蘇里格氣田蘇54區塊山1段儲層地質特征研究

葉超

（中石油長慶油田分公司第四采氣廠，內蒙古 鄂爾多斯017100）

鄧攀

（中石油長慶油田分公司工程監督處 ，內蒙古 鄂爾多斯017100）

王超，來超，楊萬祥

（中石油長慶油田分公司第四采氣廠，內蒙古 鄂爾多斯017100）

蘇54區塊位于蘇里格氣田西北部，面積1823km2，構造上屬于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡，行政劃分隸屬內蒙古鄂爾多斯市鄂托克旗。該區塊自2011年開始評價建產，截至2013年底共完鉆開發井82口，其中直／定向井61口，Ⅰ類井26口，Ⅱ類井18口，Ⅰ＋Ⅱ井比例72.1%；水平井21口，鉆遇山1段氣層井52口，平均氣層厚度7.2m，其中43口直／定向井求得無阻流量，平均11.2×104m3／d，山1段是主力產層之一，開發效果良好。

1 儲層巖性特征

1.1 巖石類型

研究區山1段為曲流河－三角洲平原相沉積，取心井資料分析結果得出，巖石類型以巖屑質石英砂巖為主，其次為巖屑砂巖，顏色呈灰色、淺灰色。根據石英（Q）、長石（F）與巖屑（R）含量不同，得出山1段巖石類型三角投點圖（見圖1）。

圖1 山1段巖石類型三角投點圖

1.2 碎屑組分

薄片鑒定結果顯示山1段儲集巖碎屑組分主要為石英、巖屑、長石，石英平均含量為82.21%，巖屑平均含量為17.73%，長石平均含量為0.06%，整體表現為高石英、高巖屑、低長石的特點［1］，成分成熟度不高。顆粒以中粒－粗粒為主，所占比例達到76%，顆粒形態以棱角狀、次棱角狀為主，分選中等～較差，由于距離物源較近，結構成熟度較低。

1.3 填隙物特征

山1段填隙物以雜基和膠結物為主。雜基含量6%～20%，主要為高嶺石、伊利石和水云母，其中高嶺石的含量0.5%～14.6%，伊利石含量17%～32%，個別井可見有1%～11%的環邊綠泥石；膠結物成分主要為方解石和硅質，方解石膠結物含量0.5%～28%，硅質膠結物含量可達14.9%。

2 儲層物性特征

2.1 孔隙度

研究區目前總計62口井鉆遇山1段儲層，測井解釋結果氣層段與含氣層段總計129段，統計結果得知：孔隙度3.8%～14.9%，平均值7.5%，其中孔隙度小于10%占83.9%，孔隙度10%～15%占14.1%，屬于超低孔型儲層。

2.2 滲透率

測井解釋結果顯示，山1段儲層滲透率主要分布在0.314～0.696mD，最大值3.192mD，平均值0.517mD。滲透率小于0.1mD僅占0.7%，0.1～1mD 占 96.6%，滲透率大于lmD占2.7%，屬于低滲儲層。

整體上山1段儲層屬于超低孔－低滲儲層，通過分析孔隙度與滲透率大小關系，孔隙度與滲透率兩者呈明顯正相關性（見圖2）。

圖2 山1段儲層孔隙度－滲透率相關性

3 儲集空間特征

3.1 孔隙類型

據鑄體薄片資料分析，研究區山1段儲層巖石孔隙類型有晶間孔、原生粒間孔、粒內溶孔、粒間溶孔、微裂縫、收縮孔及超大孔［2－3］。其中以高嶺石晶間孔和粒內溶孔為主，所占比例分別達到59%和31%，對儲層空間貢獻較大；粒間溶孔及原生粒間孔為次，所占比例分別為6%、3%，對儲層空間貢獻較小；僅在局部區域發現少量的微裂隙及巖屑溶孔，所占比例不足1%。

喉道控制孔隙的儲集性和滲透性，其形狀和大小主要受碎屑顆粒的接觸關系和膠結物類型的影響。山1段儲層喉道類型有片狀或彎片狀喉道、孔隙縮小型喉道、管束狀喉道，其出現頻率依次減少。

通過觀察鑄體薄片發現，山1段孔隙組合類型主要有溶孔＋晶間孔＋粒間孔、晶間孔＋粒間孔、溶孔＋粒間孔、溶孔＋晶間孔、溶孔＋微孔、晶間孔＋微孔等復合類型，整體上屬于溶孔－晶間孔型儲層，具體表現為孔徑小、喉道細、儲集空間較小、連通性較差。

3.2 孔隙結構

根據24塊巖樣壓汞曲線資料分析，山1段孔喉半徑分布范圍在0.16～1.98μm，平均0.79μm，中值半徑在0.03～0.42μm，平均值為0.14μm，排驅壓力變化范圍大，最大值可達4.5MPa，平均1.3MPa，說明儲層較為致密，分選系數在0.92～2.73，平均值為1.53，歪度平均值為－2.32。受蝕變作用、壓溶作用、重結晶等成巖作用的影響，山1段儲層孔隙結構總體上表現出孔喉小、排驅壓力高、顆粒分選性差的特點。

