【《某气田区块储层特征分析》18000字】

某气田区块储层特征分析目录摘要 3第1章前言 61.1选题的意义 61.2国内外研究现状 61.2.1储层研究现状 61.2.2鄂尔多斯盆地储层研究现状 81.2.3研究区山西组储层研究现状 81.3研究内容和研究方法 91.3.1研究内容 91.3.2研究方法 9第2章区域地质背景 102.1区域构造特征 102.2区域地层特征 102.3沉积演化特征 112.4研究区概况 12第3章气层组划分对比 143.1气层组划分对比原则 143.2气层组划分对比 143.2.1山西组顶底界对比划分： 143.2.2山1段与山2段对比划分： 153.2.3山2段亚段划分： 163.3研究区构造特征 17第4章储层沉积特征 204.1储层沉积微相特征 204.1.1单井沉积相及微相研究 204.1.2连井沉积微相对比 204.1.3平面相 214.2储层砂体展布特征 21第5章储层成岩作用特征 245.1储层岩石学特征 245.1.1碎屑颗粒特征 245.1.2填隙物特征 265.2储层成岩作用类型 265.2.1压实、压溶作用 265.2.2胶结作用 275.2.3交代作用 295.2.4溶蚀作用 295.3成岩阶段特征 30第6章 储层孔隙结构与物性特征 336.1储层孔隙类型与孔隙结构特征 336.1.1储层孔隙类型 336.1.2孔隙结构特征 346.2储层物性特征 376.2.1物性特征 376.2.2山2段储层孔渗关系 386.2.3孔隙结构参数与物性关系特征 396.2.4储层综合评价 40结论与认识 43参考文献 45

摘要本文研究区主要位于鄂尔多斯盆地晋西挠褶带的西南部延长气田——郑庄区块，经过长期的勘探调查可知，本区山2段砂体储层具有较大的勘探潜力。本人通过学习前人的经验成果分析，主要根据本地区的山西组测井、钻井岩心、分析数据等资料，并以石油地质学、油层物理、沉积岩石学、矿场地球物理等学科知识为理论指导，着手对延长气田郑庄区块山2段进行储层特征研究，主要认识与成果如下：①研究区山西组山2段砂体以碎屑岩为主，主要为砂泥岩夹煤层沉积。山2段是本研究区气藏的主要储集层，沉积相为三角洲前缘亚相，可进一步划分为水下分流河道、分流间湾以及间湾沼泽三个沉积微相。②研究区山2段砂岩以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主。砂岩成分主要为石英以及岩屑，长石含量极少，并发育有大量的黏土胶结物以及碳酸盐胶结物，局部发育少量的硅质胶结物。支撑类型为颗粒支撑，胶结类型为孔隙式胶结，颗粒整体分选中等偏好，其磨圆以次棱角状-次圆状为主，整体结构、成分成熟度较高。③研究区山2段砂体碎屑颗粒接触方式以线接触为主，局部发育少量的凹凸接触，颗粒整体固结程度较高。此外，砂体胶结较为致密，孔隙发育较差，以次生溶孔为主。④研究区山2段储层砂体孔隙度大约为2%～6%，平均孔隙度大约为4.7%；渗透率整体为0.02×10-3μm2～0.22×10-3μm2，平均渗透率大概为0.12×10-3μm2，属于低孔、低渗透储气层。山2段砂体储层储集性能较差，主要为Ⅲ、Ⅳ类储层，并且Ⅳ类储层比Ⅲ类储层出现的频率更高，Ⅰ类和Ⅱ类储层出现的频率极小。关键字：鄂尔多斯盆地，延长气田，山2段，储层特征第1章前言1.1选题的意义鄂尔多斯盆地是我国覆盖面积仅次于塔里木盆地的沉积盆地，其覆盖面积可达三十多万平方千米，蕴藏着丰富的煤炭、天然气、石油、铀等多种矿产资源（李克勤，1992；杨俊杰，2002）。天然气作为一种新能源，具有热值高、污染低、成本低的特点。近年来，中国经济持续发展，世界能源方向也在逐渐改变，天然气在国民经济发展和人类生产生活领域的重要性日益凸显，这对天然气勘探、开发以及利用拟定了更高层次、更加完善的目标以及方向。自新中国成立以来，特别是2000年前后发现并开发了内蒙古苏里格、乌审旗、榆林、子洲、靖边大气田，使得鄂尔多斯盆地天然气勘探不断取得突破性进展（杨华等，2012；何自新等，2003；王道富等，2003）。延长气田郑庄区块位于鄂尔多斯盆地晋西挠褶带的西南部，与陕北斜坡北部相比，其储集规模较小、储集性能较差，属于岩性油气藏，具有低孔隙度、低渗透率的特点。目前，对该区域储层砂体沉积特征的认识还很薄弱，综合实验研究亦很欠缺。因此，郑庄区块山2段储层特征具有迫切的研究需要和重要的研究价值，希望为延长气田后期的勘探与开发提供准确可信的基础依据。1.2国内外研究现状1.2.1储层研究现状随着油气勘探程度的不断深入，低渗透油气藏成为全球油气勘探的重点（宋永东，2007），其中低渗碎屑岩储层凭其浓厚的石油与天然气资源潜力，受到了广泛的关注。美国对低渗油气藏的勘探开发已有近150年的历史，我国自1980年发现第一个亿吨级低渗油田-安塞油田以来，相继在鄂尔多斯盆地、四川盆地、松辽盆地、塔里木盆地等多个含油气盆地发现了众多低渗透油气藏（张宁宁等，2018；邹才能等，2010）。储层沉积学是沉积学的一个分支学科，旨在运用沉积学的理论和方法来探讨含油气储层的形成机理。在我国，储层沉积学在油气储层评价领域已发展应用了半个多世纪，并且在大型油气田勘探开发的过程中不断得到完善和发展。通过研究储集砂体的岩性特征、物性特征、孔隙结构特征、砂体展布特征以及与储集孔隙空间形成有关的成岩作用，揭示其成岩过程、孔隙形成与有机质成熟度和油气演化之间的关系，并对油气储层进行勘探开发前的评价，尽可能地准确预测有利区块层位（Sun，1995；Nie，2009）。最初，储层沉积学研究的主要内容是微观沉积相和砂体的内部性质。20世纪90年代，储层沉积学快速发展，理论体系逐渐成熟，并提出建立储层地质模型的研究方法。进入新世纪以来，储层沉积学进入了定量化发展的新阶段（于兴河，2009），定量化研究内容包括砂体非均质性研究序列、成岩作用研究序列、区域储层研究序列等，并且对储集体地震地层学特征和测井信息特征开展了相应的研究。储层沉积学的研究方法与地震物探技术、测井信息技术相结合，大大提高了地层划分的准确性（操应长等，2003；田景春等，2005；于兴河等，2009）。