苏里格气田东南部碳酸盐岩储层特征及分类评价

侯科锋，李浮萍，罗川又，张春阳，于春勇，任战利，马 骞

（1.低渗透油气田勘探开发工程试验室，陕西 西安710018；2.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，陕西西安710018；3.西北大学大陆动力学国家重点实验室；陕西 西安710069）

0 引 言

鄂尔多斯盆地下古生界奥陶系马家沟组天然气资源极为丰富，主力产气层为下古生界马家沟组顶部风化壳。近年来，众多学者对鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩地层做了大量的研究工作，对下古生界天然气藏沉积、储层等特征均取得了一系列新成果。刘徐磊等对桃2区块奥陶系马家沟组沉积微相特征进行了详细的刻画，均认为桃2区块主要发育陆表海台地潮坪相沉积体系，潮坪相沉积相带包括潮上带和潮间带2个亚相［1-5］；余朱宇认为桃2区块马五段气、水分布规律主要受控于构造起伏、古地貌背景、铝土岩展布和储层非均质性等多方面因素影响［6］；刘占良等探讨了马五1-4亚段碳酸盐岩储层垂直裂缝与水平裂缝发育程度及其储层地质意义［7］；王起琮等认为鄂尔多斯盆地奥陶系风化壳碳酸盐岩成岩相可划分为近地表成岩域及中-深埋藏两种成岩域2种类型，白云岩成因机制主要为准同生、回流渗透及埋藏白云石等作用［8］；胡明毅等认为鄂尔多斯盆地中部地区奥陶系白云岩储层成岩作用类型繁多，主要包括胶结作用、白云石化作用、溶解作用、压溶作用等几种类型［9］；郭彦如等认为鄂尔多斯盆地中部地区奥陶系碳酸盐岩天然气主要源自奥陶系海相烃源岩形成的古油藏的热解，此外具有煤成气和原油裂解气的混合气特征［10］。

鉴于以往研究主要集中于奥陶系碳酸盐岩岩相古地理、古地貌、成岩作用以及白云岩成因机理等方面的研究，对储层特征方面的研究相对较少，而碳酸盐岩储层研究又作为奥陶系马家沟组天然气勘探开发的关键因素之一，非常有必要进行深入的分析。为此，笔者通过对鄂尔多斯盆地桃2区块马家沟组马五1+2亚段和马五14亚段的储层岩石学特征、孔隙类型、孔隙结构特征等方面进行了系统的研究，且基于储集岩孔洞缝发育程度、组合形式、毛细管压力曲线特征、含气饱和度、有效厚度、残丘发育程度、无阻流量等多参数，建立了一套更加细化的鄂尔多斯盆地马家沟组碳酸盐岩储集层的分类方案，对研究区储层类型进行了精细的评价，相应取得了一些新的认识，以期为下古气藏的高效开发提供可靠的地质依据。

1 区域地质特征

鄂尔多斯盆地位于华北地台西部，呈矩形状态展布，属大型复合型克拉通型盆地［11-15］，主要包括渭北隆起、伊盟隆起、天环坳陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带、西缘逆冲带6个二级构造单元［16-17］。苏里格气田位于靖边气田西侧苏里格庙地区，隶属次级构造单元伊陕斜坡西北部（图1），西邻内蒙古鄂托克前旗、东至桃利庙、北抵鄂托克后旗的敖包加汗、南抵安边地区，分布面积较大，约4×104km2［18］。

桃2区块地处苏里格气田东南部，且东南部毗邻靖边气田，面积约为651 km2（图1），其现今构造整体表现为一倾角小于1°平缓的西倾大单斜，单斜内部发育一系列相间分布且呈北东向或近北东-南西向展布的鼻隆和鼻凹构造。奥陶纪沉积末期，受加里东运动的影响，华北地区整体发生抬升作用，从而导致兴蒙洋、秦祁洋及贺兰拗拉槽相继封闭［19］，最终导致研究区遭受了长达150Ma的沉积间断，以致研究区总体缺失志留系、泥盆系和早石炭系地层。然而，此次抬升作用虽然导致了部分地层的缺失，但为研究区奥陶系顶部风化壳岩溶储层的形成和发育奠定了良好的基础［19-20］。

