砂岩储层主要发育平行层理、斜层理［图2（a），图2（b）］，结合测井相研究，认为山西组沉积体系主要为三角洲平原沉积，碎屑岩储集体以分流河道砂体为主，其中以山西组二段（简称山二段）砂体厚度最大，连续性最好，山一段多发育煤层泥岩等厚互层，细粉砂岩多发育水平层理［图2（c）］。
图2 杭锦旗西部地区山西组典型岩心照片

（a）J137井，3 538.1~3 538.22 m，浅灰色中砂岩呈平行层理；（b）J151井，3 576.68~3 576.84 m，中砂岩呈斜层理；（c）J63井，3 501.01~3 501.19 m，细砂岩水平层理；（d）X9井，3 513.08~3 513.27 m，浅灰色粗砂岩；（e）J137井，3 474.21~3 474.41 m，浅灰色含砾砂岩；（f）X9井，3 502.80~3 503.11 m，浅灰色细砂岩见立缝；（g）X8井，3 512.60~3 512.82 m，泥岩见镜面擦痕

Fig.2 Typical core photos of Shanxi Formation in western Hangjinqi area

岩心和薄片观察发现，储层岩性以大段的含砾粗砂岩和中粗砂岩为主［图2（d），图2（e）］。含砾砂岩一般为河道底部滞留砾岩，含砾粗砂岩砾石砾径一般为2~3 mm，分选好—中等，以次圆状为主，颗粒间多呈线接触关系，接触式胶结。中粗砂岩储层分选中等，磨圆差于含砾粗砂岩，以次棱角状和次圆状为主，颗粒支撑，线状接触，局部埋藏深处为凹凸状接触或缝合线接触。岩石颜色以浅灰色、灰白色为主，表明沉积成岩环境的稳定性。此外在研究区强烈的构造活动下，研究区裂缝较发育，以立缝和高角度缝为主［图2（f）］，有效地提高了储层渗流能力，在泥岩中常见镜面擦痕［图2（g）］。
铸体薄片镜下鉴定和统计结果表明，碎屑成分成熟度较高，储层碎屑颗粒以石英为主，体积分数主要介于42.50%~90.00%之间，平均值高达71.50%［图3（a）］；长石含量较低，在镜下几乎无法观察到完整的长石颗粒。岩屑体积分数主要介于6.00%~36.00%之间，平均体积分数为18.6%。岩屑以变质岩岩屑和沉积岩岩屑为主，变质岩岩屑普遍含量高于沉积岩，占比为岩屑的56%［图3（b）］。粒间填隙物含量较低，泥质杂基体积分数主要介于1%~6%之间，平均含量为3.8%［图3（c）］。而胶结物体积分数主要介于0.3%~23%之间，平均含量为6.8%。胶结物以碳酸盐胶结物为主，平均含量为4.32%；其次为硅质胶结物、黏土矿物胶结等。
图3 山西组致密砂岩储层物质组成特征

（a）岩石成分三角图；（b）岩屑组成三角图；（c）泥质杂基体积分数直方图；（d）碳酸盐胶结物体积分数直方图

Fig.3 Material composition characteristics of tight sandstone reservoir in Shanxi Formation

2.2　储集物性及储集空间特征

通过对埋深3 400~3 600 m范围内的9口井831件砂岩样品物性测试数据统计分析，研究区储层孔隙度介于0.5%~18.6%之间，平均为6.17%。渗透率介于（0.03~27.2）×10-3 μm2，平均为0.77×10-3 μm2［图4（a）］，属于典型的低孔、低—特低渗致密碎屑岩储层。而6口井67块样品压汞数据分析结果显示，山西组储层以细孔（孔隙直径小于50 μm）为主，总体占比为64%，孔喉组合关系以细孔—中小喉为主，压汞曲线有一定的宽缓平台段，Y轴位置偏低的样品明显物性更好。山西组总体呈现孔喉体积比小，孔喉半径比大。天然气由大孔隙进入喉道时易发生贾敏效应从而降低渗透率［15］。
图4 杭锦旗西部地区山西组储层物性分布［（a），（b）］、孔喉直径［（c），（d）］、压汞曲线（e）及孔渗相关性（f）