油气砂体储层是石油与天然气勘探与开发的目的层，因而，开展砂体储层特征研究在石油、天然气的勘探、开发阶段是一项十分重要的工作。近年来，储层研究逐步从静态勘探向动态开发的方向发展，勘探成熟度较高的地区重点要做的是寻找隐蔽油气层、深层次找油找气及油层保护开发的动态储层特征研究。如鄂尔多斯盆地在中石油长庆油田分公司开发了几个大气田之后，油气勘探的方向逐步向低储层、深层位储层、致密储层展开，开发过程中的动态勘探工作持续进行，同时也表现出从局部优质高产储层向全盆地多层位勘探扩展的特点（童晓光等，2012）。常规的研究储层微观孔隙结构的方法有：成岩作用法、薄片观察法、毛管常压压力曲线法等，但这些方法存在有效定量化表征、岩层对象受限等不足。近年来，随着科技的进步，应用场发射扫描电镜、恒速压束、核磁共振技术等高端分析测试手段逐渐普及，各种储层综合评价技术日益成熟，研究结果更加精确可靠。测井分析法是通过电阻率、核磁共振和声波测井资料，进行实验室储层孔隙结构研究的一种方法。该方法对砂体储层孔隙结构特征的的认识十分有利，但存在周期长、成本高、样本规格尺寸要求高的不足。恒速压汞分析测试是对毛管压力曲线法的更新升级，克服了常规压汞方法不能测量吼道数量的不足。恒速压束可根据压力的大小区分岩样孔隙和喉道，能够更准确的反映孔喉比，揭示孔喉分布规律。恒速压束的接触角与静态接触角更相近，能准确地区分孔隙和喉道，用恒速压汞模型假设低渗油藏孔喉结构特征更接近实际（熊伟等，2009；张蔚红，2016；张鸿超，2013）。有效地研究低渗透率、低孔隙度、低储藏丰度、低压力储层地渗流特征和影响因素，是油气地质勘探的技术难关，也是油气藏开发过程中需要首先解决的问题。目前，研究储层渗流特征的方法有：核磁共振（NMR）技术、压汞技术、可动流体实验以及相对渗透率测定等分析测试手段（高辉，2009；李明，2014；Dutton，2010）。目前，受仪器设备和操作条件的限制，我国在三维孔隙结构模型重构技术应用方面处于起步探索阶段，大多数研究机构和研究人员还是把毛管压力曲线法、铸体薄片观察法和扫描电镜法作为储层微观孔隙结构研究的主要手段。1.2.2鄂尔多斯盆地储层研究现状鄂尔多斯盆地大型致密气藏具有低渗透率、低孔隙度、低压力、低储藏丰度的特点。根据苏里格气田地质勘探资料，大型致密气藏成藏的控制因素有：沉积环境稳定性、储集体分布特征、烃源岩的分布与构造特征、成岩作用对高渗储层分布影响关系、油气圈运聚综合成藏条件等（杨华等，2012）。鄂尔多斯盆地致密砂岩大气田成藏面积广，气藏边界圈闭特征不明显，是一种准连续型天然气聚集方式（赵靖舟等，2012；陈欢庆，2013）。前人从不同的角度，用不同的技术方法对鄂尔多斯盆地内部不同区块层位的储集性能进行了针对性的研究。首先，岩石粒度对储层砂体物性特别是孔隙度影响最大。在较强的水动力作用下，细砂和泥质垂向加积沉积难度较大，粗砂较容易沉积形成粒度较粗的储集体，因而储层岩石颗粒具有较好的原生孔隙，有效孔隙度和渗透率较高。因此，鄂尔多斯盆地延长气田郑庄区块储层岩石的孔隙度、渗透率直接受骨架颗粒粒度大小的控制，粒度越小，对应的岩层孔隙度和渗透率越低，越容易形成致密性储层。其次，成分成熟度和结构成熟度也是决定储层油气储集品质的重要因素。结构成熟度越高，原生孔隙的保留程度越好，压实作用对储层骨架颗粒影响就越小，有利于油气储集层的形成。另外，鄂尔多斯盆地储层品质也受各种地质作用控制，分布三角洲平原或三角洲前缘的储层，在沉积晚期溶蚀作用前保存有大量的原生孔隙，更有利于形成高品质储层（李凌德等，2002；杨晓萍等，2007；于兴河，2015；王允诚，2008）。1.2.3研究区山西组储层研究现状前人对鄂尔多斯盆地北部的苏里格、乌审旗、榆林等山西组大气田储层的物源方向、沉积相、骨架颗粒与填隙物特征等岩石学特征、微观孔隙结构特征、成岩作用、储层渗流特征已经研究的较为全面，而盆地东部特别是郑庄区块目前只有初步的认识，有待于进一步进行储层勘探开发研究。研究区含气层位多分布在山西组，储层砂体分布呈条带状变化，展布规律不明显，储层控制因素复杂多变（袁珍，2010；赵帮胜，2019）。许多研究者对延长地区山西组沉积相进行了深入的研究：赵虹、李文厚等人（2006）认为是曲流河三角洲；王超勇等人（2007）通过岩心、钻井资料进行研究认为延安以南、西安以北地区山2段是小型三角洲；王华等（2008）运用古生物法研究认为山西组山1段榆林以南地区为海相辫状河三角洲。虽然不同研究者的结论有所差异，但也存在共识：山西组沉积期形成了南低北高、坡度较缓的古地形，南北差异沉降明显，而东西没有差异沉降，并且相带分异较强。延长地区二叠系山西组气藏具有低孔隙度（4.7-8.1%）、低渗透率（＜1mD）、低产气量的特点，是典型的低渗-致密砂岩岩性气藏。对该气藏勘探的难点在于在低孔低渗背景下寻找有利的储层砂体，为此，前人做了一定的研究，如：山2段储集空间类型及成因的研究（张满郎，2008）等，推动了研究区储层研究的发展。目前，对山西组气藏的研究还存在一些不足：储层特征研究内容、研究手段单一；对油气储层次生孔隙方面的研究较少，对高孔高渗优质储层的预测仍处于探索阶段。1.3研究内容和研究方法1.3.1研究内容论文以鄂尔多斯盆地延长气田郑庄区块山2段为研究对象，其研究内容主要涉及以下几点：区域地质概况；研究区勘探、开发及研究现状；研究区山2段地层划分对比；研究区山2段储层岩石学特征；研究区山2段储层物性特征；研究区山2段储层孔隙结构特征；研究区山2段储层成岩作用特征；研究区山2段储层砂体展布特征。进而完成延长气田郑庄区块山2段储层特征研究。1.3.2研究方法①查阅中外文文献，熟悉鄂尔多斯盆地的区域地质背景，了解鄂尔多斯盆地以及延长气田山西组储层的研究现状；②搜集研究区前人成果资料，以及测井数据，开展岩心观察。通过岩心观察、测井曲线分析，结合前人成果，分析研究区山西组特别是山2段地层、构造、沉积、储层、含油性等特征；③采集岩心样品，利用铸体薄片、电子探针、扫描电镜等实验分析方法，结合前人研究成果，开展郑庄区块山2段储层的岩石学特征、物性特征、孔隙结构特征、成岩作用特征、砂体展布特征研究；④利用石文、卡本、Forward、Geomap、Excel等软件，绘制郑庄区块山2段单井柱状图、山2段多井横向对比图、山2段储层砂体展布图、山2段储层物性特征、成岩作用特征图等成果图件。

