鄂尔多斯盆地乌审旗东区马五1-4亚段碳酸盐岩储层孔隙特征与成因

刘占良,石万里，柳　洁，蒋传杰，孙　振，杜孝华

(中国石油股份公司 长庆油田公司 第五采气厂, 陕西 西安　710018)



鄂尔多斯盆地乌审旗东区马五1-4亚段碳酸盐岩储层孔隙特征与成因

刘占良,石万里，柳洁，蒋传杰，孙振，杜孝华

(中国石油股份公司 长庆油田公司 第五采气厂, 陕西 西安710018)

鄂尔多斯盆地乌审旗东区奥陶系储层低孔低渗,储层发育受沉积和岩溶地貌等多种因素控制。为探讨该区储层的特征及其成因,在岩心观察和测井曲线分析基础上,划分了苏里格气田东区马五1-4亚段沉积微相;利用薄片观察、压汞分析、扫描电镜等分析技术,研究了储层储集空间类型、 物性特征、 孔隙结构等储层特征及储层成因。 研究后认为, 马五1-4亚段储层孔隙包括膏核溶孔、膏晶模溶孔、晶间孔、晶间溶孔、裂缝等;孔隙类型组合形式有溶孔裂缝型、孔隙型、微孔型、裂缝-孔隙-孔洞型4种;沉积微相以潮上、潮间、潮下云坪和含泥云坪为主,纵向上变化较快;膏质或含膏云坪相最有利于储层发育,潮间带云坪相稍差,含泥云坪相最差;表生期石膏、硬石膏结核的选择性溶蚀决定了孔隙规模;岩溶古地貌控制地表水的流向,使碳酸盐岩溶蚀向下延伸,影响储层分布,马五4亚段成为该区最有利的储层;鼻隆和鼻凹等微构造对物性影响较大,鼻隆和鼻凹处孔渗较高,鼻翼最差。

苏里格气田；奥陶系；储层；岩溶地貌；沉积相

碳酸盐岩岩溶型储层是中国当前油气勘探研究的重要对象之一,目前已经在鄂尔多斯盆地、塔里木盆地和渤海湾盆地的地层中发现了数个大型碳酸盐岩溶型油气田[1]。李景阳等认为石灰岩的溶蚀首先是对泥晶基质和亮晶胶结物进行溶蚀，其结果是形成粒间孔及粒屑状的溶滤层，白云岩的进一步溶蚀是沿着白云石菱形晶体、解理面进行，形成大量的溶蚀孔隙[2]。Loucks总结了地表和地下岩溶发育的特征,对岩溶在垂向剖面上的分带性以及洞穴充填物的分带性进行了非常详细的描述[3]。国内学者以典型古岩溶油气田为例,总结了古风化壳岩溶储集体的特征[4];并将层序地层学理论和方法引入岩溶洞穴层成因的研究中,依据层序界面发育级别的不同,对岩溶进行了分类[5];或根据岩溶储集体的母岩成因类型和构造地质演化特点划分了不同类型的岩溶储集体[6]。准确把握碳酸盐岩储层的储层特征,明确其成因及控制因素,对海相油气田的勘探开发具有重要意义。

