郭艷琴 ，何子瓊 ，郭彬程 ，惠 磊 ，蔡志成 ，王美霞 ，李文厚 ，李百強

（1.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，西安710065；2.西安石油大學(xué)陜西省油氣成藏地質(zhì)學(xué)重點實驗室，西安710065；3.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；4.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，西安710069）

0 引言

鄂爾多斯盆地蘇里格氣區(qū)是中國目前最大的非常規(guī)連續(xù)型致密砂巖大氣區(qū)［1］。已有研究表明，氣田內(nèi)儲層具有典型的“低滲、低壓、低產(chǎn)”特征及強烈的非均質(zhì)性，且形成了天然氣產(chǎn)能明顯受有效儲層的發(fā)育規(guī)模、連通性以及儲層物性控制，而破壞性的成巖作用則是導(dǎo)致儲層物性變差的主要原因的認(rèn)識［2］，但蘇里格氣田東南部（蘇東南）的氣水分布關(guān)系復(fù)雜［3］，單井產(chǎn)能整體較低且差異較大，影響天然氣產(chǎn)能的主控因素尚不明確［4］。召41井區(qū)是蘇東南地區(qū)近年來重點的致密砂巖氣勘探區(qū)域，其主力產(chǎn)氣層為二疊系石盒子組盒8段。眾多學(xué)者對盒8段沉積相及沉積模式［5-6］、儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征［7-11］、氣水分布特征［4，12-13］等方面均有一定的研究，為盒8段儲層特征的分析與評價提供了基礎(chǔ)。部分學(xué)者從氣井產(chǎn)能模型的角度分析，認(rèn)為氣井產(chǎn)能與地層系數(shù)、儲能系數(shù)等呈明顯的正相關(guān)關(guān)系［14］，但對儲層特征、精細(xì)分類評價及不同儲層類別對天然氣產(chǎn)能差異分布的控制缺乏系統(tǒng)的研究。

以蘇東南召41井區(qū)盒8段為例，通過綜合分析致密砂巖的巖石學(xué)特征、物性特征、孔隙結(jié)構(gòu)以及成巖作用等，對致密砂巖儲層的基本特征進行深入研究，從而利用物性參數(shù)、孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)、砂體厚度及沉積微相類型等對儲層進行較為合理地分類評價，最后結(jié)合天然氣產(chǎn)能數(shù)據(jù)探討儲層類別對天然氣產(chǎn)能的影響，以期為實施儲層壓裂改造工藝方案、提高低產(chǎn)井的單井產(chǎn)量以及規(guī)模有效開發(fā)致密砂巖氣藏提供依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

鄂爾多斯盆地由伊陜斜坡、伊盟隆起、渭北隆起、西緣沖斷帶、天環(huán)坳陷和晉西撓褶帶等6個二級構(gòu)造單元構(gòu)成，整體構(gòu)造形態(tài)表現(xiàn)為西翼陡東翼緩、邊緣復(fù)雜、內(nèi)部簡單的特征。盆地內(nèi)部發(fā)育中新元古界至新生界等多套地層，天然氣資源十分豐富，其中二疊系自下而上發(fā)育太原組、山西組、石盒子組和石千峰組，而石盒子組是致密砂巖氣賦存的主要層位。

盆地內(nèi)伊陜斜坡帶的東北部是致密砂巖氣主要的聚集區(qū)，蘇里格超大型氣田最具代表性。近年來的勘探實踐表明，蘇東南召41井區(qū)天然氣建產(chǎn)規(guī)模大，目前成為長慶油田在蘇里格地區(qū)天然氣上產(chǎn)的主力區(qū)塊［15-17］，其地理位置西起陶利鎮(zhèn)，東到補浪河鄉(xiāng)，北至巴彥柴達木鄉(xiāng)，南抵無定河鎮(zhèn)，面積為700 km2。盒8段儲層主要為辮狀河三角洲平原分支河道微相，砂體發(fā)育，天然氣富集。

