蘇里格氣田蘇49 區塊盒8 下亞段致密儲層非均質性特征

龍盛芳，王玉善，李國良，段傳麗，邵映明，何詠梅，陳凌云，焦 煦

（中國石油集團渤海鉆探工程有限公司油氣合作開發分公司，天津 300457）

0 引言

非常規天然氣勘探開發近幾年來發展迅速，致密砂巖氣是目前開發規模最大的非常規天然氣。我國致密砂巖氣勘探開發已在鄂爾多斯盆地、松遼盆地、四川盆地、準噶爾盆地及渤海灣盆地等地取得了重大進展，2017 年致密砂巖氣產量達336.7 億m3，占非常規氣藏的70.4%，致密砂巖氣已成為我國天然氣增儲上產的重點領域［1-3］。致密砂巖儲層普遍具有低孔低滲特征，油氣聚集受巖性圈閉控制，氣水分布復雜［4-5］。鄂爾多斯盆地蘇里格氣田作為我國主要致密氣產區之一，屬于典型的致密砂巖氣藏［6-7］。中二疊統下石盒子組盒8 段是蘇里格氣田主力勘探層之一，前期研究主要集中在儲集空間［8-9］、成巖作用及儲層致密化成因［10-11］、油氣成藏［12］及儲層構型［13-14］等方面，對致密砂巖儲層非均質性與天然氣富集規律的探討相對較少，加強該方面研究對優選勘探區帶、認識氣水分布特征和指導油氣田開發均具有重要意義［15-16］。

蘇49 區塊是蘇里格氣田西部的一個重點開發區，盒8 段儲層物性總體較差（平均孔隙度6.21%，平均滲透率0.47 mD）。近年來，隨著該區塊的深入開發，氣水分布規律及產能差異的控制因素均成為氣田高效持續開發的核心問題，制約著后期的鉆探部署。因此，基于前期大量的鉆測井、實際生產數據和測試資料，對研究區盒8 下亞段的儲層層內、層間和平面非均質性進行系統研究，在此基礎上進一步分析儲層物性和非均質性對氣藏分布和氣井產能的控制作用，以期為研究區及類似地區井位部署和后期開發提供參考。

1 地質概況

蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地西北側，氣田構造相對簡單，為單斜構造背景下發育的巖性氣藏［17］，其中盒8、山1 段為開發的主力含氣層。蘇49區塊位于蘇里格氣田西部，處在天環坳陷與伊陜斜坡交界處，區塊面積為1 505 km2（圖1）。研究區東部整體較高，局部發育一定幅度的鼻隆構造，中部區域構造位置低，局部發育小幅度背斜，幅度為10～50 m，西部在單斜背景上發育北西—南東走向的低緩鼻隆。195 口氣井的統計結果顯示，氣層主要集中在盒8 下亞段，其次為山1 和山2 段。

圖1 蘇里格氣田蘇49 區塊位置（a）及研究區井位（b）Fig.1 Location of Su 49 block（a）and well location of the study area（b）in Sulige gas field

盒8 段整體屬于一套河流相沉積，物源來自北部，河道走向以南北向為主。盒8 段沉積早期，北部內蒙古陸抬升加劇，坡度變陡，沉積物供給充分，形成盒8 下亞段辮狀河沉積，沉積物粒度粗、砂體厚度大，主要有利沉積相帶為心灘和辮狀河道［18］。盒8 段沉積晚期，隨著北部內蒙古陸抬升相對減弱，沉積物供給減少，河流沉積類型由早期的辮狀河沉積逐漸轉變為盒8 上亞段的曲流河沉積，河道規模較小，連續性變差［18］。

2 儲層巖石學特征

圖2 蘇里格氣田蘇49 區塊盒8 下亞段儲層巖石類型三角圖Ⅰ.石英砂巖；Ⅱ.長石石英砂巖；Ⅲ.巖屑石英砂巖；Ⅳ.長石砂巖；Ⅴ.巖屑長石砂巖；Ⅵ.長石巖屑砂巖；Ⅶ.巖屑砂巖Fig.2 Triangular diagram of reservoir rock types of lower submember of He 8 member in Su 49 block in Sulige gas field

