苏里格气田东区储层沉积微相研究

代金友，刘绪刚，王　静，李子龙，孔　蒙

(1.中国石油大学(北京) 石油工程学院，北京 102249；2.中国石油化工股份有限公司华北油气分公司勘探开发研究院)



苏里格气田东区储层沉积微相研究

代金友1，刘绪刚2，王静1，李子龙1，孔蒙1

(1.中国石油大学(北京) 石油工程学院，北京 102249；2.中国石油化工股份有限公司华北油气分公司勘探开发研究院)

苏里格气田东区储层横向相变快，水平井钻探风险大，急需开展沉积微相研究，落实储层稳定发育区。利用近年累积的岩心、钻井、测井等资料，精细刻画了小层沉积微相。研究表明，该区储层为三角洲平原沉积，分流河道砂体骨架总体呈南北向条带状展布，迁移快、变化大、分叉复合频繁,其中，山1沉积期广泛发育湿地沼泽相，河道摆动能力弱，河道规模小；盒8沉积期陆源碎屑供给充足，水动力条件增强，河道规模大；东南部储层稳定发育，是后续水平井整体部署重点区。

鄂尔多斯盆地；苏里格气田；储层结构特征；沉积微相

1　研究区概况

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北部，主力含气层为古生界二叠系山西组山1段和下石盒子组盒8段砂岩储集层，总厚约150 m。苏里格气田属于非均质性极强的大型致密岩性气田，也是典型的“低孔、低渗、低压、低丰度和低产”气田[1-2]，勘探区域划分为东区、中区、西区、南区4部分[3](图1)。

图1　苏里格气田西区构造位置

苏里格气田地质条件十分复杂，虽然砂岩发育，但砂体规模小、有效砂体展布局限，直井生产暴露出单井控制储量低、气井产量低、压力下降快、稳产能力较差等一系列问题[4]。近年来生产实践证明，利用水平井开发是有效提高单井产量、提高气田采收率的重要手段，水平井投产后产量一般是直井的3～5倍[4-5]。水平井开发作为提高单井产量及采收率的重要手段已在苏里格气田得到推广应用，但盒8、山1段气藏储层薄、横向延伸有限、沉积相相变快，储层稳定发育区认识不清[6]，导致水平井钻探风险依然很大。

如何确保水平井顺利实施、提高储层钻遇率和实施效果已成为水平井开发的技术难点。利用气田累积的钻井资料，精细刻画沉积微相、落实储层稳定发育区对提高气田开发水平、降低水平井整体开发风险具有重要意义。为此，本文在前人相关研究成果基础上，充分利用苏里格东区近年累积的岩心、钻井、测井等1 000余口井资料，精细刻画了7个小层沉积微相，落实了储层稳定发育区。

2　古地理背景

加里东运动使华北地台整体抬升，遭受长达130～150 Ma的风化剥蚀。直至海西运动中期，华北地台在以拉张为主的构造背景下缓慢下沉接受沉积，海水从东西两侧越过鄂尔多斯盆地的中央古隆从早二叠纪山西期开始，盆地进入了以河流-三角洲-湖泊沉积体系为主的陆相沉积阶段，南北差异沉降和沉积相带分异增强，碎屑物源主要受盆地北缘地块基底岩系控制[9]。其中，二叠系山西组及石盒子组沉积期，鄂尔多斯盆地主要以内陆湖相为主，盆地由北向南发育冲积扇→河流→三角洲→湖泊沉积体系(图2),气候条件由潮湿转向干旱，物源主要来自于北缘的阴山古陆[9]。

图2　二叠纪岩相古地理

3　沉积环境分析

沉积环境分析主要借助岩心观察、测井、录井等资料,目的是确定宏观古地理背景下具体研究区的沉积相和亚相类型[10-12]。分析表明，苏里格气田东区山1～盒8砂岩为三角洲平原沉积。

3.1岩石成分及构造特征

陆相地层从源岩区到湖盆正常的沉积充填样式符合冲积扇→河流→三角洲→湖相的规律，从源区的冲积扇→湖边的三角洲沉积，沉积物的成分成熟度和结构成熟度整体逐步提高，生物成因构造逐步加强。从本区岩石组分统计来看，岩石以石英砂岩为主(图3)，成分成熟度高。同时岩石交错层理、平行层理发育(图4)且存在生物扰动构造及虫孔，明显不同于冲积扇沉积，符合河流和三角洲沉积特点。

图3　山1～盒8段岩石组分三角图

3.2储层结构特征

储层结构是指储集砂体的几何形态及其在三维空间的展布，是砂体连通性及砂体与渗流屏障空间组合分布的表征。不同的沉积条件会形成不同的储层结构类型，目前将储层结构类型归纳为千层饼状、拼合板状和迷宫状3类。

砂地比是衡量储层结构直观且重要的指标：拼合板状储层结构砂地比高，多表现为砂包泥特点，如辫状河沉积；迷宫状储层结构砂地比低，多表现为泥包砂特征，如三角洲沉积。本区沉积相剖面显示(图5)，气田普遍具有砂泥不等厚互层特征。其中，山1段砂地比平均为0.22，盒8段砂地比平均为0.395，均表现为显著的泥包砂特征，这与三角洲的砂体结构特点吻合，说明山1-盒8段属于三角洲沉积。