2 儲層巖石學(xué)特征

2.1 巖石類型及碎屑組分

召41井區(qū)盒8段碎屑巖主要為灰色、淺灰色、灰綠色、灰褐色中—粗砂巖，少量為細(xì)砂巖。巖石類型以巖屑石英砂巖和巖屑砂巖為主，石英砂巖相對較少（圖1）。據(jù)蘇東南13口井59塊樣品統(tǒng)計，巖屑石英砂巖的體積分?jǐn)?shù)為66.10%，巖屑砂巖的體積分?jǐn)?shù)為23.73%，石英砂巖的體積分?jǐn)?shù)約為10.17%。

圖1 蘇東南召41井區(qū)盒8段砂巖分類圖Fig.1 Triangular diagram showing sandstone classification of He 8 member in Zhao 41 well area，southeastern Sulige Gas Field

砂巖的碎屑顆粒含量較高，主要為石英顆粒，其次為巖屑和碎屑云母，巖屑主要為變質(zhì)巖巖屑，包括石英巖、千枚巖、板巖和變質(zhì)砂巖巖屑。巖漿巖巖屑次之，其組分主要為噴發(fā)巖和隱晶巖巖屑（表1）。盒8上碎屑的體積分?jǐn)?shù)為79%～87%，平均為85%。其中石英體積分?jǐn)?shù)為52.0%～65.5%，平均為60.5%；巖屑體積分?jǐn)?shù)為 14%～35%，平均為23%。盒8下碎屑體積分?jǐn)?shù)為66.0%～93.5%，平均為84%。其中石英體積分?jǐn)?shù)為25.0%～80.5%，平均為67.3%；巖屑體積分?jǐn)?shù)為7%～44%，平均為16.1%。碎屑分選中等—好，磨圓度主要為次棱角狀和次棱角狀—次圓狀，少量為次圓狀—次棱角狀。膠結(jié)類型有加大-孔隙、孔隙、薄膜-孔隙膠結(jié)等。

表1 蘇東南召41井區(qū)盒8段碎屑組分Table 1 Debris components of He 8 member in Zhao 41 well area，southeastern Sulige Gas Field%

2.2 填隙物組分

召41井區(qū)盒8段填隙物基本上是膠結(jié)物，雜基很少或無。盒8上填隙物的體積分?jǐn)?shù)為10%～16%，平均為12.55%，其組分主要為伊利石和綠泥石，其次為高嶺石、硅質(zhì)和鐵方解石。盒8下填隙物的體積分?jǐn)?shù)為6%～18%，平均為13.18%，其組分主要為伊利石、高嶺石及硅質(zhì)，其次為綠泥石和鐵方解石，還含有少量方解石和鐵白云石（表2）。

表2蘇東南召41井區(qū)盒8段砂巖的填隙物組分Table 2 Composition and content of interstitial material of He 8 member in Zhao 41 well area，southeastern Sulige Gas Field%

2.3 成巖作用及成巖序列

2.3.1 成巖作用及成巖階段

據(jù)鑄體薄片、掃描電鏡、陰極發(fā)光和X射線衍射等資料分析表明，召41井區(qū)盒8段儲集層在埋藏成巖過程中經(jīng)歷的成巖作用為壓實壓溶作用、膠結(jié)作用和溶解作用，這些成巖作用對儲集層孔隙發(fā)育具有顯著的影響。①壓實及壓溶作用。具體表現(xiàn)為變形的云母、巖屑和石英次生加大充填粒間孔［圖 2（a），（b）］。②膠結(jié)作用。主要為黏土礦物膠結(jié)，表現(xiàn)為伊利石、綠泥石和高嶺石充填粒間孔［圖2（c）—（f）］，其次為碳酸鹽、硅質(zhì)膠結(jié)，表現(xiàn)為鐵方解石和石英次生加大強烈膠結(jié)［圖2（g）—（j）］。③溶解作用。主要為巖屑被溶蝕［圖 2（k），（l）］，提高了儲層孔隙度，一定程度上改善了儲層物性。

圖2 蘇東南召41井區(qū)盒8段砂巖儲層微觀特征Fig.2 Microscopic reservoir characteristics of He 8 member in Zhao 41 well area，southeastern Sulige Gas Field

