苏里格气田下古生界储层特征及主控因素

2020-04-04田清华王文胜

岩性油气藏 2020年2期

田清华，刘俊，张晨，王文胜，黄丹

（1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司第四采气厂，西安 710021）

0 引言

苏里格气田面积约为2.7 万km2，是中国目前发现的最大陆上天然气气田［1］，发育奥陶系马家沟组碳酸盐岩天然气储层［2］。受加里东运动影响，奥陶系马家沟组受多期岩溶作用改造，发育大量的岩溶改造岩，且地层受到不同程度的剥蚀［3］。研究区奥陶系马家沟组，依据岩性与层序特征，自下而上可划分为马一段—马六段，其中马五段岩性主要为白云岩、泥质白云岩、含膏白云岩、厚层灰岩与膏盐岩、角砾状白云岩、云质灰岩以及角砾岩等，根据地层岩性、电性和物性特征，从上到下可划分为10 个亚段，即马五1—马五10亚段［4-5］。本次研究的重点层位为下古生界奥陶系马家沟组五段中的马五1+2、马五4、马五5亚段。

马家沟组上组合（包括马家沟组五段1—4 亚段）是20 世纪末以来的勘探重点，发现了以岩溶型风化壳为主的产层。近年来，在马家沟组中组合（包括马家沟组五段5—10 亚段）获得了日产百万立方米以上的高产气，日产气量高达150 万m3。在百万立方米高产井中下古生界气井占比超过80%，证实了马家沟组开发优势明显［6-7］，但是气藏在不同层段不同部位产气能力相差较大，储层非均质性强，预测难度大，钻遇率较低。因此，开展苏里格气田下古生界储层特征及主控因素分析，以期为下古生界气藏的有效开发和有利区预测提供地质依据。

1 区域地质概况

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地中北部，南接靖边气田，东邻榆林气田（图1）。该气田下古生界地层中马五段白云岩表现出纵向厚度变化大、横向尖灭快的特点，为本区的重要油气储集层［8-10］。本次研究的马家沟组马五5—马五1亚段，在整体海退的背景下存在多期的次一级震荡性海进—海退［11］，其中马五5 亚段为马五段沉积期最大规模的一次海侵形成的沉积，主要为灰色—深灰色的泥晶灰岩；在马家沟组上组合地层沉积时期，马五4和马五1+2亚段沉积期为相对海平面下降阶段，沉积环境相对受限，发育含膏模孔泥粉晶白云岩，局部仍有颗粒岩、藻格架白云岩等发育，而马五3亚段沉积期为相对海平面上升阶段，以颗粒岩、藻格架白云岩为主［12］。

图1 鄂尔多斯盆地构造划分及苏里格气田位置Fig.1 Tectonic unit division and location of Sulige Gas Field in Ordos Basin

2 储层特征

2.1 储层岩石特征

苏里格气田奥陶系马家沟组在局限—蒸发海台地相的沉积背景下，整体地貌由西向东水体逐渐变深，局部存在微地貌高地，形成陆表海局限—蒸发海台地沉积环境，主要发育颗粒白云岩、晶粒白云岩、含膏模孔泥粉晶白云岩等岩性，局部发育藻凝块白云岩、藻黏结砂屑白云岩［13］。

2.1.1 颗粒白云岩

发育砂屑白云岩与鲕粒白云岩，岩石颜色呈灰色—灰褐色，颗粒成分主要为白云石，仅在粒间孔、粒间溶孔及破裂缝中偶见少量方解石，颗粒体积分数为60%～85%，其中砂屑白云岩粒径多为0.2～1.0 mm，鲕粒粒径为0.2～0.5 mm，颗粒间填隙物含量较少，分选磨圆好，多呈点—线状接触［图2（a）—（f）］。此类岩石主要分布在研究区马五1—马五4亚段沉积期海退期的微地貌高地中。

