苏里格气田苏54区块山1段储层地质特征研究

2014-12-01叶超

长江大学学报(自科版) 2014年26期

关键词：晶间溶孔粒间

叶超

（中石油长庆油田分公司第四采气厂，内蒙古鄂尔多斯017100）

邓攀

（中石油长庆油田分公司工程监督处，内蒙古鄂尔多斯017100）

王超，来超，杨万祥

（中石油长庆油田分公司第四采气厂，内蒙古鄂尔多斯017100）

苏54区块位于苏里格气田西北部，面积1823km2，构造上属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，行政划分隶属内蒙古鄂尔多斯市鄂托克旗。该区块自2011年开始评价建产，截至2013年底共完钻开发井82口，其中直／定向井61口，Ⅰ类井26口，Ⅱ类井18口，Ⅰ＋Ⅱ井比例72.1%；水平井21口，钻遇山1段气层井52口，平均气层厚度7.2m，其中43口直／定向井求得无阻流量，平均11.2×104m3／d，山1段是主力产层之一，开发效果良好。

1 储层岩性特征

1.1 岩石类型

研究区山1段为曲流河－三角洲平原相沉积，取心井资料分析结果得出，岩石类型以岩屑质石英砂岩为主，其次为岩屑砂岩，颜色呈灰色、浅灰色。根据石英（Q）、长石（F）与岩屑（R）含量不同，得出山1段岩石类型三角投点图（见图1）。

图1 山1段岩石类型三角投点图

1.2 碎屑组分

薄片鉴定结果显示山1段储集岩碎屑组分主要为石英、岩屑、长石，石英平均含量为82.21%，岩屑平均含量为17.73%，长石平均含量为0.06%，整体表现为高石英、高岩屑、低长石的特点［1］，成分成熟度不高。颗粒以中粒－粗粒为主，所占比例达到76%，颗粒形态以棱角状、次棱角状为主，分选中等～较差，由于距离物源较近，结构成熟度较低。

1.3 填隙物特征

山1段填隙物以杂基和胶结物为主。杂基含量6%～20%，主要为高岭石、伊利石和水云母，其中高岭石的含量0.5%～14.6%，伊利石含量17%～32%，个别井可见有1%～11%的环边绿泥石；胶结物成分主要为方解石和硅质，方解石胶结物含量0.5%～28%，硅质胶结物含量可达14.9%。

2 储层物性特征

2.1 孔隙度

研究区目前总计62口井钻遇山1段储层，测井解释结果气层段与含气层段总计129段，统计结果得知：孔隙度3.8%～14.9%，平均值7.5%，其中孔隙度小于10%占83.9%，孔隙度10%～15%占14.1%，属于超低孔型储层。

2.2 渗透率

测井解释结果显示，山1段储层渗透率主要分布在0.314～0.696mD，最大值3.192mD，平均值0.517mD。渗透率小于0.1mD仅占0.7%，0.1～1mD 占 96.6%，渗透率大于lmD占2.7%，属于低渗储层。

整体上山1段储层属于超低孔－低渗储层，通过分析孔隙度与渗透率大小关系，孔隙度与渗透率两者呈明显正相关性（见图2）。

图2 山1段储层孔隙度－渗透率相关性

3 储集空间特征

3.1 孔隙类型

据铸体薄片资料分析，研究区山1段储层岩石孔隙类型有晶间孔、原生粒间孔、粒内溶孔、粒间溶孔、微裂缝、收缩孔及超大孔［2－3］。其中以高岭石晶间孔和粒内溶孔为主，所占比例分别达到59%和31%，对储层空间贡献较大；粒间溶孔及原生粒间孔为次，所占比例分别为6%、3%，对储层空间贡献较小；仅在局部区域发现少量的微裂隙及岩屑溶孔，所占比例不足1%。

喉道控制孔隙的储集性和渗透性，其形状和大小主要受碎屑颗粒的接触关系和胶结物类型的影响。山1段储层喉道类型有片状或弯片状喉道、孔隙缩小型喉道、管束状喉道，其出现频率依次减少。