图1　研究区位置图Fig.1　Site of Research area

该研究区位于鄂尔多斯盆地苏里格气田东部,南接乌审旗和靖边气田, 东邻榆林气田, 为一长方形区域,面积约610 km2(见图1)。 受加里东构造运动的影响, 该区马家沟组顶部地层于加里东期被剥蚀时间长达130 Ma,形成了广泛分布的侵蚀面,其风化壳厚度在局部地区可达100 m左右[7-13]。 目的层位涉及下古生界马家沟组马五1-4亚段(见图2)：马五1亚段厚8～30 m,发育灰、浅灰色泥晶细粉晶白云岩,夹少量深灰色泥质云岩和云质泥岩,构成4～5个米级旋回,顶部为风化壳剥蚀面(见图2);马五2亚段厚度为5～10 m,上部灰、浅灰色白云岩和泥质云岩,下部浅灰色泥晶细粉晶白云岩;马五3亚段厚l7～30 m,发育深灰色泥质白云岩、云质泥岩,夹少量浅灰色泥晶细粉晶白云岩,常发育岩溶角砾岩,有时夹少量白色硬石膏岩;马五4亚段厚约40～50 m,顶部2～4 m，为浅灰色具溶孔白云岩,有些溶孔中含较多残留硬石膏,主体为深灰色细粉晶白云岩和泥质云岩。由此可知,马五1-4亚段地层从下到上残余厚度变厚，分布范围也逐渐增大；马五3—马五4亚段地层保存相对较好，地层连片分布,马五1亚段地层保存较少，零星状分布。研究区马五段地层共划分了11个产气层(见图2),其中马五13，马五22，马五41a，马五43是主力产气层。受沉积环境、成岩作用的影响[14-20],该区马家沟组储层分布有明显的非均质性,且不同区块产能差别较大[21-23]。因此，不同的沉积环境和成岩作用的区域差异性是寻找储层发育带的重要前提[24]。 该文在沉积相研究的基础上,利用普通薄片、扫描电镜、X射线衍射、物性数据及压汞分析等资料,探讨了鄂尔多斯盆地乌审旗东区马五1-4亚段储层的特征及其成因,旨在为该区马五1-4亚段下一步勘探开发提供地质依据。

图2　研究区马五1-4亚段地层岩性综合柱状图Fig.2　Lithologic comprehensive histogram of research area M51-4

1　储层特征

1.1储集空间类型

通过岩心观察、铸体薄片、扫描电镜分析,研究区马五1-4亚段储集空间以溶孔、溶洞、晶间孔、晶间溶孔为主,其次为裂缝,角砾间缝、微裂缝少量。

1)膏核溶孔。白云岩中石膏结核溶孔呈蜂窝状分布,溶斑面积一般为10%～30%,局部高达40%,溶孔(溶斑)为圆状或次圆状,孔径一般为1～2 mm,大者直径可达3 mm(见图3A);显微镜下，溶孔为圆状或椭圆状,多数溶孔都有渗流粉砂白云石充填,仅被渗流粉砂白云石和少量石英充填的溶孔一般保存较好(见图4A，B;),少量膏核溶孔中充填的渗流粉砂白云石遭受埋藏溶解作用也可以产生溶孔(见图4B，C，D，E)。

2)膏晶模溶孔。这类溶孔多呈板状、细棒状,晶模孔径一般比膏核小,其直径通常为0.5～1 mm;显微镜下可见白云岩中晶模溶孔未被充填或被渗流粉砂白云石半充填,面孔率可达2%～5%。部分白云岩中晶模溶孔被亮晶方解石及少量渗流粉砂白云石全部充填(见图4F),致使孔隙丧失殆尽。当白云岩仅有膏晶模溶孔存在时,岩石物性一般较差或中等,而膏核溶孔和膏晶模溶孔共同出现时,孔隙度一般较高,孔隙之间连通性一般也较好。除了上述膏核溶孔和膏晶模溶孔是最主要的溶孔外,由岩溶作用产生的岩溶缝、管、洞(见图3B，C，D，E，F，G),以及被渗流粉砂半充填后的残余孔隙在本区也较为常见,对改善储层物性有很大贡献。

