蘇里格氣田東區(qū)下古生界馬儲層綜合評價

李浮萍，盧 濤 （中石油長慶油田分公司蘇里格氣田研究中心，陜西西安710018）

唐鐵柱 （中石油長慶油田分公司氣田開發(fā)處，陜西西安710018）

靳福廣，趙忠軍 （中石油長慶油田分公司蘇里格氣田研究中心，陜西西安710018）

蔣婷婷 （中石油長慶油田分公司第二采氣廠，陜西西安710200）

李浮萍，盧 濤 （中石油長慶油田分公司蘇里格氣田研究中心，陜西西安710018）

唐鐵柱 （中石油長慶油田分公司氣田開發(fā)處，陜西西安710018）

靳福廣，趙忠軍 （中石油長慶油田分公司蘇里格氣田研究中心，陜西西安710018）

蔣婷婷 （中石油長慶油田分公司第二采氣廠，陜西西安710200）

利用巖心分析化驗資料，綜合儲層巖電參數(shù)、有效儲層厚度及試氣生產(chǎn)情況，從沉積微相及成巖作用研究入手，結(jié)合古地貌恢復(fù)及現(xiàn)今構(gòu)造刻畫，分析儲層的主控因素，對儲層進(jìn)行綜合評價。評價結(jié)果表明，Ⅰ類儲層主要分布在潮上云坪及膏云坪中，位于古巖溶斜坡或斜坡中的殘丘邊緣地帶，發(fā)育裂縫和溶孔，占整個儲層的24.6%；Ⅱ類儲層主要分布在潮上云坪與泥云坪過渡帶，位于古巖溶斜坡或殘丘內(nèi)，發(fā)育溶孔和晶間溶孔，占整個儲層的42.5%；Ⅲ類儲層沉積微相主要為潮上泥云坪，位于洼地或溝槽等地貌單元，孔隙類型以晶間孔為主，占整個儲層的32.9%。

蘇里格氣田東區(qū)；儲層綜合評價；沉積微相；成巖作用

蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地中北部，南鄰靖邊氣田（圖1）?？碧匠晒@示蘇里格氣田東區(qū)下古生界奧陶系碳酸鹽巖具備一定成藏條件［1，2］。奧陶系馬家溝組自下而上依次劃分為馬一段～馬六段共6段，其中馬五段從上到下又劃分為馬五1～馬五10共10個亞段，馬五4亞段又分為共3個小層，其中馬小層為研究區(qū)下古生界氣藏的主力產(chǎn)層。蘇里格氣田西北部馬五段地層因遭受風(fēng)化剝蝕缺失普遍，主力產(chǎn)層馬地層僅在氣田東區(qū)南部有部分保留。自2007年開發(fā)以來，該地區(qū)始終堅持“上古為主，兼顧下古”的立體開發(fā)原則，使得下古生界氣藏的開發(fā)取得了一定成效。在保障上古生界氣藏開發(fā)效果的同時，下古生界氣藏的氣層鉆遇率達(dá)到70%～80%，對下古生界儲層單獨試氣的開發(fā)井平均無阻流量是上古生界氣藏開發(fā)井的2～3倍。因此，下古生界氣藏因其顯現(xiàn)的開發(fā)潛力日益受到關(guān)注。筆者以蘇里格氣田東區(qū)南部為研究區(qū)域（圖1），對儲層開展綜合評價，旨在為蘇里格氣田下古生界氣藏的進(jìn)一步開發(fā)部署提供依據(jù)。

