东胜气田储层特征研究

2014-02-17王周红王东辉

天然气技术与经济 2014年5期

关键词：喉道质性岩屑

王周红王东辉

（中国石化华北分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006）

东胜气田储层特征研究

王周红王东辉

（中国石化华北分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006）

东胜气田位于鄂尔多斯盆地伊盟北部隆起杭锦旗断阶带北东段，主要目的层为二叠系下石盒子组，为一套冲积扇平原辫状河沉积。下石盒子组颗粒分选好—中等，次棱状，岩石为颗粒支撑，再生、孔隙式胶结颗粒之间接触性质主要为点—线接触，压实、压溶等成岩作用中等，气藏储层孔喉结构复杂，非均质性强，喉道较细，气田储层总体上属于低孔低渗。在本区储层的岩性特征、物性特征、孔隙结构特征研究基础上，结合测井相、沉积微相分析与四性关系特征等研究成果，初步将本区储集层分为4种类型，即Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类，其中Ⅰ类为好储层，Ⅱ类为较好储层，Ⅲ类为较差储层，Ⅳ类为差储层。

东胜气田下石盒子组低孔低渗储层分类

0 引言

东胜气田构造位于鄂尔多斯盆地伊盟北部隆起杭锦旗断阶带北东段，泊尔江海子断层西南处。区内构造为一向西南倾斜的单斜构造，受古地貌的影响，披覆构造较为发育，但面积较小。北部至东北部是什股壕鼻隆发育地带，多处发育北东—南西方向延伸的小型鼻状构造。

气田山西组地层直接沉积在太古界变质岩之上，缺失太原组地层，烃源岩相对不发育，尽管如此，在地史演化过程中，该区始终处于构造相对高部位而成为烃类运移的指向区，有利于天然气的富集。受基底古地貌影响在该区上古生界形成的小型披覆构造及鼻状隆起带，成为天然气运移指向和有利聚集成藏部位［1-2］，易形成小而肥的岩性构造气藏。

1 沉积相特征

二叠系下石盒子组主要为一套冲积扇平原辫状河沉积，围绕北部剥蚀区（古隆起）呈裙裾状展布，是主要含气层段。按照其旋回性可分为三段，由下往上分别称之为盒1、盒2、盒3段，岩性为灰白色含砾粗砂岩、中—粗粒砂岩及灰绿色细砂岩与深灰色泥岩互层，到杂色铝土质泥岩的旋回性沉积。下石盒子早期（盒1期）是冲积扇沉积作用鼎盛时期，砂砾岩、含砾粗砂岩厚度大，分布较广泛。研究区内下石盒子中晚期（盒2、盒3期），基本上继承了下石盒子期早期的沉积面貌，沉积范围扩大，但地层厚度逐步减小。

有利的储集相带为陆相冲积平原的河道沉积，其沉积物以中—厚层块状砂砾、含砾中—粗砂，粗、中砂为主，局部夹透镜体状砾石层，构成良好的天然气储集层［3-4］。

2 岩石学特征

下石盒子组储层岩石粒度以粗、中粒为主，碎屑岩石英含量为56.82%～65.83%，长石含量为7.17%～17.58%，岩屑含量为25.6%～31.05%，（如图1）岩性以长石岩屑砂岩，岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主。填隙物中泥质杂基含量较少，其中，盒3、盒2段没有杂基，盒1段泥质杂基含量为0.13%，胶结物中高岭石含量相对较高，均含有水云母、绿泥石、方解石、白云石、石英、菱铁矿等自生矿物。

东胜气田下石盒子组颗粒分选好—中等，次棱状，反映碎屑颗粒在稳定的水动力条件下，搬运过程中受到的磨蚀程度不大。岩石为颗粒支撑，再

生、孔隙式胶结，反映了稳定的水流沉积作用和波浪淘洗作用的特征。在颗粒支撑结构中，颗粒之间接触性质主要为点—线接触，反映了沉积物在埋藏成岩过程中经受压实、压溶等成岩作用，基本可预见本区压实作用偏弱至中等。