图2 苏里格气田原始沉积岩类岩心、薄片典型照片（a）砂屑白云岩，S25 井，3 355.38 m，马五3 亚段，岩心照片；（b）砂屑白云岩，S25 井，3 355.38 m，马五3 亚段，铸体薄片，单偏光；（c）砂屑白云岩，T60 井，3 487.98 m，马五6 亚段，铸体薄片，单偏光；（d）鲕粒白云岩，T51 井，3 429.37 m，马五1 亚段，铸体薄片，单偏光；（e）泥晶鲕粒白云岩，T51 井，3 427.54 m，马五1 亚段，铸体薄片，单偏光；（f）亮晶鲕粒白云岩，T13 井，3 626.78 m，马五6 亚段，铸体薄片，单偏光；（g）粉晶白云岩，T58 井，3 590.20 m，马五5 亚段，铸体薄片，单偏光；（h）泥晶白云岩，T14 井，3 540.36 m，马五1 亚段，铸体薄片，单偏光；（i）泥晶白云岩，SD47-42 井，3 587.50 m，马五4 亚段，铸体薄片，单偏光；（j）藻格架白云岩，T60 井，3 483.00 m，马五6 亚段，阴极发光；（k）藻纹层白云岩，T36 井，3 229.60 m，马五1 亚段，阴极发光；（l）藻黏结砂屑白云岩，T51 井，3 441.34 m，马五2 亚段，铸体薄片，单偏光Fig.2 Typical photos of cores and thin sections of original sedimentary rocks

2.1.2 晶粒白云岩

发育粉晶白云岩与泥晶白云岩，其中粉晶白云岩镜下可见晶粒结构，白云石晶粒较细，晶粒粒径主要为0.01～0.05 mm，晶粒间为点—线接触，局部发育晶间孔、晶间溶孔，可见因岩溶作用形成的“花斑状”结构［图2（g）］。泥晶白云岩粒径一般小于0.005 mm，根据组构差异，分为均质的泥晶白云岩和发育膏模孔、板条状石膏假晶、石盐假晶的泥晶白云岩2 类，后者发育沉积期易溶矿物（集合体）迁移所造成的铸模孔，多数被半充填—全充填，仅有部分被保留了下来［图2（h）—（i）］。此类岩石主要分布在研究区马五5亚段沉积期海侵期正常浪基面以下的深水沉积。

2.1.3 微生物岩

主要发育藻格架白云岩、藻纹层白云岩、藻黏结砂屑白云岩。藻格架白云岩在岩心上表现为颜色较深、分布杂乱，呈斑块状构造，格架呈深褐色、黑色网状或团簇状［14］，个体较大［图2（j）］；藻纹层白云岩纹层结构边缘通常呈高低起伏或断续分布的特征，表明微生物席表面存在不规则的微地貌［图2（k）］；藻黏结砂屑白云岩由蓝藻菌黏结、缠绕砂屑生长而成，具有典型的砂屑结构，颗粒支撑［图2（l）］。砂屑颗粒主要呈褐色球状或椭球状，体积分数一般大于60%，粒径为0.15～0.40 mm，分选较差，磨圆较好，偶见形态模糊的蓝藻菌生长痕迹［15］。砂屑间填隙物主要为泥粉晶白云石或亮晶自形白云石，溶孔发育。粉屑颗粒在镜下多呈黑色卵形或椭球形，粒径为0.05～0.10 mm，分选、磨圆均较好，有机质含量高，粒间主要为粉—细晶白云石胶结物［图2（l）］。此类岩石在马五段各亚段沉积期均有局部发育。

2.2 储集空间类型

苏里格气田马五段的主要储集岩类为粉晶白云岩、砂屑白云岩、含膏模孔泥粉晶白云岩；经受多期岩溶作用改造，主要发育孔隙、溶洞、裂缝三大类储集空间，以孔隙、溶洞为主，裂缝发育较少。

