蘇里格氣田南區下奧陶統馬家溝組氣藏復雜巖溶儲層的精細評價

付金華 黃有根 鄭小鵬 汪淑潔 胡薇薇

1.中國石油長慶油田公司 2.中國石油長慶油田公司勘探開發研究院 3.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室

蘇里格氣田南區位于蘇里格氣田西南部，區域構造位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中西部，開發區域處于靖邊氣田西側。下古生界下奧陶統馬家溝組馬五5亞段是該區的重點開發層段。

馬五5亞段儲層是在短期海侵期形成的相對淺水高能藻屑灘相沉積，經白云巖化、巖溶等作用改造而形成的白云巖儲層，巖性主要為塊狀或厚層狀粗粉晶—細晶結構的晶粒狀白云巖，儲集空間類型主要為白云石晶間孔、溶蝕孔洞、裂縫等，圈閉類型為巖性圈閉,研究區馬五5亞段在加里東末期受整體構造抬升作用，遭受了長達1億多年的風化剝蝕，地層“殘缺不全”。該類氣藏具有“侵蝕溝槽發育、儲層品質差異大、非均質性強”的地質特點[1-7]，這也決定了其儲層刻畫難度大，制約了氣田的規模建產。

為此，筆者以沉積微相刻畫為基礎，結合該區現代巖溶地貌特征，多方法聯合恢復古地貌形態，劃分三級地貌單元，評價有效儲層潛力區；根據成巖作用機理，開展研究區主要成巖作用差異性特征研究（裸露期巖溶作用和埋藏充填作用），綜合分析儲層品質，刻畫有效儲層平面展布，為制訂合理的井位部署方案提供依據，以滿足氣田規模建產的需要。

1 儲層基本特征

1.1 孔隙類型

蘇里格南區馬五5亞段以粗粉晶白云巖為主,儲層發育晶間孔、溶孔和微裂縫，晶間孔是主要孔隙類型，裂縫對改善儲層作用顯著。其中，晶間孔和晶間溶孔常發育于粗粉晶—細晶白云巖，細晶白云巖通常不含石膏結核或溶斑，晶間孔和晶間溶孔面孔率面孔率可達14%，常形成良好的儲層。

儲層壓汞曲線具有較寬的平臺區，馬五5亞段排驅壓力介于0.3～2.9 MPa，喉道中值半徑分布在0.01～0.27 μm，最大進汞飽和度介于20.3%～91.8%，反映儲層具有小孔細喉、分選較好的孔隙結構特征。

1.2 物性特征

根據403塊巖心物性分析統計結果，馬五5亞段孔隙度主要集中在2%～8%，其中大于4%的樣品分布頻率為56.1%，平均孔隙度為4.9%；滲透率主要集中在0.1～0.5 mD，其中大于0.1 mD的樣品分布頻率為54.1%，局部儲層滲透率超過10.0 mD，平均滲透率為0.7 mD。

2 儲層刻畫方法及思路

通過沉積微相刻畫儲層空間展布，結合巖溶古地貌恢復及巖溶作用特征研究，落實儲層發育區，評價儲層品質。

2.1 沉積微相刻畫

有利的沉積微相帶為該區古巖溶有效儲層發育奠定了基礎，其主要原因是在高溫高壓情況下，白云巖比石灰巖更容易發生溶解，產生有利于油氣運移和保存的孔洞縫。

筆者主要利用測井、巖心、分析化驗等資料，對研究區馬五5亞段儲層進行沉積微相分析，識別出潮坪淺水高能帶的顆粒灘相、潮坪低能帶的泥晶灰云坪微相。綜合巖心、測井（密度、電阻、PE）、動態資料分析等手段，建立了研究區沉積微相判識標準，并通過單井相分析、連井剖面相對比，刻畫沉積微相平面展布（圖1-a）。刻畫結果顯示：馬五5亞段發育近南北向（區域上環帶狀分布）顆粒灘和云坪及含泥云坪相，單個顆粒灘規模小，整體具有一定的連片性，是有利的沉積微相，也是白云巖儲層的最有利發育區（圖1-b）。

2.2 古地貌刻畫

巖溶古地貌對氣藏控制作用明顯，不同古地貌形態巖溶強度差異大[8-12]，影響儲層溶蝕孔洞、微裂縫的發育和分布，對侵蝕溝槽展布趨勢具有指向意義。

結合研究區地質特征，對不同古地貌恢復方法優缺點進行了詳細對比分析[13-15]，綜合應用殘厚法、印模法、地球物理法、層拉平技術，建立了三級地貌單元定量劃分標準，實現了對古地貌形態的定量化描述。

2.2.1 溝槽識別與刻畫

研究區位于巖溶高地—巖溶斜坡過渡帶，巖溶作用下殘余厚度差異大，局部馬五5亞段剝蝕殆盡，通過地震上應用波阻抗反演、相干分析等技術，刻畫出研究區主溝槽。在主溝槽約束下，通過古地質法來確定古地貌的分布格局。

2.2.2 三級地貌單元恢復

圖1 研究區馬五5亞段沉積微相、白云巖平面分布圖

地貌單元恢復中采用“印模法”與“殘厚法”相結合，其中印模法是以本溪組頂部9號煤層為基準面，對本溪組巖石地層進行厚度恢復，得到石炭系沉積前奧陶系頂古侵蝕面形態；殘厚法則是以馬五5亞段底部為基準面，對馬五5亞段及其上覆地層進行厚度恢復，得到奧陶系馬五5亞段底及上覆地層殘余厚度[16]。再綜合殘厚法、印模法，結合“上薄＋下薄、上?。潞瘛钡榷喾N組合形式，應用層拉平技術，建立了古地貌單元劃分量化標準，實現了三級古地貌單元從定性識別到定量化識別的轉變（圖2）。