2 储层特征

图1 鄂尔多斯盆地构造单元及研究区位置Fig.1 Location diagram of tectonic units and study area in Ordos Basin

2.1 岩石学特征

桃2区块马五1+2亚段与马亚段为一陆表海台地沉积环境背景下形成的一套以准同生白云岩为主的碳酸盐岩地层，夹有凝灰岩类及云岩-泥岩、云岩-灰岩、云岩-蒸发岩等过渡类型［21］。通过对研究区15口取心井的65块薄片的主要矿物含量进行统计，发现白云石体积含量介于60%～95%之间，均值为85.42%，方解石体积含量介于0%～40%之间，均值为9.85%，硅质、黄铁矿和粘土矿物等体积含量仅占0%～14%（表1）。

表1 研究区马五1+2亚段及马五4亚段碳酸盐岩主要矿物含量统计表Table 1 Statistics ofmain m ineral contents of carbonate rocks in M 51+2 and M 54 formation in the study area

按照岩石成分分类，马五1+2和马亚段岩石类型主要为白云岩，灰岩、含膏云岩、云质泥岩和泥岩次之，此外，夹杂少量云质凝灰岩和泥质凝灰岩，马亚段较马五1+2亚段白云岩含量较高。按照晶径分类，马五1+2和马亚段主要岩石类型可划分为泥粉晶白云岩、粉晶白云岩、岩溶角砾岩三大类。泥粉晶白云岩由泥晶白云岩与粉晶白云岩组成，颜色为土黄色或灰色，分布广泛且呈薄层状展布。泥晶白云岩晶粒较小，岩性均匀，形态多呈块状，溶蚀孔洞及原生孔隙均不发育，物性较差；粉晶白云岩晶形多为半自形-自形，广泛发育晶间孔、晶间溶孔发育，见少量微裂缝，物性较差。岩溶角砾岩呈角砾状，受成岩及构造作用的改造，角砾大小悬殊，粒径一般介于1～10 cm之间，少数较大角砾上可见被云质和灰质充填或半充填膏溶孔。

2.2 储层孔隙类型

多期岩溶作用叠加相互作用致使研究区储集岩的孔隙类型较为复杂多样。根据野外岩芯观察以及采集样品的薄片鉴定等综合分析，发现研究区内马五1+2和马亚段天然气气藏储集空间以晶间孔、晶间溶孔、溶洞为主，其次为膏模孔和微裂缝。依据成孔隙成因又可进一步划分为原生孔和次生孔隙两大类，下面主要是研究区的次生孔隙类型。

2.2.1 晶间孔

晶间孔的发育程度主要受白云石化作用的控制，多发育于白云石晶体间且多呈不规则形状，另外边缘相对较平直。泥-微晶云岩中的晶间孔总体属于原生孔隙且孔径通常相对较小，一般介于0.01～0.1 mm，面孔率一般为1%～5%，极少数超过15%.此外，偶而可见斑点状溶蚀现象，后期多被粘土矿物、细粒碳酸盐矿物充填（图2（a））。这类孔隙是研究区马五1+2和马亚段储层最为主要的孔隙类型之一，属于有效孔隙。

2.2.2 晶间溶孔

该类孔隙多由晶间孔及晶间微孔遭受溶蚀作用形成，具有明显的不规则形态且孔隙边缘呈齿状、港湾状，孔径略小（图2（a）），通常以星散状分布于白云岩中，偶尔也看见呈顺层状态展布。碳酸盐岩矿物的沉积至埋藏过程中始终伴随着溶蚀作用，且溶蚀作用的发生可导致大量原本不连通的孔隙彼此连通，这很大程度上增强了岩石的储集性能，为研究区储集空间的主要孔隙类型之一。

2.2.3 溶洞

溶洞作为碳酸盐岩台地中岩溶储层的一类重要储集空间，其发育主要与裂缝溶蚀或机械坍塌等作用有关。研究区溶洞主要发育在马五1+2和马亚段小层中，后期多被方解石等胶结物充填。然而，根据溶洞充填的程度，我们又可将研究区马五1-4亚段储集层中的溶洞划分为早期溶蚀的半充填残余溶洞及完全充填溶洞2种类型。其中半充填残余溶洞的充填物主要为方解石或石英，其次为少量渗流粉砂，可作为研究区有效的储集空间（图2（b）），完全充填溶洞的充填物主要为方解石、石英、硬石膏，已经不具备储集性能（图 2（c））。