第2章区域地质背景2.1区域构造特征在区域构造位置上，鄂尔多斯盆地大致可分为6个单元：南北两个隆起——渭北隆起、伊盟隆起，东西带——晋西挠褶带、西缘挠褶带，中间包裹了天环坳陷和陕北斜坡（如图2-1）(杨华，2003)。陕北斜坡：又称为伊陕斜坡，是面积最大的一个构造单元，位于盆地的中心位置，分布范围大约为9.0×104km2。该地层倾角大多情况下都是小于1°，较为平缓。此外，主体发育多条自北向南的鼻状隆起构造，本文研究区所处的陕北斜坡整体呈现西高东低、北高南低的走向，占有盆地大量的油气储量，因此，也是重点勘探开发的高密度地区。渭北隆起：又称为渭北挠褶构造带，大多呈现为挠曲形态，南翼相对北翼更加平缓，研究区南部主要为断层发育。此外，渭北隆起自侏罗纪形成以来，不断发育南北褶皱以及东西褶皱，整体构造格局呈现为由南向北的褶皱构造和逆冲推覆断层带构成。本区在中生代晚期发生整体隆起抬升的运动，随后由于喜马拉雅期拉张断陷作用使盆地周边发生分裂，从而导致渭河地堑的出现而使渭北隆起得到进一步的抬升。伊陕斜坡西部的天环坳陷：又称为天环向斜，坳陷整体紧挨伊盟斜坡呈南北长条状展布，并且短轴背斜褶皱在此构造区广泛发育。天环坳陷与西缘挠褶带紧密相连，整体呈南北向展布，此构造带主要于中生代后期形成。晋西褶皱带：在古生代、中生代时期晋西褶皱带先后为大华北以及鄂尔多斯盆地的重要组成部分，随后经过长期的沉积分化作用至中生代晚期发生多次抬升运动，促使其成为陕北西倾大单斜的重要组成部分。晋西褶皱带东西大约宽60km，南北大约长470km，面积大约为2.5×104km2。伊盟隆起：在太古代、中元古代初步形成结晶基底的古隆起形态，至中石炭世一直处于剥蚀状态，直到晚石炭世接受沉积，上古生界由南向北、自西向东盖层厚度逐渐减小，中生界地层向其北部厚度逐渐变小。西缘褶皱带：主要位于我国东、西两大构造带的不同构造单元的邻接位置，比如：鄂尔多斯地块与阿拉善地块等（杨华，2012；陈洪德，2001）。2.2区域地层特征本研究区上古生界含气层位主要为太原组、山西组以及下石盒子组，山西组为本研究区的主要勘探层段，其可自下而上划分为山1、山2两个段，且山2段为本文研究的主要目的层（如表2-1）。表2-1郑庄区块二叠系下统地层划分表系统组段区域标志层二叠系下统下石盒子组盒5桃花页岩盒6盒7盒8盒9骆驼脖子砂岩山西组山1上煤组钙质页岩山2中煤组北岔沟砂岩太原组太1东大窑灰岩七里沟砂岩太2庙沟灰岩本研究区山西组山2段地层主要发育灰色、灰白色中砂岩、粗砂岩以及少量的粉砂岩。山2段地层旋回特征明显，沉积环境相对稳定，整体呈现出上细下粗的正旋回特征。此外本研究区山2段地层整体变化不大，发育较为稳定，为古地貌较缓、水体较浅的三角洲沉积。郑庄区块山2段整体地层厚度介于52～74m之间，其间发育了3～5个煤层，其可作为山2段小层划分对比的良好标志层。2.3沉积演化特征鄂尔多斯盆地在晚古生代的沉积演化过程中可具体划分为4个阶段：陆表海-裂陷盆地演化阶段、陆表海-凹陷盆地演化阶段、近海湖盆演化阶段以及内陆湖盆演化阶段。其具体沉积特征见下表（陈洪德，2001）：表2-2鄂尔多斯盆地晚古生代沉积演化特征表（据陈洪德，2001）演化阶段地质年代演化过程演化特征内陆湖盆演化阶段晚石盒子期-石千峰期晚石盒子-石千峰期北缘兴蒙海槽消亡，南缘秦岭海槽往北俯冲消减，华北地台全面抬升，海水撤出华北大盆地，鄂尔多斯盆地完全变成内陆湖盆，发育陆相沉积。北缘兴蒙海槽消亡，南缘秦岭海槽向北俯冲消减，华北地台整体抬升，盆地完全转为陆相沉积，湖泊范围增大。近海湖盆演化阶段山西期-早石盒子期山西-早石盒子期海水撤出鄂尔多斯盆地，但并没有完全撤出华北大盆地，由于仍然受海水内泛影响，鄂尔多斯盆地演变为近海湖盆，此时盆地南北沉降形成差异，随着北部源区继续抬升，陆源碎屑供给充足，陆相沉积建造大面积分布。海水撤出鄂尔多斯盆地，但海水内泛影响仍然存在，北部源区继续抬升，自北向南形成冲积扇-河流-三角洲沉积。陆表海-坳陷盆地演化阶段太原期太原期南天山运动引起兴蒙海槽向南俯冲的消减，造成华北地台北升南降的构造格局，一方面北缘大青山的陆源碎屑大量供给，另一方面海相沉积不断向南超覆，东部的陆表海盆地自北向南依次发育着冲积扇-河流-三角洲-潮坪-浅海陆棚相等。此时中央隆起没入水中，东西块连成整体，西缘裂陷活动明显减弱，裂陷盆地转化为坳陷盆地。南天山运动造成华北地台北升南降，东部陆表海盆由北向南发育陆相-海相沉积。西缘裂陷盆地转化为坳陷盆地。陆表海-裂陷盆地阶段本溪期鄂尔多斯盆地本溪期陆表海盆地位于东部地区，东侧受到华北海海侵，西侧祁连海海侵早于东部，中央古隆起分隔了两侧海水，控制着沉积分异。受贺兰裂陷影响西侧形成北东向的狭窄裂陷盆地，断裂呈幕式构造活动，地层沉积厚度大。东部初始海盆受到华北海海侵，西侧受贺兰裂陷影响形成狭窄的北东向裂陷盆地，沉积厚度加大。延长气田山2段在沉积构造的影响下，砂体整体呈现出由北东向向南西向呈条带状展布的特征。此外，砂体在厚度上呈现出由西向东逐渐变薄的趋势。2.4研究区概况本文研究区主要位于鄂尔多斯盆地晋西挠褶带的西南部——郑庄区块，处于陕西省延安市延长县郑庄乡境内的西南部地区（如图2-2）。郑庄西区与郭旗西区相接,南递Z005井——Y85井一线,西达Z683井——Y42井,东至Y86井——Y27井,整体南北大约宽8km,东西长大约10km,面积大约为60km2。研究区属于典型的黄土覆盖丘陵地貌,地面整体海拔介于850-1200m之间,整体地势呈现出西高东低的趋势。图2-1鄂尔多斯盆地构造单元图及郑庄区块地理位置图