Fig.4 Physical property distribution（（a），（b）），pore throat diameter（（c），（d））， mercury injection curve（e） and porosity-permeability correlation（f） of Shanxi Formation reservoir in western Hangjinqi

通过铸体薄片和扫描电镜观察分析发现，山西组储层储集空间发育粒间孔（包括原生粒间孔和剩余粒间孔）、溶蚀孔（粒间溶孔、粒内溶孔）、晶间孔和微裂缝，以粒间孔为主，其次为溶蚀孔，储层孔—渗数据具有一定相关性［图4（c）］，但相关系数较差，反映了裂缝对储层物性有一定的控制作用，储层发育微裂缝多为穿粒缝，粒缘缝、连通性较好。

3 储层成岩演化特征

杭锦旗西部地区山西组储层砂岩成岩作用类型复杂，主要有压实与压溶作用、胶结作用等对储层物性不利的作用，以及溶蚀作用等对储层物性有利的作用。

3.1　压实和压溶作用

杭锦旗地区储层在埋藏过程中，经历了长时间的沉积压实、侧向应力作用。碎屑颗粒发生大规模破裂、变形和移动，孔隙水排出、孔隙体积缩小。主要表现为千枚岩、泥板、云母等塑性岩屑的压实变形和假杂基化［图5（a），图5（b）］。石英、燧石等刚性矿物的破裂或颗粒表面产生裂纹，山西组储层压实作用强烈，主要为颗粒支撑，线接触。局部颗粒接触关系变为缝合状和凹凸状接触。局部可见压溶作用。杭锦旗地区与苏里格气田等盆地中央气田不同，位于盆地边缘，经历了多期复杂的构造运动，颗粒上覆地层压力和侧向构造压力不断增大，部分刚性颗粒发生破裂，产生大量微裂缝［16］，平均每块薄片中含1~2条微裂缝，极大地改善了储层物性，微裂缝主要为成岩微裂缝［图5（c）］，构造微裂缝次之。随着埋深增加，溶解度增大。
图5 杭锦旗西部山西组储层成岩作用特征（铸体薄片）

（a）J154井，3 578.43 m，可见云母挤压变形（箭头所指）；（b）J150井，3 543.95 m，可见塑性岩屑压实变形及假杂基化（箭头所指）；（c）J150井，3 541.22 m，见成岩微裂缝（箭头所指）；（d）J150井，3 537.95 m，白云石交代岩屑，高岭石填充粒间孔（箭头所指）；（e）J154井，3 484.91 m，碳酸盐胶结充填孔隙空间局部碳酸盐胶结物被溶蚀（箭头所指）；（f）J154井，3 577.12 m，见多处石英次生加大边，溶蚀后自生石英；（g）J154井，3 577.12 m，溶蚀孔自生石英，高岭石交代岩屑；（h）J136井，3 627.22 m，交代岩屑型高岭石，沥青质充填裂缝；（i）J136井，3 629.00 m，高岭石交代岩屑充填溶蚀孔；（j）J150井，3 536.80 m，沥青质胶结填充孔隙；（k）J151井，3 590.24 m，岩屑白云石化；（l）J150井，3 537.95 m，岩屑蚀变网状伊利石。注：Q：石英；R：岩屑；Mca：云母；Kao：高岭石；Dolo：白云石；Qo：石英加大边；Ca：方解石；Kao-r：交代岩屑型高岭石；IEGV：粒间孔

Fig.5 Diagenetic characteristics of Shanxi Formation reservoir in western Hangjinqi（casting thin section）