圖1 蘇里格氣田地理位置

1 沉積相特征

蘇里格氣田東區(qū)位于鄂爾多斯盆地“L”型中央古隆起的北部南緣（圖2），馬五段沉積期發(fā)生震蕩性海退，北、西、南三面隆起環(huán)繞，為障壁蒸發(fā)陸棚邊緣，是一個海水咸化、水體很淺、經(jīng)常暴露的低能沉積環(huán)境。馬五段儲層整體為干旱環(huán)境下的蒸發(fā)潮坪相沉積，主要發(fā)育潮上帶亞相，從WN－ES水體逐漸變深，在緊鄰靖邊氣田的東南部邊界處局部發(fā)育潮間帶沉積亞相。馬五小層沉積時期，處于高頻海平面變化相對低水位期，全區(qū)發(fā)育較純的白云巖，整體為潮上帶－潮間帶沉積環(huán)境，發(fā)育寬廣的膏云坪和云坪沉積，局部發(fā)育泥云坪?？傮w來說，潮上云坪、膏云坪及泥云坪為研究區(qū)的主要沉積微相，其中潮上云坪及膏云坪為有利沉積相帶。

圖2 鄂爾多斯盆地馬家溝組馬五4沉積相圖

2 成巖作用

成巖作用在研究區(qū)包括有白云石化作用、溶蝕作用、重結(jié)晶作用、去膏化作用、壓實壓溶作用和去白云石化作用等多種類型，其中對儲層發(fā)育最具影響力的是白云石化作用和溶蝕作用。

研究區(qū)溶蝕作用包括表生巖溶作用和埋藏溶解作用。受加里東運動影響，研究區(qū)奧陶系遭受約1.3億年風(fēng)化剝蝕作用，這使馬五4亞段進(jìn)入表生成巖環(huán)境，位于風(fēng)化殼上部，發(fā)生巖溶作用。表生期古巖溶對馬五小層儲集巖的孔隙發(fā)育過程產(chǎn)生重要影響，它使準(zhǔn)同生期生成的石膏、硬石膏的單個晶體和結(jié)核淋濾溶解，形成大量溶?？准皫r溶縫（圖3（c）、（d））。而埋藏期溶蝕作用則主要表現(xiàn)為表生期巖溶作用形成的孔隙及充填物被再溶蝕或自生礦物的充填。

3 儲層特征

儲層巖性以含硬石膏結(jié)核細(xì)粉晶白云巖、粉晶白云巖為主（圖3（e）），其次為泥晶白云巖、泥細(xì)粉晶白云巖。礦物成分主要以白云石為主，平均含量占83.4%；其次是方解石，平均含量占32.1%。填隙物除了以表生期的滲流碎屑白云石和埋藏期的鐵白云石為主外，在風(fēng)化殼頂部氣層尚充填有鋁土質(zhì)、泥質(zhì)物，還有影響孔隙發(fā)育的粘土礦物等。粘土礦物主要為伊利石、高嶺石等，其中伊利石含量平均為62.1%，高嶺石平均為30.2%。

儲層孔隙類型多樣，包括溶孔、晶間溶孔、膏?？住⒕чg孔、溶蝕縫、微裂縫等，其中以溶孔、晶間溶孔為最主要的儲集空間，其次為膏模孔和晶間孔，面孔率在0.2%～13.5%之間，平均3.54%。溶孔孔徑一般1～2mm，在巖心柱面上呈麻班狀、蜂窩狀均勻或成層狀分布（圖3（c）、（e））。晶間溶孔及晶間孔主要發(fā)育在溶蝕孔洞的充填物及細(xì)粉晶－中晶白云巖中，呈多邊形或不規(guī)則形，孔徑一般2～30μm，晶間孔孔徑最大可達(dá)200μm（圖3（f）、（g））。膏?？锥喑蕳l、板狀及方塊狀零星或成層分布，孔徑較小，孔間連通性普遍較差（圖3（h））。除上述主要儲集空間類型外，白云巖中尚有一些次要孔隙，如角礫間孔、粒間孔、粒內(nèi)孔、粒內(nèi)溶孔等，但均分布較為局限，獨立存在時一般不構(gòu)成有效儲層。另外，風(fēng)化殼內(nèi)部發(fā)育部分微裂縫，為提高儲層滲流能力提供了有利通道。

圖3 巖心、薄片及掃描電鏡照片

根據(jù)儲層孔隙和裂縫的發(fā)育程度及其在空間上的組合形式，研究區(qū)儲層孔隙組合可分為3種類型。

1）裂縫－溶孔型 以成層分布的溶蝕孔洞為主要儲集空間，網(wǎng)狀微裂縫為滲濾通道，孔徑一般為1～2mm，最大可達(dá)10～30mm，物性好（圖3（i））。