第3章气层组划分对比3.1气层组划分对比原则气层组小层的划分与对比是相互促进的，并且小层的合理划分对其正确对比起到了极其重要的铺垫作用。气层的划分与对比遵守以下原则：先大段，后小段；先区域标志层，后辅助标志层；旋回控制，参考厚度；多井对比，全区闭合（据孔为，2013）。3.2气层组划分对比3.2.1山西组顶底界对比划分：鄂尔多斯盆地延长气田郑庄区块山西组地层与上、下两套地层均为整合接触关系，并且分界线清晰可见，容易判别，与下石盒子组、太原组两套地层可区分并可对比。山西组底部发育一套陆相砂岩-中煤组北岔沟砂岩，其与下伏太原组顶部发育的东大窑灰岩、七里沟砂岩以及煤线形成鲜明的对比，据此可以区分山西组与太原组；山西组顶部发育一套上煤组钙质页岩、煤线，其与上覆下石盒子组底部发育的一套骆驼脖子砂岩形成鲜明对比，据此可以区分山西组以及下石盒子组（如图3-1）。图3-1山西组标志层特征单井示意图3.2.2山1段与山2段对比划分：山1段顶部是骆驼脖子砂岩的底部，底部是船窝砂岩的底，其主要为灰色细砂岩、灰黑色泥岩以及灰色粉砂岩、中砂岩、深灰色粉砂质泥岩、灰色粉砂岩等。其中层理面多富集暗色矿物，且可见碳质纹理。山1段砂体横向连续性较差，局部发育炭质泥岩和较薄煤线，根据测井曲线可知，其声波时差以及神感应较低，曲线整体表现出较为平缓的趋势。山2段主要为灰色粉砂质泥岩、黑色煤线以及灰黑色、深灰色泥岩和灰色泥质粉砂岩的互层构成，底部为北岔沟砂岩。根据测井曲线可知，其声波时差以及深感应曲线呈现出多个指状正异常，并且其主要特征是发育多个较厚的煤层，其不仅是山2段与山1段的划分依据，同时也是内部小层的划分对比依据。3.2.3山2段亚段划分：根据测井数据以及岩性组合等特征可以将山2段自上而下划分为山21、山22以及山23三个亚段（如图3-2），每个亚段主要标志特征如下（表3-1）：表3-1郑庄区块山2段地层划分表亚段层厚平均厚度（m）标志特征山2115～2519.8①发育煤线；②高电位曲线有1～2个声波时差以及高深感应的负异常，自然伽玛曲线呈现齿化到微齿化、钟状；③山2段的上部旋回。山2214～2519.6①发育1～2个煤层，顶部煤层划分山21和山22；②自然伽玛曲线呈现钟状，底部出现负异常，顶部正异常，有1～3个深感应和声波时差的高值，高自然电位；③薄泥岩层、砂岩层以及煤层组成多个旋回层的叠加。山2315～2519.5①发育1～2个煤层，底部为北岔沟砂岩，顶部5号煤划分山22和山23；②声波时差顶底部均为指状正异常，自然伽玛曲线表现为钟状或箱状负异常；③山2段下部完整旋回。图3-2山2段小层划分对比单井示意图3.3研究区构造特征依据相关测井数据对山2段地层进行划分后可知其各小层顶面海拔数据同时结合本区域的地质相关资料数据，绘制了郑庄区块山2段、山21段、山22段以及山23段的顶面构造图（图3-3～图3-6）。根据前人的研究成果以及相关的地质资料可知，本研究区内构造形态比较单一，整个区域整体呈现为一个东高西低的平缓斜坡，未见断层发育。由图可知，山2段各小层顶面构造并没有太大的差异，而且其整体构造格局与山2段大体一致，具有一定的继承性质，并且在S251E、S255-1井等处可见局部高点，这些高点在斜坡上形成鼻状构造的形态。总的来看，山2段现今的顶面构造具有一定的继承性质，并在中东部地区发育一条窄小的鼻隆。图3-3山2段顶面构造图图3-4山21段顶面构造图图3-5山22段顶面构造图图3-6山23段顶面构造图

第4章储层沉积特征4.1储层沉积微相特征在沉积相的研究中，沉积微相是沉积相最基本的构成单位。通过对沉积微相的研究可以为沉积相以及沉积亚相的研究提供依据。通过对岩心资料的研究可以得到岩性、古生物、构造、孔隙度、渗透率以及地球化学等数据资料，这些资料也会是进行沉积微相研究的重要依据。相标志则主要来自于剖面上的垂向沉积序列以及沉积构造。4.1.1单井沉积相及微相研究一般通过测井相分析、岩心相分析以及地震相分析三种方法可以进行沉积微相的相关分析，其中单井岩心相分析通常被视为核心。通过分析岩心样品，总结整理可以反映本地区沉积特征的相标志，进而划分沉积微相。同时以取样岩心单井相分析为基础，通过研究岩电关系，建立测井相和沉积微相的相应标准，从而对未取心井进行沉积微相的分析。根据郑庄区块的测井数据以及取心资料共绘制1张单井沉积相分析图。通过分析单井沉积相图可知，郑庄区块山西组主要发育三角洲前缘相，其沉积微相主要为分流河道微相、分流间湾微相以及间湾沼泽微相。图4-1Y250井沉积相分析柱状图4.1.2连井沉积微相对比为了更精确的认识本区域沉积相的演变特征，专门选取可以控制整个郑庄区块的2条剖面进行精细分析，进而对煤层以及砂体的展布规律得到更准确的认识。此连井自北向南，从图中可知郑庄区块山西组沉积微相与单井沉积相图得出的结论一致。此外，分流间湾在山西组地层中广泛发育并且其岩厚度较大。分流河道在山西组上端呈条带状或透镜状展布。分流边缘在山西组下段发育，并且分布相对稳定、连续。图4-2S265井-Y270W井连井剖面沉积相分析柱状图4.2储层砂体展布特征山西组山2段分流河道发育完整，砂体相对集中，整体呈南北向展布，河道砂体叠加宽度大于1.5Km。山21时期，研究区东西两侧三条主要河道从北东向向南西向流入，分别通过S251E-Y250-4-Y250-Y289井、Y286-Y288-Y270井、Y126-1-Y269井向西南方向流入郑庄区块。山21段水下分流河道微相发育广泛，主要分布于研究区S251E-Y289井一带、Y286—Y288-S270井一带、Y126-1-Y269井一带等地区。分流间湾主要分布于S251-Y250-2-S266-3-Y289-2井一带、Y286W-3-Y288W-3-Y270W井一带等地区。山22时期与山21时期相比，其分流间湾微相更为发育，集中分布于S251E-1-Y250-2-Y289-2井一带、Y286W-1-Y288W-3-Y270W-3井一带等地区。山23时期，其水下分流河道微相与分流间湾微相发育相对均匀，但均比较窄小（图4-3～图4-5）。图4-3郑庄区块山21段砂体展布特征图图4-4郑庄区块山22段砂体展布特征图图4-5郑庄区块山23段砂体展布特征图

