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。在上述研究的基礎上對儲層發(fā)育的有利區(qū)帶進行了預測，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實際的分類評價已成為進一步勘探的關鍵問題之一。因此有必要充分應用巖芯和物性資料對太原組儲層特征進行更仔細的研究，以便預測有利儲層的分布，合理地評價其儲層質量，為后期增儲上產(chǎn)提供依據(jù)。

1 基本地質特征

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，造成了風化粘土層的出現(xiàn)以及上覆地層與太原組頂部不同巖性層段的接觸關系。

圖1 鄂爾多斯盆地北部構造圖

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、碎屑物的沉積、成巖環(huán)境關系密切。

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膠結物形成之后剩余的粒間孔隙。孔隙形態(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）粒內溶孔：由長石、巖屑不同程度溶蝕形成的粒內孤立溶孔、粒內蜂窩狀溶孔、粒內微孔。

（5）裂縫和微裂縫：主要由構造應力產(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系見圖3。

圖3 太原組孔隙度—滲透率關系圖

從圖3中可以看出，太原組孔、滲關系呈較好的正相關性。其孔、滲關系式如下：

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性又有差別，太一段相關系數(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。

4 孔隙結構特征

孔隙度、滲透率的大小與巖性等因素有關，其實質是受巖石孔隙結構的控制。巖石孔隙結構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系，孔喉大小與分布決定了巖石物性性質。

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，巖石的孔隙結構不均勻。YD10井最為典型，該井的孔喉分布為0.006～3.98μm，相應孔隙度為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構進行對比分析：

從圖4可以看出，該樣品排驅壓力為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，因此該樣品孔隙結構較差。

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，孔隙結構均勻；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，因此該樣品孔隙結構中等。

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，孔隙結構均勻，對油氣儲集和運移極為有利，因此該樣品的孔隙結構較好。

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)設計收集給資料，結合塔巴廟區(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，巖石的孔隙結構不均勻，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。在上述研究的基礎上對儲層發(fā)育的有利區(qū)帶進行了預測，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。

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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。