图1 东胜气田下石盒子组砂岩成分分类图

盒3段岩性主要以含砾粗粒、粗粒岩屑砂岩为主，有少量岩屑石英砂岩，其石英含量为54%～86%，平均为65.83%，长石含量为0～27%，平均为7.17%，岩屑含量为14%～40%，平均为27%，岩屑含量高于长石含量。胶结物中，高岭石含量相对较高，为5.21%，含有少量的绿泥石、水云母、方解石、白云石、石英、菱铁矿等自生矿物。

盒3段颗粒分选中等，次棱状，岩石为颗粒支撑，孔隙式胶结，在颗粒支撑结构中，颗粒之间接触性质为点—线接触。

盒2段岩性主要以粗、中粒长石岩屑砂岩，粗、中粒岩屑砂岩为主，其石英含量为40%～72%，平均为59.62%，长石含量为0～20%，平均为9.33%，岩屑含量为21%～41%，平均为31.05%，岩屑含量高于长石含量。盒2段石英含量较盒3段略低，岩屑含量略高。胶结物中，水云母含量相对较高，为6.76%，另含有少量的高岭石、绿泥石、方解石、白云石、石英、菱铁矿等自生矿物。

盒2段颗粒分选好—中等，次棱状，岩石为颗粒支撑，薄膜、孔隙式胶结。在颗粒支撑结构中，颗粒之间接触性质为点—线接触。

盒1段岩性主要以粗、中粒长石岩屑砂岩，粗、中粒岩屑石英砂岩为主，其石英含量为42%～86%，平均为56.82%，长石含量为2%～28%，平均为17.58%，岩屑含量为12%～40%，平均为25.60%。盒1段石英平均含量较盒2段略低，长石较盒3段、盒2段含量高，岩屑含量较盒3段、盒2段含量略低。胶结物中，高岭石含量相对较高，为5.99%，含有少量的水云母、绿泥石、方解石、白云石、石英、菱铁矿等自生矿物。盒1段石英砂岩颗粒分选为好—中等，次棱状。岩石为颗粒支撑，再生、孔隙式胶结，颗粒之间为点—线接触。

3 物性特征

下石盒子组取心井5口（锦2、锦11、锦评1、伊深1、伊26井），结合孔隙结构特征，分析研究储层物性，结果表明气田主体储层具有如下的物性特征。

1）属于低孔低渗储层，但不同的目的层孔隙度、渗透率大小仍有较大的差异。

气藏整体上储层物性较好，孔隙度为0.4%～20.5%，平均为11.95%；渗透率为0.0012～59.6 mD，平均为2.21mD，反映储层物性变化较大。

2）纵向上，盒3段储层物性较好，其次是盒1段，最差是盒2段。根据储层物性统计表（表1），盒3段储层物性相对最好，平均孔隙度为12.2%、平均渗透率为4.53mD；其次为盒1段储层，平均孔隙度为14.3%，平均渗透率为2.05mD；盒2段储层物性相对较差。

盒3段孔隙度分布范围为0.5%～20.5%，分布分散，非均质性强，主要集中在5%～18%之间，储层孔隙度下限为5%（样品丢失率7%），有效储层平均孔隙度为12.2%。渗透率分布范围为0.024～59.4 mD，分布跨度大，非均质性强，主要集中在0.1～5 mD之间。

盒2段孔隙度分布范围为0.4%～16.3%，分布分散，非均质性强，主要集中在6%～12%之间（表1）。气藏储层孔隙度下限为5%（样品丢失率7%），有效储层平均孔隙度为9.4%。渗透率分布范围为0.012～9.8mD，分布跨度大，非均质性强，主要集中在0.5～3mD之间。

盒1段孔隙度分布范围为3%～23%，分布分散，非均质性强，主要集中在10%～18%之间（表1）。气藏储层孔隙度下限为8%（样品丢失率10%），有效储层平均孔隙度为14.3%。渗透率分布范围为0.018～31.9mD，分布跨度大，非均质性强，主要集中在0.1～5mD之间。