第5章储层成岩作用特征5.1储层岩石学特征本地区山2段储层的岩性主要为灰色中砂岩以及粗砂岩。整体来说，郑庄区块山2段以中粒砂岩为主，局部粗粒砂岩发育，极少部分地区发育粉砂岩以及极粗砂岩，其中，粒径小者可达0.28mm，大者可达1.9mm，但绝大多数颗粒粒径介于0.25mm-0.5mm之间。碎屑颗粒磨圆度中等，碎屑结构成熟度也是中等，整体分选较好，主要为次棱角状-次圆状，局部发育有棱角状以及圆状颗粒，砂粒支撑类型主要为颗粒支撑，胶结类型主要为孔隙式胶结，接触方式以线接触为主（图5-1）。I粒度Ⅱ磨圆度Ⅲ分选Ⅳ颗粒接触方式图5-1鄂尔多斯盆地延长气田郑庄区块山2段岩石结构参数5.1.1碎屑颗粒特征本地区山2段砂岩储层中碎屑颗粒的成分主要为岩屑石英砂岩以及岩屑砂岩（如表5-1，如图5-2）。砂体中碎屑颗粒绝对比例介于68.6～86.3%之间，均值含量大约为78.7%，主要以石英和岩屑为主，再者为长石、云母、方解石、白云石以及少许的暗色矿物。其中石英的相对比例介于53～85%之间，均值含量大约为65.1%，石英次生加大边普遍发育，蚀变较为严重，岩屑的相对含量介于15～47%之间，均值含量大约为34.1%，其岩屑主要为变质岩岩屑，整体含量介于15～29%之间，平均含量大约为23.3%；其次为火成岩岩屑，整体含量介于0～14%之间，平均含量大约为6.9%；最少的为沉积岩岩屑，整体含量介于0～8%之间，平均含量大约为3.9%。表5-1延长气田郑庄区块山2段碎屑颗粒成分特征样品编号石英含量/%岩屑含量长石含量岩石定名火成岩变质岩沉积岩418021701岩屑石英砂岩497212412岩屑石英砂岩538201701岩屑石英砂岩578301601岩屑石英砂岩618301601岩屑石英砂岩638501401岩屑石英砂岩658201701岩屑石英砂岩677911901岩屑石英砂岩688301700岩屑石英砂岩718211610岩屑石英砂岩728301601岩屑石英砂岩738201800岩屑石英砂岩748711200岩屑石英砂岩768301601岩屑石英砂岩788401501岩屑石英砂岩818321700岩屑石英砂岩848801200岩屑石英砂岩867501401岩屑石英砂岩888301502岩屑石英砂岩917721911岩屑石英砂岩3797431931岩屑砂岩3847341832岩屑砂岩3955952862岩屑砂岩4137042123岩屑砂岩4196852331岩屑砂岩4296262651岩屑砂岩44064102330岩屑砂岩4506592420岩屑砂岩46059132530岩屑砂岩46955102960岩屑砂岩48053132770岩屑砂岩50254142660岩屑砂岩5145882680岩屑砂岩5235962753岩屑砂岩5788401600岩屑石英砂岩5848501500岩屑石英砂岩图5-2研究区山西组山2段砂岩分类5.1.2填隙物特征本地区山2段砂体填隙物以胶结物为主，含有极少量的泥质杂基。其中，胶结物以黏土胶结物为主，含量介于13.7～31.4%之间，总体平均含量约为21.3%。砂体胶结物成分主要为伊利石、高岭石、绿泥石、方解石等。其中伊利石比例介于8.5～20.8%之间，均值含量为13.3%；方解石比例介于0～6.2%之间，均值含量大约为3.1%；高岭石整体比例介于0.5～4.2%之间，均值含量大约为3.3%；绿泥石比例介于0.2～3.2%之间，均值含量大约为1.7%（如图5-3）。由图可知，本地区山2段砂体黏土胶结物以伊利石为主，方解石为其碳酸盐胶结物的主要组成，高岭石以及绿泥石也在黏土胶结物中占有相当部分的含量。此外，在镜下可以观察到比较经典的伊利石胶结物，其中发育的微孔是山西组储层所具有的一个典型特征。同时，在储层中也可以发现硅质胶结物的发育，但其发育相对于碳酸盐胶结物而言相对较差，而方解石等碳酸盐胶结物的发育则相对较好，并且可在局部地区发现方解石的连晶胶结形式。图5-3研究区山2段胶结物组分含量特征图5.2储层成岩作用类型本研究区样品较为丰富，共采集铸体17个，电镜扫描17个，黏土矿物分析17个，并通过对这些资料的研究与总结，其成岩作用类型主要分为以下4种：压实压溶作用、胶结作用、交代作用以及溶蚀作用。5.2.1压实、压溶作用延长气田郑庄区块山西组山2段砂体储层是在较强的机械压实作用下所形成的，并且依据显微镜、电镜的观察以及岩心的相关描述与观察（如图5-4），可知本研究区碎屑颗粒主要以点-线接触的接触方式为主，局部发育凹凸接触。这种现象的诱因主要是由于其上部地层的巨大压力所引起的，此外，这与砂体的成熟度以及泥岩的含量也存在一定的联系。本研究区山2段砂体中，石英的次生加大边局部发育（如图5-5），先前被溶解的硅质物质再次围绕石英的边缘通过结晶作用形成石英的次生加大边，并且此现象在本研究区广泛发育，所发生的压溶作用也相对较强。同时，这也是造成颗粒孔隙减少的主要原因之一。图5-4Y289单偏光×5线接触、凹凸接触，压实作用图5-5Y289单偏光×2.5石英次生加大，压溶作用5.2.2胶结作用通过砂体薄片的观察可知，本地区山2段的胶结作用主要分为以下3种：黏土矿物胶结作用通过对铸体薄片中黏土矿物的观察与分析可知，伊利石比例介于8.50～20.77%之间，均值含量为13.30%；高岭石比例介于0.45～4.17%之间，均值含量大约为3.28%；绿泥石比例介于0.17～3.2%之间，均值含量大约为1.65%，总体黏土矿物均值含量可达26.44%，常见伊利石、高岭石以及绿泥石胶结（如图5-6、图5-7、图5-8），并通过黏土矿物的这种充填方式侵占有效的孔隙空间，从而降低储集层的物性特征。图5-6Y289井颗粒间充填片状伊利石图5-7Y289井颗粒间被自生高岭石充填图5-8Y289井针叶状自生绿泥石碳酸盐胶结作用常见的碳酸盐胶结物主要有方解石、铁方解石以及以及铁白云石，此中主要为方解石。此类胶结物尤其是连晶式胶结极大程度的削弱了岩石的孔渗率，有时甚至出现将孔隙直接堵死的现象（如图5-9、图5-10），不过有幸的是，此类胶结物相对不太稳定，较易溶解，因此其可作为溶蚀孔隙的物资基石。