古生界岩性特点共23页.docx

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古生界岩性特点共23页

纸坊组（T2Z）

一般厚度为280~~300米，上部灰绿色、浅灰色粉-细粒长石砂岩与暗棕色、灰绿色泥岩间互。

下部为灰绿色含砾中粒长石砂岩。

和尚沟组（T1h）

稳定厚度为90-120米，暗棕、灰紫、灰绿色泥岩夹浅灰色、肉红色粉-细粒长石砂岩。

本组地层一般没有取芯。

刘家沟组（T11）

厚度一般为220-320米，浅灰色、灰紫色中粒长石砂岩夹暗棕、紫红色泥岩。

下部为一套成熟度低的紫灰色含砾中粒长石砂岩。

刘家沟组下部紫灰色含砾中粒长石砂岩，其泥质及岩块含量高，颜色陈旧，以灰为主。

在电性上所反映的特征是自然伽玛、电阻率曲线呈现中高值且幅度差异小，声速曲线呈低峰锯齿状。

卡准刘家沟组底部是正确划分上古生界各组地层界面和卡取上古生界气层的关键所在。

石千峰（P3q）

厚度一般为250-300米，上部棕红、紫红色、紫灰色泥岩加紫红、暗紫红、浅灰色中-细粒长石砂岩，下部桔红、紫红色、浅灰色不等粒长石砂岩、底部砾状长石砂岩。

进入石千峰组后，为大段紫红色泥岩加紫红色中-细粒长石砂岩，泥岩质纯，色泽鲜艳醒目，以红为主。

在电性上自然伽玛、电阻率曲线幅度差异极为明显，声速曲线在泥岩段呈高峰锯齿状，与上覆刘家沟组在岩电上均形成鲜明对比。

该标志层在全盆地范围内均可对比，为一区域性标志层。

底部砾状长石砂岩长石含量达28-50%，酸性斜长石具清晰的钠长石双晶。

正长石颗粒破碎，大小不均，形状不规则，轮廓模糊。

砂岩孔隙主要为复合型粒间孔，中东部天然气勘探中有气显示。

下石盒子组（P2h）

下石盒子组属半氧化环境下的内陆河流相沉积。

总厚120-160m左右，跟据砂泥岩组成的沉积地层旋回可分为盒5、盒6、盒7、盒8四个岩性段。

下石盒子组砂岩岩性为：

绿灰色岩屑质石英砂岩、不等粒石英砂岩、浅灰色含粒粗粒石英砂岩，砂岩泥质含量少，粘土平均含量6-12%，以高岭石、伊利石、绿泥石为主，胶结类型为再生-孔隙式，其中高岭石晶间孔普遍存在，次生加大的石英起到了骨架支撑作用，使其成为最普遍的储集空间，层理构造发育，常见的有大型板状斜层理和交错层理，由于物性普遍较好而成为找气的主要目的层。

依此也可反映出区内受当初胡侵湖退作用影响形成三角洲相沉积在岩性剖面上的组合变化规律。

榆林、子洲一带下石盒子组均见到灰白色中砂质粗粒长石石英砂岩，长石含量10-18%，正常约占长石含量的三分之二。

因泥化作用，多数颗粒表面风化为黄褐色雾状。

颗粒破碎，大小不均，形状不规则，轮廓模糊，且普遍有长石粒内孔。

下石盒子每套储盖组合一般都是由总厚度5-35米的一至三个砂层，其上封盖20-60米左右的泥质岩组成。

盒7、盒8砂岩发育，厚度大，泥岩薄。

砂岩为浅灰色岩屑石英砂岩、岩屑砂岩。

粒度以中-粗粒、不等粒为主，自上而下变粗（中-北部盒8普遍含砾石），由北向南变细。

尤其盒8砂岩（骆驼脖砂岩）属较典型的泛滥刑网状河、曲流河交互沉积。

由于河身不固定，河道弯度小，侧向迁移速度快，堆积充填快，砂体往往为多期叠加，大面积分布。

进入盒7，河道萎缩、迁移、汛期减弱，砂岩厚度变薄（一般小于15米），边滩、心滩砂岩不发育，天然堤，决口扇砂体，厚度5米左右。

盒7级以上砂岩为透镜状零星分布，复合连片性差，（常为低成熟度的细-中粒岩屑砂岩，杂基含量高，物性差。

孔隙度一般小于6%，渗透率小于0.4×10-3μm2。

只有盒7一些厚度大的心滩、边滩砂岩中，孔隙度可达12.2%（陕123井）。

石盒子组普见被方解石和高岭石交代的碎屑，它们是因长石和岩屑相应不稳定而被交代的缘故。

山西组（P1s）

一般厚90-120m，该组有湖泊沼泽相、湖成三角洲平原相两大沉积体系。

根据沉积的韵律及岩性组合序列依次分为山1、山2上下两段：

上段山1层厚40-50m，由分流河道相岩屑砂岩与灰绿色泥岩及灰黑色泥岩组成：

砂层，一般厚度2-10m,主要岩性为灰色或浅灰色中粒岩屑石英砂岩，岩屑在山西组中含量占8-22%，除燧石、多晶石英岩外，主要是凝灰质火山碎屑岩、千枚岩、粉砂岩或泥岩，柔性浅变质岩经压实的塑性变形尤为突出，具结构成熟度低，成份成熟度高的特点。