A 深灰色含石膏溶斑面积约占30%,基本上被方解石充填,有裂缝。陕242井,1(65/68)马五41a；B 白云岩中缝合线和压溶缝.苏东50-49井, 马五32； C 深灰色粗粉晶云岩,溶蚀孔洞多数被方解石充填(晶洞),陕244井,7(29/49),3 283.35 m,马五41；D 浅灰色孔洞状细粉晶云岩, 90%充填白云石及方解石, 10%半充填。 陕163井, 3 104.88 m,马五42； E 肉红色晶粒灰岩(去白云石化),溶蚀孔洞大部分被方解石充填。陕243井,马五21；F 白云岩溶沟发育,被方解石和泥质充填。陕243井,5(19/67),马五21；G 灰岩表生期溶蚀洞被上覆地层碎屑物质充填,底部泥质被挤压嵌入岩石中。陕243井,马五14；H 细粉晶云岩,含有针状溶孔,多数被白云岩和石英所充填。陕163井,6(1/76),3 070.42 m,马五31；I 灰色白云岩,下半部有含膏斑点云岩,缝合线的上部是网状裂缝的云岩,网状缝被充填。T6 7(9)77；J 白云岩,裂缝发育。召54—55,8(66)马五41；K 白云岩,发育缝合线和不规则溶缝。陕242井,1(60/68),马五33；L 灰色岩溶角砾状白云岩,缝隙被亮晶方解石充填。陕242井,2(34/70)，马五41图3　研究区马五1-4亚段岩心照片Fig.3　Rock core image of research area M51-4

A 细粉晶白云岩,石膏结核溶孔中充填渗流粉砂白云石和方解石，部分溶孔中半充填石英。正交偏光,统18井,3 185.22 m,马五22； B 泥晶白云岩,石膏结核溶孔仅有少量渗流粉砂白云石充填。单偏光4×2.5,陕244井,马五2； C 细粉晶白云岩,发育溶孔,有微裂缝与溶孔连通。单偏光(蓝色铸体),4×10,召93井,马五12；D 含石膏结核溶孔细粉砂晶白云岩,溶孔充填有粉砂白云石、石英和沥青。单偏光(蓝色铸体),4×10,召93井,马五12； E 细粉晶白云岩,石膏结核溶孔被亮晶方解石充填。正交偏光4×2.5,陕242井,马五41； F 泥晶白云岩,发育石膏晶模,晶模被亮晶方解石所充填。单偏光,5×10,召54井,马五1b； G 细粉晶白云岩,发育溶孔,其少量被亮晶方解石所充填。单偏光(蓝色铸体)，4×10,召93井,马五12； H 细粉晶白云岩,溶孔中充填有亮晶方解石、自形石英和粉砂级白云石。正交偏光(茜素红染色)，陕163井,3 089.33 m马五41a；I 灰岩的晶间孔和晶内微溶孔发育,陕243井,马五14； J 粉晶白云岩,裂缝发育,充填有白云石和有机质。单偏光(蓝色铸体),4×10,召93井,马五13； K 深灰色含石膏溶斑面积约占30%,基本上被方解石充填,有裂缝。陕242井,1(65/68)马五41a； L 基质泥晶白云石不发光;溶孔和裂缝中充填物亮晶方解石发亮橘红色,渗流粉砂白云石发暗红色—亮桔红色光,阴极发光5×10图4　研究区马五1-4亚段显微镜下照片Fig.4　Images under microscope of Research area M51-4

3) 晶间孔和晶间溶孔。晶间孔和晶间溶孔常发育于粗粉晶—细晶白云岩中(见图3H,4G，H，I)。在下古生界马家沟组中,晶间孔和晶间溶孔也可发育于膏核溶孔白云岩中(见图4D),晶间孔和晶间溶孔面孔率约为8%～14%,常形成良好的储集层。该区晶间孔呈多边形或不规则形状,孔径为2～25 μm;晶间溶孔形态多呈不规则状,晶间溶孔孔壁弯曲呈港湾状,其孔径比晶间孔大,孔隙周围的白云石常具有港湾状溶蚀痕迹。