圖3 蘇里格氣田蘇49 區塊盒8 下亞段巖心照片（a）E19 井，3 712.90 m，塊狀含礫粗砂巖，滯留沉積，盒8 下1；（b）S42 井，3 606.10 m，含礫中砂巖，盒8 下1；（c）E19 井，3 713.56 m，交錯層理中粗砂巖，盒8 下1；（d）E19 井，3 715.92 m，平行層理中砂巖，盒8 下1Fig.3 Core photos of lower submember of He 8 member in Su 49 block in Sulige gas field

圖4 蘇里格氣田蘇49 區塊盒8 下亞段致密砂巖儲層微觀特征（a）S177 井，3 623.16～3 623.26 m，粗砂質巨粒石英砂巖，孔隙膠結，點接觸，盒8 下1 砂層組，單偏光；（b）S48 井，3 624.62～3 624.79 m，粗粒石英砂巖，分選差，孔隙再生膠結，盒8 下2 砂層組，單偏光；（c）S139 井，3 641.69～3 641.74 m，細礫石英砂巖，顆粒支撐，凹凸接觸，硅質膠結，盒8 下1 砂層組，單偏光；（d）S139 井，3 642.78～3 642.83 m，礫狀巨粒石英砂巖，顆粒支撐，粒間孔發育，見石英次生加大邊，盒8 下1砂層組，單偏光；（e）S121 井，3 641.17～3 641.35 m，含黏土粗粒石英砂巖，分選中等，顆粒支撐，凹凸接觸，填隙物主要為高嶺石，盒8 下1 砂層組，單偏光；（f）S121 井，3 643.59～3 643.77 m，不等粒石英砂巖，分選差，次棱角狀，點接觸，鐵方解石膠結，盒8 下1 砂層組，單偏光Fig.4 Microscopic characteristics of tight sandstone reservoir of lower submember of He 8 member in Su 49 block in Sulige gas field

蘇49 區塊盒8 下亞段儲層巖石學類型以石英砂巖、巖屑石英砂巖等為主（圖2），巖石粒度總體較粗，多為中砂巖和（含礫）粗砂巖，發育平行層理和交錯層理等反映強水動力條件的沉積構造（圖3）。薄片鑒定表明，盒8 下亞段儲層雜基含量高，顆粒分選差—中等，磨圓度為次棱角狀，顆粒支撐（圖4）。膠結類型為孔隙膠結和孔隙再生膠結，表現為高嶺石、蒙脫石、伊利石等黏土礦物充填粒間孔隙和方解石、鐵方解石等碳酸鹽礦物強烈膠結或者交代，使孔隙遭受破壞；此外，硅質膠結產生的石英次生加大邊在砂巖儲層中廣泛分布，具有多形態、多期次特征，導致盒8 下亞段儲層致密化。碎屑顆粒接觸關系多為凹凸接觸，部分為點接觸，反映出強烈的壓實作用，使儲層物性變差（圖4）。

3 儲層非均質性

儲層宏觀非均質性包括層內非均質性、層間非均質性和平面非均質性［19］。在精細地層劃分與對比的基礎上，確定不同小層之間隔層和層內夾層的發育特征，從而實現層間和層內非均質性的定量描述。

3.1 儲層層內非均質性

層內非均質性是指單砂體內儲層性質在垂向上的變化［20］，主要表現在儲層層內粒度的垂向韻律性、滲透率非均質性和夾層的分布差異等方面。

3.1.1 粒度的垂向韻律

蘇里格氣田蘇49 區塊盒8 下亞段為辮狀河沉積體系，發育辮狀河道、心灘以及泛濫平原等微相，不同微相的粒度韻律變化存在明顯差異（圖5）。隨著水體能量減弱和河道的遷移擺動，辮狀河道砂體粒度通常表現為下粗上細的正韻律特征，自然伽馬測井曲線呈底部突變的鐘型。心灘砂體以灰白色、淺灰色的粗砂巖、中粗砂巖和細砂巖為主，自然伽馬測井曲線形態主要表現為頂底突變、高幅的微齒化-齒化箱型，表明水動力強而不穩定。由于季節性變化和水體能量的變動，心灘砂體粒度垂向上表現為多個正、反韻律疊置形成的復合韻律。泛濫平原的巖性以泥巖和粉砂質泥巖為主，偶夾薄層溢岸沉積，自然伽馬測井曲線靠近泥巖基線，儲層物性差，厚度一般大于2 m，通常作為儲集砂體間的隔層。