图5-9Y289方解石连晶式胶结图5-10Y289铁白云石胶结硅质胶结作用本研究区山西组山2段石英的次生加大边普遍发育（如图5-11），因此石英的次生加大胶结现象也是普遍存在的。此外，拥有较强的刚性是硅质的特点之一，此特征也较大程度的提高了砂体储层的抗压性，从而更加有利于粒间孔隙的保存。Ia单偏光2.5×Ib单偏光5×Ic电镜照片Id电镜照片图5-11Y289600×个别石英次生加大以及孔隙间充填石英颗粒5.2.3交代作用本地区山2段砂体交代作用主要表现为方解石、高岭石、伊利石等矿物交代碎屑颗粒（如图5-12）。Ia正交偏光Ib单偏光如图5-12Y28910×方解石交代长石颗粒5.2.4溶蚀作用根据铸体薄片以及扫描电镜的相关数据可知，溶解作用在本地山2段砂体中发育广泛，具体表现为：岩屑通常被溶解形成斑点状溶孔；长石多形成粒内溶孔；对石英的溶解这表现为其对次生加大变的溶解溶蚀，从而形成溶蚀型次生孔隙（如图5-13）。图5-13Y289井单偏光5×岩屑颗粒、长石颗粒发生溶蚀作用5.3成岩阶段特征成岩作用阶段的划分主要是根据埋深、古地温、有机质特征、黏土矿物演化以及孢粉颜色等指标来进行划分，现结合相关资料将山西组的成岩作用阶段划分如下：本研究区陆源碎屑岩现今的埋藏深度处于2484～2548m之间，本研究区山西组砂体储层的古地温介于106～179℃之间（据袁珍，2010）。本研究区山西组山2段砂体中有机质各项指标均比较正常，主要处于半成熟～成熟的成气过渡阶段，其孢粉颜色主要呈现为枯黄色和棕色。此研究区山2段砂体中的自生沉积矿物含量较高，其含量介于8.67～26.44%之间，均值含量大约为16.3%，I/S（伊蒙间层）整体比例介于18～32%之间，均值含量大约为26.59%；I（伊利石）整体比例介于63～80%之间，均值含量大约为69.9%；C（绿泥石）整体比例介于2～5%之间，均值含量大约为3.4%；I/S中的S%（间层比）整体比例介于10～20%之间，均值含量大约为11.2%；而蒙绿蒙混层以及蒙皂石不发育（如表5-2）。表5-2延289井山西组砂岩粘土矿物含量分析结果样号粘土粘土矿量%间层比（%S）总量伊/蒙间层(I/S)伊利石(I)高岭石（K）绿泥石(C)%相对相对相对相对I/S4298.672371421041910.163157841053411.682368631041311.722962531052311.952172521051412.601876421038412.772863631039513.082860841045015.102860841044015.402762741046016.742861741050219.282667521046919.782964421048022.022668421037423.823255952037925.6531521162054426.44246110510平均值16.326.662.56.33.411.2由于溶蚀强度的不断增强，导致石英在其成岩过程中逐步呈现出Ⅰ-Ⅳ级的次生加大边。并且通过电镜以及显微镜的观察可知，本研究区山西组山2段石英的次生加大边以Ⅱ级为主。本研究区山西组砂体的主要接触类型为线-缝合状接触，砂体颗粒的固结程度整体较高；并且在岩屑以及长石中存在粒内溶蚀现象，孔隙类型以次生孔隙为主，局部裂缝发育，通过对本研究区砂岩的溶解作用、接触类型、孔隙类型、接触方式以及黏土矿物的研究表明：延长气田郑庄区块山2段砂体主要形成于中期成岩作用阶段的A期末至B期初。综合运用所有分析可将本研究区的成岩作用划分为5个阶段（如表5-3）。表5-3研究区山西组砂岩成岩作用阶段划分项目成岩早期成岩中期成岩晚期ABABA埋深（m）标准0～900900～19001900～3000＞3000研究区2484～2548古温度（℃）标准常温～65＞65～85＞85～140＞140～175＞175～200研究区106～179有机质孢粉颜色TAI标准淡黄<2黄2.0～2.5枯黄棕黑>4.0研究区枯黄～棕成熟带标准未成熟半成熟成熟高成熟过成熟研究区成熟～高成熟I/S中S层%标准>7070～5050～15<15混层消失研究区10～20砂岩固结程度标准弱～半固结半固结～固结固结研究区固结接触类型标准点线点-线线-缝合状研究区线-缝合状孔隙类型标准原生孔原生孔极少次生孔发育次生孔减少裂缝发育研究区次生孔发育储层孔隙结构与物性特征6.1储层孔隙类型与孔隙结构特征6.1.1储层孔隙类型郑庄区块山2段孔隙构成主要以次生溶孔为主，而原生粒间孔、晶间孔以及微裂缝处于次要地位，并且本研究区的原生粒间孔主以剩余粒间孔为主。因此，山2段储层孔隙类型主要分为以下4类（如图6-1）：（1）次生溶孔：在此指的是岩石中方解石、高岭石颗粒交代长石颗粒或填充于颗粒间隙之中，这些长石或者易溶矿物被溶蚀后便会形成相应的次生溶孔，整体含量约占81～85%。本研究区的次生溶孔主要分为粒间溶孔和粒内溶孔两种，并且粒间溶孔在本研究区中占据绝大多数，而粒内溶孔发育较差（如图6-2）。（2）原生粒间孔隙：其整体含量约占7～8%，本研究区粒间孔隙以剩余粒间孔为主。由于岩石中的绝大多数碎屑颗粒被伊利石、高岭石等粘土矿物所充填，粒间孔隙和填隙物微孔发育较差（如图6-3）。（3）晶间孔：晶间孔隙是指组成碳酸盐岩中的矿物晶体之间的孔隙，在此是指高岭石之间的孔隙，整体含量约占3～4%。（4）微裂缝：本地区山2段此类裂隙的产生主要是由于构造应力的作用，本地区山2段各类砂岩中本裂隙发育较好，整体含量约占2～3%，裂隙主要被泥质、方解石所充填（如图6-4）。图6-1Y289井山2段孔隙类型图图6-2Y289井单偏光5×山2段次生溶孔图6-3Y289井单偏光2.5×山2段粒间孔图6-4Y289井单偏光5×山2段微裂缝6.1.2孔隙结构特征（1）孔隙结构参数特征①排驱压力根据本研究区山2段的21个岩心样品的测试数据可知，延长气田郑庄区块山2段气层组砂岩的排驱压力较大，介于0.4MPa～9.2MPa之间，但整体集中分布于4～9MPa间，占所有样品的66%以上，由此可见大多数样品的排驱压力较大，从而可以得知砂岩的渗透性较差（如图6-5Ⅰ）。