东胜气田锦58井区盒1段储层特征及分类评价

2018-12-06荀小全

天然气技术与经济 2018年5期

荀小全

（中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006）

0 引言

东胜气田位于鄂尔多斯盆地北部，横跨伊盟隆起、伊陕斜坡和天环向斜3个构造单元。研究区锦58井区构造上位于鄂尔多斯盆地北部伊陕斜坡上，构造相对平缓，区域内发育乌兰吉林断裂，主要目的层为二叠系下石盒子组、山西组，石炭系太原组［1-2］。目前在锦58井区已开展产能建设工作，下石盒子组盒1段储层较好、完钻气井产能高，是主要的建产层位。笔者结合岩心观察、化验分析资料等开展锦58井区盒1段沉积微相、岩石学、物性及孔隙特征研究，明确了盒1段砂岩储层特征，并建立评价标准对储层进行了分类评价，对东胜气田锦58井区盒1段储层精细开发具有一定的指导意义。

1 沉积特征

东胜气田锦58井区盒1段为冲积扇—辫状河沉积体系，乌兰吉林断裂以北主要为冲积扇沉积，向南逐渐过渡为辫状河沉积。锦58井区北部冲积扇物源充足，沉积砂体在平面上具有较好的连续性，连片展布，纵向上叠合程度高，其中有利微相心滩纵横向延续范围大，分布稳定，具有强水动力沉积特征，泥质夹层少，以含砾粗砂岩、粗砂岩、中砂岩为主。研究区南部以辫状河沉积为主，与北部冲积扇沉积相比，河道较稳定，砂体沉积厚度减薄、横向上连通性较差，辫状河道间发育河漫沉积，沉积物粒度细，泥质含量高，储层物性相对变差，以粗砂岩、中砂岩为主，见少量含砾粗砂岩［3-4］。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

锦58井区盒1段砂岩以含砾粗砂岩、粗砂岩、中砂岩为主；岩性以岩屑砂岩（图1a）和岩屑石英砂岩（图1b）为主，长石岩屑砂岩较少［5］。碎屑中石英、岩屑含量高，长石含量相对较低，石英含量为45%～87%，平均值为69.1%；岩屑含量为11%～50%，平均值为28.3%；长石含量介于0～12%，平均值为2.6%。岩屑成分主要为变质岩，火成岩、沉积岩含量较少。

图1 锦58井区盒1段主要岩石学类型图

盒1段储层砂岩填隙物中以泥质杂基和胶结物为主，泥质杂基主要为伊利石、绿泥石，其次是高岭石，其中大部分高岭石、绿泥石与凝灰质蚀变有关［6-7］；胶结物主要为方解石、自生石英、自生黏土，含少量白云石、铁质胶结物。

盒1段沉积期锦58井区距北部物源区较近，碎屑受水流搬运影响，颗粒分选以中等为主，磨圆度一般为次棱角状和次圆状，碎屑间多为颗粒支撑，点线接触，胶结以孔隙式胶结为主。

2.2 物性特征

通过岩心孔隙度、渗透率分析，锦58井区盒1段储层砂岩孔隙度为5.0%～16.9%，平均值为9.3%，优势区间为6.0%～10.0%，表现为单峰特点；渗透率为0.15～5.24 mD，平均值为0.89 mD，优势区间为0.3～0.9 mD，表现为单峰特点；孔隙度、渗透率具有一定的相关性，表现为渗透率随着孔隙度增大而增大。按照碎屑岩储层类型划分标准，盒1段砂岩储层属于低孔—特低孔、特低渗—超低渗型储层［8-9］。

2.3 孔隙特征

1）孔隙类型。根据铸体薄片、扫描电镜等资料，东胜气田锦58井区盒1段储层砂岩孔隙类型以粒间溶孔和原生粒间孔为主，其次为粒内溶孔，可见少量铸模孔、裂缝、胶结物溶孔、杂基微孔等［3］19（图2）。盒1段储层砂岩孔隙大小不一，孔隙直径主要分布在15～90 μm，平均值为58.7 μm，以细孔为主。不同的孔隙类型形成的孔径大小不同，最大可达500 μm。一般来说，粒间溶孔和原生粒间孔的孔径较大，平均孔径大于50 μm，粒内溶孔的孔径较小，平均孔径为20～50 μm，而杂基微孔也较小，平均孔径小于10 μm［7］6。面孔率分布在0.27%～2.79%，平均值为1.20%。粒间溶孔和原生粒间孔的面孔率平均值较大，占总面孔率的71.6%；其次为粒内溶孔，占总面孔率的15.2%。

2）孔喉特征。通过最常用的毛细管压力法研究盒1段储层砂岩孔喉特征，实验数据分析表明，盒1段砂岩喉道平均排驱压力为0.83 MPa，中值压力为15.6 MPa，喉道中值半径为0.118 8 μm，最大喉道半径为1.764 8 μm，分选系数为0.245 1，歪度系数为2.542 4。盒1段储层喉道以中小喉为主，孔喉结构复杂，非均质性强［9-10］。根据毛细管压力曲线分析，盒1段砂岩储层孔喉可划分为3种类型：①Ⅰ类。毛细管压力曲线向左下方略凹，粗孔喉，分选好，排驱压力小于0.5 MPa，中值压力小于5 MPa，喉道中值半径大于0.15 μm；②Ⅱ类。毛细管压力曲线较Ⅰ类略陡，较粗孔喉，分选较好，排驱压力介于0.5～1.0 MPa，中值压力介于5～20 MPa，喉道中值半径在0.04～0.15 μm；③Ⅲ类。毛细管压力曲线较II类略陡，中等孔喉，分选一般，排驱压力大于1.0 MPa，中值压力大于20 MPa，喉道中值半径小于0.04 μm（图3）。

图2 锦58井区盒1段主要孔隙类型铸体薄片图

图3 锦58井区盒1段砂岩毛细管压力曲线分类图

3 砂岩储层分类

根据储层沉积微相、岩性、物性、孔隙类型和孔隙结构的毛细管压力曲线类型及其相互关系，对锦58井区盒1段砂岩储层进行分类，共划分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三类，分别综合评价为好储层、较好储层及一般储层，其中Ⅰ、Ⅱ类储层为目前开发动用的主要储层类型［10-11］：①Ⅰ类储层。沉积微相主要为叠置心滩、心滩；岩性为含砾粗砂岩、粗砂岩；物性好，孔隙度大于12%，渗透率大于0.8 mD，孔隙类型主要为粒间溶孔、原生粒间孔；毛细管压力曲线上排驱压力小于0.5 MPa，中值压力小于5 MPa，喉道中值半径大于0.15 μm，综合评价为好储层。②Ⅱ类储层。沉积微相主要为心滩、辫流水道；岩性为粗砂岩、中砂岩；物性较好，孔隙度为8%～12%，渗透率为0.4～0.8 mD，孔隙类型主要为原生粒间孔；毛细管压力曲线上排驱压力为0.5～1.0 MPa，中值压力为 5～20 MPa，喉道中值半径为 0.04～0.15 μm，综合评价为较好储层。③Ⅲ类储层。沉积微相主要为辫流水道；岩性为中砂岩、细砂岩；物性一般，孔隙度为5%～8%，渗透率为0.15～0.4 mD，孔隙类型主要为粒内溶孔、裂缝；毛细管压力曲线上排驱压力大于1.0 MPa，中值压力大于20 MPa，喉道中值半径小于0.04 μm，综合评价为一般储层。在砂岩储层分类标准的基础上，根据沉积微相、岩性、物性、电性等参数建立了东胜气田锦58井区盒1段储层综合分类柱状图（图4）。