蘇東南的古地溫為135～160℃，Ro為1.4%～2.1%［18］；普遍見到Ⅲ級石英次生加大；普遍存在鐵方解石充填，可見少量鐵白云石；黏土礦物膠結(jié)物中，綠泥石以葉片狀為主，伊利石為絲發(fā)狀，伊/蒙混層間層比大部分小于15%（表3），依據(jù)2003年石油行業(yè)《碎屑巖成巖階段劃分標(biāo)準(zhǔn)》，研究區(qū)盒8段砂巖成巖作用已普遍進入中成巖B期階段。

2.3.2 成巖演化與成巖序列

早成巖A期壓實開始，黏土礦物以蒙皂石為主，發(fā)生泥晶碳酸鹽膠結(jié)和云母類變形。早成巖B期，伊/蒙混層無序，石英Ⅰ級加大，有機質(zhì)半成熟，出現(xiàn)次生溶孔以及高嶺石、早期方解石。中成巖A期，伊/蒙混層有序，石英次生Ⅱ—Ⅲ級加大，有機質(zhì)成熟，鐵鋁硅酸鹽溶蝕，提供了Fe離子，為鐵方解石的形成提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。中成巖B期，伊/蒙混層有序，蒙皂石體積分?jǐn)?shù)小于15%，鐵方解石、鐵白云石呈連片嵌晶狀膠結(jié)與交代碎屑顆粒，堵塞孔隙，降低物性（圖3）。

表3 蘇東南召41井區(qū)盒8段黏土礦物X射線衍射Table 3 X-diffraction of clay minerals of He 8 member in Zhao 41 well area，southeastern Sulige Gas Field%

圖3 蘇東南召41井區(qū)盒8段砂巖成巖演化與成巖序列Fig.3 Diagenetic sequence and evolution of sandstone of He 8 member in Zhao 41 well area，southeastern Sulige Gas Field

3 儲層物性

孔隙度和滲透率是反映儲集性能和滲濾條件的2個基本參數(shù)。砂巖儲層物性統(tǒng)計結(jié)果（11口井、54塊巖心樣品）顯示，蘇東南盒8段孔隙度為3.6%～19.2%，平均為9.35%，峰值為6%～11%的占比為80%；滲透率變化大，最小值為0.089 6 mD，最大值為5.461 0 mD，平均值為 0.735 9 mD，其中 92.6%的樣品的滲透率值都小于1.5 mD。測井解釋孔隙度最大值為14.04%，最小值為1.87%，多數(shù)小于12%；滲透率最大值為2.11 mD，最小值為0.01 mD，多數(shù)小于1.2 mD；盒8下較盒8上的平均孔隙度和滲透性均較大，且滲透率大于0.3 mD的樣品中，盒8下占比為70.21%，盒8上占比為42.86%（表4）。

表4 蘇東南召41井區(qū)盒8段儲層物性Table 4 Reservoir physical properties of He 8 member in Zhao 41 well area，southeastern Sulige Gas Field

4 儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征

4.1 孔隙類型

根據(jù)鑄體薄片和掃描電鏡觀察分析，蘇里格氣田東南部盒8上、盒8下的孔隙類型主要為巖屑溶孔、晶間孔等次生孔隙，其次為少量粒間溶孔和殘余粒間孔。從總體上看，面孔率、溶孔和晶間孔盒8下要好于盒8上。盒8上段面孔率為0～1.7%，平均為0.4%，盒8下段面孔率為0～6.2%，平均為1.4%（表5）。

表5 蘇東南召41井區(qū)盒8段儲層孔隙類型及含量Table 5 Types and volume content of reservoir pore space of He 8 member in Zhao 41 well area，southeastern Sulige Gas Field%

