侯加根，唐穎，劉鈺銘，楊勇，王少飛

（1．中國石油大學（北京），北京102249；2.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，西安710021）

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田東區(qū)致密儲層分布模式

侯加根1，唐穎1，劉鈺銘1，楊勇2，王少飛2

（1．中國石油大學（北京），北京102249；2.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，西安710021）

蘇里格氣田是我國典型的致密氣儲層發(fā)育區(qū)，對其儲層沉積類型和成巖作用過程歷來多有研究且存在爭議。利用巖心實驗及分析資料，研究了蘇里格氣田東區(qū)致密儲層地質(zhì)特征，從沉積和成巖2個方面闡述了儲層物性差異，并指出強壓實、鐵方解石交代和硅質(zhì)膠結等作用是導致該區(qū)儲層致密化的主要因素。在分析沉積微相的基礎上，明確了分流河道砂體是蘇里格氣田東區(qū)主要的優(yōu)質(zhì)儲層，并建立了三角洲平原分流河道單砂體的4種垂向組合模式和3種側(cè)向接觸模式。

致密儲層；分流河道；儲層分布模式；二疊系；蘇里格氣田東區(qū)

0 引言

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田主力產(chǎn)氣層為二疊系山西組山1段和下石盒子組盒8段，具有巖性致密、物性差、儲層非均質(zhì)性強、地質(zhì)儲量可觀但自然產(chǎn)量低等特點，給該區(qū)天然氣田的大規(guī)模開發(fā)帶來諸多困難。近年來，隨著天然氣生產(chǎn)范圍的不斷擴大，有關該區(qū)沉積相與成巖作用的研究不斷深入，但認識也存在明顯分歧。關于該區(qū)沉積相，有只包括曲流河與辮狀河的觀點［1-3］，也有曲流河、辮狀河與淺水湖盆三角洲沉積共存的認識［4-6］。對該區(qū)成巖作用類型和孔隙結構的看法都較為相近［7-11］，但有關砂巖次生孔隙和儲層致密化的成因則認識不一［12-16］。因此，進一步闡明該區(qū)沉積相和儲層致密化成因，加深理解致密砂巖儲層地質(zhì)特征，建立儲層發(fā)育模式具有重要的理論和現(xiàn)實意義。

蘇里格氣田東區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中北部，南接靖邊氣田，東臨榆林氣田，區(qū)內(nèi)構造比較平緩，高差約20 m，斷層不發(fā)育。該區(qū)上古生界二疊系自下而上可分為下統(tǒng)山西組、下石盒子組和上統(tǒng)上石盒子組、石千峰組。其中山西組分為山1段和山2段，山1段又可分為山11、山12及山13共3個小層；上石盒子組分為盒1、盒2、盒3及盒4段，下石盒子組分為盒5、盒6、盒7及盒8段，盒8段又可分為盒8上1、盒8上2、盒8下1及盒8下2共4個小層。利用蘇里格氣田東區(qū)56口取心井的巖心、錄井、實驗測試及測井等資料，重塑二疊系山1段和盒8段沉積微相展布特征，闡明致密儲層的巖性和物性特征及儲層致密成因，并建立三角洲平原分流河道單砂體的垂向和側(cè)向發(fā)育模式。

1 儲層沉積學特征

1.1 砂體微相特征

依據(jù)巖石組合、沉積組構、剖面結構和演化序列，認為蘇里格氣田東區(qū)在二疊系山1段和盒8段分別發(fā)育了曲流河三角洲平原和辮狀河三角洲平原沉積，主要砂體微相為分流河道、天然堤和決口扇（圖1）。

圖1 蘇里格氣田東區(qū)召26井單井沉積相分析Fig.1The sedimentary facies columnar of Shao 26 well in eastern Sulige Gas Field