2.2.1 孔隙

图3 苏里格气田储集空间典型镜下照片（a）晶间孔，T13 井，3 641.70 m，马五6 亚段，铸体薄片，单偏光；（b）晶间溶孔，Z97 井，3 446.57 m，马五4 亚段，铸体薄片，单偏光；（c）粒间孔，S25 井，3 355.38 m，马五3 亚段，铸体薄片，单偏光；（d）粒间溶孔，S25 井，3 355.38 m，马五3 亚段，铸体薄片，单偏光；（e）粒内溶孔，Z97 井，3 448.44 m，马五4 亚段，铸体薄片，单偏光；（f）膏模孔，T51 井，3 429.50 m，马五1 亚段，铸体薄片，单偏光；（g）溶洞，Z97 井，3 446.20 m，马五4 亚段，铸体薄片，单偏光；（h）溶洞充填物间孔隙，Z97 井，3 445.87 m，马五4 亚段，铸体薄片，单偏光；（i）裂缝，Z97 井，3 386.34 m，马五1 亚段，铸体薄片，单偏光Fig.3 Typical photos of reservoir space in Sulige Gas Field

研究区储层孔隙类型多样，发育有晶内溶孔、晶间溶孔、粒内溶孔、粒间溶孔，原生孔隙几乎全部被胶结充填，极少保存下来［16］。次生溶孔中以晶间溶孔、粒间溶孔较为发育，其中晶间溶孔［图3（a）—（b）］形态多呈不规则多边形，在研究区发育频率最高，是主要的储集空间；其次为粒间溶孔［图3（c）—（d）］，主要由后期胶结物的选择性溶蚀作用形成；粒内孔隙发育最为局限，主要发育在颗粒白云岩中［图3（e）］；此外，还有少量膏模孔，多呈不规则椭圆形，孔隙之间彼此不连通呈孤立状态［图3（f）］，在裂隙的沟通作用下能有效改善储层。

2.2.2 溶洞

主要为孔隙型溶洞，孔径大于2 mm，后期可被白云石半充填进而发生再次溶蚀［17］，可见边缘因溶蚀而不规则的残余白云石填充物［图3（g）］。溶洞形成后可被渗流粉砂及后期白云石胶结物充填，由于这些充填物相对松散且充填程度较低，其间多发育大量的微孔隙，有利于油气的储集［图3（h）］。

2.2.3 裂缝

研究区可见未被充填的裂缝发育，多期裂缝相互切割，局部可见沿裂缝的溶蚀扩大孔［图3（i）］。整体上裂缝在本区发育频率低，在各类储集岩类中均可分布。

2.3 储层物性特征

研究区储层按马五1—马五5各亚段孔隙度、渗透率平均值可以分为2 类：孔隙度平均值大于3%，且渗透率平均值大于3 mD 的，仅马五1亚段；孔隙度平均值为2%～3%，且渗透率平均值小于3 mD的，包括马五2—马五5亚段，其中马五5、马五4、马五2、马五3等亚段孔隙度依次降低，马五4、马五2、马五3、马五5等亚段渗透率依次降低。

通过分析储层孔隙度与渗透率的关系发现，整体上孔隙度与渗透率呈现出正相关性，在孔隙度小于3% 的区域，渗透率由于受微裂缝的影响表现出一定程度的增大，但以孔隙型为主（图4）。因此，马五1—马五5亚段储层总体上表现为孔隙型储层，伴有少量裂缝-孔隙型储层。

图4 苏里格气田马家沟组马五1—马五5亚段不同储集岩渗透率-孔隙度散点图Fig.4 Scatter diagram of porosity and permeability of Ma51-5sub-member of Majiagou Formation in Sulige Gas Field

从孔、渗角度分析，马五1 亚段孔隙度和渗透率平均值均最高；马五5亚段孔隙度平均值仅次于马五1亚段，高值分布最多；各层位的物性由好到差依次为马五1、马五5、马五4、马五2、马五3亚段。

