鄂爾多斯盆地塔巴廟地區(qū)太原組儲層特征研究

許志東

（中國石化集團西南石油工程有限公司測井分公司，四川成都600100）

鄂爾多斯盆地塔巴廟地區(qū)太原組儲層特征研究

許志東*

（中國石化集團西南石油工程有限公司測井分公司，四川成都600100）

太原組是塔巴廟區(qū)塊重要的含氣層位之一，塔巴廟區(qū)塊太原組為障壁海岸沉積，太一段以沼澤—泥坪沉積為主，發(fā)育小型砂壩；太二段以障壁島—瀉湖—潮坪沉積為主太原組儲層的儲集空間主要為溶蝕孔隙和裂縫，屬于低孔低滲型儲層，細喉道是太原組儲層的特點，儲集層以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主，Ⅰ類儲層和Ⅳ類儲層較少。在上述研究的基礎(chǔ)上對儲層發(fā)育的有利區(qū)帶進行了預(yù)測，認為該區(qū)域有利儲集層主要分布在區(qū)塊中部的障壁島沉積及其東南面的濱淺海砂壩上。

鄂爾多斯盆地；太原組；塔巴廟；儲層

塔巴廟區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地北部陜-蒙交界處，面積約2000km2。太原組是塔巴廟區(qū)塊重要的含氣層位之一。但目前的研究程度相對較低，從已鉆井情況來看，個別井獲高產(chǎn)氣流，多數(shù)井未獲工業(yè)產(chǎn)能。隨著塔巴廟區(qū)油氣勘探的不斷深入，加強對該區(qū)塊太原組沉積相分布規(guī)律的研究，同時對太原組儲層作出符合地質(zhì)實際的分類評價已成為進一步勘探的關(guān)鍵問題之一。因此有必要充分應(yīng)用巖芯和物性資料對太原組儲層特征進行更仔細的研究，以便預(yù)測有利儲層的分布，合理地評價其儲層質(zhì)量，為后期增儲上產(chǎn)提供依據(jù)。

1 基本地質(zhì)特征

塔巴廟區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的北東部（圖1），面積約為2000km2。塔巴廟地區(qū)在太原組時期，受天山—內(nèi)蒙裂谷系的第一次拉張—擠壓旋回的影響，形成北升南降的格局，造成了鄂爾多斯盆地海相沉積不斷向南退覆，而來自北緣隆起帶的陸緣物質(zhì)自北向南源源不斷地涌入盆地中。在區(qū)域海退的背景下，盆地中的沉積相展布特點是平面上形成潮坪及障壁島較發(fā)育，剖面上出現(xiàn)陸相碎巖、煤層與淺海相灰?guī)r相互共存的特征。太原期末有一次短暫的隆起暴露時期,特別是在盆地的東、西兩側(cè)，造成了風(fēng)化粘土層的出現(xiàn)以及上覆地層與太原組頂部不同巖性層段的接觸關(guān)系。

圖1 鄂爾多斯盆地北部構(gòu)造圖

2 儲集空間類型

碎屑巖儲層的儲集空間是碎屑巖沉積、成巖作用的產(chǎn)物之一。一般來說，儲集空間類型的組合與匹配關(guān)系取決于碎屑巖骨架組分類型及碎屑巖成巖演化歷史，而這又與物源區(qū)母巖性質(zhì)、碎屑物的沉積、成巖環(huán)境關(guān)系密切。

塔巴廟太原組的儲集空間主要有孔隙和裂縫組成，主要有以下幾種類型：

（1）剩余原生粒間孔：主要是指由環(huán)邊綠泥石或早期硅質(zhì)膠結(jié)物形成之后剩余的粒間孔隙?？紫缎螒B(tài)主要為規(guī)則三角形、四邊形，以未充填為主?？紫遁^大，但喉道一般不發(fā)育。在儲層中呈分散狀、斑點狀分布。

