Natural Gas Geoscience >

2023 , Vol. 34 >Issue 7: 1173 - 1186

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.02.010

Characterization of pore structure of Upper Paleozoic dense reservoir in Ordos Basin： Cases study of the Shanxi Formation and the Xiashihezi Formation in Yanchi area

  • Mengyu XIE , 1, 2 ,
  • Dongdong ZHANG , 1, 2 ,
  • Houyong LUO 1, 2 ,
  • Guanghui ZHAI 3 ,
  • Tong WANG 1, 2 ,
  • Jianling HU 4 ,
  • Mingyang MA 1, 2 ,
  • Wenyi SUN 1, 2 ,
  • Zhicheng JIN 1, 2
Expand
  • 1. State Key Laboratory of Continental Dynamics，Northwest University，Xi′an 710069，China
  • 2. Department of Geology，Northwestern University，Xi′an 710069，China
  • 3. No. 2 Oil Production Company of PetroChina Changqing Oilfield Company，Qingyang 744100，China
  • 4. Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi’an 710018，China

Received date: 2022-10-23

  Revised date: 2023-02-11

  Online published: 2023-07-13

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(41930426)

the Major Special Projects of Changqing Oilfield Company, PetroChina(ZDZX2021-03)

Fold

Abstract

The Ordos Basin is an important natural gas resource base in China， of which the Upper Paleozoic is the main gas-bearing layer， which has both tight gas reservoirs， unconventional shale gas and coalbed gas reservoirs. Many unconventional gas reservoirs have been found in the east of the basin， but less research has been done in the west of the basin. This paper focuses on the typical lithology of the main Upper Paleozoic accumulation layer in the middle of the Tianhuan Depression - the tight sandstone of the Xiashihezi Formation and the dark mudstone of the Shanxi Formation. Argon-ion polishing Scanning Electron Microscope （SEM） and nuclear magnetic resonance technique （NMR） were used to analyze the distribution status and morphological characteristics of micro-nano pore seams， and CT scanning technology was used to reconstruct its pore space， restore its in situ three-dimensional state， and comprehensively explore the pore space characteristics of the Upper Paleozoic in the salt pond area of Ordos Basin. The results show that：（1） The average porosity measured by the NMR of the 8th tight sandstone in the Xiashihezi formation of the study area was 6.47%， the average saturation of the movable fluid was 43.42%， mainly in type III reservoirs. CT scans show that the average connectivity porosity is 6.08%， with 80.62% pore connectivity， and the overall connectivity is good. （2） The overall porosity measured by CT scanning of dark mudstone in the Shanxi Formation was low， between 0.78% to 1.62%， with an average of 1.23%， a large number of inorganic nanopores and microfractures were developed， and the organic matter pores did not develop， which was related to the overall TOC in the Yanchi area located in the western part of the basin and the type of kerogen was mainly type III. The results of NMR and CT scanning techniques of tight sandstone in the Xiashihezi Formation show that the reservoir is highly heterogeneous. The inorganic mineral pores and micro nano fractures of the dark mudstone of the Shanxi Formation are the main oil and gas storage spaces. The existence of a large number of micro nano fractures may be the main reason for the high production of some gas wells. The research conclusion is helpful to the exploration and development of Upper Paleozoic oil and gas reservoirs in the western Ordos Basin and the evaluation of resource quantity.

Key words： Pore structure; CT scanning; NMR; SEM; Ordos Basin

Cite this article

Mengyu XIE , Dongdong ZHANG , Houyong LUO , Guanghui ZHAI , Tong WANG , Jianling HU , Mingyang MA , Wenyi SUN , Zhicheng JIN . Characterization of pore structure of Upper Paleozoic dense reservoir in Ordos Basin： Cases study of the Shanxi Formation and the Xiashihezi Formation in Yanchi area[J]. Natural Gas Geoscience, 2023 , 34(7) : 1173 -1186 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.02.010

