王周紅 王東輝

（中國石化華北分公司勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州 450006）

東勝氣田儲層特征研究

王周紅 王東輝

（中國石化華北分公司勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州 450006）

東勝氣田位于鄂爾多斯盆地伊盟北部隆起杭錦旗斷階帶北東段，主要目的層為二疊系下石盒子組，為一套沖積扇平原辮狀河沉積。下石盒子組顆粒分選好—中等，次棱狀，巖石為顆粒支撐，再生、孔隙式膠結(jié)顆粒之間接觸性質(zhì)主要為點—線接觸，壓實、壓溶等成巖作用中等，氣藏儲層孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜，非均質(zhì)性強(qiáng)，喉道較細(xì)，氣田儲層總體上屬于低孔低滲。在本區(qū)儲層的巖性特征、物性特征、孔隙結(jié)構(gòu)特征研究基礎(chǔ)上，結(jié)合測井相、沉積微相分析與四性關(guān)系特征等研究成果，初步將本區(qū)儲集層分為4種類型，即Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類，其中Ⅰ類為好儲層，Ⅱ類為較好儲層，Ⅲ類為較差儲層，Ⅳ類為差儲層。

東勝氣田 下石盒子組 低孔低滲 儲層分類

0 引言

東勝氣田構(gòu)造位于鄂爾多斯盆地伊盟北部隆起杭錦旗斷階帶北東段，泊爾江海子斷層西南處。區(qū)內(nèi)構(gòu)造為一向西南傾斜的單斜構(gòu)造，受古地貌的影響，披覆構(gòu)造較為發(fā)育，但面積較小。北部至東北部是什股壕鼻隆發(fā)育地帶，多處發(fā)育北東—南西方向延伸的小型鼻狀構(gòu)造。

氣田山西組地層直接沉積在太古界變質(zhì)巖之上，缺失太原組地層，烴源巖相對不發(fā)育，盡管如此，在地史演化過程中，該區(qū)始終處于構(gòu)造相對高部位而成為烴類運(yùn)移的指向區(qū)，有利于天然氣的富集。受基底古地貌影響在該區(qū)上古生界形成的小型披覆構(gòu)造及鼻狀隆起帶，成為天然氣運(yùn)移指向和有利聚集成藏部位［1-2］，易形成小而肥的巖性構(gòu)造氣藏。

1 沉積相特征

二疊系下石盒子組主要為一套沖積扇平原辮狀河沉積，圍繞北部剝蝕區(qū)（古隆起）呈裙裾狀展布，是主要含氣層段。按照其旋回性可分為三段，由下往上分別稱之為盒1、盒2、盒3段，巖性為灰白色含礫粗砂巖、中—粗粒砂巖及灰綠色細(xì)砂巖與深灰色泥巖互層，到雜色鋁土質(zhì)泥巖的旋回性沉積。下石盒子早期（盒1期）是沖積扇沉積作用鼎盛時期，砂礫巖、含礫粗砂巖厚度大，分布較廣泛。研究區(qū)內(nèi)下石盒子中晚期（盒2、盒3期），基本上繼承了下石盒子期早期的沉積面貌，沉積范圍擴(kuò)大，但地層厚度逐步減小。

有利的儲集相帶為陸相沖積平原的河道沉積，其沉積物以中—厚層塊狀砂礫、含礫中—粗砂，粗、中砂為主，局部夾透鏡體狀礫石層，構(gòu)成良好的天然氣儲集層［3-4］。

2 巖石學(xué)特征

下石盒子組儲層巖石粒度以粗、中粒為主，碎屑巖石英含量為56.82%～65.83%，長石含量為7.17%～17.58%，巖屑含量為25.6%～31.05%，（如圖1）巖性以長石巖屑砂巖，巖屑砂巖和巖屑石英砂巖為主。填隙物中泥質(zhì)雜基含量較少，其中，盒3、盒2段沒有雜基，盒1段泥質(zhì)雜基含量為0.13%，膠結(jié)物中高嶺石含量相對較高，均含有水云母、綠泥石、方解石、白云石、石英、菱鐵礦等自生礦物。