1.1.1 分流河道微相

山西組山1段巖性主要為灰白色和淺灰色石英砂巖和巖屑石英砂巖、淺灰色巖屑砂巖、灰色和深灰色粉砂質(zhì)泥巖及灰黑色炭質(zhì)泥巖，反映出山1段沉積時期為潮濕氣候和還原性環(huán)境。每個沉積序列自下而上發(fā)育有沖刷—充填構造、板狀—槽狀交錯層理、波狀交錯層理、上攀層理及水平層理等沉積構造，整體表現(xiàn)為下粗上細的正韻律，且常見植物根、莖、葉和少量貝殼類碎片，沉積序列厚度為2～13 m，反映了曲流河三角洲平原亞相分流河道沉積的特征。

石盒子組盒8段分流河道微相以高河道化、更強水動力以及良好的砂體側(cè)向連續(xù)性為特征。巖性主要為淺灰色和灰白色石英砂巖、灰綠色和棕色及褐色巖屑石英砂巖和巖屑砂巖、互層的灰綠色和褐色炭質(zhì)泥巖以及灰色和灰綠色泥巖，反映出沉積環(huán)境常在氧化與還原環(huán)境之間變化。盒8段發(fā)育與山1段類似的沉積構造，但其層理規(guī)模較大，常見大、中型板狀—槽狀交錯層理（層系厚度普遍大于20 cm），沉積序列厚度為2～15 m，整體上為正韻律，少見植物碎屑，反映了辮狀河三角洲平原亞相分流河道沉積的特征。

石盒子組盒8段辮狀河分流河道沉積水動力強，分流河道中的含礫粗砂巖和中粗砂巖的粒度粗于山1段。盒8段砂體側(cè)向遷移頻繁，平均厚度大于5 m，厚于平均厚度為3.5 m的山1段砂體。在測井曲線上，分流河道砂體表現(xiàn)為中—高幅的齒化或微齒化的鐘形或箱形組合（參見圖1）。

1.1.2 天然堤微相

天然堤為洪水期粒度較細的沉積物溢出分流河道并在分流河道旁沉積下來的產(chǎn)物。平面上沿著分流河道兩側(cè)呈長條帶狀連續(xù)或斷續(xù)分布，厚度為0.5～1.0 m，主要為互層的粉砂質(zhì)泥巖、泥巖與粉砂巖以及泥質(zhì)粉砂巖，發(fā)育有沙紋層理、波狀層理及水平層理等，常見鈣質(zhì)結核。在測井曲線上表現(xiàn)為以分流河道沉積結束的較高幅度的鐘形收斂尾部。

1.1.3 決口扇微相

在洪水期，當水位高于天然堤時，洪水會將天然堤沖垮，水流攜帶的沉積物在分流河道和天然堤附近沉積下來而形成決口扇。其粒度比天然堤的略粗，常見水平層理和小型交錯層理。砂體厚度為1～3 m，平面上多呈扇狀分布，垂向上表現(xiàn)為正韻律。測井曲線上表現(xiàn)為在較平直的高伽馬曲線中出現(xiàn)中—低幅指形和低幅鐘形曲線。

1.2 沉積微相展布特征

蘇里格氣田東區(qū)二疊系山1段和盒8段各小層沉積時期，沉積物物源方向為自北向南，分流河道呈南北向的條帶狀展布，寬度為0.6～3.5 km，主體部位砂體厚度一般大于5 m（如靖平06-7井，最大厚度可達14 m）。在洪泛期，洪水攜帶的泥沙會越過堤岸，在分流河道兩側(cè)沉積下來而形成天然堤和決口扇（如靖平06-7井），厚度為0.5～3.0 m；若洪水漫出河道的范圍大，細粒的沉積物還可以在距離河道較遠的地方沉積下來，從而形成泛濫平原沉積，如山1段沼澤和淡水湖泊沉積以及盒8段淡水湖泊沉積（圖2）。

圖2 蘇里格氣田東區(qū)盒8上2小層沉積微相平面圖Fig.2Sedimentary mircofacies of the second sub-member of He 8 member in eastern Sulige Gas Field