3.2　胶结作用

根据薄片观察和分析测试结果，杭锦旗地区上古生界储层胶结作用强度整体较弱，一般胶结物体积分数不超过15%，但部分样品胶结物含量可超过20%。胶结物类型较为丰富，主要包括碳酸盐、硅质、黏土矿物，此外还有少量的凝灰质、黄铁矿。部分裂缝充填沥青质表明裂缝成为油气运移的通道［图5（h）］。此外，充填孔隙的沥青质［图5（j）］和晚期裂缝中充填的沥青质表明了研究区第二期充注，主要以研究区较为发育的断层裂缝作为运移通道［17］。

3.2.1　碳酸盐胶结

碳酸盐胶结物以方解石为主，白云石、晚成岩期铁白云石及铁方解石次之。方解石胶结物发育广泛，在镜下较易识别，多呈基底式胶结和孔隙式胶结，主要填充粒间孔隙［图5（e）］。
结合前人［18-20］对鄂尔多斯盆地北部地区埋藏史、充注史和热史研究成果，杭锦旗地区应在晚白垩世早期埋深达到最深，成岩温度也应最高。杭锦旗地区在晚白垩世早期达到最大埋深3 800 m，按照古低温梯度3.5 ℃/100 m，古地表温度20 ℃来计算，最大埋深成岩温度应在153 ℃，而第二期流体包裹体的最高温度为165 ℃（图6），表明存在一定热液活动。
图6 杭锦旗西部地区山西组储层流体包裹体均一温度分布

Fig.6 Uniform temperature distribution of fluid inclusions of Shanxi Formation reservoir in western Hangjinqi

通过包裹体分析，认为白云石胶结物主要分为2期：早期白云石胶结和晚期热液作用白云石胶结。经过铸体薄片统计，山二段白云石胶结物平均含量约为2.1%，山一段平均含量为2.9%，且南部取样井的白云石含量明显高于北部取样井（表1），推测是由于杭锦旗生烃中心位于南部，煤系烃源岩发育较好［21］，生烃强度高，热液活动较强。
表1 杭锦旗西部地区山西组储层碳酸盐胶结物含量对比

Table 1 Comparative table of carbonate cement content of Shanxi Formation reservoir in western Hangjinqi

层位 井号 深度/m 方解石胶结物含量/% 白云石胶结物含量/%
山2段 锦154 3 579.15 7 3
山2段 锦154 3 579.81 5 1
山2段 锦154 3 553.78 20 6
山2段 锦151 3 590.46 3 15
山2段 锦151 3 592.35 2 14
山2段 锦150 3 541.05 1 6
山2段 锦150 3 541.22 3 7

3.2.2　硅质胶结

山西组储层内部硅质胶结广泛发育，主要表现为石英加大边，自生石英颗粒，其中早期石英加大边在石英碎屑颗粒上多处可见，常以多期加大形式出现［图5（f），图7（e）］，但部分次生加大边被溶蚀或交代，溶蚀后石英加大边呈不规则状［图5（g）］。晚期石英胶结主要表现为自生石英微晶，一般为晶型完整的多面体，大多为六棱柱状，长短不一，大小不等，呈晶簇状。生长在粒内溶孔及剩余粒间孔中［图5（g），图7（f）］，形成时间较晚，包裹体分析其均一温度可达155 ℃。两者也可以同时出现，充填于孔喉中。
图7 杭锦旗西部地区山西组储层成岩作用特征（扫描电镜）

（a）J150井，3 525.03 m，高岭石充填粒间孔，并向伊利石转化；（b）J150井，3 595.31 m，岩屑伊利石化；（c）J30井，3 594.60 m，见绿泥石、高岭石和伊利石充填溶蚀孔；（d）J154井，3 579.81 m，石英颗粒被溶蚀形成粒内溶孔；（e）J150井，3 592.84 m，见多期石英加大边；（f）J150井，3 590.20 m，晚期自生石英充填粒间溶孔；（g）J150井，3 590.20 m，见岩屑溶蚀孔隙；（h）J151井，3 574.39 m，见微孔隙；（i）J150井，3 588.08 m，见颗粒间黄铁矿。注：Kao：高岭石；Kao-r：交代岩屑型高岭石；I：伊利石；Chl：绿泥石；Q：石英；Qdp：石英溶蚀孔隙；Rfdp：岩屑溶蚀孔隙；Qo：石英次生加大；Qa：自生石英微晶；Mic：微孔隙；Pyr：黄铁矿