東勝氣田下石盒子組顆粒分選好—中等，次棱狀，反映碎屑顆粒在穩(wěn)定的水動力條件下，搬運(yùn)過程中受到的磨蝕程度不大。巖石為顆粒支撐，再

生、孔隙式膠結(jié)，反映了穩(wěn)定的水流沉積作用和波浪淘洗作用的特征。在顆粒支撐結(jié)構(gòu)中，顆粒之間接觸性質(zhì)主要為點—線接觸，反映了沉積物在埋藏成巖過程中經(jīng)受壓實、壓溶等成巖作用，基本可預(yù)見本區(qū)壓實作用偏弱至中等。

圖1 東勝氣田下石盒子組砂巖成分分類圖

盒3段巖性主要以含礫粗粒、粗粒巖屑砂巖為主，有少量巖屑石英砂巖，其石英含量為54%～86%，平均為65.83%，長石含量為0～27%，平均為7.17%，巖屑含量為14%～40%，平均為27%，巖屑含量高于長石含量。膠結(jié)物中，高嶺石含量相對較高，為5.21%，含有少量的綠泥石、水云母、方解石、白云石、石英、菱鐵礦等自生礦物。

盒3段顆粒分選中等，次棱狀，巖石為顆粒支撐，孔隙式膠結(jié)，在顆粒支撐結(jié)構(gòu)中，顆粒之間接觸性質(zhì)為點—線接觸。

盒2段巖性主要以粗、中粒長石巖屑砂巖，粗、中粒巖屑砂巖為主，其石英含量為40%～72%，平均為59.62%，長石含量為0～20%，平均為9.33%，巖屑含量為21%～41%，平均為31.05%，巖屑含量高于長石含量。盒2段石英含量較盒3段略低，巖屑含量略高。膠結(jié)物中，水云母含量相對較高，為6.76%，另含有少量的高嶺石、綠泥石、方解石、白云石、石英、菱鐵礦等自生礦物。

盒2段顆粒分選好—中等，次棱狀，巖石為顆粒支撐，薄膜、孔隙式膠結(jié)。在顆粒支撐結(jié)構(gòu)中，顆粒之間接觸性質(zhì)為點—線接觸。

盒1段巖性主要以粗、中粒長石巖屑砂巖，粗、中粒巖屑石英砂巖為主，其石英含量為42%～86%，平均為56.82%，長石含量為2%～28%，平均為17.58%，巖屑含量為12%～40%，平均為25.60%。盒1段石英平均含量較盒2段略低，長石較盒3段、盒2段含量高，巖屑含量較盒3段、盒2段含量略低。膠結(jié)物中，高嶺石含量相對較高，為5.99%，含有少量的水云母、綠泥石、方解石、白云石、石英、菱鐵礦等自生礦物。盒1段石英砂巖顆粒分選為好—中等，次棱狀。巖石為顆粒支撐，再生、孔隙式膠結(jié)，顆粒之間為點—線接觸。

3 物性特征

下石盒子組取心井5口（錦2、錦11、錦評1、伊深1、伊26井），結(jié)合孔隙結(jié)構(gòu)特征，分析研究儲層物性，結(jié)果表明氣田主體儲層具有如下的物性特征。

1）屬于低孔低滲儲層，但不同的目的層孔隙度、滲透率大小仍有較大的差異。

氣藏整體上儲層物性較好，孔隙度為0.4%～20.5%，平均為11.95%；滲透率為0.0012～59.6 mD，平均為2.21mD，反映儲層物性變化較大。

2）縱向上，盒3段儲層物性較好，其次是盒1段，最差是盒2段。根據(jù)儲層物性統(tǒng)計表（表1），盒3段儲層物性相對最好，平均孔隙度為12.2%、平均滲透率為4.53mD；其次為盒1段儲層，平均孔隙度為14.3%，平均滲透率為2.05mD；盒2段儲層物性相對較差。

盒3段孔隙度分布范圍為0.5%～20.5%，分布分散，非均質(zhì)性強(qiáng)，主要集中在5%～18%之間，儲層孔隙度下限為5%（樣品丟失率7%），有效儲層平均孔隙度為12.2%。滲透率分布范圍為0.024～59.4 mD，分布跨度大，非均質(zhì)性強(qiáng)，主要集中在0.1～5 mD之間。