2 儲層巖性和物性特征

2.1 巖性特征

根據(jù)56口井732塊巖心的巖石學鑒定，蘇里格氣田東區(qū)二疊系山1段和盒8段巖屑石英砂巖和巖屑砂巖的體積分數(shù)占樣品總數(shù)的80%以上，少見石英砂巖。砂巖中石英體積分數(shù)可達56%以上，巖屑體積分數(shù)為13%～32%，長石體積分數(shù)低于2%。砂巖顆粒較粗，中砂巖約占砂巖總數(shù)的40%，粗砂巖和細砂巖各占20%，極細粒砂巖不到砂巖總數(shù)的10%。顆粒分選多表現(xiàn)為中等，磨圓度為次棱角狀，其次為次棱—次圓及次圓狀，顆粒間以線接觸為主，少數(shù)呈點—線接觸或凹凸狀接觸，膠結類型以孔隙式為主。

2.2 黏土礦物特征

蘇里格氣田東區(qū)儲層中的黏土礦物包括高嶺石、水云母、綠泥石、伊利石和少量的伊/蒙混層。高嶺石和水云母的相對體積分數(shù)在黏土礦物中可達80%以上，綠泥石體積分數(shù)較低（約10%）。這些礦物遇水會膨脹，容易堵塞儲層的孔隙和喉道，因此在對儲層進行改造的過程中，應該注意防止水敏和速敏傷害。該區(qū)儲層的酸敏指數(shù)低于10%，而堿敏指數(shù)高于25%，故呈現(xiàn)出弱酸敏和中等偏弱堿敏性，并且由于塑性礦物顆粒和膠結物含量較高，故具有中等偏高的應力敏感性。

2.3 物性特征

根據(jù)56口取心井的樣品統(tǒng)計，蘇里格氣田東區(qū)二疊系山1段孔隙度為1.80%～14.87%，平均值為4.89%，滲透率為0.02～18.92 mD，平均值為0.40 mD；盒8段孔隙度為5.02%～16.50%，平均值為9.24%，滲透率為0.08～27.65 mD，平均值為0.65 mD。其中，石英砂巖的物性最好，孔隙度平均值為8.73%，滲透率平均值為1.95 mD，其次為巖屑石英砂巖和巖屑砂巖。滲透率的變異系數(shù)大于1.2，突進系數(shù)大于15，說明該區(qū)氣層屬于致密儲層，且非均質(zhì)性嚴重。

2.4 微觀孔隙結構特征

圖3 蘇里格氣田東區(qū)儲層壓汞曲線Fig.3Mercury injection curves in eastern Sulige Gas Field

表1 蘇里格氣田東區(qū)儲層孔隙結構參數(shù)Table 1The pore structure parameters of reservoir in eastern Sulige Gas Field

226塊樣品的鑄體薄片和掃描電鏡觀察結果表明，蘇里格氣田東區(qū)二疊系山1段和盒8段儲集空間均以次生孔隙為主，包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、鑄?？住⒕чg微孔及破裂縫等。蘇里格氣田東區(qū)229個巖樣的壓汞測試（圖3、表1）表明：①山1段和盒8段儲層幾乎所有的毛管壓力曲線都處于圖件的右上方，為單峰偏細歪度，說明喉道均偏細；②曲線呈向右的較陡坡狀，分選系數(shù)為0.84～5.12，分選較差；③排驅(qū)壓力一般為0.03～4.45 MPa，大多數(shù)樣品的排驅(qū)壓力超過0.1 MPa，具有高排驅(qū)壓力特征；④退汞效率為3.5%～60.9%，變化較大，這可能就是造成該區(qū)各井產(chǎn)氣量不同的原因之一；⑤雜基含量少的中粗砂巖具有較大的孔喉空間，反之，雜基含量高的細粉砂巖孔喉空間小。相比較而言，盒8段儲層物性和孔隙結構均好于山1段，但由于致密儲層孔隙喉道小，單井產(chǎn)氣量普遍低［17-18］。