Fig.7 Diagenetic characteristics of Shanxi Formation reservoir in western Hangjinqi（SEM）

3.2.3　黏土矿物胶结

山西组储层黏土矿物多为成岩自生成因，黏土矿物成分主要包括高岭石、伊利石、伊/蒙混层和绿泥石4种，高岭石在薄片及扫描电镜下呈假六边体状，以书页状、蠕虫状或片状集合体形式充填粒间孔和粒内溶孔［图5（h），图7（a）］，伊利石在扫描电镜下主要以片丝状、毛发状充填粒间孔［图7（b）］，自生高岭石既可因杂基蚀变而来，也可由长石溶蚀转化形成，伊利石可由岩屑杂基蚀变而来，也可由高岭石转化形成。山西组储层绿泥石含量较少，主要呈针叶状充填粒间孔［图7（c）］。伊/蒙混层晶体则多呈蜂窝状产出。

3.3　交代与蚀变作用

杭锦旗西部地区山西组致密砂岩储层交代作用类型丰富多样，根据薄片观察，主要有长石的碳酸盐化、高岭石化、伊利石化；岩屑的伊利石化、碳酸盐化；杂基的蒙脱石化，伊利石化，高岭石化，云母的伊利石化。除正常的埋藏成岩作用之外，研究区还发生了一定强度的热液蚀变作用。主要表现为长石和变质岩岩屑可见明显的伊利石化和高岭石化；高岭石具有2种产状：一是呈高岭石集合体，由碎屑颗粒蚀变而成并保持颗粒形态；二是由杂基蚀变而成，填充粒间孔。此外，在镜下发现较多的黄铁矿［图7（i）］，自形晶完好，在温度较高条件下形成，为晚期热液活动产物。晚期热液活动主要来源于盆地早白垩世的一次大规模的热异常事件［22］，形成的热液流体进入储层，使砂岩储层发生热液蚀变，堵塞孔隙。热液蚀变产物主要为伊利石+铁白云石+黄铁矿+晚期硅质胶结物。

3.4　溶蚀作用

杭锦旗西部地区山西组储层溶蚀作用较为发育，次生溶蚀孔隙占总孔隙体积的31%，对储层物性起到了一定的改善作用，但大部分粒内溶孔连通性差。常见的溶蚀现象有：石英、长石和变质岩岩屑等碎屑颗粒溶蚀；火山物质溶蚀；粒间杂基溶蚀；碳酸盐胶结物溶蚀、石英加大边溶蚀［图5（g）］、高岭石溶蚀形成晶间孔。从研究区成岩流体性质来看，成岩流体主要呈酸碱交替规律［23］。根据镜下观察现象判断，储层演化过程中成煤有机质酸性流体对长石、岩屑等不稳定组分的溶蚀要早于碱性流体对石英颗粒的溶蚀，其中长石溶蚀较为彻底，镜下基本无法观察到长石碎屑，多数长石溶孔和岩屑溶孔内形成了大量的自生高岭石［图5（h），图5（i），图7（g）］，少部分溶蚀为铸膜孔。碱性流体导致石英溶蚀和碳酸盐矿物沉淀，石英的溶蚀主要发生在颗粒边缘和加大边，偶尔可见石英颗粒被溶蚀［图7（d）］。