图2 储层空间类型Fig.2 Reservoir space types in the study area

2.2.4 膏模孔

膏膜孔主要发育于含膏质泥-粉晶白云岩中。岩石中的石膏在大气淡水的作用下发生选择性溶解，从而形成膏模孔，其形态多表现为板条状或近圆形，另外研究区孤立发育的近圆形膏模孔对沉积环境具有一定的指示意义（图2（d）、（e）），可作为示底的标志。研究区马五1-4亚段主要发育铸模孔和溶模孔两类膏模孔，其中铸模孔具有板状形态，孔径一般为0.05～0.32 mm，溶模孔平面上呈近椭圆状或圆状，孔径一般在0.1～2.5 mm，部分可达2.5 mm以上。膏模孔中的溶模孔常被石英、黏土矿物、方解石及渗流物充填物半充填或全充填，充填残余部分具有储渗意义。

2.2.5 微裂缝

碳酸盐岩岩虽然脆性较弱，但其裂缝依然较为发育，微裂缝既可作为有效储集空间，又可成为重要的渗滤通道（图2（f））。镜下显微观察发现，研究区马五1-4亚段储层主要发育构造缝、溶蚀缝以及成岩缝3种微观裂缝体系，根据裂缝产状又可将其细分为水平、垂直、斜交3种裂缝类型。无论何种类型的微裂缝，多数可见溶蚀和充填现象，同样残余溶蚀和充填部分具有储渗意义。

2.3 储层物性特征

反映岩石存储流体及流体疏导能力的两个重要参数分别为岩石孔隙度和渗透率，二者也是衡量储集层储集性能好坏的基本参数［22-25］。通过对桃2区块25口井马五1+2和马亚段储层300块岩心样品的测试分析及数据统计分析，表明马五1+2亚段和马亚段孔隙度范围均主要分布在2%～4%之间，分别占各亚段小层的70%，48%，其中马五1+2亚段孔隙度小于2%的样品约占20%，孔隙度大于4%的样品约占10%；马亚段孔隙度小于2%的样品约占26%，孔隙度大于4%的样品与小于2%的样品数量相当，同样约占26%.马五1+2亚段和马亚段储集层渗透率主要分布范围均主要分布在0.1～0.5 mD之间，分别约占总样品数的45%，74%，马五1+2亚段储集层渗透率范围在0.01～0.1 mD之间的样品约占33%，大于0.5 mD的样品约占20%；马亚段储集层渗透率范围在0.01～0.1 mD之间的样品约占21%，大于0.5 mD的样品约占5%（图3，4）。

图3孔隙度频率分布Fig.3 Histogram of porosity frequency distribution

图4 渗透率频率分布Fig.4 Histogram of permeability distribution

综上所述，整体马五1+2亚段和马五14亚段平均孔隙度为2.86%，平均渗透率为0.358 4 mD，属于低孔低渗储层，孔隙度及渗透率分布频率均呈抛物线状分布，且马五1+2亚段碳酸盐岩储集层物性相对马五14亚段碳酸盐岩储集层物性较好，具有较高孔隙度及渗透率的样品主要是由于受后期裂缝的改造，从而一定程度上改善了溶孔白云岩的储集性能。

对研究区马五1+2亚段和马五14亚段岩心样品的孔渗关系进行统计，由图5可看出，在孔隙度小于5%时，孔隙度和渗透率相关性不显著，孔隙度不变，渗透率变化很大；但当孔隙度逐渐增大至5%时、渗透率增大至0.1 mD时，二者具有一定的正相关性。其中少数样品亦显示了微裂缝的存在，作为沟通孔、洞的桥梁，其有效的提高了储集层的渗流能力，为天然气的运移和聚集提供了一定的地质基础。

2.4 储层孔隙结构

成岩作用与构造作用对碳酸盐岩储层具有较强的改造作用，均可形成孔隙、孔洞及裂缝。通常裂缝系统是构成储集层的主要渗滤通道，被裂缝分割的岩块内的孔隙、孔洞构成了流体的主要储集空间，而喉道的大小及其连通方式对流体的渗流起着决定性的作用［26-28］。

