柴達木盆地北緣馬西氣藏儲集層研究

甘貴元，張建英，宋 兵，郗 斌，王 牧，姚熙海，張治國

(1.中國石油 青海油田公司 勘探開發(fā)研究院，甘肅 敦煌 736202；2.東方地球物理公司 青海物探公司敦煌研究分院，甘肅 敦煌 736202；3. 中國石油 青海油田公司 采油一廠，青海 茫崖 817500)

柴達木盆地北緣馬西氣藏儲集層研究

甘貴元1，張建英2，宋 兵1，郗 斌3，王 牧1，姚熙海1，張治國1

(1.中國石油 青海油田公司 勘探開發(fā)研究院，甘肅 敦煌 736202；2.東方地球物理公司 青海物探公司敦煌研究分院，甘肅 敦煌 736202；3. 中國石油 青海油田公司 采油一廠，青海 茫崖 817500)

柴達木盆地北緣馬西氣藏古近系漸新統(tǒng)下干柴溝組下段儲集層，形成于辮狀河三角洲沉積環(huán)境，儲集層巖石類型主要為細粒砂巖、中粒砂巖和粉砂巖。砂巖以巖屑長石砂巖為主，其次為長石巖屑砂巖。碎屑巖顆粒分選性中等—好，膠結(jié)類型以接觸—孔隙式為主，接觸關(guān)系以點接觸為主。砂巖儲集孔隙類型以原生粒間孔為主，屬于大孔隙，以粗喉道為主。儲集層孔隙度平均為25.21%，滲透率平均為963.52×10-3μm2，綜合評價為高孔高滲的好儲集層。

砂巖儲集層；綜合評價；馬西氣藏；柴達木盆地北緣

1 地層巖性

氣藏分布的下干柴溝組下段，巖性以棕紅色泥巖、泥質(zhì)粉砂巖為主，夾棕紅色、灰色細砂巖與少量的棕紅色砂質(zhì)泥巖。底部有近25 m的雜色細礫巖。

2 儲集層特征

2.1 巖石學特征

馬西地區(qū)古近系主要發(fā)育辮狀河三角洲前緣亞相的河口壩、遠砂壩、席狀砂微相沉積及辮狀河三角洲平原亞相分流河道、分流間灣微相沉積。

通過對馬西氣藏巖心觀察，結(jié)合巖石薄片鑒定、鑄體圖像分析、粒度資料等進行綜合分析，表明鉆遇的下干柴溝組下段儲集層巖性以細砂巖、中砂巖和粉砂巖為主(圖1)。顆粒直徑主要分布區(qū)間為0.06～1.0 mm。

儲集層砂巖類型主要為巖屑長石砂巖，其次為長石巖屑砂巖。碎屑顆粒的礦物成分主要以石英、長石和巖屑組成，碎屑顆粒分選性中等—好，磨圓度為次棱—次圓。儲集層膠結(jié)類型以接觸—孔隙式為主，接觸關(guān)系以點接觸為主。

2.2 孔隙類型及結(jié)構(gòu)

根據(jù)馬西氣藏馬西101井鑄體薄片圖像分析，儲集層孔隙類型主要為粒間孔，膠結(jié)類型以孔隙膠結(jié)為主(圖2)，最大粒徑在0.37～3.0 mm，平均為1.0 mm，主要粒徑區(qū)間為0.06～1.8 mm。

圖1 馬西氣藏下干柴溝組下段儲集層粒級分布頻率

根據(jù)鑄體薄片分析統(tǒng)計，馬西氣藏儲集層砂巖孔隙面孔率在6.26%～26.38% ，平均為19.39%，平均孔隙直徑為97.3 μm，屬于大孔隙；而喉道寬度最小為1.7 μm，最大為109.07 μm，平均為15.52 μm，以粗喉道為主。

根據(jù)馬西氣藏毛管壓力曲線分布特征參數(shù)統(tǒng)計(表1)，830.19～838.19 m井段排驅(qū)壓力(Pd)平均為0.034 MPa，飽和度中值壓力(P50)平均為0.179 MPa，最大連通半徑(Rmax)平均為25.516 μm，中值半徑(R50)平均為8.608 μm；退汞效率(w)平均為4.824%。871.09～879.09 m井段排驅(qū)壓力平均為0.266 MPa，飽和度中值壓力平均為10.202MPa，最大連通半徑平均為2.878 μm，中值半徑平均為0.127 μm，退汞效率平均為35.35%。整體上反映了孔隙喉道以粗喉道為主，退汞效率偏低的特征(圖3)。