3.5　成岩阶段及成岩序列

杭锦旗地区上古生界致密砂岩储层属于煤系地层，研究区山西组埋藏深度约为3 500~3 600 m，黏土矿物组合为高岭石、伊利石、伊/蒙混层和少量绿泥石，其中高岭石含量较高，最大古地温为150 ℃左右，三眼井断裂以南镜质体反射率（R O值）大于1.3%［24］，有机质演化属于高成熟阶段，天然气组分分析表明杭锦旗西部地区主要为湿气，据此判断研究区现今主要处于中成岩B期。前人认为，杭锦旗东部地区山西组镜质体反射率（R O值）普遍小于1.0%，为干气气藏（天然气甲烷组分含量大于95%），处于中成岩A期，西部地区山西组储层相比东部地区更加具有勘探前景。
结合储层岩石成分及镜下微观成岩特征可知，早成岩期储层内部具有大量的云母、少量的火山岩岩屑，在蚀变作用下，使得成岩流体金属阳离子含量增加，早期成岩流体呈碱性，在碱性条件下，黑云母、凝灰质等矿物蚀变释放出的大量Ca2+、Fe2+、Mg2+，形成了早期碳酸盐胶结物。随着埋深进一步加深。进入早成岩B期，有机质成熟并释放酸性流体促进了石英次生加大边发育并造成长石溶蚀，岩屑、火山物质、早期碳酸盐胶结物溶蚀形成次生孔隙。随着长石溶蚀，形成大量自生高岭石胶结，填充孔隙。此外，蒙脱石逐渐转变为伊利石或伊/蒙混层。进入中成岩A期，长石不断溶解，硅质胶结以自生石英为主。进入中成岩B期后，鄂尔多斯盆地出现大规模热异常事件［25］，热演化程度加大，煤系烃源岩生烃能力达到顶峰。在此过程中研究区发生构造变形变为东高西低的单斜构造，发育广泛、沟通性较强的断层和裂缝为油气运移提供了条件，这次充注为中侏罗世—早白垩世天然气二期充注，是研究区主要的充注期，使研究区西部天然气充注程度高于东部和南部。随着大量天然气流体充注，杂基、岩屑等发生热液蚀变。此外，在局部碱性环境下，石英颗粒边缘和次生加大边发生溶蚀，高岭石溶蚀，高岭石大量伊利石化、晚期碳酸盐胶结充填粒间孔（图8）。
图8 杭锦旗地区西部山西组成岩序列

Fig.8 Diagenetic evolution sequence of Shanxi Formation in westerm HangJinqi

4 致密砂岩物性控制因素

山西组储层物性主要受控于早期沉积和后期成岩改造。此外地层埋藏、构造演化等外部作用也对储层形成具有一定程度的影响。初始沉积条件的影响包括储层岩矿组分和岩性组构，不仅决定了储层初始物性，而且对后期成岩过程也有着重要的影响。后期成岩改造也是控制物性的关键因素。

4.1　沉积因素

杭锦旗西部地区山西组最有利沉积微相为三角洲平原沉积分流河道微相，河道砂体发育较好，多期垂向叠置，山西组分流河道底部以滞留的砂砾岩为主，沉积期水动力整体较强，沉积相对物性有明显的控制作用（图9），相对而言，分流河道物性最好，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（平均为8.0%），中粗砂岩孔隙度偏低，但由于裂缝的存在，样品渗透率最高可达26.9×10-3 μm2，分流间湾以粉砂岩、泥岩为主，物性差（表2）。在杭锦旗西部地区山西组致密砂岩储层中，含砾粗砂岩和粗砂岩占比较高。因此，有效储集体主要为分流河道控制的含砾粗砂岩、粗砂岩［图10（a）］。储层颗粒分选性以及岩性也对储层物性有较大影响，分流河道砂岩储层随着砂岩分选性变差物性随之降低。砂砾岩以及中粗砂岩物性波动较大，是由于碱性成岩流体的存在，导致砂岩内部生成较多的早、晚期碳酸盐胶结物，物性损失大，粉砂岩物性波动较小［图10（b）］。此外，物性与碎屑颗粒分选性磨圆度有一定的正相关关系，随着分选性磨圆度变差，物性条件也相应降低［26］。
图9 杭锦旗西部地区山西组沉积相与物性关系

Fig.9 The relationship between sdimentary facies and physical property of Shanxi Formation in the western Hangjinqi

表2 杭锦旗地区西部地区山西组储层不同岩性物性特征

Table 2 Physical properties character of different lithology of Shanxi Formation reservoir in the western Hangjinqi