山2段砂岩的最大孔喉半径介于0.1～1.8μm之间，整体主要集中于0～1μm之间，占所有样品的90.5%左右，可见砂岩的孔喉半径较小并且较为集中（如图6-5Ⅱ）。②中值压力本研究区山2段砂岩中值压力分布范围较大，整体介于3.5～63.4MPa之间，主要集中于10～25MPa之间，约占所有样品的61.9%（如图6-5Ⅲ）。其中值孔喉半径主要介于0.01～0.22μm之间，整体平均为0.08μm（如图6-5Ⅳ）。总体来看，砂岩的中值压力较高，中值孔喉半径较细，从而导致砂岩储层较为致密。③均值本研究区山2段砂岩孔喉均值整体介于0.01～0.28之间，平均值为0.12，可见本研究区样品孔喉半径整体呈现出较细的结构特点（如图6-5Ⅴ）。④分选系数 本研究区山2段砂岩孔喉分选系数整体分布介于0.01～3.17之间，平均分选系数为0.83，但主要介于0～3之间，约占所有样品的95.2%左右，可见多数样品的分选系数较小，孔喉半径分选性中等偏好（如图6-5Ⅵ）。整体而言，延长气田郑庄区块山2段砂岩，孔喉大小和半径相对集中，粗细的分选性中等偏好，孔喉总体较细，其储层砂体较为致密。ⅠⅡⅢⅣⅤⅥ图6-5研究区山2段孔隙结构参数柱状图（2）毛管压力曲线特征根据延长气田郑庄区块21个样品的毛管压力曲线和孔隙结构参数，可将本研究区山2段砂体孔隙结构划分为A类、B类和C类3种结构类型（如图6-6）A类：低门槛压力～粗孔型此类毛管压力整体呈现出向左下方下凹的趋势（图6-6Ⅰa、Ⅰb）。其门槛压力大约为0.5MPa左右、中值压力约为3.6MPa左右，曲线出现平台，分选中等，喉道分布为粗歪度，最大进汞饱和度大约为98.5%，在本研究区属于优质储层。B类：中门槛压力～中孔型此类毛细管门槛压力大约为1.4MPa左右（图6-6Ⅱa、Ⅱb），中值压力约为6.9MPa左右，曲线有平台，分选较好，喉道分布为粗歪度，最大进汞饱和度大约为76.6%，在本研究区属于储集层物性仅次于A类的中等储层。C类：高门槛压力～细孔型此类毛细管门槛压力大约为9.1MPa左右（图6-6Ⅲa、Ⅲb），中值压力大约为63.4MPa左右，曲线有平台，分选较好，喉道分布为略粗歪度，岩石以小孔喉为主，最大进汞饱和度约为60.5%，在本区具有该类储层的属于相对较差储层。ⅠaIbⅡaⅡbⅢaⅢb图6-6研究区山2段储层毛管压力曲线图6.2储层物性特征6.2.1物性特征储层的物性特征主要包括孔隙度、渗透率、孔隙结构以及非均质性等。其中，孔隙度和渗透性是储集层的两大基本特征。本研究区共收集到山2段各类物性分析数据29个，其主要包括山2段的岩心分析渗透率样品以及孔隙度样品（表6-1）。表6-1研究区山2段岩心分析物性参数统计表层位样品数孔隙度（%）渗透率（×10-3μm2）范围值平均值范围值平均值山2段292.6～5.74.70.02～0.220.12研究区孔隙度（图6-7）主要分布为2%～6%之间，平均孔隙度大约为4.7%，峰值介于4%～6%，其中孔隙度小于10%的样品数占总数的100%；山2段渗透率（图6-8）分布介于0.02～0.22×10-3μm2之间，均值渗透率大约为0.12×10-3μm2，其中孔隙度小于1.0×10-3μm2的样品数占样品总数的100%。按照低孔低渗储层分类标准（表6-2）可知，郑庄区块山2段储层属于特低孔-特低渗致密砂岩储层。表6-2低孔低渗储层分类标准分类碎屑岩孔隙度（%）非碎屑岩基质孔隙度（%）气藏空气渗透率（mD）特高≥30≥500高≥25～＜30≥10≥100～＜500中≥15～＜25≥55～＜10≥10～＜100低≥10～＜15≥2～＜5≥1.0～＜10特低＜10＜2＜1.0图6-7Y289井山2段孔隙度分布特征图图6-8Y289井山2段渗透率分布特征图6.2.2山2段储层孔渗关系孔隙度和渗透率的关系需要以大量的实验数据为基础，现用山2段的孔隙度以及渗透率数据进行投图（如图6-9），可得山2段孔隙度与渗透率的相关方程如下：y=0.0068e0.5202xR²=0.8042图6-9Y289井山2段孔-渗关系图从以上相关方程和关系图可以看出孔隙度和渗透率呈现明显的正相关关系，且相关性较好。由此可知，其孔隙度越好，渗透率便呈现出越好的趋势。6.2.3孔隙结构参数与物性关系特征从山2段砂体储层孔隙结构参数与物性关系图（如图6-10～图6-14）可知：排驱压力与孔隙度、渗透率整体呈负相关关系。中值压力与孔隙度、渗透率整体也呈负相关关系。中值孔喉半径与孔隙度、渗透率整体呈正相关关系。孔喉半径均值与孔隙度、渗透率整体也呈正相关关系。孔喉分选系数与孔隙度、渗透率整体也呈正相关关系。由此得知，当储层处于渗透率较低的条件下时，以偏细吼道发育为主的较粗吼道可以更加有效的提高其孔隙度和渗透率。图6-10山2段储层砂岩排驱压力与孔、渗关系图图6-11山2段储层砂岩中值压力与孔、渗关系图图6-12山2段储层砂岩中值孔喉半径与孔、渗关系图图6-13山2段储层砂岩孔喉半径均值与孔、渗关系图图6-14山2段储层砂岩分选系数与孔、渗关系图6.2.4储层综合评价根据前人的研究成果，可以在结构上将储集层分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ级（表6-3）（付金华，2005），目前只有Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层可以在目前的技术条件下采集工业气流。