4.2 孔喉分類及孔隙結(jié)構(gòu)特征

毛管壓力參數(shù)統(tǒng)計結(jié)果顯示，蘇東南盒8段砂巖儲集層的門檻壓力為0.186 6～1.237 5 MPa；中值壓力為1.186 1～89.590 0 MPa；最大孔喉半徑為0.630 0～3.938 9 μm；中值半徑為 0.010 0～0.619 7 μm；最大進汞飽和度為45.220%～90.488%；退汞效率為24.86%～47.70%。整體呈現(xiàn)出儲層孔隙度、滲透率、孔喉半徑、排驅(qū)壓力和最大進汞飽和度變化范圍較大、非均質(zhì)性較強的特點。

分析毛管壓力曲線形態(tài)和參數(shù)特征，可將蘇東南盒8段孔隙結(jié)構(gòu)劃分為4種類型（表6，圖4），其中以中—小喉為主。

表6蘇東南盒8段儲層孔隙結(jié)構(gòu)類型及其毛管壓力參數(shù)Table 6 Types of pore structure and capillary pressure parameters of He 8 member in southeastern Sulige Gas Field

綜合砂巖掃描電鏡和鑄體薄片分析統(tǒng)計，召41井區(qū)盒8段砂巖平均孔徑為3～550 μm，為粗孔、細(xì)孔和微孔。連接孔隙之間的喉道有2種，一是片狀或曲片狀喉道，以半徑為0.2～1.0 μm的中喉為主，二是以微孔隙為主的喉道，為中值半徑0.01～0.20 μm 的小喉。

參照SY/T 6285—1997《含氣儲層評價分類標(biāo)準(zhǔn)》，認(rèn)為召41井區(qū)盒8段儲層發(fā)育粗孔-中喉型、細(xì)孔-小喉型、微孔-微喉型等3類孔隙結(jié)構(gòu)，其中粗孔-中喉型和細(xì)孔-小喉型是2種主要類型。

圖4 蘇東南盒8段儲層砂巖孔隙結(jié)構(gòu)類型Fig.4 Pore structure types of sandstone reservoir of He 8 member in southeastern Sulige Gas Field

5 儲層滲流特征

5.1 核磁共振實驗

通過儲層NMR巖心實驗參數(shù)分析，對比弛豫時間在T2譜上曲線形態(tài)特征，判別測量巖石表面孔隙度與孔隙流體特性，獲取儲層有效孔隙度、滲透率、峰值、可動流體和束縛流體體積等與儲層物性、微觀孔喉結(jié)構(gòu)特征和產(chǎn)能有關(guān)的儲層地質(zhì)信息［19-21］。

核磁共振可動流體實驗巖樣分析結(jié)果顯示：樣品可動流體飽和度與所選樣品物性呈正相關(guān)，即物性好，可動流體飽和度高；相反，物性差，可動流體飽和度低（表7）。蘇東南盒8段召95井（井深3 234.6 m）物性最好，可動流體飽和度高達80.59%，對應(yīng)的樣品粒間孔和溶孔發(fā)育，壓汞曲線對應(yīng)于Ⅰ類；召41井（井深 3 211.04 m）、召87井（井深3 156.47 m，3 147.07 m，3 166.07 m）和陜179井（井深3 142.77 m）等物性較好，可動流體飽和度為45.57%～72.68%，對應(yīng)的樣品孔隙發(fā)育較好，壓汞曲線對應(yīng)于Ⅱ類；陜146井（井深3 199.3 m）、召41井（井深3 208.56 m）和陜115井（井深3 188.39 m）等物性較差，可動流體飽和度小于45%，對應(yīng)的樣品孔隙發(fā)育較差，壓汞曲線對應(yīng)于Ⅲ類。

表7蘇東南盒8段核磁共振可動流體實驗測試結(jié)果Table 7 Experimental results of movable fluid in NMR of He 8 member in southeastern Sulige Gas Field

蘇東南12塊樣品整體T2譜圖呈雙峰態(tài)，但由于樣品的孔喉結(jié)構(gòu)的不同，譜圖主峰的分布位置和幅度存在明顯差別。如召95井（井深3 234.6 m）主峰在T2弛豫時間的右邊且頻率幅度較大，說明有大孔喉存在，孔喉連通性相對較好，但孔喉大小分布不均勻，同時也有細(xì)小孔喉存在，而召41井（井深3 208.36 m）相對于召95樣品細(xì)小孔喉增加，樣品主峰在T2弛豫時間的左邊且頻率幅度減小，微細(xì)、細(xì)小孔喉增加并逐漸占據(jù)主導(dǎo)位置（圖5）。