0 引言

鄂尔多斯盆地的天然气勘探主要经历了勘探主战场由盆地周边向盆地腹部转移，勘探思路从构造圈闭向地层—岩性圈闭转变，勘探重点从下古生界到上古生界碎屑岩岩性圈闭转变及如今向上古生界致密气勘探发展的4个历程［1-3］。而在勘探历程中各位油田勘探家和学者均关注上古生界的常规气层，以胜利井油田和榆林气田为典型代表［4-5］。近年来，随着勘探技术和研究理论的提升，非常规天然气藏逐渐被人们重视，上古生界的致密气、页岩气和煤层气陆续被勘探发现［6-8］，如苏里格等地区，其主要的含气层位位于上古生界二叠系石盒子组和山西组［3，9-10］，对于储层孔隙结构特征来说，前人对其研究主要集中在常规砂岩储层孔隙结构特征、成因以及主控因素等方面［11-13］，对于其三维孔隙结构与暗色泥岩作为储集层的油气富集空间研究较少，尤其是对于盆地西部的上古生界鲜有精细描述和研究，严重限制了盆地西部上古生界非常规气藏的勘探与开发。
本文研究选取盆地西部天环坳陷中部盐池地区为代表，以上古生界主要成藏的下石盒子组致密砂岩和山西组暗色泥岩为研究对象，通过氩离子抛光—场发射扫描电镜技术、核磁共振技术以及CT扫描技术，重点剖析其孔缝的形貌、结构以及三维空间特征，探讨盐池地区气藏的富集规律与主控因素，研究结果将有助于鄂尔多斯盆地西部上古生界油气藏的勘探开发和资源量评价。

1 研究区储层地质特征

1.1　研究区地质概况

盐池地区位于天环坳陷中段，衔接西缘逆冲带和伊陕斜坡，北起盐池县，南至红柳沟，西起韩庄子，东至红崖池，研究区面积约为460 km2（图1）。从前人研究结果［14-16］以及与盆地内部已探明的米脂、榆林、乌审旗和苏里格等大型上古生界气田（其源岩均主要为二叠系）对比分析可知，盐池地区上古生界作为天然气勘探的目的层，前景较好。其上古生界为一套海陆过渡相的碎屑岩系，从下至上依次发育石炭系本溪组、太原组，二叠系山西组、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组6套地层，总沉积厚度约为700 m［16-17］，烃源岩主要为石炭系太原组和二叠系山西组煤层，太原组煤层厚度为0.20~9.00 m，平均为2.80 m，山西组煤层厚度为0.40~8.60 m，平均为3.60 m［12］。其主要含气层段为太原组、山西组和下石盒子组［18］。其中，下石盒子组砂岩层厚介于20~40 m之间，下石盒子组盒8段砂岩层厚介于15~25 m之间，山西组暗色泥岩厚度介于60~75 m之间［14，19］。
图1 研究区区域位置（a）、上古生界主要地层单位岩性特征（b）、山西组暗色泥岩［14］、下石盒子组及下石盒子组盒8段砂岩层厚度（c）［19］ 和实验样品井位（d）

Fig.1 Regional location of the study area （a）， lithological characteristics of main stratigraphic units of Upper Paleozoic （b）， dark mudstone of Shanxi Formation ［14］， sandstone layer thickness of Xiashihezi Formation and He8 Member of Xiashihezi Formation （c） ［19］ and well location map of experimental samples （d）

2 实验样品与方法

2.1　实验样品

实验样品均来自天环坳陷中段盐池地区6口生产井的岩心样品（表1），所选生产井覆盖研究区不同区域，并根据其测井等数据从其主要含气层段中选取9块代表样品，即主要选自含气性最高的层段，同时考虑到研究区晚古生代下石盒子期及山西期主要发育辫状河三角洲前缘—浅湖沉积［20］，样品选择研究区下石盒子组盒8段及山西组储集层最主要岩石类型，其样品基础数据见表1，其岩心照片见图2所示。
表1 研究区实验样品基础信息（井位见图1）

Table 1 Basic information sheet of experimental samples in the study area（well locations are shown in Fig.1）

样品

编号

 深度/m 层位 岩性 所做实验 沉积相
L4-1 3 862.3 盒8段 含气砂岩 核磁共振 辫状河三角洲前缘
L50-2 3 836.6 盒8段 含气砂岩 核磁共振 辫状河三角洲前缘
L51-1 3 988.1 盒8段 含气砂岩 核磁共振 辫状河三角洲前缘
L53-2 3 979.8 盒8段 含气砂岩 核磁共振 辫状河三角洲前缘
L57-2 3 786.43 盒8段 含气砂岩 CT 辫状河三角洲前缘
L53-1 3 980 盒8段 含气砂岩 CT 辫状河三角洲前缘
L4-5 3 894.7 山1段 暗色泥岩 CT、扫描电镜 浅湖
L17-5 4 184.4 山2段 暗色泥岩 CT、扫描电镜 浅湖
L50-5 3 846 山1段 暗色泥岩 CT、扫描电镜 浅湖
图2 研究区主要岩石类型岩心照片

（a）灰白色粗砂岩，L51井，盒8段，深度3 988.1 m；（b）灰白色粗砂岩，L53井，盒8段，深度3 979.8 m；（c）灰黑色泥岩，山2段，L17井，深度4 184.4 m；（d）灰黑色泥岩，L50井，山1段，深度3 846 m