3 儲層致密成因

蘇里格氣田東區(qū)地勢平緩，沒有發(fā)生過大的構造運動，故構造作用對儲層致密影響不明顯。研究區(qū)儲層致密化主要受沉積和成巖作用的影響。塑性碎屑礦物云母和片巖等在上覆地層應力的作用下會發(fā)生變形并充填孔隙，使儲層致密化。成巖作用對儲層的影響主要有以下3點：①強烈壓實作用使砂巖顆粒排列緊密，致使原生粒間孔大量喪失，是導致儲層致密最主要的成巖因素；②鐵方解石交代碎屑顆粒（圖4），致使巖屑石英砂巖孔隙度損失達2.5%，巖屑砂巖孔隙度損失達1%；③硅質(zhì)膠結物堵塞部分原生或次生粒間孔隙，0.7%的硅質(zhì)膠結物可使壓溶顆粒接觸帶的孔隙度下降5%。

圖4 蘇里格氣田東區(qū)鐵方解石交代碎屑顆粒（召69井，2 808.56 m）Fig.4Ferroan calcite replacement debris in eastern Sulige Gas Field

蘇里格氣田東區(qū)山1段儲層的致密化程度強于盒8段儲層，導致這種差異的原因有2種：一是由于山1段沉積水動力較弱，砂巖粒度也較細，且石英含量少，因此抗壓實能力相對較弱；二是由于山1段埋藏更深，受到的壓實作用更強烈，且遭受了更多的后期成巖作用的影響。

4 砂體分布模式

4.1 砂體垂向組合關系

三角洲平原分流河道頻繁的遷移改道造成垂向上不同期次河道砂體的疊置，從而出現(xiàn)砂泥巖互層的現(xiàn)象。砂體的疊置方式控制流體滲流，進而影響氣田的開發(fā)效果［19］。蘇里格氣田東區(qū)分流河道砂體在垂向上主要有多期孤立狀、多期疊加狀、單一厚層狀和單一薄層狀等4種組合關系（圖5）。

圖5 蘇里格氣田東區(qū)單一分流河道砂體垂向組合模式Fig.5The vertical combination models of distributary channel sand body in eastern Sulige Gas Field

（1）多期孤立狀

多期分流河道砂體在垂向上呈疊置關系，一期河道疊置于另一期河道之上，兩期河道之間沒有明顯的截切作用，泥質(zhì)夾層保存較好且較厚，厚度一般大于1 m，每期河道砂體厚度為2～5 m，測井曲線上回返特征明顯［圖5（a）］。該砂體組合樣式常見于盒8段，尤其是盒8上2小層（表2）。

表2 蘇里格氣田東區(qū)分流河道砂體各種垂向組合模式所占比例Table 2The proportion of the vertical combination models of distributary channel sand body in eastern Sulige Gas Field %

（2）多期疊加狀

多期河道砂體在垂向上疊置，后一期河道對前一期河道的沖刷甚至截切作用較為明顯，每期河道砂體厚度為2～6 m。由于后期河道沖刷了前期河道，兩期河道間的泥質(zhì)夾層橫向分布不穩(wěn)定，厚度小于1 m［圖5（b）］。該砂體組合樣式在盒8段內(nèi)廣泛發(fā)育，多見于盒8上2和盒8下2小層（表2）。

（3）單一厚層狀

厚度為2.5～9.0 m的單期河道砂體上、下發(fā)育有穩(wěn)定厚層的泛濫泥巖，且垂向上不存在單期河道切疊，易于識別［圖5（c）］。該砂體組合樣式多出現(xiàn)在盒8上1、山12和山13小層（表2）。

（4）單一薄層狀

厚度小于2.5 m的單期河道砂體上、下發(fā)育有穩(wěn)定厚層的泛濫泥巖［圖5（d）］，在山1段最為常見（表2），有時與越岸砂不易區(qū)分。

4.2 砂體側(cè)向接觸關系

蘇里格氣田東區(qū)單一河道砂體之間側(cè)向接觸關系主要有疊拼式、側(cè)拼式和孤立式3種（圖6）。

（1）疊拼式

圖6 蘇里格氣田東區(qū)單一河道砂體之間側(cè)向接觸關系示意圖①疊拼式；②孤立式；③側(cè)拼式Fig.6Lateral contact diagram of distributary channel sand body in eastern Sulige Gas Field