4)裂缝。研究区马五段储层中裂缝较为发育,成因主要为构造成因和风化成因。其形成期主要有3期：第一期为加里东期,形成各类与风化期有关的裂缝;第二期为燕山中期构造运动,是一次重要的构造破裂期;第三期为燕山晚—喜山早期构造运动。此外,风化壳储层内存在部分裂缝[25-27]，成因有构造成因垂直缝和风化破裂垂直缝两种,其宽度为0.1～1 mm,缝长5～20 cm,有张开、半充填和全充填3种形式,规模大小不一;斜交裂缝相对于垂直缝要少得多，且斜交缝主要是构造成因的;马五1储层中岩心的水平缝较多,但马五1地层处于埋深3 000 m以下,巨大的上覆地层压力使其呈闭合状,多为无效缝,无渗流意义;网状缝成因也分为构造成因和风化成因(见图3I),风化期网状缝和微裂隙(见图3A，J)是马五1储层的主要储集空间。由于构造作用先期形成微裂隙,多组微裂隙叠加组成网状缝,网状缝形成时期晚,充填程度较低,是马五储层中的有效缝, 其在马五13小层最为发育, 马五12次之, 马五11和马五14段相对较少。未完全充填的风化期裂缝和构造裂缝对改善储渗流作用有积极作用,因而裂缝成为该区重要的储集空间。

5)角砾间残留孔和角砾内孔隙。岩心观察发现，岩溶塌积角砾岩中极少量角砾间孔被粒屑和亮晶白云石或方解石充填后,残留一些晶间孔或粒间孔,但大部分被完全充填,成为无效储层(见图3K，L)。

1.2储层物性特征

根据分析苏东区马五1-4亚段四百多个化验数据,该区碳酸盐岩储层平均孔隙度为3.03%,渗透率为0.618×10-3μm2,属于低孔低渗型储层(见图5)。其中,马五4亚段储层物性相对好,孔隙度0.46%～13.06%,平均6.61%,渗透率(0.03～6.63)×10-3μm2,平均0.637×10-3μm2;马五1亚段储层物性相对较好,孔隙度多, 马五3亚段储层物性最差,孔隙度0.43%～7.64%,平均1.96%,渗透率(0.003～9.01)×10-3μm2,平均0.398×10-3μm2。研究表明,该区白云岩样品孔隙度和渗透率相关性较差,具有相似渗透率的样品可能孔隙度相差较大,这主要是由复杂的孔隙结构和微裂缝分布不均匀造成的。

图5　研究区孔隙度、渗透率分布直方图Fig.5　Distribution histograph of Porosity and permeability in research area

1.3孔隙结构类型

根据研究区储层孔隙及裂缝的发育程度及其在空间上的组合形式可将其划分为4种不同的储集类型:① 膏核晶模溶孔-裂缝型,以膏核溶孔、膏晶模溶孔发育为特征,是苏东地区马五1-4亚段储层的主要类型。该类储层渗透率大于1×10-3μm2。膏核晶模溶孔型储层孔喉分选中等—好,略粗歪或粗歪,排驱压力较小,中值压力不高,最大进汞饱和度较高,退汞效率一般较高。这类储层中,有裂缝作为渗流通道,则渗透率明显改善，其压汞曲线表现为毛管压力曲线具有一个宽阔的平台斜线状,为典型的裂缝-溶孔型储层(见图6)。② 孔隙型,在粗粉晶-细晶白云岩中发育,尤其是细晶白云岩的晶间孔和溶孔极为发育,孔径一般为0.02～0.3 mm,物性较好,孔隙度5%～7%,渗透率(1～5)×10-3μm2,孔喉分选中等—差,偏细歪度,最大进汞饱和度中等,中值压力较高,退汞效率较溶孔型低,其压汞曲线表现为下弯弧形曲线。③ 微孔型以膏晶模孔泥晶白云岩为特征,储集空间是少量的分散的半—完全充填膏核孔,晶间孔不太发育。微孔型白云岩物性一般较差,孔隙度3%～5%,渗透率小于0.01×10-3μm2,孔径0.01～0.02 mm,毛管压力曲线为上凸曲线型,孔喉分选差,细歪度,最大进汞饱和度较低,排驱压力较大,这种储层若配上裂缝为其渗流通道,可以改善储集性能。④ 裂缝-孔隙-孔洞型数量极少,表现为晶间孔、晶间溶孔极为发育,并与层状分布的溶孔洞相伴生,物性最好,裂缝还较发育,是马家沟组气田高产井的储层,孔隙度7%～14%,渗透率(5～165)×10-3um2。