Fig.2 Core pictures of main rock types in the study area

本文实验设计针对不同岩性特征采用多方法联合表征手段，以期能更为清晰地厘定样品的孔隙结构特征。考虑到山西组暗色泥岩孔隙度低，纳米级孔隙发育同时含有一定量的有机质孔，因此选取具有代表性的3块暗色泥岩样品，利用氩离子抛光—场发射扫描电镜对研究样品微纳米孔隙的形态和大小发育特征进行识别和统计［21-22］。而致密砂岩样品孔喉非均质性强，孔隙结构特征复杂，流体在其中赋存状态难以厘定，联合NMR技术和高速离心实验可以有效地对样品的全尺度孔径分布特征及流体的赋存状态进行辨识［23］。同时，CT扫描技术可以深度还原岩心样品孔隙结构分布的真实三维状态［24-26］，可以充分弥补上述实验手段在三维立体空间上的不足。因此，在上述实验测试基础上，挑选2块具有代表性的下石盒子组致密砂岩和3块山西组的暗色泥岩进行CT扫描分析测试。

2.2　实验原理与方法

2.2.1　核磁共振

核磁共振可以利用其反演出的T2谱图，定量表征样品的孔隙结构特征，得到岩石的孔径分布等信息［24］。实验前将样品制备成直径为25 mm，长度为4.5 mm的柱塞样，在70 ℃温度条件下烘干24 h，然后在真空加压饱水装置中以20 MPa压力饱和蒸馏水72 h，完成样品前处理。本系列使用仪器为MesoMR23-60H-I型低场核磁共振仪器，共进行2次核磁共振测试。第一次预处理后的饱和水样品核磁共振T2谱测量后，在转速9 650 r/min的条件下离心180 min后，再进行离心样品核磁共振T2谱测量。每个样品可以获得饱和水状态和高速离心后的2个T2谱图，用于下石盒子组砂岩孔隙结构的相关研究。

2.2.2　氩离子抛光-场发射扫描电镜

氩离子抛光—场发射扫描电镜通过氩离子抛光可以去除样品表面凹凸不平的部分，以及不属于样品本身的附着物，再利用聚焦高能电子束扫描样品表面，即可获取其孔隙的形貌、大小、分布等信息［25-27］。鉴于CT扫描对样品本身完全无损且同一样品在横向对比上更具有直接性，因此直接选取CT扫描后的山西组暗色泥岩小圆柱样品顶面进行氩离子抛光，实验前先精磨需观测的表面，利用氩离子抛光后，喷金加强其导电性，最后在扫描电镜下观察其孔隙结构。本系列所用仪器为Gatan 697 llion II型宽束氩离子抛光仪、SCD 005 型离子溅射仪和HeLos G4 UC型聚焦离子双束显微镜。

2.2.3　CT扫描技术

CT扫描技术能对物体特定的某个断层进行扫描，通过计算机处理形成图像 ［24，26］，当物体的密度厚度及成分等方面存在差异时，即表现为CT图像上各不相同的灰度区域［28-30］。
本文实验所用仪器为Zeiss公司生产的Xradia520versa X射线CT扫描仪，实验前将研究区样品沿着垂直层理的方向制备成直径为4 mm，长度为1 cm的圆柱状岩心。CT扫描过程中，样品放置于样品台上，整个扫描过程中样品台不断旋转共360°，完整扫描整块样品，共得出近1 000张二维CT图像，将所有的二维的CT数据导入AVIZO可视化处理软件之中，经过一系列去噪，阈值分割等手段还原其三维状态。

3 实验结果

3.1　岩石类型及特征

通过对研究区薄片资料进行统计分析可得，研究区下石盒子组盒8段储集层中石英类（包括燧石、石英及石英岩）含量介于67.3%~85.4%之间，是最主要的成分；岩屑类含量介于14.2%~32.7%之间；长石类含量极少，主要岩性为石英砂岩及岩屑石英砂岩［图3（a）］。山西组暗色泥岩主要矿物成分为黏土矿物，占比为55.7%~72.2%，平均为64.8%；其次为石英、长石等碎屑矿物，占比为6.2%~35.1%，平均为25.1%；碳酸盐矿物占比最少，介于0.1%~35.1%之间，平均为13.9%，属于含硅黏土质泥岩以及含碳酸盐黏土质泥岩［图3（b）］。
图3 矿物组成三角图