表1 下石盒子组储层物性统计表

4 孔隙特征

气藏孔隙类型主要有剩余原生粒间孔、次生溶孔、微孔隙和微裂缝，其中剩余原生粒间孔和次生溶孔为主要的孔隙类型。本区可见各种开启的裂缝，如岩石裂缝、颗粒裂缝和胶结物裂缝［5］。

压汞曲线可以反映不同孔隙大小和分布。从压汞曲线可以看出（图2），盒2段、盒1段曲线无明显平台，多偏向右上方。盒3段气藏储层孔喉结构复杂，非均质性强。排驱压力分布在0.3～2MPa，平均为0.4MPa，喉道较细。中值压力分布在2～10 MPa，平均为5MPa。盒2段气藏储层孔喉结构复杂，非均质性强。排驱压力分布在0.3～30MPa，平均为0.5MPa，喉道较细。中值压力分布在1.5～80 MPa，平均为16MPa。盒1段气藏储层孔喉结构复杂，非均质性强。排驱压力分布在0.2～1MPa，平均为0.5MPa，喉道较细。中值压力分布在0.7～18 MPa，平均为6MPa。

压汞资料分析表明（图2），盒3段、盒1段储层的微细喉道相对略粗，平均喉道半径相对大，分别为0.66μm、0.43μm；中值半径分别为0.17μm、0.22μm；中值压力稍低，分别为9.63MPa、9.28 MPa。盒3、盒1的储集层孔喉歪度为正值，分别为1.13、2.28，属于大孔，相对较好。盒3段变异系数较大为0.25，孔隙结构较好。总体而言，盒3段储层孔隙结构较好，盒2段较差。

可以看出，研究区孔喉结构主要为细孔细喉演变的趋势，渗透率也随之降低。据中国石油天然气行业油气储层评价标准（碎屑岩），研究区孔隙喉道均为细喉和微细喉结构，这将严重制约油气运移。

5 储层分类评价

在铸体薄片资料、压汞资料、物性资料分析的基础上，通过对本区储层的岩性特征、物性特征、孔隙结构特征［6］，结合测井相、沉积微相、四性关系特征等研究成果进行综合分析初步将本区储集层分为4种类型，即Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类（表2）。

I类储层岩性主要为含砾粗粒与粗粒岩屑石英砂岩和岩屑砂岩，测井相类型主要为微齿化箱形，沉积微相主要为心滩沉积，孔隙类型主要为粒间孔、次生溶孔，物性最好，孔隙度一般大于13%，渗透率大于1.5mD，平均喉道半径相对较粗，一般大于1.0μm，排驱压力相对较低，一般小于0.4MPa，综合评价该类储层为好储层。

II类储层岩性主要为粗粒与中粗粒岩屑石英砂岩和岩屑砂岩，测井相类型主要为锯齿化箱形、钟形，沉积微相主要为河道充填沉积，孔隙类型主要为粒间孔、次生溶孔，物性相对较好，孔隙度一般为10%～13%，渗透率大于0.7mD，平均喉道半径相对也较粗，一般为0.5～1.0μm，排驱压力相对较低，一般为0.4～0.6MPa，综合评价该类储层为较好储层。

III类储层岩性主要为中粒和中细粒岩屑石英砂岩与岩屑砂岩，测井相类型主要为漏斗形、钟形、指形，沉积微相主要为决口扇沉积，孔隙类型主要为粒间孔、粒内溶孔，物性中等，孔隙度一般为

5%～10%，渗透率一般为0.12～0.7mD，平均喉道半径相对细，一般为0.1～0.5μm，中等排驱压力，一般为0.6～1.0MPa，综合评价该类储层为较差储层。

图2 下石盒子组气藏压汞曲线图

表2 什股壕气藏储层综合分类评价表

IV类储层岩性粒度较细，主要为细岩屑砂岩，测井相类型主要为指形，沉积微相主要为决口扇、河漫滩沉积，孔隙类型主要为晶间微孔，物性较差，孔隙度一般小于5%，渗透率一般小于0.12 mD，平均喉道半径较细，一般小于0.1μm，具有相对较高的排驱压力，一般大于1.0MPa，综合评价该类储层储集性能较差，为差储层。