3 储层控制因素

3.1 岩溶作用

3.1.1 同生—准同生期高频暴露溶蚀作用

同生—准同生期暴露溶蚀作为碳酸盐岩优质储层的重要成因机制已经得到广泛的认可［18-21］，此时由于地层尚未进入埋藏阶段，岩石结构疏松，以丘滩为代表的高能沉积物具有较高的基质孔隙度和渗透率，这也导致该期岩溶明显受到岩性、岩相的控制，具有鲜明的“相控岩溶特征”［22］。

就苏里格气田而言，在整体的海退背景下，相对海平面的高频波动导致台内的丘、滩体或台坪高部位极易发生暴露，并遭受早期大气淡水的淋溶改造，形成相应的选择性或非选择性岩溶组构，其中对储层物性改善贡献最大的是含膏云坪沉积物中对石膏团块选择性溶蚀而形成的膏模孔。通过对研究区泥、粉晶白云岩和含膏模孔泥、粉晶白云岩的孔渗资料统计（表1）发现，含膏模孔泥晶白云岩的孔隙度和渗透率均高于泥晶白云岩，含膏模孔粉晶白云岩的孔隙度和渗透率也均高于粉晶白云岩，可见发育膏模孔的泥、粉晶白云岩的物性要好于不发育膏模孔的泥、粉晶白云岩。

表1 苏里格气田未含膏模孔与含膏模孔岩石物性对比Table 1 Porosity and permeability in un-gypsum-model poredolostones and gypsum-model poredolostones in Sulige Gas Field

一方面，随着岩溶作用的持续进行，岩溶水沿早期丘滩高渗透层流动，原生粒间孔隙被不断扩溶变大，呈现出花斑针孔特征［23］或进一步形成溶洞系统［24］；另一方面，早期的文石和高镁方解石等亚稳定矿物选择性溶蚀形成的粒内溶孔、溶模孔也是同生—准同生期岩溶的另一重要特征。同时，由于沉积区气候干旱，海平面的相对下降导致水体环境受限并逐渐咸化，这也有利于同生—准同生期白云石化作用的发生以及相应晶间孔的形成［25］。在岩溶作用以及沉积环境改变这两方面因素的共同影响下，位于频繁发育的暴露面之下的砂屑白云岩、鲕粒白云岩、凝块白云岩以及粉—细晶白云岩中极易形成大量粒内溶孔、粒间溶孔、窗格孔、晶间溶孔及晶间孔，构成了研究区主要的储集空间类型，并使得由高能丘滩构成的高渗层在纵向上呈多旋回叠置。整体看来，由同生—准同生期高频暴露导致的大气淡水淋溶作用对原生孔隙的扩溶改造及增孔具有重要的贡献，是研究区孔洞型储层的最根本的发育机制，也为后期埋藏成岩流体对储集层的进一步优化、改善和叠加改造提供了更为有利的条件。

3.1.2 加里东期表生岩溶作用

加里东期表生岩溶作用发生于大面积长时间的陆相暴露环境，通过对研究区加里东期表生岩溶的观察，发现改造段岩心常被地表风化产物及黑色、灰绿色泥质充填。这类岩石成分、结构均复杂，泥质含量高，充填致密，储集性能极差（图5），但是在改造段岩心上偶尔也发育有溶蚀孔洞，直径为0.1～2.0 cm，且保存较好，其内为石英、方解石等矿物晶粒和少量沥青质半充填（图5），是优质的储集空间，但发育频率很低。