2）孔隙型 以晶間孔和晶間溶孔為主要的儲集空間，孔徑2～40μm，物性較好（圖3（f））。

3）裂縫－微孔型 以分散晶間孔為儲集空間，角礫間縫和微細(xì)裂縫為其滲濾通道，孔徑一般5～20μm，物性較差（圖3（d））。

4 儲層控制因素分析

關(guān)于鄂爾多斯盆地碳酸鹽巖儲層控制因素的問題，李振宏等［3］認(rèn)為主要受沉積環(huán)境、古溝槽展布及壓釋水分布狀態(tài)的宏觀因素和孔隙類型、充填程度及充填物類型的微觀因素控制；王雷等［4］認(rèn)為主要受沉積環(huán)境、成巖作用和構(gòu)造作用三者控制。但這些論述都主要針對盆地中南部氣田。筆者認(rèn)為研究區(qū)由于其特殊的古地理位置，儲層控制因素可能更為復(fù)雜。筆者在儲層特征研究的基礎(chǔ)上，認(rèn)為研究區(qū)下古生界儲層主要受沉積、成巖、古巖溶地貌及構(gòu)造4大因素的控制，四者的相互匹配構(gòu)成了天然氣良好的儲集空間。

4.1 沉積作用

沉積相在整個儲層的形成過程中有著重要的作用，潮上云坪及膏云坪作為有利沉積相帶，決定了沉積環(huán)境范圍內(nèi)的巖石類型是以含硬石膏結(jié)核的白云巖為主，這為儲層的發(fā)育奠定了物質(zhì)基礎(chǔ)，該巖石類型脆性較強，在構(gòu)造作用下容易形成裂縫，且含有可溶性極強的硬石膏，對溶蝕作用的進(jìn)行非常有利。由于研究區(qū)風(fēng)化殼儲層在后期的成巖作用中被改造程度較深，因此，相對成巖作用而言，沉積微相對儲層的控制作用有一定的減弱。

4.2 成巖作用

成巖作用對儲層的影響和控制至關(guān)重要。一方面，白云化作用作為普遍發(fā)育的一種交代作用，使得碳酸鹽巖孔隙度增大及巖石類型增多，從而增強原巖的可溶性，促進(jìn)溶蝕作用的發(fā)生；另一方面，表生和埋藏成巖期溶蝕作用所形成的次生孔、洞、縫為天然氣存儲提供了空間，是白云巖化作用后儲層改造和形成的最終直接原因。

4.3 古巖溶地貌作用

筆者利用石炭系填平補齊法，結(jié)合馬五1＋2亞段殘余厚度法對古地貌形態(tài)進(jìn)行了恢復(fù)?；謴?fù)后的巖溶古地貌形態(tài)為“西高東低”的分布格局，頂面為低矮的臺地，地處奧陶系古潛臺向北部延伸的古巖溶斜坡之上，古巖溶殘丘、溝槽和洼地構(gòu)成了次一級的主要地貌單元（圖4）。古風(fēng)化殼地層自ES－WN逐漸變老，穿層分布。西北部一帶地層出露較老，多為馬五5、馬五6亞段，為巖溶臺地地貌發(fā)育地帶；中部為巖溶斜坡，部分殘丘分布；東南部出露層位相對較新，局部有馬五11、馬五21小層保留，多為殘丘、溝槽地貌分布地區(qū)。