通过观察铸体薄片发现，山1段孔隙组合类型主要有溶孔＋晶间孔＋粒间孔、晶间孔＋粒间孔、溶孔＋粒间孔、溶孔＋晶间孔、溶孔＋微孔、晶间孔＋微孔等复合类型，整体上属于溶孔－晶间孔型储层，具体表现为孔径小、喉道细、储集空间较小、连通性较差。

3.2 孔隙结构

根据24块岩样压汞曲线资料分析，山1段孔喉半径分布范围在0.16～1.98μm，平均0.79μm，中值半径在0.03～0.42μm，平均值为0.14μm，排驱压力变化范围大，最大值可达4.5MPa，平均1.3MPa，说明储层较为致密，分选系数在0.92～2.73，平均值为1.53，歪度平均值为－2.32。受蚀变作用、压溶作用、重结晶等成岩作用的影响，山1段储层孔隙结构总体上表现出孔喉小、排驱压力高、颗粒分选性差的特点。

3.3 储层分类评价

针对研究区储层物性特点及储集空间特征，结合前人研究成果，将山1段储层按照储集性能从好到差依次划分为I类储层、II类储层及III类储层［4－5］（见表1）。

表1 苏54区块山1段储层分类评价标准

Ⅰ类储层为优质储层，储集性能最好，具体表现为：岩屑颗粒以中－粗粒为主，孔隙结构特征为中孔－中喉道组合，主要为晶间孔－粒间孔，在压汞曲线上表现出略粗歪度，有明显平台段，排驱压力中偏低，孔隙连通性好，喉道中值半径较大，一般大于1.1μm，孔隙度及渗透率大，表现为相对高孔高渗储层。

Ⅱ类储层为中等储层，具体表现为：岩屑颗粒以中粒为主，孔喉类型为晶间孔－溶孔，喉道半径分选较好－中等，最大喉道半径和中值半径普遍较小，孔隙度和渗透率较好。

Ⅲ类储层储集性能差，颗粒以中粒、细粒占主体地位，孔隙结构为溶孔－晶间孔组合，压汞曲线平台变短而陡，表现出细歪度，最大喉道半径及中值半径小，储层孔隙喉道较细，喉道半径分选差，孔隙度与渗透率均为低值，物性差。

根据取心资料、测井解释及毛细管压力曲线综合统计分析，研究区山1段储层类型以Ⅲ类储层为主，所占比例为56.3%，其次为II类储层，I类储层所占比例最小，为19.2%。

4 储层分布特征

研究区距离物源较近，物源充足、水动力条件不稳定，造成储层横向上变化快、纵向上多期叠置、平面上复合连片。根据82口单井相分析，山1段属于河流－三角洲平原沉积体系，水流汇合与分叉频繁，没有稳定的河道形式沉积，砂体厚度发育变化大。测井解释结果显示部分区域可见1～2m厚度的炭质泥岩或煤线。

4.1 剖面分布特征

根据测井解释资料及地震响应结果，选取研究区东西向、南北向具有代表性剖面各1条（见图3和图4），从连井剖面可以看出，研究区整体上构造平缓，构造幅度在8～10m／km，构造高差小，总体上呈现出东高西低的变化趋势，南北走向局部构造变化明显；受沉积相及河道走向控制，东西向砂体连续性较差，延伸距离短，南北向砂体连续性好，延伸距离远；纵向上砂体之间隔层发育，厚度分布2～4m，层内泥岩夹层多，厚度在0.8～1.9m之间，井间隔夹层发育程度不均，厚度变化大。

图3 山1段东西向连井剖面图

4.2 平面分布特征

根据82口井测井解释结果，分别绘制山11、山12、山13砂体平面展布图。山13砂体最为发育，平均厚度最大，为8.42m，山12砂体较为发育，山11砂体发育最差，平均砂体厚度为5.84m；山13砂体钻遇率最高，达到85.2%，山12砂体钻遇率最低（见表2）；山11、山12、山13砂体河道走向清晰，沿东西方向依次排开，均为南北走向或近南北走向；砂体形态总体上呈带状、条带状分布，局部有透镜状砂体。