图5 苏里格气田表生岩溶模式Fig.5 Epidiagenetic karstification patterns in Sulige Gas Field

笔者认为，加里东期表生岩溶对改善储层的贡献较低，甚至从准同生期岩溶的角度来看，加里东期表生岩溶的叠加是一种对储层的破坏性作用。另外，通过对取心段物性垂向分布的统计与观察，发现不整合面下部取心段表现出离不整合面越近，物性越差的规律，其孔隙度值包络线呈现“宝塔型”的特征（图6），而不整合面下部正是加里东期表生岩溶的产物，这也直接说明了表生岩溶对储层改善的贡献不大。其原因如下：①顶部大量泥质夹杂在表生岩溶产物中，常表现为泥质岩溶角砾岩，且发育层位对应的GR曲线值较高，并具有鲜明的层位特征；②加里东期表生岩溶作用持续时间长、改造程度高，致使马家沟组顶部地层破碎严重，成分、结构都非常杂乱，孔隙不发育；③长时间的暴露环境，使得顶部地层的去白云石化作用和方解石晶粒重结晶作用均十分发育，进一步充填孔隙、破坏储层。

图6 苏里格气田表生岩溶垂向孔渗特征Fig.6 Vertical porosity and permeability of epidiagenetic karst in Sulige Gas Field

3.2 岩溶古地貌

3.2.1 岩溶古地貌与储层物性

将区内已有的物性样品按其所在古地貌单元，分层位重新整理、统计，得到风化壳储层物性变化与古地貌单元分布的关系（图7，8）。

图7 苏里格气田不同地貌单元各小层孔隙度分布Fig.7 Distribution histogram of porosity of Ma51-5sub-member in different geomorphic unit in Sulige Gas Field

图8 苏里格气田不同地貌单元各小层渗透率分布Fig.8 Distribution histogram of permeability of Ma51-5sub-member in different geomorphic unit in Sulige Gas Field

表2 苏里格气田不同地貌单元分层位物性数据统计Table 2 Porosity and permeability of different geomorphic unit by layer in Sulige Gas Field

通过对比分析发现：研究区各地貌单元不同层位的孔隙度存在差别，马五2和马五3亚段孔隙度与地貌单元的关系较为密切，可能是受表生岩溶改造较为强烈，而马五4和马五5亚段的孔隙度差别不大（表2），可能受准同生期岩溶作用影响较大，受表生岩溶作用影响较小；研究区各地貌单元不同层位的渗透率差异较大，其中残丘的小层的渗透率差异较为显著。综合以上分析表明，地貌高部位整体上储层物性较好，而地貌低部位储层物性相对较差，其中马五2和马五3亚段的储层主要受表生岩溶作用影响，而马五4和马五5亚段的储层主要受准同生期岩溶作用所控制。

3.2.2 岩溶古地貌与试气产量分析

对研究区各个岩溶古地貌单元与无阻流量分布区间进行统计，将苏东区块下古生界单试无阻流量的井位投点在已恢复的岩溶古地貌图（图9）上，发现无阻流量大于10 万m3/d 的井位主要分布于残丘和次级斜坡，且大部分高产井主要集中在次级斜坡上，其中无阻流量大于20 万m3/d 的井主要分布在残丘边缘或者次级斜坡相对高的部位，而无阻流量小于10万m3/d 的井位主要分布在洼地和沟槽中，另外次级斜坡上分布有一些低产井，多沿着沟槽或洼地分布。

图9 苏里格气田苏东区块岩溶古地貌与下古生界单试无阻流量的关系Fig.9 Relationship between karst landform and open flow capacity of Lower Paleozoic in eastern Sulige Gas Field

图10 苏里格气田苏东区块马小层有效厚度与不同地貌单元无阻流量的关系Fig.10 Relationship between effective thickness and open flow capacity of Ma sub-member in eastern Sulige Gas Field

综合以上认识得出，残丘和次级斜坡均为地貌地势较高的部位，是油气有利聚集区，尤其是次级斜坡部位天然气最为富集，而洼地和沟槽为地貌地势的低部位，是地表水向地下渗流补给的主要部位，油气聚集相对较差。因此，进一步分析得出，次级斜坡发育的垂直渗流带和水平潜流带为油气的聚集创造了条件，同时，沟槽紧邻次级斜坡，其后期的充填物形成遮挡板，进而形成大面积的圈闭，有利于后期油气的聚集与保存。