3.3 儲層分類評價

針對研究區儲層物性特點及儲集空間特征，結合前人研究成果，將山1段儲層按照儲集性能從好到差依次劃分為I類儲層、II類儲層及III類儲層［4－5］（見表1）。

表1 蘇54區塊山1段儲層分類評價標準

Ⅰ類儲層為優質儲層，儲集性能最好，具體表現為：巖屑顆粒以中－粗粒為主，孔隙結構特征為中孔－中喉道組合，主要為晶間孔－粒間孔，在壓汞曲線上表現出略粗歪度，有明顯平臺段，排驅壓力中偏低，孔隙連通性好，喉道中值半徑較大，一般大于1.1μm，孔隙度及滲透率大，表現為相對高孔高滲儲層。

Ⅱ類儲層為中等儲層，具體表現為：巖屑顆粒以中粒為主，孔喉類型為晶間孔－溶孔，喉道半徑分選較好－中等，最大喉道半徑和中值半徑普遍較小，孔隙度和滲透率較好。

Ⅲ類儲層儲集性能差，顆粒以中粒、細粒占主體地位，孔隙結構為溶孔－晶間孔組合，壓汞曲線平臺變短而陡，表現出細歪度，最大喉道半徑及中值半徑小，儲層孔隙喉道較細，喉道半徑分選差，孔隙度與滲透率均為低值，物性差。

根據取心資料、測井解釋及毛細管壓力曲線綜合統計分析，研究區山1段儲層類型以Ⅲ類儲層為主，所占比例為56.3%，其次為II類儲層，I類儲層所占比例最小，為19.2%。

4 儲層分布特征

研究區距離物源較近，物源充足、水動力條件不穩定，造成儲層橫向上變化快、縱向上多期疊置、平面上復合連片。根據82口單井相分析，山1段屬于河流－三角洲平原沉積體系，水流匯合與分叉頻繁，沒有穩定的河道形式沉積，砂體厚度發育變化大。測井解釋結果顯示部分區域可見1～2m厚度的炭質泥巖或煤線。

4.1 剖面分布特征

根據測井解釋資料及地震響應結果，選取研究區東西向、南北向具有代表性剖面各1條（見圖3和圖4），從連井剖面可以看出，研究區整體上構造平緩，構造幅度在8～10m／km，構造高差小，總體上呈現出東高西低的變化趨勢，南北走向局部構造變化明顯；受沉積相及河道走向控制，東西向砂體連續性較差，延伸距離短，南北向砂體連續性好，延伸距離遠；縱向上砂體之間隔層發育，厚度分布2～4m，層內泥巖夾層多，厚度在0.8～1.9m之間，井間隔夾層發育程度不均，厚度變化大。

圖3 山1段東西向連井剖面圖

4.2 平面分布特征

根據82口井測井解釋結果，分別繪制山11、山12、山13砂體平面展布圖。山13砂體最為發育，平均厚度最大，為8.42m，山12砂體較為發育，山11砂體發育最差，平均砂體厚度為5.84m；山13砂體鉆遇率最高，達到85.2%，山12砂體鉆遇率最低（見表2）；山11、山12、山13砂體河道走向清晰，沿東西方向依次排開，均為南北走向或近南北走向；砂體形態總體上呈帶狀、條帶狀分布，局部有透鏡狀砂體。

圖4 山1段南北向連井剖面圖

表2 山1段儲層參數統計表

5 結論

1）研究區山1段巖石類型為巖屑質石英砂巖和巖屑砂巖，碎屑組分以石英和巖屑為主，含少量長石，成分成熟度和結構成熟度均較低，填隙物主要為高嶺石、水云母等雜基和方解石膠結物，儲層物性差，表現為超低孔低滲。

2）孔隙類型主要為晶間孔、粒內溶孔、粒間溶孔和原生粒間孔，巖石孔徑小、喉道細、儲集空間小、連通性差，孔隙組合類型具有多樣性，整體上屬于溶孔－晶間孔型儲層，以中～差型儲層為主。

3）儲層橫向分布變化快，砂體南北向連續性好，縱向上多期疊置，夾層發育，平面上復合連片，其中山13砂體厚度最大，展布范圍最廣。

［1］呂強，趙俊興，朱平，等.蘇里格氣田西部山1段儲層特征及影響因素 ［J］.天然氣工業，2009，29（3）：13－16.

［2］劉成林，朱筱敏，曾慶猛.蘇里格氣田儲層成巖序列與孔隙演化 ［J］.天然氣工業，2005，25（11）：1－4.

［3］南珺祥，解麗琴，劉綏保，等.鄂爾多斯蘇里格氣田二疊系低孔低滲儲層成因 ［J］.西北大學學報（自然科學版），2005，35（2）：207－210.

［4］魏紅紅，李文厚，邵磊，等.蘇里格廟地區二疊系儲層特征及影響因素分析 ［J］.礦物巖石，2002，22（3）：42－46.

［5］趙靖舟，吳少波，武富禮.論低滲透儲層的分類與評價標準——以鄂爾多斯盆地為例 ［J］.巖性油氣藏，2007，19（3）：28－31.