表6-3鄂尔多斯盆地山2段砂岩储层分类标准（据付金华，2004）分类特征好中等差较差ⅠⅡⅢⅣ物性孔隙度（%）≥1210～124～10≤4渗透率（×10-3μm2）≥101～0.50.5～0.1≤0.1毛管压力曲线特征排驱压力（MPa）≤0.50.5～0.60.6～1.5≥1.5最大连通吼道半径（μm）≥1.51.5～1.251.25～0.5≤0.5平均吼道半径（μm）≥0.20.2～0.10.1～0.05≤0.05中值压力（MPa）≤1.851.85～3.753.75～7.5大于等于7.5分选系数≥2.02～1.751.75～1.25≤1.25微观特征平均孔隙半径（μm）≥7070～1010～0.5≤0.5面孔率（%）≥6.06.0～3.03.0～0.5≤0.5孔隙组合粒间孔--溶孔溶孔--粒间孔晶间孔—溶孔粒间孔溶孔—晶间孔粒间孔--微孔微孔岩性特征石英砂岩、含砾粗粒长石岩屑砂岩、岩屑石英砂岩中～粗粒石英砂岩、长石质石英砂岩、凝灰质杂基常见岩屑砂岩、杂基含量高成岩特征硅质加大发育，溶蚀强烈溶蚀、高岭石蚀变常见压实致密及石英胶结致密岩本研究区山2段孔隙度主要分布为2%～6%之间，平均孔隙度大约为4.7%，其中孔隙度介于4%～10%之间的样品约占75.9%，≤4%的样品约占24.1%；渗透率分布介于0.02×10-3μm2～0.22×10-3μm2之间，平均渗透率大约为0.12×10-3μm2，其中渗透率介于0.1×10-3μm2～0.5×10-3μm2之间的样品约占58.6%，≤0.1×10-3μm2的样品约占41.4%；砂体排驱压力介于0.4MPa～9.2MPa之间，平均排驱压力大约为3.5MPa，其中排驱压力介于0.6MPa～1.5MPa之间的样品约占24.3%，≥1.5MPa的样品约占75.7%；最大孔喉半径介于0.1～1.8μm之间，均值最大孔喉半径为0.5μm，其中最大连通孔喉半径介于0.5μm～1.25μm之间的样品约占38.1%，≤0.5μm的样品约占57.1%；饱和度中值压力整体介于3.5～63.4MPa之间，平均为23.3Mpa，其中中值压力介于3.75MPa～7.5MPa的样品约占24.6%，≥7.5MPa的样品约占75.4%；砂岩平均孔喉半径主要介于0.01～0.22μm之间，整体平均为0.08μm。其中平均孔喉半径介于0.05μm～0.1μm之间的样品约占9.5%，≤0.05μm的样品约占52.4%；分选系数整体介于0.01～3.17之间，平均分选系数为0.83。其中分选系数介于1.25～1.75之间的样品约占19.1%，≤1.25的样品约占52.4%。此外，山2段以粒间溶孔为主，其次为剩余粒间孔。主要砂体为三角洲前缘分流河道砂体，主要为中-粗岩屑石英砂岩以及岩屑砂岩。综合评价本研究区山西组山2段砂体储层储集性能较差，主要为Ⅲ、Ⅳ类储层，并且Ⅳ类储层比Ⅲ类储层出现的频率更高，Ⅰ类和Ⅱ类储层出现的频率极小。

结论与认识1、通过岩心、测井数据的观察与研究，结合岩石学特征、沉积作用等特征，综合分析认为延长气田郑庄区块山西组沉积相系为三角洲前缘亚相，其沉积微相可进一步划分为水下分流河道、分流间湾以及间湾沼泽三个沉积微相。2、本地区山2段砂体类型以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主。砂岩成分主要为石英以及岩屑，长石含量极少，并发育有大量的黏土胶结物以及碳酸盐胶结物，局部发育少量的硅质胶结物。支撑类型为颗粒支撑，胶结类型为孔隙式胶结，颗粒整体分选中等偏好，其磨圆以次棱角状-次圆状为主，整体结构、成分成熟度较高3、本地区山2段成岩作用主要为压实作用、压溶作用、胶结作用、交代作用以及溶蚀作用，其中胶结作用以黏土胶结作用、碳酸盐胶结作用以及硅质胶结作用为主，且经研究分析判断本研究区砂体形成于中期成岩作用阶段的A期末至B期初。4、本研究区山2段砂体碎屑颗粒接触方式以线接触为主，局部发育少量的凹凸接触和镶嵌接触，颗粒整体固结程度较高，其孔隙类型以原生粒间孔隙、次生溶孔、晶间孔以及微裂隙为主，其中原生粒间孔隙以剩余粒间孔为主，次生溶孔以粒间溶孔为主，粒内溶孔相对发育较差。5、本研究区山2段储层砂体孔隙度主要分布为2%～6%之间，均值孔隙度大约为4.7%；渗透率介于0.02×10-3μm2～0.22×10-3μm2，均值渗透率大约为0.12×10-3μm2；砂体排驱压力介于0.4MPa～9.2MPa之间，均值排驱压力大约为3.5MPa；最大孔喉半径介于0.1～1.8μm之间，平均最大孔喉半径为0.5μm；饱和度中值压力整体介于3.5～63.4MPa之间，平均为23.3Mpa；砂岩平均孔喉半径主要介于0.01～0.22μm之间，整体平均为0.08μm；分选系数整体介于0.01～3.17之间，平均分选系数为0.83。由此可知，本研究区山2段砂体整体物性较差，产能较低。综合评价本研究区山西组山2段砂体储层储集性能较差，主要为Ⅲ、Ⅳ类储层，并且Ⅳ类储层比Ⅲ类储层出现的频率更高，Ⅰ类和Ⅱ类储层出现的频率极小。

参考文献DUTTON,ShirleyP.;LOUCKS,RobertG.DiageneticcontrolsonevolutionofporosityandpermeabilityinlowerTertiaryWilcoxsandstonesfromshallowtoultradeep(200-6700m)burial,GulfofMexicoBasin,USA.MarineandPetroleumGeology,2010,27.1:69-81.NIE,Hai-kuan,etal.ShalegasreservoircharacteristicsofBarnettshalegasreservoirinFortWorthBasin.GeologicalScienceandTechnologyInformation,2009,2.SUN,S.Qing.Dolomitereservoirs:porosityevolutionandreservoircharacteristics.AAPGbulletin,1995,79.2:186-204.陈安清,陈洪德,向芳等.鄂尔多斯东北部山西组-上石盒子组砂岩特征及物源分析[J].成都理工大学学报(自然科学版),2007(03):305-311.陈发景,孙家振,王波明,孙国凡,刘景平.鄂尔多斯西缘褶皱-逆冲断层带的构造特征和找气前景[J].现代地质,1987