3.3岩石组合特征

三角洲可分为三角洲平原、三角洲前缘和前三角洲亚相。其中，三角洲平原亚相为三角洲沉积的陆上部分，其沉积环境和沉积特征与河流相有较多的共同之处，在一定程度上为河流相沉积的缩影。其岩性主要为砂岩、粉砂岩、泥岩和煤层，砂质沉积和泥炭-煤层的共生是该亚相的重要特征。岩心观察表明(图6)，本区砂岩粒度较粗、多呈灰白色，灰黑色泥质粉砂岩或碳质泥岩且与煤层共生，具备水陆交互的三角洲平原沉积特点。

图4　砂岩典型层理构造

图6　典型岩性特征

4　沉积微相划分

结合苏里格气田东区沉积特点，将三角洲平原沉积细分为分流河道、心滩和分流间沼泽等3种微相(图7)，特征如下：

4.1分流河道

分流河道主要由浅灰色-灰色粗砂岩、中砂岩和细砂岩组成，垂向相序发育完整，代表了一次河道沉积过程。岩性由底部的粗砂岩向上逐步过渡为中-细粒砂岩或泥岩，内部发育槽状交错层理、板状交错层理、平行层理，顶部过渡为波纹交错层理。底部普遍含有冲刷面，接触关系主要为底部突变、顶部渐变。砂体总体上具正韵律特征，反映了水体能量逐步减弱或物源供给减小的特点。测井GR曲线呈“中高幅钟型”(图7a)，反映了水体能量逐步减弱或物源供给减小的特点。

4.2心滩

心滩是分流河道中标志性的地貌单元，在完整的河道亚相序列中，它位于河底滞留沉积微相之上，在平面上沿河流方向呈卵形展布。心滩砂体厚度较大，砂体切割叠加普遍，沉积构造以大型槽状交错层理为主，并可见楔状交错层理、板状交错层理、块状构造、平行层理等。心滩的形成与复式环流作用有关。在河床突然加宽处，由于河水流速降低，在河底受两股相向的底流作用侵蚀两岸，而在河床底部堆积逐渐形成心滩，即其形成为内旋动力产生的沉积物垂向加积结果。本区心滩(图7b)以中粗砂岩为主，中上部夹有粉砂岩，沉积构造包括大型槽状交错层理、平行层理、波纹交错层理等。测井GR曲线呈“高幅箱型”或复合箱型、多齿化，顶底突变接触，反映沉积过程中水动力条件变化大、河道迁移快的特点。

4.3分流间沼泽

分流间沼泽由灰色-深灰色泥岩、灰黑色炭质泥岩和灰色泥质粉砂岩组成，局部夹黑色煤层以及洪水成因的纹层状粉砂，层内含有丰富的植物化石和分散的钙质结核，以水平层理、波纹层理及变形层理为主，测井GR曲线呈“低幅齿型”波动(图7c)。

5　沉积微相展布

在岩心观察和测井相分析基础上，点线面结合，通过1000余口井资料分析，综合标定了沉积微相空间展布特征(图8)。研究区在广阔的三角洲平原背景上，发育了多条南北向展布的条带状河道砂体，砂体具迁移快、变化大、分叉复合频繁特点。其中，山1沉积期广泛发育湿地沼泽相，河道摆动能力弱，河道规模相对较小(平均砂体钻遇率58.5%、砂体厚度5.8 m、宽度4 km)，心滩钻遇率低(20%)；盒8沉积期陆源碎屑供给充足，水动力条件增强，小层河道规模明显增大(平均砂体钻遇率78.4%、砂体厚度7.8 m、宽度7 km)，心滩钻遇率高(78%)。

图7　苏里格气田东区测井相特征

目前苏里格气田东区的水平井开发主要集中在研究区的西北部，而东南部心滩发育的储层条件稳定，可作为后续水平井整体开发重点区，具有较大的开发潜力。

图8　苏里格气田东区储层沉积微相分布

6　结论及认识

研究表明，苏里格气田东区山1、盒8段储层为三角洲平原沉积，发育多条南北向条带状展布的河道砂体，砂体具迁移快、变化大、分叉复合频繁特点。其中，山1段沉积期广泛发育分流间沼泽相，河道摆动能力弱，河道规模小；盒8段沉积期陆源碎屑供给充足，水动力条件增强，河道规模大。气田东南部心滩发育的稀井网区，可作为后续水平井整体开发重点区。

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编辑：韩玉戟

1673-8217(2016)05-0012-05

2016-04-27

代金友，副教授，1975 年生，1997 年本科毕业于石油大学( 华东) 石油与天然气地质勘查专业，2000 年毕业于中国石油大学( 北京) 油气田开发地质工程专业，获博士学位，现从事油气田开发教学与研究工作。

国家重大专项“复杂油气田地质与提高采收率技术”( 2008ZX05009-004-03) ，中国石油大学(北京)科研基金“柳杨堡气田气水分布规律及气井出水机理研究” (2462015YQ0214) 资助。起，形成了陆表海碳酸岩台地-碎屑堡岛-浅水三角洲共存的沉积格局。在本溪期和太原期沉积后至海西运动末期，由于南北海槽的再次对挤，海水被迫从东西两侧退出，结束了鄂尔多斯盆地海相沉积演化史，盆地性质由陆表海盆地演变为近海湖盆，东西向沉积分异格局基本消失，南北向差异沉降和相带分异增强[8]。

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