垂向上2個或2個以上的單期河道砂體完全疊置，側(cè)向上也有2個或2個以上的單期河道砂體拼接，它是分流河道多次側(cè)向遷移改道的結果。這種疊置拼接的復合河道砂體厚度大于6 m，儲層物性和側(cè)向連通性好，孔隙度平均值為10.5%，滲透率平均值為0.9 mD，多發(fā)育于盒8段（圖7）。

圖7 蘇里格氣田東區(qū)單期分流河道砂體分布剖面圖Fig.7The distribution of single distributary channel sand body in eastern Sulige Gas Field

（2）側(cè)拼式

單期河道砂體僅在側(cè)向上拼接，沒有垂向上的疊置，常見以下2種情況：①2個或2個以上的單期河道砂體側(cè)向拼接；②2個單期河道砂體側(cè)向緊鄰但不接觸，呈似側(cè)拼狀。該類型儲層物性次于疊拼式砂體，孔隙度平均值為9.0%，滲透率平均值為0.43 mD。該類復合砂體厚度為3～5 m，多見于盒8下1、盒8下2和山11小層（圖7）。

（3）孤立式

單期河道砂體呈孤立透鏡狀，垂向上沒有疊置，側(cè)向上也沒有拼接，整體上呈“泥包砂”的特征。該類型儲層致密，孔隙度平均值為5.2%，滲透率平均值為0.15 mD。該類復合砂體是研究區(qū)山1段典型的砂體疊置模式，盒8段內(nèi)少見（圖7）。

5 結論

（1）蘇里格氣田東區(qū)二疊系山1段和盒8段發(fā)育三角洲分流河道砂體，巖性主要為巖屑石英砂巖和巖屑砂巖，常見高嶺石和水云母等水敏性黏土礦物，儲層具有低孔、低滲特征。盒8段儲層物性好于山1段，主要儲集空間為次生孔隙，具有分選差、排驅(qū)壓力大及喉道細等特征。

（2）蘇里格氣田東區(qū)二疊系山1段和盒8段低孔致密儲層主要是由于強壓實、鐵方解石交代和硅質(zhì)膠結等作用造成的，構造作用影響小。

（3）蘇里格氣田東區(qū)二疊系山1段和盒8段分流河道砂體儲層垂向上有4種組合模式，側(cè)向上有3種接觸模式。其中物性較好的是疊拼式與側(cè)拼式砂體接觸模式，物性最差且儲層致密化程度高的是孤立式砂體接觸模式。

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（本文編輯：王會玲）

Distribution patterns of tight reservoirs in eastern Sulige Gas Field,Ordos Basin

HOU Jiagen1，TANG Ying1，LIU Yuming1，YANG Yong2，WANG Shaofei2
（1.China University of Petroleum，Beijing 102249，China；2.Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi’an 710021，China）

Sulige Gas Field is a typical tight gas reservoir in China.There are some controversies in research conclusion of sedimentation types and diagenesis process.According to the core data,this paper studied the general geological characteristics of tight sand reservoir,illuminated the differences of reservoir properties from two aspects of sedimentation and diagenesis,and pointed out that strong compaction,ferroan calcite replacement and siliceous cementation are the main factors for reservoir densification.Based on the analysis of sedimentary microfacies,it is defined that distributary channel sand body is high quality reservoir in eastern Sulige Gas Field,and four kinds of vertical combination models and three kinds of lateral contact models of single sand body for the delta plain distributive channel were established.

tightreservoir；distributarychannel；reservoirdistributionpattern；Permian；easternSuligeGasField

TE122.2+3

A

1673-8926（2014）03-0001-06

2014-02-25；

2014-03-15

侯加根（1963-），男，博士，教授，主要從事油氣田開發(fā)地質(zhì)方面的研究和教學工作。地址：（102249）北京市昌平區(qū)府學路18號中國石油大學（北京）。電話：（010）89733101。E-mail：houjg63@cup.edu.cn。