苏里格气田东区下古生界马储层综合评价

李浮萍，卢 涛 （中石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西西安710018）

唐铁柱 （中石油长庆油田分公司气田开发处，陕西西安710018）

靳福广，赵忠军 （中石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西西安710018）

蒋婷婷 （中石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西西安710200）

李浮萍，卢 涛 （中石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西西安710018）

唐铁柱 （中石油长庆油田分公司气田开发处，陕西西安710018）

靳福广，赵忠军 （中石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西西安710018）

蒋婷婷 （中石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西西安710200）

利用岩心分析化验资料，综合储层岩电参数、有效储层厚度及试气生产情况，从沉积微相及成岩作用研究入手，结合古地貌恢复及现今构造刻画，分析储层的主控因素，对储层进行综合评价。评价结果表明，Ⅰ类储层主要分布在潮上云坪及膏云坪中，位于古岩溶斜坡或斜坡中的残丘边缘地带，发育裂缝和溶孔，占整个储层的24.6%；Ⅱ类储层主要分布在潮上云坪与泥云坪过渡带，位于古岩溶斜坡或残丘内，发育溶孔和晶间溶孔，占整个储层的42.5%；Ⅲ类储层沉积微相主要为潮上泥云坪，位于洼地或沟槽等地貌单元，孔隙类型以晶间孔为主，占整个储层的32.9%。

苏里格气田东区；储层综合评价；沉积微相；成岩作用

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地中北部，南邻靖边气田（图1）。勘探成果显示苏里格气田东区下古生界奥陶系碳酸盐岩具备一定成藏条件［1，2］。奥陶系马家沟组自下而上依次划分为马一段～马六段共6段，其中马五段从上到下又划分为马五1～马五10共10个亚段，马五4亚段又分为共3个小层，其中马小层为研究区下古生界气藏的主力产层。苏里格气田西北部马五段地层因遭受风化剥蚀缺失普遍，主力产层马地层仅在气田东区南部有部分保留。自2007年开发以来，该地区始终坚持“上古为主，兼顾下古”的立体开发原则，使得下古生界气藏的开发取得了一定成效。在保障上古生界气藏开发效果的同时，下古生界气藏的气层钻遇率达到70%～80%，对下古生界储层单独试气的开发井平均无阻流量是上古生界气藏开发井的2～3倍。因此，下古生界气藏因其显现的开发潜力日益受到关注。笔者以苏里格气田东区南部为研究区域（图1），对储层开展综合评价，旨在为苏里格气田下古生界气藏的进一步开发部署提供依据。

图1 苏里格气田地理位置

1 沉积相特征

苏里格气田东区位于鄂尔多斯盆地“L”型中央古隆起的北部南缘（图2），马五段沉积期发生震荡性海退，北、西、南三面隆起环绕，为障壁蒸发陆棚边缘，是一个海水咸化、水体很浅、经常暴露的低能沉积环境。马五段储层整体为干旱环境下的蒸发潮坪相沉积，主要发育潮上带亚相，从WN－ES水体逐渐变深，在紧邻靖边气田的东南部边界处局部发育潮间带沉积亚相。马五小层沉积时期，处于高频海平面变化相对低水位期，全区发育较纯的白云岩，整体为潮上带－潮间带沉积环境，发育宽广的膏云坪和云坪沉积，局部发育泥云坪。总体来说，潮上云坪、膏云坪及泥云坪为研究区的主要沉积微相，其中潮上云坪及膏云坪为有利沉积相带。

图2 鄂尔多斯盆地马家沟组马五4沉积相图

2 成岩作用

成岩作用在研究区包括有白云石化作用、溶蚀作用、重结晶作用、去膏化作用、压实压溶作用和去白云石化作用等多种类型，其中对储层发育最具影响力的是白云石化作用和溶蚀作用。

研究区溶蚀作用包括表生岩溶作用和埋藏溶解作用。受加里东运动影响，研究区奥陶系遭受约1.3亿年风化剥蚀作用，这使马五4亚段进入表生成岩环境，位于风化壳上部，发生岩溶作用。表生期古岩溶对马五小层储集岩的孔隙发育过程产生重要影响，它使准同生期生成的石膏、硬石膏的单个晶体和结核淋滤溶解，形成大量溶模孔及岩溶缝（图3（c）、（d））。而埋藏期溶蚀作用则主要表现为表生期岩溶作用形成的孔隙及充填物被再溶蚀或自生矿物的充填。