（a）下石盒子组盒8段致密砂岩；（b）山西组暗色泥岩

Fig.3 Trigonometric map of mineral composition in the study area

3.2　下石盒子组盒8段致密砂岩核磁共振

根据核磁共振实验结果可知（表2），样品L4-1总孔隙度为9.21%，可动流体饱和度为75.96%，可动流体孔隙度为6.99%，渗透率为7.016×10-3 μm2，是本组实验中孔隙度最大，渗透率最高的样品；样品L50-2总孔隙度为5.18%，可动流体饱和度为19.76%，可动流体孔隙度为1.02%，渗透率仅为0.004×10-3 μm2；样品L51-1总孔隙度为3.37%，可动流体饱和度为31.00%，可动流体孔隙度为1.05%，渗透率为0.003×10-3 μm2；样品L50-2总孔隙度为5.97%，可动流体饱和度为46.92%，可动流体孔隙度为2.80%，渗透率为0.094×10-3 μm2。
表2 下石盒子组致密砂岩储层核磁共振实验结果

Table 2 NMR experimental parameters of tight sandstone reservoirs in the Upper Paleozoic Xiashihezi Formation

实验编号 样品编号 T 2截止值/ms 可动流体饱和度/% 可动流体孔隙度/% 总孔隙度/% 渗透率/（10-3 μm2） 储层类型
1 L4-1 1.07 75.96 6.99 9.21 7.016 Ⅰ
2 L50-2 18.77 19.76 1.02 5.18 0.004 Ⅴ
3 L51-1 2.27 31.00 1.05 3.37 0.003 Ⅳ
4 L53-2 1.65 46.92 2.80 5.97 0.094 Ⅲ
如图4所示研究区下石盒子组砂岩核磁共振T2谱图图峰主要是双峰型和多峰型，样品L4-1为左低右高的三峰型，说明该样品大孔所占比例最多，其次为微孔及小孔。样品L51-1和样品L53-2则为左高右低的双峰型，说明该样品小孔占比最多。样品L50-2则为中间高左右低的三峰型，说明在样品L50-2中中孔的占比最多。
图4 研究区上古生界下石盒子组致密砂岩核磁共振曲线

（a）样品L4-1；（b）样品L50-2；（c）样品L51-1；（d）样品L53-2

Fig.4 NMR curve of tight sandstone in the Upper Paleozoic Xiashihezi Formation in the study area

3.3　下石盒子组盒8段致密砂岩CT扫描

样品L53-1在4.5 μm分辨率下共有二维CT图像997张，通过AVIZO可视化软件处理计算得出，其高密度矿物占比为10.1%，可识别孔隙为5 292个，孔隙度为10.24%，以整体连通的孔隙作为有效孔隙计算，该样品有效孔隙度为7.99%，其孔隙等效半径介于5~404 μm之间；样品L57-2在1.02 μm分辨率下共得出二维透视图994张，通过处理得出其高密度矿物占比仅为0.36%，可识别孔隙共10 843个，总孔隙度为4.83%，有效孔隙度为4.16%，其孔隙等效半径介于1~230 μm之间。而根据研究区下石盒子组砂岩的连通孔隙和喉道的分析可以得出，样品L53-1喉道半径介于1~60 μm之间，其连通孔隙半径介于5~404 μm之间，主要集中在5~40 μm之间；样品L57-2喉道半径介于0.2~20 μm之间，连通孔隙半径范围介于1~40 μm之间，主要范围介于3~20 μm之间。
利用AVIZO球棍模型模拟下石盒子组致密砂岩三维空间分布如图5、图6所示，研究区下石盒子组致密砂岩孔隙连通性较好，样品L53-1高密度矿物含量较多，从三维空间的分布上看与孔隙分布位置呈现出孔隙多高密度矿物含量则少的趋势；而样品L57-2高密度矿物含量较少，主要集中在中间位置，在空间分布上与孔缝分布状态无明显直接关系。
图5 致密砂岩样品L53-1球棍模型模拟

（a）不含高密度矿物的球棍模型；（b）包含高密度矿物的球棍模型图球形表征孔隙，按体积大小等比模拟，球形越大颜色越深说明孔隙越大，棍形表征喉道，越粗说明喉道半径越大，其中黑色颗粒为高密度矿物

Fig.5 Simulation diagram of tight sandstone L53-1 stick model

图6 致密砂岩样品L57-2球棍模型模拟（表征方式如图5）

Fig.6 Simulation diagram of tight sandstone L57-2 stick model （the representation is shown in Fig.5）

3.4　山西组暗色泥岩扫描电镜

页岩油气研究已是油气勘探与资源评价中的热点与难点，鄂尔多斯盆地上古生界的页岩气最有潜力的富气层位为山西组暗色泥页岩，本文运用氩离子抛光—扫描电镜技术，结合前人对泥页岩孔隙的分类［21］，认为盐池地区山西组暗色泥岩主要发育有机孔、无机孔和微裂缝3种主要的孔隙类型，其各自主要特征如表3所示。
表3 盐池地区暗色泥岩孔隙类型特征