砂岩中白云母和绢云母的含量明显增加，中性交错层理发育，普见碳屑。

伊利石和绢云母孔隙式交结为主，伊利石晶体多为毛发状、纤维状。

蚀变矿物绢云母在山西组砂岩中常见粘土矿物，含量在2-5%左右，大多成密集的鳞片状，石英次生加大普遍，再生-孔隙是胶结，高龄石含量3-8%，岩石较石盒子组致密，但高岭石晶间孔仍为砂层理想的储集空间。

下段山2层以湖沼相煤系地层为主。

砂岩加煤线及暗色泥岩，由于砂岩（北砂沟砂岩）中富含高岭石、白云母及岩屑、炭屑组分，所以易于与下伏的太原组滨海相纯石英砂岩区别；同时山2电测曲线反映的高时差、大井径及低密度也与山1的平缓曲线易于划分；与石盒子组相比，双侧向电阻率值增高，煤层对应，声波曲线呈尖峰状，自然伽玛呈锯齿状起伏。

由于沉积物原来自盆地北部，上下部的各类砂体均呈北东-西南向条带状、透镜状分布。

岩性主要为粗-中粒石英砂岩，厚度5-30米以上。

前缘砂石经过河流、波浪、潮汐反复作用后形成的，具有质地纯，分选好，岩屑少、成熟度高的特点，高龄石大多分布于孔隙之中，以集合体形成出现，呈蠕虫状，书页状及手风琴状，晶形发育较好，呈典型的假六方片状。

其发育的晶间孔和高龄石被溶流失后形成的粒间孔是气层的主要储集空间。

有较好的储集物性。

孔隙度一般5-8%左右，最高者达13%（陕67井山2分流河道砂岩）渗透率〉0.4×10-3μm2。

山西组低孔低渗的原因一是储集砂岩高岩屑、高杂基，粘土孔隙充填和混粒结构为主，二是埋藏深度大，压实、胶结等成岩作用强烈，而溶蚀作用微弱。

山西组砂岩一般孔径很小，平均9.63-12.8um，喉道窄，平均喉道宽0.316um，裂缝少，一般为构造应力缝和层理缝，长1000-10um不等。

太原组（P1t）

太原组一般厚60-80m，与下伏本溪组呈整合接触，沉积环境为连续演化，使在本溪组沉积背景下的水退式海陆交互相沉积，陆标浅海控制着该组地层的沉积和发展。

（2000年，长庆油田已将长庆石油勘探局划分的原太2地层划为本1地层

此层的标志层很多，有：

东大窑灰岩、七里沟砂岩、斜道灰岩、毛儿沟灰岩、庙沟灰岩。

还有油田现已划分为本1段的9#煤层、吴家峪灰岩、晋祠砂岩。

长庆石油勘探局根据沉积组合韵律及岩性、电性变化原分为上下两段：

上段太1，为区域海侵形成的含生屑灰岩继海退形成的泥岩及薄煤层，并且灰岩、泥岩和煤层组成四个次级旋回，层内还有火山灰、玻屑凝灰岩：

下段太2以砂岩为主，岩性为灰白色石英砂岩，夹有少量灰岩，底部夹有3-5m的可采煤层，其煤层则是与下伏本溪组分界的标志层。

太1与太2区别是以薄层凝灰岩作太1底，最厚的第一个煤层作太2的顶部，反映在电测曲线上灰岩及煤层为高阻值。

太原组砂岩极不发育，砂岩层厚2-7m，石英的含量一般均在90%以上。

硅质在生式胶结为主是其主要特点。

另一特征是碎屑间普见铁白云石充填，局部见有球粒状、放射状或麻绳装分布的自形晶菱铁矿，显然是交代成因所致。

太原组灰岩主要为含生物碎屑泥晶灰岩、生物碎屑灰岩、泥晶灰岩。

少数为微晶生物碎屑岩。

填隙物全为低能藻泥晶方解石基质，未见亮晶方解石胶结。

灰岩富含陆源碎屑和有机质。

粒屑成分主要为生物碎屑，其次是棱角-半棱角状的砾屑和砂屑。

海相生物化石属种繁多，含量10-50%。

经统计各灰岩中生物化石丰富，有蜓、有孔虫、苔藓虫、腕足、腹足、瓣鳃、三叶虫、棘皮、介形虫、牙形刺及藻类等。

这些化石除苔藓虫外，都经过位移，这反映了海水具有双向流动潮汐作用的性质：

二是长条状骨胳（如海百合茎），定向排列，这反映沉积时水体有一定动荡条件。

上古生界石炭系

本溪组（C2b）

本溪组地层厚度10-40m，自东向西超覆于下古生界奥陶系风化壳之上。

岩性复杂，主要为泥质岩夹煤层、生物灰岩、铝土岩等。

仅在局部地区岩奥陶系风化壳古侵蚀低凹带及沟槽沉积各类海退、潮汐砂丘、砂咀、砂坝，直接覆盖于风化面上，并沿古沟槽分布。

本溪组在盆底内根据沉积序列及岩性电性组合变化规律由上而下可分为本1和本2两段。

（2000年，长庆石油已将长庆石油勘探局划分的原本1、本2地层划为本2地层）底部本2段为铁铝质泥岩与奥陶系区分，测井曲线呈明显低阻和高自然伽玛值；上部本1段为一套局部夹生物灰岩及煤线的砂岩，表明是海路频繁交互背景下的填平补齐快速沉积的产物。