通过对研究区陕44，桃34，桃38，桃53等8口井的主力产气层段（马五1+2亚段、马五14亚段）的岩样压汞曲线特征分析，发现桃2区块主力产气层段碳酸盐岩储层孔隙结构可划分为4种类型。

图5 马五1+2亚段和马岩心样品的孔-渗关系Fig.5 Porosity-permeability relationship of core samples of M51+2 and M formation in the study area

Ⅰ类毛细管压力曲线平缓，下凹显著，孔喉分选性较差，排驱压力通常在0.002 5～0.635 0 MPa之间，中值半径通常大于0.8μm，属于粗歪度型；Ⅱ类毛细管压力曲线类似Ⅰ类，下凹程度较Ⅰ类小，孔喉分选较好，排驱压力同样较小，但略大于Ⅰ类，介于0.008 5～1.275 0 MPa之间，中值半径一般为0.1～0.8μm，属较粗歪度型；Ⅲ类毛细管压力曲线较Ⅰ，Ⅱ类有上凸趋势，孔喉分选较差，排驱压力大于1.6 MPa，中值半径小于0.12μm，属中歪度型；Ⅳ类毛细管压力曲线呈倾斜陡坡状，孔喉分选较差，排驱压力较大，介于0.130 8～12.082 5 MPa之间，中值孔喉半径较小，一般为0.005 3～0.021 8μm（图6）。统计分析表明，桃2区块主力产气层马五1+2与马亚段储集层类型主要以Ⅲ类、Ⅳ类为主。

3 储层分类评价

碳酸盐岩储层评价对于提高碳酸盐岩岩油气藏的勘探开发效率具有极为重要的地质意义，一直以来受广大学者的高度重视。目前，国内外学者主要通过地质统计方法、数学方法等对储层评价参数进行优选。丁熊等利用灰色模糊理论、模糊聚类等分析方法，优选了碳酸盐岩储层评价参数［29］；赵永刚等结合常规储层评价参数的基础上，进一步引入新的定量指标，对碳酸盐岩储层进行了评价和预测［30］。笔者结合前人研究成果及桃2区块马五1+2和马亚段储层基本特征等资料的基础上，建立了一套马五1+2和马亚段储层精细评价的分类标准（表2）。评价参数中主要包括定性和定量两大类，其中定性指标主要包括储集空间组合类型、储层四性关系；定量指标主要包括物性参数、孔隙结构参数、测井含气饱和度、有效厚 度和无阻流量等。

图6 马五1+2与马亚段典型毛管压力曲线及其孔隙结构Fig.6 Typical capillary pressure curve and pore structure of M51+2 and M formation in the study area

表2 马五1+2亚段和马亚段储层分类评价（据文献［31］修改）Table 2 Precise reservoir evaluation of M 51+2 and M formation in Tao 2 area

表2 马五1+2亚段和马亚段储层分类评价（据文献［31］修改）Table 2 Precise reservoir evaluation of M 51+2 and M formation in Tao 2 area

分类 Ⅰ类储层Ⅱ类储层Ⅲ类储层Ⅳ类储层孔隙度物性/% ＞8 8～4 4～2 ＜2渗透率（×10-3μm2） ＞1 1～0.1 0.1～0.01＜0.01排驱压力/MPa ＜0.1 0.1～1 1～10 ＞10孔隙结构中值半径/μm ＞0.8 0.1～0.80.01～0.1＜0.01最大进汞饱和度/% ＞80 60～80 20～60 ＜20压汞曲线类型 Ⅰ类 Ⅰ，Ⅱ类 Ⅱ，Ⅲ类 Ⅳ类储集空间类型 组合类型孔缝洞组合储层裂缝-溶洞组合储层含裂缝的孔隙型储层微孔隙型储层储层四性关系综合评价 良好 中等-良好一般-中等 一般测井含气饱和度/% 75～90 70～80 60～75有效厚度/m ＞1.6～＞3 1.5～2.5 1～2无阻流量（×104 m3·d-1） ＞20 5～20 ＜5 ＜0.8残丘规模 大-中型中-小型 小型，偶见中型储层总体评价 好 较好 中等 差或非