Table 3 Characteristic of dark mudstone pore types in Yanchi area

孔隙类型 孔径大小 发育特征 发育程度
有机质孔 15~800 nm 呈片麻状、椭圆形发育于有机质内部 不发育
无机孔 粒间孔 0.8~10 μm 主要为黏土矿物粒间孔，以及软硬颗粒接触处 发育
粒内孔 0.8~10 μm 主要为层状或薄片状黏土矿物颗粒层间 发育
晶间孔 80~1 200 nm 主要发育在草莓状黄铁矿晶体间 局部发育
溶蚀孔 1~10 μm 主要发育在长石和方解石等可溶矿物中，边缘粗糙 较少发育
微裂缝 0.97~26.46 μm 主要发育于矿物颗粒边缘以及有机质边缘 较为发育

3.4.1　有机孔

泥页岩中的有机质孔隙是其有机质在热裂解生烃过程中形成的孔隙，主要发育在有机质间和有机质内，该类孔隙对页岩气的生成和储集有重要意义［31］。研究区山西组暗色泥岩整体有机质发育，多为暗色不定型有机质，偶见有机质与黏土矿物以及黄铁矿包裹或充填形成［图7（b），图7（f）］，有机质孔隙并不发育，主要为椭圆形、多角形和片麻形。
图7 山西组暗色泥岩扫描电镜图像

（a）、（d）、（g）、（h）样品L50-5；（b）、（c）样品L4-5； （e）、（f）、（i）样品L17-5

Fig.7 SEM image of dark mudstone in Shanxi Formation

3.4.2　无机孔

无机孔在矿物颗粒接触处及不稳定性矿物在埋藏过程中发生的化学反应中生成，对页岩气的渗流提供了一定的通道［32］。如前文所述，该地区山西组暗色泥岩黏土矿物含量平均可达64.8%，使得研究区山西组暗色泥岩发育大量黏土矿物粒间孔发育，除此之外还发育基质粒间孔，其大小主要为微纳米级，大小普遍在数十纳米到数微米不等［图7（a）］，黏土矿物则主要发育长度最高可达3 μm而宽度仅为纳米级的狭长形层间孔［图7（b）、图7（c）］。样品L17-5中可见大量团簇状黄铁矿［图7（e）］，偶见黄铁矿晶间孔［图7（e）、图7（f）］，样品L4-5和L50-5未见黄铁矿。

3.4.3　微裂缝

泥页岩内部的天然微裂缝能够改善泥页岩的渗流能力，为油气运移提供通道［31，33］。研究区山西组暗色泥岩均发育大量微裂缝，其中有机质边缘以及矿物颗粒边缘收缩缝发育，长度取决于有机质和矿物颗粒大小［图7（d），图7（f），图7（h）］［34-35］。样品微裂缝长度均为微米级，但宽度仅为纳米级。

3.5　山西组暗色泥岩CT扫描

研究区山西组暗色泥岩样品均以0.702 μm的分辨率进行CT扫描，分别得到了样品L17-5、L50-5、L4-5的988、986、989张二维图像。经过处理得出山西组暗色泥岩孔隙度分别为0.7%、1.29%、1.26%，平均为1.23%，其中高密度矿物占整块样品的体积比分别是6.94%、6.62%及9.40%（表4）。
表4 山西组暗色泥岩CT扫描参数

Table 4 CT scan parameter of dark mudstone in the Paleozoic Shanxi Formation

样品编号 高密度矿物占比/% 孔隙度/% 孔隙数量 体积为单位体素的孔隙数量 单位体素孔隙数量占比/% 单位体素体积数量占比/%
L4-5 6.62 1.29 18 671 10 610 56.83 6.00
L17-5 9.40 1.62 7 176 1 764 24.58 0.09
L50-5 6.94 0.78 24 199 11 465 47.38 0.89
通过球棍模型对山西组暗色泥岩的三维空间形态分布表征，可以在三维空间上直观显示孔隙和喉道之间的连通关系（图8），山西组暗色泥岩微米级孔隙仅局部连通，大多数微纳米级孔隙孤立存在，高密度矿物含量较多，连通孔隙较少，三维分布状态上无直接明显关系。
图8 样品L17-5球棍模型模拟（表征方法如图5）

Fig.8 Simulation diagram of tight sandstone L17-5 stick model （the representation is shown in Fig. 5）