盒2段孔隙度分布范圍為0.4%～16.3%，分布分散，非均質(zhì)性強(qiáng)，主要集中在6%～12%之間（表1）。氣藏儲層孔隙度下限為5%（樣品丟失率7%），有效儲層平均孔隙度為9.4%。滲透率分布范圍為0.012～9.8mD，分布跨度大，非均質(zhì)性強(qiáng)，主要集中在0.5～3mD之間。

盒1段孔隙度分布范圍為3%～23%，分布分散，非均質(zhì)性強(qiáng)，主要集中在10%～18%之間（表1）。氣藏儲層孔隙度下限為8%（樣品丟失率10%），有效儲層平均孔隙度為14.3%。滲透率分布范圍為0.018～31.9mD，分布跨度大，非均質(zhì)性強(qiáng)，主要集中在0.1～5mD之間。

表1 下石盒子組儲層物性統(tǒng)計表

4 孔隙特征

氣藏孔隙類型主要有剩余原生粒間孔、次生溶孔、微孔隙和微裂縫，其中剩余原生粒間孔和次生溶孔為主要的孔隙類型。本區(qū)可見各種開啟的裂縫，如巖石裂縫、顆粒裂縫和膠結(jié)物裂縫［5］。

壓汞曲線可以反映不同孔隙大小和分布。從壓汞曲線可以看出（圖2），盒2段、盒1段曲線無明顯平臺，多偏向右上方。盒3段氣藏儲層孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜，非均質(zhì)性強(qiáng)。排驅(qū)壓力分布在0.3～2MPa，平均為0.4MPa，喉道較細(xì)。中值壓力分布在2～10 MPa，平均為5MPa。盒2段氣藏儲層孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜，非均質(zhì)性強(qiáng)。排驅(qū)壓力分布在0.3～30MPa，平均為0.5MPa，喉道較細(xì)。中值壓力分布在1.5～80 MPa，平均為16MPa。盒1段氣藏儲層孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜，非均質(zhì)性強(qiáng)。排驅(qū)壓力分布在0.2～1MPa，平均為0.5MPa，喉道較細(xì)。中值壓力分布在0.7～18 MPa，平均為6MPa。

壓汞資料分析表明（圖2），盒3段、盒1段儲層的微細(xì)喉道相對略粗，平均喉道半徑相對大，分別為0.66μm、0.43μm；中值半徑分別為0.17μm、0.22μm；中值壓力稍低，分別為9.63MPa、9.28 MPa。盒3、盒1的儲集層孔喉歪度為正值，分別為1.13、2.28，屬于大孔，相對較好。盒3段變異系數(shù)較大為0.25，孔隙結(jié)構(gòu)較好?？傮w而言，盒3段儲層孔隙結(jié)構(gòu)較好，盒2段較差。

可以看出，研究區(qū)孔喉結(jié)構(gòu)主要為細(xì)孔細(xì)喉演變的趨勢，滲透率也隨之降低。據(jù)中國石油天然氣行業(yè)油氣儲層評價標(biāo)準(zhǔn)（碎屑巖），研究區(qū)孔隙喉道均為細(xì)喉和微細(xì)喉結(jié)構(gòu)，這將嚴(yán)重制約油氣運(yùn)移。

5 儲層分類評價

在鑄體薄片資料、壓汞資料、物性資料分析的基礎(chǔ)上，通過對本區(qū)儲層的巖性特征、物性特征、孔隙結(jié)構(gòu)特征［6］，結(jié)合測井相、沉積微相、四性關(guān)系特征等研究成果進(jìn)行綜合分析初步將本區(qū)儲集層分為4種類型，即Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類（表2）。

I類儲層巖性主要為含礫粗粒與粗粒巖屑石英砂巖和巖屑砂巖，測井相類型主要為微齒化箱形，沉積微相主要為心灘沉積，孔隙類型主要為粒間孔、次生溶孔，物性最好，孔隙度一般大于13%，滲透率大于1.5mD，平均喉道半徑相對較粗，一般大于1.0μm，排驅(qū)壓力相對較低，一般小于0.4MPa，綜合評價該類儲層為好儲層。

II類儲層巖性主要為粗粒與中粗粒巖屑石英砂巖和巖屑砂巖，測井相類型主要為鋸齒化箱形、鐘形，沉積微相主要為河道充填沉積，孔隙類型主要為粒間孔、次生溶孔，物性相對較好，孔隙度一般為10%～13%，滲透率大于0.7mD，平均喉道半徑相對也較粗，一般為0.5～1.0μm，排驅(qū)壓力相對較低，一般為0.4～0.6MPa，綜合評價該類儲層為較好儲層。