5.2 氣水相滲實驗

蘇東南盒8段氣測滲透率為0.192～3.545 mD，平均為0.715 7 mD，孔隙度為6.77%～12.21%，平均為9.25%，地層水滲透率為0.016 8～0.781 9 mD，平均為0.145 3 mD，殘余水時，含水飽和度為10.19%～71.19%，平均為32.10%，氣相相對滲透率為0.141 3～0.846 7 mD，平均為 0.493 7 mD（表 8，圖 6），氣相相對滲透率曲線總體上較陡，隨著含水飽和度增大，氣相相對滲透率降低較顯著，氣水共滲區(qū)較小，水相相對滲透率曲線對應(yīng)的束縛水飽和度值變化較大?？偟恼f來，蘇東南盒8段氣水分布規(guī)律復(fù)雜，區(qū)內(nèi)產(chǎn)能差異大，影響其滲流機理的因素包括：原始含氣飽和度與原始含水飽和度的比值以及臨界流體飽和度大小。

圖5 蘇東南核磁共振T2譜的頻率分布和累計分布Fig.5 Frequency distribution and cumulative distribution of T2spectrum in NMR in southeastern Sulige Gas Field

表8 蘇東南盒8段氣水相對滲透率綜合數(shù)據(jù)Table 8 Comprehensive data of relative permeability of gas and water of He 8 member in southeastern Sulige Gas Field

圖6 蘇東南盒8下相對滲透率曲線Fig.6 Relative permeability curves of lower He 8 member in southeastern Sulige Gas Field

6 討論

6.1 儲層分類標(biāo)準(zhǔn)

綜合儲層物性特征（孔隙度和滲透率）、微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征（排驅(qū)壓力、孔隙喉道均值等）以及儲層的沉積相帶、砂體展布特征等，參考石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)（SY/T6285—1997）和何自新［22］對鄂爾多斯盆地上古生界儲集層進行的分類與評價研究成果，提出了蘇里格氣田東南部盒8段的砂巖儲層分類評價標(biāo)準(zhǔn)（表9）。

表9 蘇東南召41井區(qū)盒8段儲層類別劃分Table 9 Reservoir classification of He 8 member in Zhao 41 well area，southeastern Sulige Gas Field

蘇東南盒8段儲層分為4類：①Ⅰ類儲層。物性好，滲透率一般＞1 mD，孔隙度一般＞12%，此類儲層孔隙分布均勻且連通性較好，孔隙類型以晶間孔和晶間孔—溶孔為主，孔喉組合以加大-孔隙為主，孔隙結(jié)構(gòu)特征表現(xiàn)為低排驅(qū)壓力和低中值壓力、高最大孔喉半徑和高中值半徑，此類儲層發(fā)育在辮狀河三角洲平原亞相的分支河道微相中，砂巖厚度一般＞15 m。②Ⅱ類儲層。物性相對較好，滲透率為0.3～1.0 mD，孔隙度為8%～12%，孔隙類型以晶間孔—溶孔為主，孔喉組合以孔隙-加大和加大-孔隙為主，孔隙結(jié)構(gòu)特征表現(xiàn)為較低排驅(qū)壓力和中值壓力、較高最大孔喉半徑和中值半徑，同樣發(fā)育在分支河道微相的相對厚砂體中（砂巖厚度＞15 m）。③Ⅲ類儲層。物性相對較差，滲透率為0.1～0.3 mD，孔隙度為4%～10%，連通性相對較差，孔隙類型以晶間孔—溶孔和溶孔—晶間孔為主，孔喉組合以孔隙-加大和加大-孔隙為主，發(fā)育在分支河道微相的相對薄砂體部位（砂巖厚度為10～15 m）或分支河道的側(cè)翼。④Ⅳ類儲層。物性最差，滲透率一般＜0.1 mD，孔隙度＜4%，孔隙類型以微孔和微孔—溶孔為主，孔喉組合以薄膜-孔隙為主，連通性相對更差，發(fā)育在分支河道側(cè)翼或泛濫平原微相中，砂巖厚度一般為5～10 m。