圖5 蘇里格氣田S190 井盒8 下亞段儲層垂向非均質特征Fig.5 Vertical reservoir heterogeneity characteristics of lower submember of He 8 member in well S190 in Sulige gas field

3.1.2 滲透率非均質程度

在研究層內非均質性時常用滲透率的變異系數（Vk）、突進系數（Tk）、級差（Jk）以及均質系數（Tp）來定量表征層內非均質強度。滲透率變異系數、突進系數和級差的數值越大，儲層滲透率變化越大、非均質程度越高。均質系數越接近1，儲層越均質，反之非均質性越強。

研究區盒8 下亞段滲透率非均質評價參數的統計結果顯示，盒8 下亞段的變異系數平均為0.569，屬于中等非均質性，突進系數為1.889，級差為12.869，屬于強非均質性，因此盒8 下亞段儲層滲透率非均質程度總體較強（表1）。盒8 下2 砂層組均質系數雖高，但其變異系數、突進系數、級差均比盒8 下1砂層組低，表明盒8 下2 砂層組的滲透率非均質程度比盒8 下1 砂層組弱。對比研究區中部蘇176和東部蘇194 等2 個三維區，可以看到蘇176 的變異系數、突進系數和級差均高于蘇194，表明蘇176 三維區的儲層滲透率非均質性更強。

表1 蘇里格氣田蘇49 區塊滲透率非均質性評價Table 1 Heterogeneity evaluation of permeability in Su 49 block in Sulige gas field

3.1.3 層內夾層及分布

層內夾層是指位于單砂層內部的非滲透層或低滲透層［19］。研究區發育泥質和物性2 種類型的夾層，夾層厚度小于2 m，一般為幾厘米至幾十厘米，以泥質夾層為主（圖5）。物性夾層與成巖作用或原始沉積組構變化有關。泥質夾層與原始沉積環境，如河道擺動和流體能量變化有關，根據泥質夾層的發育位置和成因，可將泥質夾層分為河道間薄夾層、心灘內部夾層、心灘與河道間夾層等3 類（表2）。由于辮狀河道不穩定，厚層辮狀河道砂體一般是許多河道砂體相互切割疊置而成［21-22］，若相鄰兩期河道間歇期發育的泛濫平原細粒沉積得到保存，將成為河道間薄夾層。厚層心灘砂體由多個洪泛事件的高水位期增生體組成，增生體之間通常發育落淤層、壩間泥巖或串溝充填［14，23-24］，巖性均以粉砂巖和泥巖為主，形成心灘內部夾層。辮狀河道與心灘的外觀形態不同［25-26］，在河道帶擺動過程中，辮狀河道與心灘垂向疊置，部分落淤層和泛濫平原等細粒沉積物容易得以保存，便成為心灘與河道間的夾層（圖5—6）。

表2 蘇里格氣田蘇49 區塊儲層層內夾層類型及成因Table 2 Types and genesis of interlayers within the reservoir in Su 49 block in Sulige gas field

宏觀上分析夾層是認識研究區儲層非均質性的重要方面，筆者利用夾層頻率、夾層密度等參數來定量評價夾層發育情況。夾層頻率為單位厚度巖層中夾層的層數，夾層密度是指夾層總厚度與所統計的砂巖剖面總厚度之比，夾層頻率和密度越高，夾層越發育［27-29］。統計表明，盒8 下1 砂層組的夾層頻率和夾層密度均低于盒8 下2 砂層組，說明盒8 下2 砂層組的夾層更發育（表3）。對比2 個重點三維區，盒8 下1 砂層組，蘇194 三維區的夾層頻率高于蘇176 三維區，而夾層密度略低，說明蘇194三維區夾層數量相對偏多但厚度薄；盒8 下2 砂層組，蘇194 三維區的夾層頻率和密度均低于蘇176三維區，表明該層段蘇176 三維區的夾層更發育。

圖6 蘇里格氣田蘇49 區塊盒8 下亞段連井沉積相對比剖面（剖面位置參見圖1）Fig.6 Sedimentary facies contrast section of lower submember of He 8 member in Su 49 block in Sulige gas field