4 讨论与地质意义

4.1　下石盒子组盒8段致密砂岩储气空间分析

4.1.1　致密砂岩储层物性特征

通过对实验结果的分析，发现研究区东北部的L4井［图4（a）］表现出比较优越的储层特质，而根据位于北部的L50井及西南部的L51井结果对比来看，北部井样品［图4（b）］总孔隙度优于西南部［图4（c）］，但渗透率、有效孔隙度数值相差不大，而在核磁共振曲线图上显示为L50井的T 2截止值相比L51井更为偏右，这说明L50井占比最多的孔隙大小量级虽然高于L51井，但L50井中占比最多的中孔连通性不如L51井占比最多的小孔连通性好。除此之外，根据T 2谱图显示，部分样品在高速离心前后谱图变化幅度大，表明其可动用程度较高，且不同样品之间受控于孔隙结构的差异性，离心前后T 2谱图的变化也不尽相同。
CT扫描技术处理统计分析研究区南部L53井和研究区中部L57井的2块样品，前者的主要喉道半径和连通孔隙半径范围分布在1~60 μm和5~40 μm之间，后者其对应值主要分布在0.2~20 μm和3~20 μm之间，无论是从其主要渗流通道喉道半径而言，还是油气孔隙储集空间的连通孔隙来看，研究区南部的储层物性都优于研究区中部。而从其连通孔隙等效半径的数据对比来看（图9），该地区下石盒子组致密砂岩连通孔径范围主要在1~20 μm之间，由于分辨率的不同，2块样品的孔隙等效半径极值有很大差别，根据研究区下石盒子组致密砂岩连通情况， L57井分辨率为1.02 μm，连通孔径主要范围介于3~20 μm之间，相比L53井分辨率为4.5 μm，其连通孔隙范围下限更有参考价值，因此认为研究区下石盒子组致密砂岩以1~3 μm分辨率为最佳。对于其他类型岩石的孔隙研究，也可以先通过其他手段测出孔径分布大致范围，再判断CT扫描的具体范围，从而更精细的表征。
图9 研究区下石盒子组砂岩连通孔隙孔径分布直方图

Fig.9 Histogram of connected pore diameter distribution of Xiashihezi Formation sandstone

通过对研究区砂岩储层孔隙研究认为，本文研究区储层整体为低孔低渗的致密砂岩储层，砂体分布范围广，厚度整体介于20~40 m之间。研究区下石盒子组致密砂岩储层可动流体饱和度占比介于15.76%~75.96%之间，平均值为43.42%，按照核磁共振可动流体饱和度的含量大小将研究样品进行分类［36］，具体分类结果见表2，结果表明实验样品储层以Ⅲ类及以下居多，平均为Ⅲ类储层，这说明研究区的可动流体含量整体不高。

4.1.2　致密砂岩储层孔隙发育的影响因素

（1）矿物成分
研究区砂岩成分主要以硅质为主，表现出高石英颗粒而低长石含量的特点，具有良好的抗压性，当埋深较深时，容易发生石英次生加大，而充填于颗粒间的可溶物质，在成岩过程中发生溶蚀，形成溶蚀孔隙，为次生孔隙的生成提供了物质基础［37-38］，对比马超［39］和李智等［40］对天环坳陷中北段上古生界下石盒子组盒1段砂岩储集层的研究，在石英含量介于60%~99%之间，长石含量仅为1%~2%，均发现其溶蚀作用对成岩的建设作用，产生的溶蚀孔隙可以达到储层孔隙的65%，对储层储集空间造成有利影响。
（2）构造作用
研究区西部紧邻西缘南北两大逆冲体系转换带的马家滩地区，前缘三角构造带发育［41］，中生界主要发育大量北西向和北东东向断裂，而喜马拉雅运动对下伏古生界地层后期改造，使研究区北部上古生界发育北东东向断裂，这些断裂均可对砂岩储层渗透率、孔隙度等物性加以改善，有利于提升储层物性［42］。对照本区研究结果，位于西部的L51井表现出较好的储层物性，但劣于位于东部的L4井，说明构造作用对于该区储层有有利影响但不是最主要的控制因素。根据邵晓州等［42］对盐池地区断裂的研究，研究区断裂性质多样，正断层、逆断层均有分布，发育的3期断裂对上覆砂岩都有不同程度的影响，改善了周围砂岩的储层物性。
（3）沉积相
鄂尔多斯盆地西部晚古生代二叠纪下石盒子期，北部物源供应充足，研究区主要发育辫状河三角洲前缘—浅湖沉积，其中研究区西侧及东北部受辫状河三角洲前缘水下分流河道影响较大，砂体发育［20］，造成研究区中东部砂岩相比西北部粒径更细［43］。而砂岩粒径粗，容易填充黏土填隙物，经历后期成岩改造，可以具备较好的储集性能［44］，因此总体来说，受沉积作用影响研究区两侧具有更好的储层物性条件，与研究区核磁共振结果较为一致，处于研究区东北部且层厚最厚的L4井表现出最优越的储层性质，其次为位于中西部L51井，位于研究区中部的L50井物性最差。而根据米伟伟等［45］，崔明明等［46］对盆地其他区域下石盒子组8段致密砂岩储层的研究，同样在主要受辫状河三角洲前缘沉积影响的条件下，沉积微相对其储层物性影响很大，位于辫状河三角洲前缘水下分流河道砂体粒度更大，磨圆分选较好，其他沉积微相控制砂体物性较差。
总体来说，盐池地区上古生界下石盒子组致密砂岩储层质量较好，可动流体饱和度平均值为43.42%，整体孔隙连通性较好，研究区受辫状河三角洲前缘水下分流河道影响的东西两侧区域更有利于形成天然气储层，受样品岩性及沉积背景的影响，样品之间的非均质性较强，不同样品之间孔隙结构差异性大，在离心前后核磁共振T 2谱的变化不尽相同。因此针对致密砂岩储层样品同一样品和不同层段样品之间均具有强非均质性的特点，笔者建议在该地区致密砂岩储层油气开发生产过程中，应着重结合储层孔隙结构和油气水渗流特征对其进行精细评价。