3 储层特征

储层岩性以含硬石膏结核细粉晶白云岩、粉晶白云岩为主（图3（e）），其次为泥晶白云岩、泥细粉晶白云岩。矿物成分主要以白云石为主，平均含量占83.4%；其次是方解石，平均含量占32.1%。填隙物除了以表生期的渗流碎屑白云石和埋藏期的铁白云石为主外，在风化壳顶部气层尚充填有铝土质、泥质物，还有影响孔隙发育的粘土矿物等。粘土矿物主要为伊利石、高岭石等，其中伊利石含量平均为62.1%，高岭石平均为30.2%。

储层孔隙类型多样，包括溶孔、晶间溶孔、膏模孔、晶间孔、溶蚀缝、微裂缝等，其中以溶孔、晶间溶孔为最主要的储集空间，其次为膏模孔和晶间孔，面孔率在0.2%～13.5%之间，平均3.54%。溶孔孔径一般1～2mm，在岩心柱面上呈麻班状、蜂窝状均匀或成层状分布（图3（c）、（e））。晶间溶孔及晶间孔主要发育在溶蚀孔洞的充填物及细粉晶－中晶白云岩中，呈多边形或不规则形，孔径一般2～30μm，晶间孔孔径最大可达200μm（图3（f）、（g））。膏模孔多呈条、板状及方块状零星或成层分布，孔径较小，孔间连通性普遍较差（图3（h））。除上述主要储集空间类型外，白云岩中尚有一些次要孔隙，如角砾间孔、粒间孔、粒内孔、粒内溶孔等，但均分布较为局限，独立存在时一般不构成有效储层。另外，风化壳内部发育部分微裂缝，为提高储层渗流能力提供了有利通道。

图3 岩心、薄片及扫描电镜照片

根据储层孔隙和裂缝的发育程度及其在空间上的组合形式，研究区储层孔隙组合可分为3种类型。

1）裂缝－溶孔型 以成层分布的溶蚀孔洞为主要储集空间，网状微裂缝为渗滤通道，孔径一般为1～2mm，最大可达10～30mm，物性好（图3（i））。

2）孔隙型 以晶间孔和晶间溶孔为主要的储集空间，孔径2～40μm，物性较好（图3（f））。

3）裂缝－微孔型 以分散晶间孔为储集空间，角砾间缝和微细裂缝为其渗滤通道，孔径一般5～20μm，物性较差（图3（d））。

4 储层控制因素分析

关于鄂尔多斯盆地碳酸盐岩储层控制因素的问题，李振宏等［3］认为主要受沉积环境、古沟槽展布及压释水分布状态的宏观因素和孔隙类型、充填程度及充填物类型的微观因素控制；王雷等［4］认为主要受沉积环境、成岩作用和构造作用三者控制。但这些论述都主要针对盆地中南部气田。笔者认为研究区由于其特殊的古地理位置，储层控制因素可能更为复杂。笔者在储层特征研究的基础上，认为研究区下古生界储层主要受沉积、成岩、古岩溶地貌及构造4大因素的控制，四者的相互匹配构成了天然气良好的储集空间。

4.1 沉积作用

沉积相在整个储层的形成过程中有着重要的作用，潮上云坪及膏云坪作为有利沉积相带，决定了沉积环境范围内的岩石类型是以含硬石膏结核的白云岩为主，这为储层的发育奠定了物质基础，该岩石类型脆性较强，在构造作用下容易形成裂缝，且含有可溶性极强的硬石膏，对溶蚀作用的进行非常有利。由于研究区风化壳储层在后期的成岩作用中被改造程度较深，因此，相对成岩作用而言，沉积微相对储层的控制作用有一定的减弱。

4.2 成岩作用

成岩作用对储层的影响和控制至关重要。一方面，白云化作用作为普遍发育的一种交代作用，使得碳酸盐岩孔隙度增大及岩石类型增多，从而增强原岩的可溶性，促进溶蚀作用的发生；另一方面，表生和埋藏成岩期溶蚀作用所形成的次生孔、洞、缝为天然气存储提供了空间，是白云岩化作用后储层改造和形成的最终直接原因。