儲層發(fā)育與古巖溶地貌關(guān)系密切［5］，研究區(qū)馬五段儲層位于古風(fēng)化殼剝蝕邊緣帶，受巖溶地貌控制作用明顯：①古巖溶地貌一定程度上控制了儲層的發(fā)育程度，巖溶斜坡及殘丘邊緣地帶，溶蝕孔洞充填程度低，微裂縫發(fā)育，孔縫配置好。而洼地孔隙充填程度高，裂縫發(fā)育程度明顯變差，孔縫配置差。②溶蝕溝槽的存在為天然氣進(jìn)入儲層提供了通道。后期上覆太原組、本溪組地層為區(qū)內(nèi)提供最主要的源巖，直接覆蓋于侵蝕溝槽之上，有利于天然氣進(jìn)入儲層，形成上生下儲的有利生儲蓋組合，對于下古生界天然氣富集起到了重要作用。③根據(jù)試氣資料統(tǒng)計表明，巖溶斜坡及巖溶殘丘地貌單元對天然氣富集有利，多數(shù)高產(chǎn)井均位于這種地貌單元內(nèi)。

4.4 構(gòu)造作用

印支、燕山運動后，原來蘇里格氣田東區(qū)的東傾的單斜構(gòu)造發(fā)生整體反轉(zhuǎn)，形成了東部翹升的西傾單斜。目前的構(gòu)造特征表現(xiàn)為：在平緩西傾大單斜上發(fā)育多排小幅度的鼻狀隆起，呈雁列式NE向展布，鼻狀隆起的軸線走向為NE向。

統(tǒng)計表明，構(gòu)造對下古生界氣藏具有一定程度的影響，構(gòu)造高部位出現(xiàn)氣井機率相對較多（圖5）、氣層累計厚度相對較大（圖6），且對儲層滲透率影響較大（圖7），分析認(rèn)為構(gòu)造對儲層主要起到溝通滲濾的作用。據(jù)42口開發(fā)井的試氣無阻流量及所在構(gòu)造部位統(tǒng)計得到，從鼻凹→鼻翼→鼻隆，無阻流量介于（2～10）×104m3／d的井所占比例有逐漸增加的趨勢，而小于2×104m3／d的井所占比例剛好相反，因此認(rèn)為構(gòu)造部位對氣井產(chǎn)能也有一定的影響。而無阻流量大于10×104m3／d的井則相對均勻分布在各構(gòu)造部位，由于氣井產(chǎn)能受多因素控制，因此認(rèn)為構(gòu)造部位對氣井產(chǎn)能的影響不起決定性作用（圖8，圖中n為樣品數(shù)）。

圖4 研究區(qū)石炭系沉積前古地貌圖

圖5 不同構(gòu)造部位氣井出現(xiàn)機率圖

圖6 不同構(gòu)造部位下古生界氣層累計厚度圖

5 儲層綜合評價

5.1 分類評價因素確定

1）泥質(zhì)含量是沉積微相在儲層質(zhì)量上的直觀反映，它對儲層的滲流能力有著重要影響。泥云坪孔隙不發(fā)育，既不利于溶蝕作用的進(jìn)行，又加重儲層的非均質(zhì)性［2］，在儲層評價中作用明顯［6］。

2）孔隙度與儲量關(guān)系密切，是儲層好壞的重要參數(shù)；滲透率與產(chǎn)能、采收率關(guān)系密切，被認(rèn)為是開發(fā)儲層評價的重要參數(shù)［7，8］；聲波時差是孔隙度的電性反映，三者參與評價。

3）有效厚度是反映儲層規(guī)模的重要參數(shù)，參與評價。

4）無阻流量反映儲層產(chǎn)氣能力的大小，參與評價。

圖7 不同構(gòu)造部位氣層物性參數(shù)特征圖

圖8 不同構(gòu)造部位試氣成果對比圖

5.2 綜合評價結(jié)果

根據(jù)單因素分析及相關(guān)評價參數(shù)的選擇，建立了儲層綜合評價標(biāo)準(zhǔn)（表1），并將儲層分為3類，Ⅰ類為好儲層，Ⅱ類為中等儲層，Ⅲ類為差儲層。對儲層有利儲集區(qū)平面分布進(jìn)行了預(yù)測（圖9）。