III類儲層巖性主要為中粒和中細(xì)粒巖屑石英砂巖與巖屑砂巖，測井相類型主要為漏斗形、鐘形、指形，沉積微相主要為決口扇沉積，孔隙類型主要為粒間孔、粒內(nèi)溶孔，物性中等，孔隙度一般為

5%～10%，滲透率一般為0.12～0.7mD，平均喉道半徑相對細(xì)，一般為0.1～0.5μm，中等排驅(qū)壓力，一般為0.6～1.0MPa，綜合評價該類儲層為較差儲層。

圖2 下石盒子組氣藏壓汞曲線圖

表2 什股壕氣藏儲層綜合分類評價表

IV類儲層巖性粒度較細(xì)，主要為細(xì)巖屑砂巖，測井相類型主要為指形，沉積微相主要為決口扇、河漫灘沉積，孔隙類型主要為晶間微孔，物性較差，孔隙度一般小于5%，滲透率一般小于0.12 mD，平均喉道半徑較細(xì)，一般小于0.1μm，具有相對較高的排驅(qū)壓力，一般大于1.0MPa，綜合評價該類儲層儲集性能較差，為差儲層。

6 結(jié)論

1）東勝氣田下石盒子組顆粒分選好—中等，次棱狀，巖石為顆粒支撐，再生、孔隙式膠結(jié)，在顆粒支撐結(jié)構(gòu)中，顆粒之間接觸性質(zhì)主要為點—線接觸。本區(qū)壓實作用偏弱至中等。

2）盒3、盒2、盒1段氣藏儲層孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜，非均質(zhì)性強(qiáng)。盒3段排驅(qū)壓力分布在0.3～2MPa，平均為0.4MPa，喉道較細(xì)。盒2段排驅(qū)壓力分布在0.3～30MPa，平均為0.5MPa，喉道較細(xì)。盒1段排驅(qū)壓力分布在0.2～1MPa，平均為0.5MPa，喉道較細(xì)。

3）氣田儲層孔隙度為4.5%～23%，平均為11.95%；滲透率為0.1～59.6mD，平均為2.21mD，儲層平均孔隙度及滲透率低，氣田儲層總體上屬于低孔低滲。

4）通過對本區(qū)儲層的巖性特征、物性特征、孔隙結(jié)構(gòu)特征研究的基礎(chǔ)上，結(jié)合四性關(guān)系特征、測井相、沉積微相等研究的成果，初步將本區(qū)儲集層分為4種類型，即Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類，其中Ⅰ類為好儲層，Ⅱ類為較好儲層，Ⅲ類為較差儲層，Ⅳ類為差儲層。

［1］黃華.杭錦旗區(qū)塊天然氣類型及運(yùn)聚特征［J］.油氣藏評價與開發(fā)，2012，2（3）：12-16．

［2］薛會，張金川，徐波，等.鄂爾多斯北部杭錦旗探區(qū)上古生界烴源巖評價［J］.成都理工大學(xué)學(xué)報：自然科學(xué)版，2010，37（1）：21-28.

［3］尤歡曾，李良.鄂北上古生界天然氣成藏地質(zhì)特征［J］.天然氣工業(yè)，2001，21（增）：14-17.

［4］袁志祥.鄂北塔巴廟、杭錦旗地區(qū)古生界天然氣勘探前景分析［J］.天然氣工業(yè)，2001，21（增）：5-9.

［5］張杰，薛會，王毅，等.鄂北杭錦旗探區(qū)上古生界天然氣成藏類型［J］.西安石油大學(xué)學(xué)報：自然科學(xué)版，2009，24（3）：1-6.

［6］裘懌楠.我國河道砂體儲層沉積特征和非均質(zhì)模式、碎屑巖沉積物研究［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1988.

（編輯：盧櫟羽）

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2095-1132（2014）05-0009-04

10.3969／j.issn.2095-1132.2014.05.003

修訂回稿日期：2014－09－16

王周紅（1974－），女，工程師，從事油氣田開發(fā)地質(zhì)綜合研究工作。E-mail：759449239@qq.com。