4.3 古岩溶地貌作用

笔者利用石炭系填平补齐法，结合马五1＋2亚段残余厚度法对古地貌形态进行了恢复。恢复后的岩溶古地貌形态为“西高东低”的分布格局，顶面为低矮的台地，地处奥陶系古潜台向北部延伸的古岩溶斜坡之上，古岩溶残丘、沟槽和洼地构成了次一级的主要地貌单元（图4）。古风化壳地层自ES－WN逐渐变老，穿层分布。西北部一带地层出露较老，多为马五5、马五6亚段，为岩溶台地地貌发育地带；中部为岩溶斜坡，部分残丘分布；东南部出露层位相对较新，局部有马五11、马五21小层保留，多为残丘、沟槽地貌分布地区。

储层发育与古岩溶地貌关系密切［5］，研究区马五段储层位于古风化壳剥蚀边缘带，受岩溶地貌控制作用明显：①古岩溶地貌一定程度上控制了储层的发育程度，岩溶斜坡及残丘边缘地带，溶蚀孔洞充填程度低，微裂缝发育，孔缝配置好。而洼地孔隙充填程度高，裂缝发育程度明显变差，孔缝配置差。②溶蚀沟槽的存在为天然气进入储层提供了通道。后期上覆太原组、本溪组地层为区内提供最主要的源岩，直接覆盖于侵蚀沟槽之上，有利于天然气进入储层，形成上生下储的有利生储盖组合，对于下古生界天然气富集起到了重要作用。③根据试气资料统计表明，岩溶斜坡及岩溶残丘地貌单元对天然气富集有利，多数高产井均位于这种地貌单元内。

4.4 构造作用

印支、燕山运动后，原来苏里格气田东区的东倾的单斜构造发生整体反转，形成了东部翘升的西倾单斜。目前的构造特征表现为：在平缓西倾大单斜上发育多排小幅度的鼻状隆起，呈雁列式NE向展布，鼻状隆起的轴线走向为NE向。

统计表明，构造对下古生界气藏具有一定程度的影响，构造高部位出现气井机率相对较多（图5）、气层累计厚度相对较大（图6），且对储层渗透率影响较大（图7），分析认为构造对储层主要起到沟通渗滤的作用。据42口开发井的试气无阻流量及所在构造部位统计得到，从鼻凹→鼻翼→鼻隆，无阻流量介于（2～10）×104m3／d的井所占比例有逐渐增加的趋势，而小于2×104m3／d的井所占比例刚好相反，因此认为构造部位对气井产能也有一定的影响。而无阻流量大于10×104m3／d的井则相对均匀分布在各构造部位，由于气井产能受多因素控制，因此认为构造部位对气井产能的影响不起决定性作用（图8，图中n为样品数）。

图4 研究区石炭系沉积前古地貌图

图5 不同构造部位气井出现机率图

图6 不同构造部位下古生界气层累计厚度图

5 储层综合评价

5.1 分类评价因素确定

1）泥质含量是沉积微相在储层质量上的直观反映，它对储层的渗流能力有着重要影响。泥云坪孔隙不发育，既不利于溶蚀作用的进行，又加重储层的非均质性［2］，在储层评价中作用明显［6］。

2）孔隙度与储量关系密切，是储层好坏的重要参数；渗透率与产能、采收率关系密切，被认为是开发储层评价的重要参数［7，8］；声波时差是孔隙度的电性反映，三者参与评价。

3）有效厚度是反映储层规模的重要参数，参与评价。

4）无阻流量反映储层产气能力的大小，参与评价。

图7 不同构造部位气层物性参数特征图

图8 不同构造部位试气成果对比图

5.2 综合评价结果

根据单因素分析及相关评价参数的选择，建立了储层综合评价标准（表1），并将储层分为3类，Ⅰ类为好储层，Ⅱ类为中等储层，Ⅲ类为差储层。对储层有利储集区平面分布进行了预测（图9）。

表1 苏里格气田东区马五储层综合分类评价

表1 苏里格气田东区马五储层综合分类评价

分类沉积环境储层综合评价Ⅰ潮上云坪、孔隙结构类型孔隙度／%渗透率／10－3μm2声波时差／μs·m－1泥质含量／%无阻流量／104m3·d－1有效厚度／m古岩溶地貌位置膏云坪裂缝－溶孔型＞8＞0.5＞170＜4＞10＞3古岩溶斜坡或残丘边缘好Ⅱ潮上云坪与泥云坪过渡带晶间孔－晶间溶孔型4～8 1～0.25 160～170＜4 2～10 1～3古岩溶斜坡或残丘内中Ⅲ潮上泥云坪微孔型（晶间孔）＜4 0.25～0.03 150～160＜4＜2＜1洼地或沟槽差