表3 蘇里格氣田蘇49 區塊盒8 下亞段夾層發育情況統計Table 3 Statistics of interlayer development in lower submember of He 8 in Su 49 block in Sulige gas field

3.2 儲層層間非均質性

層間非均質性是指相鄰儲集砂體垂向上交互出現的規律、結構和物性等方面的差異，以及隔層在剖面上的發育和分布情況［30-31］。筆者主要通過砂地比、分層系數等參數，結合單井與連井對比來綜合分析研究區層間非均質程度。砂地比和分層系數能反映砂體發育程度及發育特征。砂地比是指垂向上砂巖總厚度與地層總厚度之比，比值越大砂體越發育。分層系數代表一定層段內砂巖的層數，分層系數越大，表明儲層層間非均質性越嚴重。

通過對盒8 下亞段180 多口井進行統計分析，研究區盒8 下2 砂層組的砂地比和分層系數均偏低，反映砂體呈孤立夾層產出，層間非均質性極強；盒8 下1 砂層組的砂地比和分層系數均為中—高，表明這一層段砂體更加發育，不過表現為多套中—厚層砂巖夾薄層泥巖的特征，仍然具有較強的層間非均質性（表4）。從盒8 下2 砂層組到盒8 下1 砂層組，蘇176 三維區的砂地比和分層系數明顯增高，代表了由孤立夾層向多層疊置的厚層砂巖夾薄層泥巖組合的轉變，而蘇194 三維區的砂地比和分層系數略有降低，說明砂體發育程度有所變差，表現為中厚層砂巖與泥巖互層特征，層間非均質性強。總的來講，盒8 下2 砂層組，蘇194 三維區砂巖發育程度較好，而盒8下1 砂層組，蘇176 三維區砂地比大，砂體連通性比蘇194 三維區好。

表4 蘇里格氣田蘇49 區塊盒8 下亞段砂地比與分層系數Table 4 Sand to strata ratio and stratification coefficient of lower submember of He 8 in Su 49 block in Sulige gas field

層間隔層是指位于單砂層之間的特低滲或非滲透巖層，可以將相鄰砂層分隔成相互獨立的單元，使儲層內的油、氣、水不能相互竄流。研究區盒8下亞段層間隔層主要為泛濫平原沉積的泥巖和粉砂質泥巖，厚度一般大于2 m，呈連片分布且比較穩定（圖5—6）。盒8 下亞段隔層發育特征存在較大差異，在盒8 下2 砂層組，東部蘇194 三維區隔層發育數量較少且厚度小，單隔層厚度一般為2～6 m，研究區中西部隔層數量增多，單隔層厚度最大可達19.3 m，一般為3～10 m，辮狀河道和心灘砂體通常夾在厚層泛濫平原泥巖之中（圖6）；盒8 下1砂層組的平均隔層厚度總體比盒8 下2 砂層組小，但研究區西部隔層仍然非常發育、厚度大，中部蘇176 三維區和東部在這一時期物源供給比較充足，隔層厚度多小于6 m，儲集砂體的垂向和橫向連通性均較好（圖6）。總體而言，研究區西部砂體縱向連通性差，從盒8 下2 砂層組到盒8 下1 砂層組，中部蘇176 三維區及其周邊區域的隔層厚度減小，層間非均質性減弱，儲層連通性變好。

3.3 儲層平面非均質性

儲層平面非均質性通常可以通過砂體的幾何形態、規模、連續性及孔隙度和滲透率平面展布特征等來分析。盒8 下亞段橫向厚度比較穩定，因此砂巖厚度基本能夠反映相應層段砂巖發育程度。從砂體展布特征可以看出，盒8 下2 砂層組沉積期，物源供給較弱，研究區東部蘇194 三維區及其周邊砂體厚度大，辮狀河道與心灘砂體連片發育，而研究區中部蘇176 三維區及其以西，砂體發育程度相對較差，多呈孤立條帶狀發育，砂體之間發育寬度為1～5 km 的泛濫平原細粒沉積，平面非均質性強［圖7（a）］。盒8 下1 砂層組沉積期，物源供給增強，同時辮狀河道帶向西發生擺動，研究區中部蘇176 三維區及其東部的砂體厚度大，平面上砂體連片展布，局部發育小規模泛濫平原泥質沉積，研究區西部物源供給仍然較少，砂體薄且呈窄條帶狀發育，平面非均質性較強［圖7（b）］。