本溪组砂层主要由网状河，低弯度曲流河沉积的条带状、网状心滩、边滩、天然堤、决口山砂体组成。

砂岩由河控、海浪双重作用性成，多为分选好的中-细粒石英砂石，铁白云石胶结。

但沉积层序差，各井之间不易对比，厚度3-34米之间，孔隙度2-12.01%之间，渗透率0.1-1.48×10-3μm2。

下古生界奥陶系

马家沟组（O1m）

马家沟组内马五段以上地层被剥蚀，钻井中钻遇的地层为：

马五段

中部地区马五段分布较广，厚度为180-210米，岩性主要为深灰色、褐灰色的泥晶-细粉晶白云岩、白云岩累积厚度占地层总厚度的49.7%，并构成本区主要产气层的储集岩。

次为深灰色次生粉晶灰岩。

其特点是：

①白云石结构细，以细粉晶为主，泥晶为次。

晶粒一般小于5微米，但大小均匀；②普遍发育水平纹层、鸟眼、干裂和膏盐晶体或假晶，表明原始沉积物形成于潮上坪、蒸发泻湖环境；③在剖面上同石膏岩盐、云质膏岩盐共生或互层；④晶体形态以他形为主，其它还有陡斜菱面体晶形、（俗称麦粒状）长条状-叶片状晶体。

（俗称刃状）有与泥-细粉晶白云岩组成藻团粒、砂屑和粒，仍然保留颗粒的内部结构。

从而表明白云化石在沉积期或稍候的准同生期形成的。

马五11储层：

岩性为灰色、褐灰色泥晶、细粉晶白云岩，局部夹薄层粒云岩及角砾状云岩，厚度约1.0-3.0米。

位于风化壳顶部，溶蚀淋滤缝、成岩收缩缝（破裂缝）较发育，溶蚀孔不发育，仅在局部地区（陕参1井、陕12井、陕21井）发育溶蚀针孔。

由于上覆石炭系的沉积，使其各类缝孔多被泥质、黄铁矿严重充填，加之纵向上风化剥蚀，横向上侵蚀沟槽切割，造成储层厚度变化大，连片性差，储集物性差。

孔隙度一般小于2%，渗透率小于1×10-3μm2。

马五12储层：

岩性为浅灰色、灰色泥-细粉晶云岩、角砾状云岩，局部夹砂屑云岩。

储层分上、下两层。

上层厚2.0-4.0米，储集空间主要以溶蚀孔洞为主，伴少量溶蚀针孔，个别地区储层上下部发育层间缝，不规则的微裂缝、角砾缝、构造缝。

该层溶孔直径一般大于2毫米，孔洞多为孤立分布，且分布不均。

在区域上缝洞层厚度大，非均质性强，溶蚀孔洞的发育差异大，占岩芯柱面，（5-2.5%不等。

孔洞少部分被淡水白云石半充填，大部分白云石、方解石、泥质、硅质、黄铁矿全充填。

孔隙度最大19.36%（陕121井），一般2.0-4.0%，渗透率最大6.73×10-3μm2，一般小于1×10-3μm2。

下层厚0.8-1.5米，主要为层间缝、成岩收缩缝，溶蚀孔洞发育极差。

孔隙度一般小于2%，渗透率小于1×10-3μm2。

马五13储层：

岩性以浅灰色细粉晶云岩为主，岩性单一，泥质含量低，厚2.5-4.6米，全区平均后约3.5米。

该层是气田溶蚀孔、洞、溶斑内晶间孔、晶间溶蚀针孔及微裂缝发育层。

溶蚀孔洞一般占岩芯柱面20-35%左右，最密者达50%，呈麻斑状或蜂窝状顺层分布。

孔洞直径一般1.5-3.5毫米，部分地区的溶蚀孔洞被细-粗粉晶淡水白云半充填，示顶底的溶孔内，留下弯月样孔隙，故称新月形溶孔，或疏松全充填，局部地区被白云石、方解石或白云石、方解石、高岭石、硅质混和全充填。

溶蚀孔洞在部分地区发育不均，呈“二段”式（即上部富集，下部稀疏，或反之）或“三段”式（即上、下部以微裂缝为主，见少量星点状孔洞，中部孔洞发育。

微裂缝一般每平方厘米2-6条，多为张开缝或泥质半充填，并伴有少量大裂缝，储集性能好。

孔隙度单井平最大10%（陕121井），一般4-7%，渗透率单井平均最大22.32×10-3μm2（陕121井），一般1-4×10-3μm2，有效面孔率最大8-9%（陕155井），