从总体上来看,研究区马五1-4亚段储层的孔隙结构参数和孔隙度、渗透率的对应关系较好,随着孔隙度和渗透率的增高,其相应的排驱压力、中值压力逐渐降低,最大连通孔喉半径、中值半径增大,以细至中粗喉道为主,渗滤条件较好。

图6　研究区孔隙结构类型与压汞分析(据文献[27]修改)Fig.6　Analysis of pore structure types and mercury intusion (Revised by 27th document)

2　储层成因分析

碳酸盐岩储层发育的影响因素很多, 影响过程也相当复杂。 鄂尔多斯盆地乌审旗东区马五1-4亚段沉积环境差异、成岩作用差异、岩溶古地貌差异和构造活动差异等,都对储层形成和演化起重要的控制和影响作用。下面详细叙述沉积微相、成岩作用、岩溶古地貌等因素是如何控制马五1-4亚段储层发育和演变。

图7　研究区马五1-4亚段沉积微相对比图Fig.7　Comparison diagram of sedimentary microfacies in research area Ma′wu subsegment 1-4

2.1沉积微相是储层形成的物质基础

沉积微相对整个马五1-4亚段储层的形成起着非常重要的作用,它决定了沉积环境中的岩石类型,由于不同微相沉积物在成分、结构等方面存在微细差异,可能会对储层孔隙空间的形成与演化起着不同程度的影响。苏东地区马五1-4亚段属于蒸发潮坪的沉积环境,沉积时水体较浅,水循环受限,波浪和潮汐流作用较弱,蒸发作用较强。按照沉积相标志和岩性组合特征,将蒸发潮坪沉积相划分为潮上带、潮间带和潮下带3种亚相(见图7)：潮上带亚相主要由(含)石膏结核泥-细粉晶白云岩组成,常出现干裂构造,有时可见水平纹层;潮间带亚相岩石类型主要为膏晶模泥-细粉晶白云岩、藻纹层泥-细粉晶白云岩和泥-细粉晶白云岩;潮下带亚相主要以受局限排水不畅的低能沉积为主,高能的颗粒碳酸盐沉积很少,常见纹层泥-粉晶白云岩和云质泥岩。

准同生期白云石化过程中形成的含硬石膏结核(或晶体)泥-细粉晶白云岩,是马五1-4亚段储层发育的主要物质基础。因为白云岩中石膏含量直接影响表生岩溶期孔隙发育的状况,表生岩溶期,暴露于大气中的白云岩中石膏(结核和晶体)一般都被选择性溶蚀掉而形成孔隙。一般而言,白云岩中石膏(结核和晶体)愈多,则成岩早期的孔隙愈发育。细晶白云岩埋藏白云石化作用对晶间孔和晶间溶孔发育有重要的贡献。由此可知，最有利于储层发育的沉积微相是潮上带膏质或含膏云坪，然后为潮间潮上带含膏云坪，再次是潮间带云坪；仅含少量石膏晶体,不利储层发育的沉积微相是潮下带含泥云坪。

图8　研究区古岩溶地貌与储层物性关系图Fig.8　Relation schema between Ancient karst landform and reservoir physical property of research area