相對高孔高滲儲層主要發育在心灘砂體上，其次在辮狀河道砂體上，儲層物性受沉積作用控制明顯，這主要是因為心灘和辮狀河道處水動力較強、沉積物較粗，有利于粒間孔隙的保存。從孔隙度和滲透率平面分布圖可以看出［圖7（c）—（f）］，相對高孔高滲區在橫向上變化快，總體顯示了較強的平面非均質性。對比而言，盒8 下1 砂層組的儲層高孔高滲區帶面積更大，儲層物性總體比盒8 下2 砂層組好，另外，研究區中部蘇176 三維區及周邊的高孔滲區更加發育，相對優質儲層呈南北向帶狀分布，連通性較好，在垂直物源方向非均質性強。

圖7 蘇里格氣田蘇49 區塊盒8 下亞段砂巖厚度及物性平面圖Fig.7 Sandstone thickness and physical properties of lower submember of He 8 member in Su 49 block in Sulige gas field

4 氣藏分布和產能的影響因素分析

4.1 儲層物性對含氣性的影響

天然氣在向儲層運移和聚集的過程中，排驅壓力小的高孔滲儲層通常被優先充注形成氣層，而排驅壓力較大的儲層，原始地層水難以被完全驅替，形成含氣水層、差氣層或干層（圖8）。參見圖5 所示，盒8 下1 砂層組底部發育的厚層砂體孔隙度和滲透率均較高，含氣飽和度也明顯高于上部和下部儲層，同時孔隙度、滲透率與氣測全烴具有正相關關系，表明儲層物性對含氣飽和度具有重要影響。平面上，南北向氣層連續性較好，東西向氣層多孤立分布，連續性較差（圖9），氣層厚度較大的區域孔隙度（＞5%）、滲透率（＞0.3 mD）均較高。因此，儲集砂體展布和儲層物性對天然氣的富集具有控制作用。

圖8 蘇里格氣田蘇49 區塊盒8 下亞段儲層物性與全烴的關系Fig.8 Relationship between reservoir physical properties and total hydrocarbon of lower submember of He 8 member in Su 49 block in Sulige gas field

圖9 蘇里格氣田蘇49 區塊盒8 下亞段氣藏剖面圖（剖面位置參見圖1）Fig.9 Gas reservoir section of lower submember of He 8 member in Su 49 block in Sulige gas field

4.2 隔夾層對氣層分布和產能的影響

對于隔層非常發育的層段和區域，砂體通常比較孤立，垂向和橫向連續性差、非均質性強，因此不利于天然氣的橫向運聚，一般也多為干層或差氣層。例如，研究區西部泛濫平原比較發育，泥質隔層多、厚度大，儲集砂體的層間與平面連通性差，目前鉆井多為干層、水層和差氣層，而氣層主要發育在研究區中東部，這一區域河道與心灘砂體厚度大、橫向連通性較好，為天然氣大規模橫向運移和聚集提供了有利條件［參見圖7（b）］。由圖10可以看出，盒8 下亞段砂地比與累計產氣量相關性較差，說明砂地比對氣井產量影響并不明顯；而分層系數與累計產氣量相關性較好，分層系數越高，氣井產量越低，表明層間隔層對天然氣運聚產生了較大影響，隔層越多，砂體連通性越差，儲集砂體的天然氣充注程度低，導致氣井產量低。

圖10 蘇里格氣田蘇49 區塊盒8 下亞段儲層累計產氣量與非均質參數的交會Fig.10 Cross plot of cumulative gas production and reservoir heterogeneity parameters of lower submember of He 8 member in Su 49 block in Sulige gas field