岩性 孔隙度/% 渗透率/（10-3 μm2） 沉积微相 样品数
砂砾岩 1.2~18.6（8.0） 0.17~14.6（1.0） 分流河道 159
粗砂岩 1.5~13.6（7.3） 0.03~26.9（0.6） 分流河道 363
中砂岩 0.8~15.4（4.5） 0.05~24.8（0.47） 分流河道 143
细砂岩 0.9~8.1（3.7） 0.05~0.7（0.16） 分流河道 31
粉砂岩 0.2~1.2（0.7） 0.03~2.62（0.3） 分流间湾 16

注：1.2~18.6（8.0）=最小值—最大值(平均值)

图10 杭锦旗西部地区山西组储层沉积特征分布

（a）杭锦旗西部地区山西组储层岩性分布；（b）岩性与物性的关系；（c）—（h）岩石组分与物性的关系

Fig.10 Distribution of reservoir sedimentary characteristics of Shanxi Formation in western Hangjinqi

碎屑颗粒类型和含量对储层质量有较大影响，储层内石英等刚性碎屑含量极高，物性与石英碎屑颗粒含量呈正相关关系［图10（c）］，这一特征证实了石英对储层抗压实提高效果较为显著，有利于孔隙保存。且在后期强烈构造演化影响下，产生许多裂缝、微裂缝等进一步提高了储层渗透率，但也会造成地层水连通性较好，在后期储层改造开发下，不同砂体地层水通过压裂缝贯通，导致气井产水增加，产量递减迅速，甚至水淹导致停产。储层长石含量低，长石溶蚀作用对储层除了生成自生高岭石堵塞孔隙外，减孔影响较小，而高岩屑含量也是减孔的主要因素之一［27］。研究区岩屑类型分为3类，分别为增孔型（变质石英岩屑、凝灰质岩屑），保孔型（石英岩屑和燧石岩屑）和减孔型（片岩岩屑、板岩岩屑、千枚岩岩屑、泥岩岩屑、云英岩岩屑和云母类岩屑），增孔类岩屑发生溶蚀作用增孔，保孔类岩屑抗压实能力较强，减孔类岩屑在不断地压实作用下发生塑性变形充填孔隙空间［图10（d）—图10（f）］。