2.2表生岩溶期是碳酸盐岩风化壳储层形成的关键时期

由于加里东运动的影响,研究区奥陶系马家沟组地层遭受了1.3亿多年的风化剥蚀，从而使位于古风化壳顶端的马五1-4亚段地层进入表生成岩环境而发生岩溶作用。表生岩溶期溶解作用选择性较强,使白云岩中石膏、硬石膏结核被选择性淋滤溶解,从而形成大量的溶孔、次生孔隙和溶缝等,并使碳酸盐岩局部发生角砾化,故研究区绝大多数的溶解孔洞都是石膏或硬石膏被溶解而成的,少见泥晶白云岩被溶解形成的孔洞。另一方面,表生期岩溶作用形成的孔洞、缝易于被埋藏期的酸性流体改造,从而使溶蚀孔洞缝中的充填组分再溶解和岩溶孔洞缝的局部溶解再扩大,有利于提高储层的物性。

2.3岩溶古地貌特征控制了储层的展布

研究区岩溶古地貌复杂, 从西向东依次为岩溶台地向岩溶坡地的过渡带, 岩溶坡地西边略高, 向东边倾斜(见图8)。 西部的岩溶台地上, 发育有局部的浅洼和高地； 中东部的岩溶坡地上, 发育有两条较大的沟槽, 它们发源于岩溶坡地, 并继续向东延伸。 古沟槽的切割深度达30～40 m以上, 宽度1～2 km, 古沟槽出露的奥陶系顶部层位以马五21～马五33地层为主, 其中苏东50-49井出露马五41a地层。 一方面, 风化剥蚀作用造成了一些具潜在储层的地层被剥蚀掉, 尤其在研究区西部，地层剥蚀较严重。 另一方面, 由于岩溶台地剥蚀作用和古沟槽下蚀作用, 使古岩溶期地表淡水较容易顺地形下渗至碳酸盐岩地层中并发生溶蚀。 研究区古风化壳层位相比靖边中部气田往下部地层延伸了, 造成本区马五4亚段早期溶解作用明显较强, 致使马五41， 马五42， 甚至马五43小层都可能形成储层。 地貌上最有利的区块包括岩溶高地、 岩溶斜坡上端区和古岩溶台地, 其中岩溶高地内岩溶作用最为发育, 储层物性最好, 有效储层1～4 m, 区内钻井无阻流量可达(75～88)×104m3/d;古岩溶地貌较有利的岩溶斜坡上端区次之,储层物性也较好,个别井无阻流量达67×104m3/d,与岩溶高地相比,大部分井下古生界的产能一般;古岩溶台地区略差于岩溶斜坡上端区,其主力产层是马五4亚段,无阻流量最大达60×104m3/d。古地貌为被沟槽切割的岩溶斜坡储层物性次之;物性条件最差的属于岩溶洼地或岩溶残丘,气井产能差。

2.4鼻隆和鼻凹部位为储层形成提供了有益的微构造条件

根据研究区内120余口井的钻井、测井资料,在精细地层划分和对比基础上,编制了马五41b底面(K3)构造图(见图9),并对井间标志层的起伏形态进行追踪,勾绘了小幅度构造的轮廓,以便在此基础上研究小幅度构造对储层和天然气分布的影响。

图9　乌审旗东区马五1-4地面(K3)构造图Fig.9　The ground structure of M51-4 in the east of Wushenqi

本区小幅度构造与伊陕斜坡其他地区的小幅度构造形态大致相同, 表现为西倾单斜背景上发育多排鼻状构造, 其大致呈东西方向排列展布, 鼻状构造由鼻隆、 鼻翼和鼻凹3部分组成。 鼻状构造起伏一般30～60 m, 鼻宽2～4 km, 构造坡降(2～5)×10-2m/m。 研究区内共计100多口井钻遇马五41小层, 有43口井解释了有效储层(见表1)。 其中， 11口井位于鼻隆,其平均气层厚度2.29 m, 平均孔隙度6.06%, 平均渗透率3.2×10-3um2； 有22口井位于鼻翼位置, 平均气层厚度2.23 m, 平均孔隙度5.78%, 平均渗透率2.42×10-3um2；有10口井位于鼻凹位置,平均气层厚度2.38 m,平均孔隙度6.6%,平均渗透率2.6×10-3um2。前人研究认为，鼻隆处为最有利的小幅度构造部位,鼻翼、鼻凹储层物性条件是递次降低,而该区鼻隆和鼻凹处相对储层孔隙度和渗透率较高,鼻翼最差(见图9),这可能与鼻隆处和鼻凹处构造曲率较大,有利于裂缝产生和储层改造有关;而鼻翼部位,构造曲率相对变化较小,受力较小,不利于裂缝产生和储层改造。