夾層對地下油氣產生一定的遮擋或分隔作用，尤其在夾層比較發育的砂體中，受夾層影響，儲層垂向上連通性變差，形成多套被夾層分隔的薄氣層，同時這些砂體多為差氣層（參見圖9）。對于夾層比較發育的砂體單元，其孔隙度和滲透率在垂向上變化很大，非均質性強，較多的層內夾層表明沉積水動力變化快，不利于沉積物的充分分選，儲層物性總體較差，含氣飽和度也比較低（參見圖5）。當夾層較少或不發育時，儲層物性、連通性變好，天然氣運移所受到的阻力和遮擋作用減小，連井對比剖面顯示，氣層主要發育在沒有夾層的厚套砂體中（參見圖9）。如圖10 所示，隨著夾層頻率的增加，氣井產量快速減小，說明層內夾層通過影響儲層物性和連通性，進而控制了垂向和平面上的天然氣運移、富集和產能大小。因此，在后續工作中須要注重儲層構型和隔夾層分布規律等方面的研究。

4.3 影響天然氣富集高產的主要非均質因素

開發結果顯示，研究區中部蘇176 三維區的氣層厚度和產氣量明顯大于東部蘇194 三維區，下面以這2 個重點區為例，從儲層非均質性角度對比分析引起這一差異的原因。

蘇194 三維區盒8 下2 砂層組和蘇176 三維區盒8 下1 砂層組的砂地比和分層系數值都比較高，說明砂體都非常發育，同時具有多套厚層砂體夾薄層泥巖的組合特征（參見表4 和圖7），因此，砂體的發育情況并非是引起氣層厚度和產能差異的主要原因。從儲層物性來看，蘇176 三維區盒8 下1砂層組的物性更好，發育相對優質儲層，但層內滲透率非均質參數（變異系數、突進系數和級差）顯示其非均質性比蘇194 三維區盒8 下2 砂層組更強（參見表1）。分析認為，正是由于部分高孔高滲區的存在（參見圖7），導致蘇176 三維區的儲層滲透率差異增大，顯示出更強的非均質性，而蘇194 三維區儲層的孔隙度和滲透率普遍較低（參見圖7），物性差異小，反而顯示出較弱的非均質性。結合氣層厚度展布情況和變異系數與氣井累計產氣量相關性分析可以看出（圖10），滲透率非均質性強弱對天然氣富集和氣井產能的影響并不明顯，而相對高孔高滲帶的存在對氣層分布的影響更為關鍵。另外，夾層頻率和夾層密度評價結果表明，蘇194 三維區盒8 下2 砂層組夾層頻率和夾層密度平均值分別為0.202 層/m 和0.263，而蘇176 三維區的盒8 下1砂層組夾層頻率和夾層密度平均值分別為0.169層/m和0.244，說明蘇194 三維區夾層更加發育，非均質性更強（參見表3）。

綜上所述，在砂體發育情況類似的條件下，蘇176三維區含氣性和產能較高主要與高孔高滲帶、較少的夾層有關，層內滲透率非均質程度對天然氣的富集情況影響較小；蘇194 三維區儲層物性差，夾層發育較多，天然氣進入儲層并發生大規模運移比較困難，導致該區含氣性和產能明顯偏差。當然，蘇176三維區儲層層內非均質性比較強、物性變化大，這些均為后期開采和剩余油氣挖潛帶來了挑戰。

5 結論

（1）蘇里格氣田蘇49 區塊盒8 下亞段發育物性夾層和河道間、心灘內部、心灘與河道間等3 類泥質夾層，夾層和粒度韻律變化使儲層層內非均質性較強，其中盒8 下2 砂層組夾層頻率高，儲層物性總體較差，盒8 下1 砂層組發育相對高孔高滲儲層，顯示出更強的滲透率非均質性。

（2）蘇里格氣田蘇49 區塊盒8 下亞段層間隔層主要為泛濫平原沉積的泥巖和粉砂質泥巖，整體上，盒8 下2 砂層組層間隔層厚度大，砂體更偏向于呈孤立夾層產出，層間非均質性強，而盒8 下1 砂層組層間隔層厚度減小，砂體連片性總體好于盒8下2 砂層組，但研究區西部物源供給弱，砂體薄且呈窄條帶狀發育，儲層橫向連續性和縱向連通性差，非均質性嚴重。

（3）蘇里格氣田蘇49 區塊影響儲層含氣飽和度、氣層分布特征以及氣井產能等的主要因素包括儲集砂體的展布和連通性、儲層物性好壞和隔夾層（分層系數、夾層頻率）發育情況，砂地比和層內滲透率非均質程度的影響較小，相對高孔高滲帶和較少的隔夾層是控制研究區天然氣運移、富集的關鍵。