（2）次生粒間孔：由泥質(zhì)雜基、假雜基、長石和巖屑邊緣被溶蝕形成的孔直徑大于0.01mm的粒間孔隙。

（3）粒間微孔：由泥質(zhì)雜基、假雜基被弱溶或兩者蝕變成高嶺石之后形成的孔直徑小于0.01mm的粒間微孔隙。

（4）粒內(nèi)溶孔：由長石、巖屑不同程度溶蝕形成的粒內(nèi)孤立溶孔、粒內(nèi)蜂窩狀溶孔、粒內(nèi)微孔。

（5）裂縫和微裂縫：主要由構(gòu)造應(yīng)力產(chǎn)生，寬度大于0.01mm的稱為裂縫；寬度小于0.01mm的稱為微裂縫。微裂縫對巖石的孔隙有溝通作用，可以較大程度地改善巖石的滲透能力，同時也為油氣運移提供通道。

3 儲層物性特征

根據(jù)所收集資料，對太原組各段的物性參數(shù)做出統(tǒng)計，編制孔隙度、滲透率分布直方圖（圖2），分析認為：太原組儲層為低孔低滲儲層。

圖2 太原組孔隙度、滲透率分布直方圖

（1）太原組儲層孔隙度主要分布在4%～12%之間，最小值為0.8%，最大值為14.6%，平均值為7.7%。太一段孔隙度主要分布在6%～12%之間，最小值為5.2%，最大值為11.7%，平均值為8.9%。太二段孔隙度主要分布在4%～12%之間，最小值為0.8%，最大值為14.6%，平均值為7.2%。

（2）太原組滲透率主要分布在（0.08～2）×10-3μm2之間，最小值為0.0017×10-3μm2，最大值為28×10-3μm2，平均值為0.68×10-3μm2。太一段滲透率主要分布在（0.2～10）×10-3μm2之間，平均值為1.37×10-3μm2。太二段滲透率主要分布在（0.2～10）×10-3μm2之間，平均值為0.62×10-3μm2。

（3）塔巴廟區(qū)塊太原組孔隙度與滲透率的關(guān)系見圖3。

圖3 太原組孔隙度—滲透率關(guān)系圖

從圖3中可以看出，太原組孔、滲關(guān)系呈較好的正相關(guān)性。其孔、滲關(guān)系式如下：

式中：K——滲透率，10-3μm2；

Ф——孔隙度，%。

其中太一段和太二段的孔滲相關(guān)性又有差別，太一段相關(guān)系數(shù)可達0.7184，而太二段則為0.5240，分析其原因主要是由于受微裂縫的影響，因為太二段的孔隙度分布范圍和太一段相差不大，但太二段的滲透率分布范圍較大，較小的孔隙度對應(yīng)較大的滲透率，則說明可能有微裂縫存在，同時還可能與取樣的位置和數(shù)量有關(guān)。

4 孔隙結(jié)構(gòu)特征

孔隙度、滲透率的大小與巖性等因素有關(guān)，其實質(zhì)是受巖石孔隙結(jié)構(gòu)的控制。巖石孔隙結(jié)構(gòu)是指巖石所具有的空隙和喉道的幾何形狀、大小分布及相互連通關(guān)系，孔喉大小與分布決定了巖石物性性質(zhì)。

壓汞曲線分析表明，塔巴廟區(qū)塊太原組儲集層具有細喉道的特點；毛管壓力曲線一般較陡，水平段較短，表明最大連通孔喉的集中程度低，即巖石的分選性較差，巖石的孔隙結(jié)構(gòu)不均勻。YD10井最為典型，該井的孔喉分布為0.006～3.98μm，相應(yīng)孔隙度為7.76%，滲透率為0.31×10-3μm2，其中孔喉半徑在0.08～0.006μm的微孔占了總孔隙體積的60%，這種細喉道是太原組儲層的特征之一。

以下分別選取了3個具有代表性的巖樣對其孔隙結(jié)構(gòu)進行對比分析：

從圖4可以看出，該樣品排驅(qū)壓力為1.1612MPa，最大孔喉半徑為0.6330μm，中值壓力達10.5313MPa，中值半徑為0.0698μm，最小非飽和孔喉體積百分數(shù)為5.28%。該壓汞曲線較陡，幾乎無平坦段，說明其分選性差，多為細喉道，且分布不均勻；雖然排驅(qū)壓力較低，但中值壓力達10MPa以上，說明其孔隙和喉道迅速變小，這對油氣儲集和運移極為不利，因此該樣品孔隙結(jié)構(gòu)較差。