4.2　成岩因素

山西组储层整体属于中成岩B期，受成岩改造作用较强，压实作用是储层减孔的主要控制因素。其次，胶结作用也是储层减孔的重要因素，早成岩阶段的碳酸盐胶结物大量填充孔隙空间，由碳酸盐胶结物与储层物性关系图［图10（g）］可见，随着碳酸盐胶结物含量的增加，物性也随之降低，虽然早期碳酸盐胶结物对储层抗压实有一定的贡献，但是总体贡献不大，且根据镜下观察后期酸性环境对碳酸盐胶结物的溶蚀改造程度较低，晚期热液活动形成的碳酸盐胶结物使储层更加致密，因此碳酸盐胶结对储层整体物性起到抑制作用。黏土矿物胶结也主要对物性起抑制作用，长石溶蚀、交代作用产生的高岭石堵塞粒间孔，早期交代高岭石的伊利石充填粒间孔，溶蚀孔，晚期热液作用蚀变产生的伊利石充填裂缝、粒间孔、溶蚀孔。同时极大削弱了孔隙空间内的流体渗流能力，含量较少的绿泥石对储层物性整体影响较小，由黏土矿物含量与储层物性关系图［图10（h）］可知，物性随着黏土含量的增高而降低。
尽管如此，但物性仍有效保存，主要是由于次生孔隙发育，大气水淋滤、有机酸溶蚀和矿物转化脱水作用是次生孔隙产生的主要原因，而最主要的原因是大规模生烃之前的有机酸溶蚀，这些有机酸会导致碎屑颗粒和胶结物大量溶蚀，在某些地质历史时期，这些因素在平面和纵向上相互作用，相互耦合使储层岩石形成了大量次生孔隙［28］。
晚侏罗世，杭锦旗地区大规模抬升，东侧构造活动向西发展，在倾斜和侵蚀作用下形成了大量不整合，并形成大量的裂缝、小断层。饱含CO2的大气水沿着小断层、裂缝进入渗透性强的地层，会对不整合地层造成长期、大规模的淋滤，使长石、方解石等早期不稳定矿物发生溶蚀，有效改善了储层的物性。
除了大气水淋滤，产生溶蚀孔的主要原因还包括有机酸的溶蚀作用，矿物之间的转化增加地层水酸性，对次生溶孔的形成具有促进作用［29］。有机酸一般大量产生于烃源岩大规模油气充注之前，杭锦旗地区主要分为南北2个成藏区，南部成藏区定义为3大主要断裂以南（本文研究区主要位于三眼井断裂以南），属于近源成藏，煤系烃源岩厚度能够达到60 m，均处于成熟阶段，生烃能力强，随着早侏罗世—晚侏罗世、晚白垩世2期充注，有机酸进入地层，使长石、岩屑、方解石等发生大规模溶蚀。
此外，储层的破裂成岩作用，即成岩微裂缝，也极大地提高了杭锦旗西部地区山西组储层的物性，微裂缝以穿粒缝及粒缘缝为主，粒缘缝多沿大砾石颗粒边缘发育，并且裂缝多呈开启状，未被后期充填［图11（a）］。穿粒缝多发育于颗粒应力薄弱点，如两孔隙连接点，这类微裂缝可连通孔隙，增加储层渗流能力［图11（b）］。部分微裂缝内部仍可见残余沥青［图5（h）］。此外，可见裂缝切穿胶结物现象［图11（c）］，此类裂缝形成时间相对较晚。裂缝的存在可显著提高储层渗透率，使得部分样品尽管孔隙度较小，但仍可维持相对较高的渗透率［图4（f）］。
图11 杭锦旗西部地区山西组储层微裂缝发育特征

（a）J137井，3 474.55 m，细砾岩，砾石边缘裂缝发育；（b）J152井，3 470.71 m，粗砂岩穿粒缝沟通粒间溶孔；

（c）J62井，3 455.39 m，裂缝切穿胶结物连通粒间孔

Fig.11 Microfracture development characteristics of Shanxi Formation reservoir in western Hangjinqi

5 结论

（1）鄂尔多斯盆地杭锦旗西部地区优势储层以三角洲平原沉积河道砂体为主，优势储层主要为细砾岩、砂砾岩及中粗粒砂岩。石英含量高，同时含有大量岩屑，岩屑以沉积岩岩屑、变质岩岩屑为主。成分成熟度中等。胶结物以碳酸盐和硅质为主，杂基含量较低。成岩作用包括对储层物性具有破坏性的压实、压溶、交代蚀变和胶结作用及对储层物性有建设性的溶蚀作用。
（2）山西组经历了压实作用、胶结作用、交代作用、热液蚀变作用和溶蚀作用，同时受埋深和酸碱性成岩环境交替变化的影响，成岩演化序列为压实作用→早期方解石、白云石胶结→早期硅质胶结发育→早期溶蚀作用长石、碳酸盐矿物等溶蚀，蒙脱石逐渐向伊利石转化，高岭石生成充填孔隙→晚期大规模溶蚀，长石基本溶蚀殆尽，岩屑、碳酸盐胶结物大规模溶蚀→高岭石伊利石化充填粒间孔→晚期蚀变作用产物充填晚期裂缝、溶蚀孔、粒间孔。
（3）沉积作用、成岩作用作为主要因素控制了优势储层的形成，埋藏、构造作用为次要因素，是通过控制沉积作用或成岩作用的方式间接影响储层，有利沉积微相、储层碎屑颗粒类型及含量是优势储层形成的基础，成岩作用有强烈的破坏储层效果，但在大气水淋滤、有机酸溶蚀及矿物脱水等作用下，形成了大规模的次生孔隙。强烈的构造作用使以石英为主的储层内部产生大量裂缝，也对储层物性有一定的改善作用。

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