6 结 论

1）研究区主要发育潮上带云坪和膏云坪沉积微相；成岩作用主要为表生期溶蚀作用和埋藏期溶解作用；古地貌以岩溶斜坡及残丘为主；构造特征表现为在平缓西倾大单斜上发育多排小幅度的鼻状隆起；储层岩性以含硬石膏结核细粉晶白云岩和粉晶白云岩为主，属低孔低渗储层。

2）储层主要受沉积、成岩、古岩溶地貌及构造四大因素的控制，四者的相互匹配构成了天然气良好的储集空间。

3）Ⅰ类储层占整个储层的24.6%，主要分布在潮上云坪、膏云坪中，位于古岩溶斜坡或斜坡中的残丘边缘带，发育裂缝和溶孔；Ⅱ类储层占42.5%，主要分布在潮上云坪与泥云坪过渡带，位于古岩溶斜坡或残丘内，发育溶孔和晶间溶孔；Ⅲ类储层占32.9%，主要分布在潮上泥云坪中，位于洼地或沟槽，孔隙类型以晶间孔为主。由此可见，Ⅰ、Ⅱ类储层是调整挖潜、提高采收率的重点。

图9 研究区储层综合评价成果图

［1］赵澄林，陈丽华，涂强，等.中国天然气储层［M］.北京：石油工业出版社，1999.

［2］王作乾，何顺利.靖边下古生界气藏马五段碳酸盐岩储层综合评价［J］.石油天然气学报，2009，31（4）：180～182.

［3］李振宏，郑聪斌.鄂尔多斯盆地东部奥陶系储层特征及控制因素［J］.天然气地球科学，2004，15（6）：604～609.

［4］王雷，史基安，王琪，等.鄂尔多斯盆地西南缘奥陶系碳酸盐岩储层主控因素分析［J］.油气地质与采收率，2005，12（4）：10～13.

［5］陈学时，易万霞，卢文忠.中国油气田古岩溶与油气储层［J］.沉积学报，2004，22（2）：244～252.

［6］杨景琦，杨学江，秦宏碧.辽河油田曙二区杜家台油层小层综合评价方法［J］.西安地质学院学报，1995，17（2）：44～49.

［7］李士伦.天然气工程［M］.北京：石油工业出版社，2000.

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［编辑］ 宋换新

32 Comprehensive Evaluation of Reservoir Mawuin lower Paleozoic in the East of Sulige Gas－field

LI Fu－ping，LU Tao，TANG Tie－zhu，JIN Fu－guang，ZHAO Zhong－jun，JIANG Ting－ting

（First Authors address：The Research Center of Sulige Gas－field，Changqing Oilfield Company，CNPC，Xian710018，Shaanxi，China）

By using core analysis and testing data，reservoir rock－electronic parameters，effective reservoir thickness and gas－testing production were integrated，starting from the study of sedimentary microfacies and diagenesis and in combination with ancient landscape restoring and recent structural describing，the main controlling factors to the reservoir were analyzed for an integral evaluation of the reservoir.The result shows that the Type I reservoir is mainly distributed in the supratidal and gypsum of dolomitic flats，which is located in palaeokarst slope or edge zone of monadnock in the slope，where cracks and dissolved pores are developed，account for 24.6percent of the whole reservoir；the TypeⅡreservoir is mainly distributed in the transitional zone between the supratidal and clay of dolomitic flat，which is located in palaeokarst slope or monadnock，where dissolved pores and intercrystalline pores are developed，account for 42.5percent of the reservoir；the TypeⅢreservoir is mainly distributed in the supratidal clay dolomitic flat，which is located in depression or groove，the pore type is dominated by intercrystalline pore，account for 32.9percent of the reservoir.

east of Sulige Gas－field；comprehensive reservoir evaluation；sedimentary microfacies；diagenesis

book=331,ebook=331

TE122.2

A

1000－9752（2012）07－0032－07

2011－11－01

国家科技重大专项（2011ZX05044；2011ZX05001）。

李浮萍（1979－），女，2003年江汉石油学院毕业，硕士，工程师，现主要从事气田开发地质研究工作。