4.2　山西组暗色泥岩储气空间分析

4.2.1　暗色泥岩储层物性特征

通过对研究区暗色泥岩的孔隙研究认为，研究区暗色泥岩整体孔隙度较低，介于0.78%~1.62%之间，但暗色泥岩分布范围广泛，整体厚度可达60~75 m。
通过镜下观察，发现研究区暗色泥岩发育大量不定型有机质，但有机孔并不发育，仅能从少量有机质中观察到，且数量不多，主要以无机孔为主。利用Image J软件对扫描电镜图像统计可得，样品L4-5中有机孔的大小为15~500 nm；样品L17-5中有机孔的大小为20~800 nm；样品L50-5中有机孔的大小为25~450 nm；样品L4-5微裂缝长度主要为1~4 μm，统计最短仅为0.97 μm，最长可达9.69 μm；样品L17-5微裂缝长度主要为2~10 μm，统计最短仅为1.24 μm，最长可达26.46 μm；样品L50-5微裂缝长度主要为2~4 μm，统计最短为1.97 μm，最长可达12.44 μm。
整体来说，研究区山西组暗色泥岩有机质孔大小为15~800 nm（图10），但主要集中在30~100 nm之间，属于中孔范围，其中有机质孔最发育的为样品L50-5，可能与其所在的L50井暗色泥岩层厚最厚有一定关系；山西组暗色泥岩裂缝长度区间为0.97~26.46 μm，主要长度为2~6 μm，而相比3块样品，位于研究区中部的L17井样品微裂缝数量和长度均优于L50井和L4井，其中位于研究区东南部的L4井与北部的L50井相比，微裂缝长度和主要范围均相似，但东南部井样品微裂缝数量远超北部样品。
图10 研究区山西组暗色泥岩有机孔孔径分布直方图

Fig.10 Histogram of organic pore diameter distribution of dark mudstone in Shanxi Formation

而通过对3块样品CT扫描下所有孔隙的数量和体积分析，发现3块样品中孔隙体积的众数为1个体素的体积分别占了总孔隙数量的47.37%，56.82%和24.58%。山西组泥岩的孔隙显示准确度主要受到2个方面原因的影响：①暗色泥岩样品孔隙以微纳米孔隙为主，如果其纳米孔隙在二维图像上的面积接近或低于一个像素表征的面积， CT扫描即无法准确识别这种接近于或低于分辨率的信息，导致三维重构时将这部分信息均表征成为体积为一个体素的孔隙或无法表征；②CT扫描过程会产生噪点，当孔隙的孔径太小，将会使得后期分割时难以与噪点完全区别开来，因此去噪处理时是否完全以及多次去噪也会影响最后的结果［28，47-48］。经过计算发现本文实验样品中体积为1个体素的孔隙占总孔隙体积的比值最高为6%，最低仅为0.09%，对整个样品的三维孔隙表征结果影响可以忽略。综合扫描电镜与CT扫描数据结果证实盐池地区山西组暗色泥岩孔隙多数无法在0.702 μm分辨率的CT扫描下表征出来，且根据前人对山西组泥岩储层的研究，认为山西组暗色泥岩具有一定的储集能力，因此推测研究区山西组暗色泥岩孔隙之间的连通主要依靠纳米级孔缝。