圖7 蘇東南召41井區(qū)盒8段沉積微相Fig.7 Sedimentary microfacies of He 8 member in Zhao 41 well area，southeastern Sulige Gas Field

6.2 盒8段儲層分類評價及其與天然氣產(chǎn)能的關(guān)系

根據(jù)儲層分類評價標(biāo)準(zhǔn)，結(jié)合蘇東南盒8上［圖7（a）］和盒 8下［圖 7（b）］的沉積相平面展布圖，繪制了儲層分類評價圖（圖8）?？梢钥闯觯耦悆臃植荚诜种Ш拥郎绑w厚度大的部位，平面上主要分布在研究區(qū)西北部烏27-3、召86、召95、召41等井區(qū)和研究區(qū)西南部G4-9井區(qū)，其次為研究區(qū)東部靖39-18井區(qū)和靖55-26井區(qū)，縱向上在盒82和盒上較發(fā)育。Ⅱ類儲層分布在分支河道砂體厚度較大的部位，該類儲層分布較廣，在每條河道中均有分布，縱向上以盒最為發(fā)育；Ⅲ類儲層一般分布在分支河道側(cè)翼或河道砂體厚度較小的部位，在研究區(qū)廣泛分布；Ⅳ類儲層物性差，分布在泛濫平原和砂體厚度小的分支河道側(cè)翼中。

從儲層的分類評價和天然氣產(chǎn)能疊合圖中可看出，儲層類別與天然氣產(chǎn)能的大小具有密切的關(guān)系，這在3個目的層段均有體現(xiàn)。雖然盒［圖8（a）］和盒［圖8（b）］試氣資料相對較少，但不難看出Ⅰ類儲層范圍內(nèi)的單井天然氣產(chǎn)能要明顯高于Ⅱ，Ⅲ以及Ⅳ類儲層。此規(guī)律在盒段［圖 8（c）］體現(xiàn)得更為明顯，該層段內(nèi)，Ⅰ類儲層控制下的天然氣單井產(chǎn)量一般大于3萬m3/d（區(qū)內(nèi)2口井的產(chǎn)量均超過7萬m3/d），Ⅱ類儲層控制下的天然氣單井產(chǎn)量一般為1～3萬m3/d，而Ⅲ類及Ⅳ類儲層范圍內(nèi)天然氣單井產(chǎn)量一般＜1萬m3/d。綜上所述，天然氣產(chǎn)能明顯受儲層類別的控制，且隨著儲層類別的降低，天然氣產(chǎn)能也降低。

圖8 蘇東南召41井區(qū)盒8段砂巖儲層分類評價與產(chǎn)氣量疊合圖Fig.8 Superposition map of classification evaluation of sandstone reservoir and gas production of He 8 member in Zhao 41 well area，southeastern Sulige Gas Field

7 結(jié)論

（1）鄂爾多斯盆地蘇里格氣田東南部召41井區(qū)盒8段儲層可以劃分為Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類和Ⅳ類儲層。

（2）鄂爾多斯盆地蘇里格氣田東南部盒8段有利儲層為Ⅰ類和Ⅱ類，Ⅰ類儲層物性最好，孔喉組合以加大-孔隙為主，主要分布在分支河道厚砂體部位；Ⅱ類儲層物性相對較好，孔喉組合以孔隙-加大和加大-孔隙為主，主要分布在分支河道較厚砂體部位。

（3）不同類別的儲層平面及縱向分布非均質(zhì)性較強，Ⅰ類儲層平面分布范圍相對較小，縱向上主要發(fā)育在盒和盒，Ⅱ類儲層平面上分布范圍廣，縱向上以盒最為發(fā)育。

（4）天然氣產(chǎn)能明顯受儲層類別的控制，且隨著儲層類別的降低，天然氣產(chǎn)能也降低。