圖2 馬西氣藏儲集層粒間孔特征

井段/mPd/MPaP50/MPaRmax/μmR50/μmSHgmax/%w/%830.19～838.190.017～0.0980.034(20)0.056～1.890.179(20)7.505～44.40625.516(20)0.389～13.1578.608(20)62.04～92.378.49(20)3.42～9.164.824(20)871.09～879.090.214～0.3170.266(2)3.503～16.910.202(2)2.317～3.4382.878(2)0.044～0.210.127(2)75.13～75.5775.35(2)34.13～36.5735.35(2)

2.3 儲集層物性及關(guān)系

馬西氣藏馬西101井儲集層物性分析表明，砂巖儲集層孔隙度最小為4.5%，最大為33.4%，平均為25.21%，一般在20%～30%；滲透率最小為0.025×10-3μm2，最大為2 749×10-3μm2，平均為963.52×10-3μm2，一般在(400～2 500)×10-3μm2(圖4)。

從巖心分析滲透率與孔隙度關(guān)系(圖5)分析，巖心分析滲透率與孔隙度具有較好的關(guān)系。

圖3 馬西氣藏儲集層典型壓汞曲線特征

圖4 馬西氣藏儲集層孔隙度、滲透率分布頻率

圖5 馬西氣藏儲集層滲透率與孔隙度關(guān)系

3 儲集層評價

根據(jù)巖心樣品分析資料統(tǒng)計，儲集層孔隙度最大為33.4%，最小為4.5%，平均為25.21%，屬高孔隙儲集層。滲透率最大為2 749×10-3μm2，最小為0.025×10-3μm2，平均為963.52×10-3μm2，屬高滲透儲集層。

最大連通孔喉半徑(Rd)反映對流體起主要作用的最大連通孔喉之粗細，其值越大，表明巖石的滲透性越強。實驗樣品一般Rd≥5 μm，平均最大連通孔喉半徑23.458 μm，為好儲集層。

排驅(qū)壓力(Pd)反映巖石孔喉的集中程度，同時反映這種集中孔喉的大小，其值越大，表示儲集性能越差。實驗樣品一般Pd≤0.1 MPa，平均排驅(qū)壓力為0.055 MPa，為好儲集層。

最大進汞飽和度(SHgmax)反映巖石顆粒大小、均勻程度、膠結(jié)類型、孔隙度、滲透率等一系列綜合指標。毛管壓力實驗樣品平均最大進汞飽和度為78.205%，為好儲集層。

飽和度中值壓力(P50)和飽和度中值半徑(R50)是儲層產(chǎn)液能力的重要標志，一般P50越大，R50越小，表明巖石越致密，產(chǎn)液能力越差。我們把P50<1 MPa，R50>1 μm作為好儲集層的標準。22塊巖心樣品平均P50為0.179 MPa，R50為8.608 μm，為好儲集層。

4 結(jié)論

馬西氣藏分布在古近系漸新統(tǒng)下干柴溝組下段地層中，其天然氣儲集層主要為細—中粒砂巖和粉砂巖。以巖屑長石砂巖為主，次為長石巖屑砂巖，分選性中等—好，以點接觸膠結(jié)和孔隙式膠結(jié)為主。主要儲集空間為原生粒間孔，具有大孔隙、粗喉道的孔喉結(jié)構(gòu)，是高孔隙度、高滲透率的好儲集層。

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(編輯 韓 彧)

Study of Maxi gas reservoir in northern margin of Qaidam Basin

Gan Guiyuan1, Zhang Jianying2, Song Bing1, Xi Bin3, Wang Mu1, Yao Xihai1, Zhang Zhiguo1

(1.Research Institute of Exploration and Development, Qinghai Oilfield Company, PetroChina, Dunhuang, Gansu 736202, China; 2.Dunhuang Branch, BGP, Dunhuang, Gansu 736202, China; 3.No.1 Oil Production Plant, Qinghai Oilfield Company, PetroChina, Mangya, Qinghai 817500, China)

sandstone reservoir stratum; overall estimation; Maxi gas pool; northern margin of Qaidam Basin

1001-6112(2014)05-0546-04

10.11781/sysydz201405546

2013-04-15；

2014-07-17。

甘貴元(1961—)，男，博士，高級工程師，從事石油地質(zhì)綜合研究。E-mail: ggy0803@sohu.com。

中國石油青海油田分公司勘探開發(fā)生產(chǎn)課題及前期綜合性課題項目“柴北緣西段有利區(qū)塊目標評價”(QH/JL-04-002)資助。

TE122.2

A