根据上述储层评价分类标准，将研究区马五1+2亚段和马亚段储层划分为4大类（表2），对比分析出层评价平面图可知桃2区块马五1+2和马亚段储层主要为Ⅳ和Ⅲ类储层，并且马、马亚段储层明显较马和马亚段好，其中Ⅰ类储层主要发育于马和马亚段中，Ⅱ类储层则在各亚段中均有发育（图7），以下是各类储层特征。

Ⅰ类储层为好储层，孔隙度通常＞8%，渗透率通常＞1×10-3μm2，排驱压力一般 ＜0.1 MPa，中值半径较大（＞0.8μm），最大进汞饱和度一般大于80%，压汞曲线为Ⅰ类，储集空间类型为孔洞缝组合，孔径一般大于100μm，此外该类储层具有良好的四性关系，含气饱和度较高（75%～90%），储层有效厚度多分布在1.6～3 m之间，无阻流量高达20×104m3/d，受大 -中型残丘控制作用明显。

Ⅱ类储层为较好储层，孔隙度分布范围一般为4%～8%，渗透率分布范围一般为0.1～1×10-3μm2，排驱压力分布在0.1～1 MPa之间，中值半径介于0.1～0.8μm之间，最大进汞饱和度为60%～80%，压汞曲线多属于Ⅰ、Ⅱ类，储集空间以晶间孔及晶间溶孔为主，孔径一般介于50～100 μm之间，储层四性关系为中等-良好级别；含气饱和度相对较高（70%～80%），压汞曲线类型为Ⅰ，Ⅱ类，储层有效厚度多分布在1.5～2.5 m之间，无阻流量可达5～20×104m3/d，受中-小型残丘控制作用明显。

图7 储层分类评价平面图Fig.7 Reservoir classification evaluation plan

Ⅲ类储层为中等储层，孔隙度分布范围为2%～4%，渗透率分布范围为0.01～0.1×10-3μm2，排驱压力分布在1～10 MPa之间，中值半径介于0.01～0.1μm之间，最大进汞饱和度在20%～60%，压汞曲线多为Ⅱ，Ⅲ类，储集空间属含裂缝的孔隙型类型层，孔径一般介于1～20μm之间，储层四性关系为一般-中等级别；测井含气饱和度在60%～75%，储层有效厚度多分布在1～2 m之间，无阻流量相对较小，约为5×104m3/d，受小型残丘控制作用明显。

Ⅳ类储层属于差储层或非储层，孔隙度通常小于2%，渗透率亦较低（0.01×10-3μm2），排驱压力相对较大，一般大于10 MPa，中值半径则通常小于0.01μm，最大进汞饱和度一般小于20%，压汞曲线为Ⅳ类，微孔隙为其主要储渗空间，孔径一般介于1～2μm之间；不具有明显的储层四性关系，含气饱和度亦相对较低（60%～75%），储层有效厚度多分布在1～2 m之间，无阻流量通常小于0.8×104m3/d.

4 结 论

1）鄂尔多斯盆地桃2区块下古生界马五1+2亚段和马亚段储集岩类型主要为泥—粉晶白云岩和粉晶白云岩及岩溶角砾岩，储集空间类型主要为晶间孔、晶间溶孔、溶洞为主，膏膜孔和微裂缝次之；

2）马五1+2亚段和马亚段储层孔隙度范围一般介于0.12%～11.37%之间，平均孔隙度为2.86%，渗透率范围一般介于0.001 6～17.800 0 mD之间，平均渗透率值为0.358 4 mD，孔渗之间不存明显相关关系，马五1+2亚段储层较马亚段储层较好，且整体表现为特低孔低渗、强非均质性特征；

3）依据储层分类标准，将五1+2亚段和马亚段储层划分为四大类，以Ⅲ类、Ⅳ类为主，五1+2亚段和马亚段储层孔喉类型表现为细-微喉，分选性较差，正偏度表现为细且小孔喉较多，排驱压力一般介于0.12～12.082 5 MPa之间，吼道半径一般介于0.005 3～0.021 8μm.