表1 蘇里格氣田東區(qū)馬五儲層綜合分類評價

表1 蘇里格氣田東區(qū)馬五儲層綜合分類評價

分類沉積環(huán)境儲層綜合評價Ⅰ潮上云坪、孔隙結(jié)構(gòu)類型孔隙度／%滲透率／10－3μm2聲波時差／μs·m－1泥質(zhì)含量／%無阻流量／104m3·d－1有效厚度／m古巖溶地貌位置膏云坪裂縫－溶孔型＞8＞0.5＞170＜4＞10＞3古巖溶斜坡或殘丘邊緣好Ⅱ潮上云坪與泥云坪過渡帶晶間孔－晶間溶孔型4～8 1～0.25 160～170＜4 2～10 1～3古巖溶斜坡或殘丘內(nèi)中Ⅲ潮上泥云坪微孔型（晶間孔）＜4 0.25～0.03 150～160＜4＜2＜1洼地或溝槽差

6 結(jié) 論

1）研究區(qū)主要發(fā)育潮上帶云坪和膏云坪沉積微相；成巖作用主要為表生期溶蝕作用和埋藏期溶解作用；古地貌以巖溶斜坡及殘丘為主；構(gòu)造特征表現(xiàn)為在平緩西傾大單斜上發(fā)育多排小幅度的鼻狀隆起；儲層巖性以含硬石膏結(jié)核細(xì)粉晶白云巖和粉晶白云巖為主，屬低孔低滲儲層。

2）儲層主要受沉積、成巖、古巖溶地貌及構(gòu)造四大因素的控制，四者的相互匹配構(gòu)成了天然氣良好的儲集空間。

3）Ⅰ類儲層占整個儲層的24.6%，主要分布在潮上云坪、膏云坪中，位于古巖溶斜坡或斜坡中的殘丘邊緣帶，發(fā)育裂縫和溶孔；Ⅱ類儲層占42.5%，主要分布在潮上云坪與泥云坪過渡帶，位于古巖溶斜坡或殘丘內(nèi)，發(fā)育溶孔和晶間溶孔；Ⅲ類儲層占32.9%，主要分布在潮上泥云坪中，位于洼地或溝槽，孔隙類型以晶間孔為主。由此可見，Ⅰ、Ⅱ類儲層是調(diào)整挖潛、提高采收率的重點。

圖9 研究區(qū)儲層綜合評價成果圖

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［編輯］ 宋換新

32 Comprehensive Evaluation of Reservoir Mawuin lower Paleozoic in the East of Sulige Gas－field

LI Fu－ping，LU Tao，TANG Tie－zhu，JIN Fu－guang，ZHAO Zhong－jun，JIANG Ting－ting

（First Authors address：The Research Center of Sulige Gas－field，Changqing Oilfield Company，CNPC，Xian710018，Shaanxi，China）

By using core analysis and testing data，reservoir rock－electronic parameters，effective reservoir thickness and gas－testing production were integrated，starting from the study of sedimentary microfacies and diagenesis and in combination with ancient landscape restoring and recent structural describing，the main controlling factors to the reservoir were analyzed for an integral evaluation of the reservoir.The result shows that the Type I reservoir is mainly distributed in the supratidal and gypsum of dolomitic flats，which is located in palaeokarst slope or edge zone of monadnock in the slope，where cracks and dissolved pores are developed，account for 24.6percent of the whole reservoir；the TypeⅡreservoir is mainly distributed in the transitional zone between the supratidal and clay of dolomitic flat，which is located in palaeokarst slope or monadnock，where dissolved pores and intercrystalline pores are developed，account for 42.5percent of the reservoir；the TypeⅢreservoir is mainly distributed in the supratidal clay dolomitic flat，which is located in depression or groove，the pore type is dominated by intercrystalline pore，account for 32.9percent of the reservoir.

east of Sulige Gas－field；comprehensive reservoir evaluation；sedimentary microfacies；diagenesis

book=331,ebook=331

TE122.2

A

1000－9752（2012）07－0032－07

2011－11－01

國家科技重大專項（2011ZX05044；2011ZX05001）。

李浮萍（1979－），女，2003年江漢石油學(xué)院畢業(yè)，碩士，工程師，現(xiàn)主要從事氣田開發(fā)地質(zhì)研究工作。