結合沉積相劃分結果，進一步細化了古地貌平面分布（圖3）。從恢復結果來看，研究區西側為巖溶高地，中東部為巖溶斜坡帶。其中巖溶高地中的古臺地是儲層發育區，巖溶斜坡可劃分古溝槽、古殘丘等三級地貌單元，古殘丘是有效儲層主要發育區。在此基礎上，初步預測了6個有利天然氣勘探區帶（圖3），包括4個古殘丘、1個殘丘和1個古臺地。

2.3 儲層品質評價

白云巖儲層物性主要受裸露期巖溶作用和埋藏期充填作用控制。裸露期巖溶作用形成較大的溶蝕孔洞，在后期弱充填作用下，特別是弱泥質充填，保存部分巖溶孔洞縫至今，形成有效儲層。

2.3.1 巖溶作用

表生期巖溶作用具有垂向分帶特征，由地表往下依次發育地表巖溶帶、垂直滲流巖溶帶和水平徑流巖溶帶，其作用強度由地表往下逐漸減弱。因此，碳酸鹽巖儲層受到巖溶作用的強弱與其上覆地層厚薄緊密相關。而研究區處于巖溶高地與巖溶斜坡的過渡帶，馬五5亞段儲層上覆沉積厚度由西向東逐漸增厚，溶蝕作用程度逐漸減弱，研究區西側馬五5亞段儲層溶蝕作用總體較強，溝槽兩側強溶蝕特征最為明顯（圖4）。

2.3.2 充填作用

馬五5亞段儲層充填物包括白云石、方解石、高嶺石、伊利石。不同三級古地貌單元充填程度差異明顯，同一古地貌單元也存在一定差異。通過巖心分析及薄片觀察，對比發現研究區馬五5亞段儲層自西向東充填程度逐漸增大，儲層隨之變得致密。西側馬五5亞段溶蝕孔洞發育，白云石及方解石半充填，東側或南部馬五5亞段發育的孔、縫被方解石幾乎全充填。

圖2 印模法與殘厚法恢復古地貌模式圖及定量劃分標準圖

圖3 研究區古地貌平面分布圖

以上成巖作用分析結果表明，研究區西側巖溶作用強烈，溶蝕孔洞和裂縫發育，規模相對較大，向東及南部巖溶作用減弱，溶蝕孔隙及裂縫規模相對較小。另一方面，西側充填作用小，溶蝕孔洞充填程度低，向東孔隙及裂縫充填程度逐漸增高。因此，研究區西側儲層發育區品質較好，向東儲層品質逐漸變差（圖4）。

2.4 儲層展布

以前述地質認識為指導，在有利儲層發育區初步刻畫及評價的基礎上，結合三維地震預測結果，從縱向儲層精細識別、橫向變化對比、空間分布特征的角度，精細描述儲層空間展布。

縱向上，通過常規測井、成像測井及取心資料，綜合分析馬五5亞段儲層在單井縱向上的發育特征。研究發現，馬五5亞段白云巖厚度介于20～25 m，溶蝕孔洞集中發育儲層厚度介于2～8 m，規模有限，但在局部地區，垂直及水平裂縫發育。

橫向上，該區自西向東巖溶作用減弱，充填程度增強，儲層物性逐漸變差，研究區東側，馬五5亞段儲層整體致密，局部發育有效儲集層，但橫向連續性較差，西側儲層物性較好，有效儲層較為發育（圖4、5）。

平面上，馬五5亞段有效儲層平面上總體呈“孤立”分布，局部呈連片但不連通。這里以研究區G井區（井區位置見圖5）為例進行說明。首先，從反映巖溶作用強弱的殘余厚度分布情況來看，G井區馬五5亞段底以上殘余厚度具有“厚此薄彼”的特征，厚度越厚表明經歷溶蝕作用越弱，儲層相對致密，厚度越薄反映受到溶蝕作用越強，儲層物性相對較好。另外，單井氣體測試（H2S）與水體礦化度的平面區間分異也表明該區有效儲層的不連續性[17-18]（圖6-a）。綜合以上認識刻畫了馬五5亞段有效儲層展布，結果顯示，馬五5亞段單個有效儲層發育區有限，局部連片但不連通（圖6-b）。基于此，G井區馬五5亞段氣藏可以劃分為多個獨立的地質單元（圖6-c）。

圖4 研究區東西向馬五5亞段氣藏剖面圖

圖5 馬五5亞段有效儲集層分布圖

3 結論

1）蘇里格氣田南區馬五5亞段近南北向發育顆粒灘、云坪及含泥云坪相等沉積微相，單個顆粒灘規模小，整體具有一定的連片性，是白云巖儲層的最有利發育區。

2）研究區處于巖溶高地—巖溶斜坡過渡帶，西側為巖溶高地（馬五5亞段剝蝕嚴重），東側位于巖溶斜坡帶，發育古殘丘、古坡地、古溝槽等三級地貌單元，其中古殘丘為最有利的地貌單元。西側巖溶作用強，充填程度低，向東巖溶作用弱，充填程度高，由西往東孔隙類型由裂縫、溶蝕孔洞轉變為膏?？诪橹鳎瑑又饾u致密，品質變差。

圖6 G井區馬五5亞段有效儲層及氣藏單元平面分布圖

3）馬五5亞段儲層表現出較強的非均質性，平面上具有明顯分帶特征，各個區帶儲集層品質差異明顯，并且同一區帶內因經歷巖溶作用強度不同，儲集層表現為較強的非均質性，局部呈連片但不連通特征，可劃分為多個獨立的地質單元。

4）研究成果有效地指導了蘇里格南區下古生界碳酸鹽巖氣藏的效益開發，產能規模達到預期目標，試氣日產100×104m3以上氣井達14口。

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