圖4 YD10井2727.45m樣品壓汞曲線圖

從圖5可以看出，該樣品的排驅(qū)壓力為1.1620MPa，最大孔喉半徑為0.6326μm，中值壓力達5.8559MPa，中值半徑為0.1255μm，最小非飽和孔喉體積百分數(shù)為19.34%。該壓汞曲線平坦段較長，說明巖石的分選較好，孔隙結(jié)構(gòu)均勻；但最小非飽和孔喉體積百分數(shù)較大，則說明小孔隙喉道所占比例較多，因此該樣品孔隙結(jié)構(gòu)中等。

圖5 YD5井2593.49m樣品壓汞曲線圖

從圖6可以看出，該樣品的排驅(qū)壓力為0.4610MPa，最大孔喉半徑為1.5944μm，中值壓力為3.1429MPa，中值半徑為0.2339μm，最小非飽和孔喉體積百分數(shù)為14.41%。其排驅(qū)壓力及中值壓力均較低，壓汞曲線平坦段較長，說明最大連通孔喉的集中程度高，即巖石的分選性好，孔隙結(jié)構(gòu)均勻，對油氣儲集和運移極為有利，因此該樣品的孔隙結(jié)構(gòu)較好。

5 儲層分類評價

儲集巖物性參數(shù)中，孔隙度和滲透率是最基本、最重要的參數(shù)，在分類評價時也是最重要的參數(shù)。根據(jù)本次畢業(yè)設(shè)計收集給資料，結(jié)合塔巴廟區(qū)塊太原組儲集層的分類評價標準（表1），我們對太原組取芯井段砂巖進行儲集層分類評價。

圖6 YD10井2737.86m樣品壓汞曲線圖

評價結(jié)果如圖7所示，從圖7中可以看出，太原組儲集層以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主，Ⅰ類儲層和Ⅳ類儲層較少，且Ⅱ、Ⅲ類儲層主要發(fā)育與障壁沙壩微相中。

表1 儲層分類評價標準

6 結(jié)論

太原組儲集空間以溶蝕孔隙和裂縫為主，包括有剩余原生粒間孔、次生粒間孔、粒間微孔、粒內(nèi)溶孔、裂縫和微裂縫等。

圖7 YD9井儲層綜合評價圖

太原組儲層屬低孔低滲型儲層，壓汞曲線分析表明，塔巴廟區(qū)塊太原組儲集層具有細喉道的特點；毛管壓力曲線一般較陡，水平段較短，表明最大連通孔喉的集中程度低，即巖石的分選性較差，巖石的孔隙結(jié)構(gòu)不均勻，這是太原組儲層的主要特征。太原組儲集層以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主，Ⅰ類儲層和Ⅳ類儲層較少。在上述研究的基礎(chǔ)上對儲層發(fā)育的有利區(qū)帶進行了預(yù)測，認為該區(qū)域有利儲集層主要分布在區(qū)塊中部的障壁島沉積及其東南面的濱淺海砂壩上。

[1] 侯洪斌，牟澤輝，朱宏權(quán)，等.鄂爾多斯盆地北部上古生界天然氣成藏條件與勘探方向[M].北京：石油工業(yè)出版社，2004：12-15.

[2] 王允誠，呂運能，曹偉.氣藏精細描述[M].成都:科學(xué)技術(shù)出版社，2003：55-58.

[3] 曹忠輝.鄂爾多斯盆地大牛地復(fù)式氣田基本地質(zhì)特征[J].西南石油學(xué)報,2005(4)：17-22.

[4] 王允誠，向陽，等.油層物理學(xué)[R].成都：成都理工大學(xué)，2005：1-3.

[5] 袁志祥，惠寬洋，李良，等.鄂爾多斯盆地北部上古生界天然氣聚集規(guī)律[J].石油與天然氣地質(zhì)，2000，21（3）：268-272.

[6] Zhouliang Zhang,Keqin Sun and Jarun Yin.Sedimentology and Sequence Stratigraphy of the Shanxi Formation(Lower Permian)in the Northwestern Ordos Basin,China:an alternative Sequence Model for Fluvial Strata:Sedimentary Geology [J].1997，112:123-136.

TE122

A

1004-5716(2015)04-0067-05

2014-04-03

2014-04-04

許志東（1979-），男（漢族），江蘇漣水人，工程師，現(xiàn)從事測井資料解釋工作。