4.2.2　暗色泥岩储层孔隙发育的影响因素

（1）矿物成分
受该地区暗色泥岩黏土矿物含量（含量介于55.7%~72.2%之间，平均为64.8%）影响，其中发育大量黏土矿物粒间孔和基质粒间孔；除黏土矿物之外，其次为石英加长石等碎屑矿物，占比为6.2%~35.1%，平均为25.1%，脆性矿物的含量导致该地区暗色泥岩中微裂缝较为发育，有利于油气运聚成藏。页岩矿物成分对储层孔隙发育的影响还可以参考美国Barnett页岩［49-50］，其页岩矿物组分主要以硅质为主，含量可达30%~50%，岩石脆性强，导致了其天然裂缝发育，形成天然的复杂裂缝网格有利于油气的运聚和后期开采。
（2）构造作用
如上文所述，研究区西部构造活动较为剧烈［41-42］，断裂发育，前人研究认为构造应力高的地区，地层应力大且集中，有利于泥页岩中构造缝、层间页理缝及层面滑移缝的发育 ［32］，但根据扫描电镜下观察认为研究区暗色泥岩主要发育成岩收缩缝，因此认为构造作用对研究区暗色泥岩微裂缝的发育影响有限。北美典型页岩储层中构造作用对页岩储层产生很大影响的例子，即东北—西南走向的Mineral Wells断层，东北部穿过Newark East气田，影响了Barnett页岩沉积模式和热演化史［51-53］，控制了福特沃斯盆地北部Boonsville气田的油气运移和分布［52，54］。
（3）有机地球化学特征
前人研究［55-56］认为，Ⅲ型干酪根转化为油气的能力远低于Ⅰ型和Ⅱ型，因此Ⅰ型和Ⅱ型干酪根比Ⅲ型干酪根更容易裂解生烃和产生有机孔，而研究区山西组泥岩干酪根类型主要为Ⅲ型［55-56］，制约了其有机孔的发育。除此之外，整个盆地山西组泥岩TOC值呈现西低东高的现象，位于盆地西部的盐池地区整体TOC值并不高，仅个别样品达到2%以上，多数样品低于1%［57-58］，现有研究普遍认为，相同热演化阶段下，有机质丰度对有机孔的发育影响较大，呈正相关关系［59-61］，因此认为研究区并不高的TOC值也是导致其暗色泥岩有机孔并不发育的因素之一。而对比北美主要高产页岩可以发现，Barnett页岩、Haynesville页岩以及Eagle Ford页岩有机质丰度均较高，其中Barnett页岩和Eagle Ford页岩平均TOC值分别达4.5%和4.7%，且其干酪根类型均为Ⅰ—Ⅱ型，更容易裂解生烃产生有机孔，这些条件致使北美典型页岩有丰富的物质基础，有利于油气的生成和保存［49，62-63］。
（4）沉积相
研究区晚古生代山西期沉积相与下石盒子期相比变化不大，也主要发育辫状河三角洲前缘—浅湖沉积，相比之下研究区下石盒子期湖盆面积扩大［20］，为后期暗色泥岩的大面积沉积提供了一定的物质基础，而对比CT扫描结果，位于中部浅湖沉积区的L17井暗色泥岩孔隙度最高，因此认为位于研究区中部的浅湖沉积对于暗色泥岩储层有一定的正面影响。
总体来说，盐池地区山西组暗色泥岩演化程度高，达到了高—过成熟阶段，有机质孔在多方面因素影响下并不发育，无机矿物孔隙和微纳米级裂缝构成了其暗色泥岩油气储集的主要空间，大量微纳米级裂缝的存在可能是其部分气井产量高的主要原因。其中位于研究区中东部的浅湖沉积且总有机碳含量更高的区域更有利于天然气的储存，且研究区山西组烃源岩厚度主要介于60~75 m之间，与之匹配的高演化阶段 “生气窗”对天然气的保存及运移有一定的帮助，将为盐池地区天然气的增储上产工作奠定夯实的地质基础。

5 结论

（1）研究区上古生界下石盒子组盒8段致密砂岩储层以Ⅲ类储层为主，砂岩储层孔隙类型多样，连通性较好；研究区致密砂岩CT扫描使用1~3 μm分辨率最佳。
（2）研究区山西组暗色泥岩整体孔隙度较低，其中发育大量基质粒间孔、黏土矿物层间孔和成岩收缩缝，有机质孔并不发育。
（3）研究区上古生界下石盒子组致密砂岩储层质量较好，受沉积作用影响东西两侧区域更有利于形成天然气储层；山西组暗色泥岩有机孔发育较少，但已有气流显示，具有一定的储集能力，大量微纳米级裂缝的存在可能是其部分气井产量高的主要原因。

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