表1　乌审旗东区马五1-4亚段不同构造部位物性统计表

3　结　论

1)鄂尔多斯盆地乌审旗东区储层低孔低渗,孔渗相关性不大,储集空间以膏核溶孔、膏晶模溶孔、晶间孔和晶间溶孔为主,裂缝较多且多样,多由构造和风化作用形成。储层按孔隙组合形式可分为膏核晶模溶孔型-裂缝型、孔隙型、微孔型、裂缝-孔隙-孔洞型4种,最有利储层发育的为裂缝-孔隙-孔洞型。

2)研究区储层特征受沉积环境、成岩作用差异、岩溶古地貌差异和构造活动所控制和影响。其中，沉积微相是储层形成的物质基础,潮上带和潮间潮上带的膏质或含膏云坪相含有大量的硬石膏结核泥-细粉晶白云岩,最有利于优势储层发育,潮间带云坪相稍差,潮下带含泥云坪相泥质含量较高,不利于储层发育。表生岩溶期是碳酸盐岩风化壳储层形成的关键时期,对白云岩中膏质选择性溶蚀形成了储层的基本轮廓;岩溶台地的风化剥蚀作用和古沟槽下蚀作用可控制储层的展布,使得该区马五4亚段成为该区马家沟组中的绝对主力产气层位;小幅构造为储层形成提供了有益的微构造条件,鼻隆和鼻凹处孔渗较高,鼻翼最差。

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(编辑雷雁林)

The characteristics and genetisises of porosity carbonate reservoir from Ma51-4submember, eastern Wushenqi in Ordos Basin

LIU Zhan-liang, SHI Wan-li, LIU Jie, JIANG Chuan-jie, SUN Zhen, DU Xiao-hua

(No.5 Gas Production Plant, Changqing Oilfield Company, PetroChina, Xi′an 710018， China)

The Ordovician reservoir of the Eastern Wu Shenqi in Ordos Basin is with low porosity and permeability, controlled by sedimentary and karst landform. To research the reservoir and its causes, differentiate the detail facies in Ma51-4submember based on core observation and well log analysis. Reservoir space types, physical property, pore structures, reservoir characteristics are defined by thin section observation, mercury porosimetry, SEM and other methods. Conclusions are as follows: Pore types in Ma51-4submember are gypsum concretion and corrosion pores, intercrystalline pores, intercrystalline corrosion pores, cracks etc. There are 4 kinds of pore combinations: corrosion pore-fissure, pore, micro pore and fissure-pore-pore hole. The detail facies include supratidal, intertidal, subtidal dolomitic flat and mud dolomitic flat, with quick variation in vertical direction. Paste and gypseous dolomite facies are best reservoirs, then it′s intertidal dolomitic flat, the mud dolomitic flat is worst. Selective dissolution of gypsum and anhydrite in epigenesist period controlled pore scale. Karst landform controlled the flow of surface water, lead to a deep carbonate erosion and effected the reservoir separation. Ma54submember was the most favorable reservoir. The nose uplift, nasal concave and other micro-structure effected reservoir porosity: higher porosity in nose uplift-nasal concave and lower porosity in pinna nast.

Sulige gasfield; Ordovician; reservoir; karst landform; sedimentary facies

2015-03-12

教育部科学技术研究重点基金资助项目(211097)

刘占良，男，陕西长安人，高级工程师，从事油气田勘探开发研究。

P583

ADOI：10.16152/j.cnki.xdxbzr.2016-01-017