鄂爾多斯盆地東勝氣田下古生界二疊系中統(tǒng)石盒子組儲(chǔ)層評(píng)價(jià)

徐文璽 李凌川

鄂爾多斯盆地東勝氣田下古生界二疊系中統(tǒng)石盒子組儲(chǔ)層評(píng)價(jià)

徐文璽1李凌川2

（1.中國(guó)石化華北油氣分公司采油氣工程服務(wù)中心2.中國(guó)石化華北油氣分公司采油一廠）

通過對(duì)巖石薄片、孔滲特性和壓汞曲線等資料的綜合分析,對(duì)東勝氣田下古生界二疊系中統(tǒng)石盒子組碎屑巖儲(chǔ)層特征進(jìn)行了研究。結(jié)果表明：下石盒子組為近源沉積，砂巖堅(jiān)硬，膠結(jié)較好，巖石成熟度較低，分選、磨圓中等—較差?？紫额愋鸵粤?nèi)溶孔、粒間溶孔為主，見少量微裂隙。膠結(jié)類型以孔隙膠結(jié)為主，顆粒之間點(diǎn)、線接觸，顆粒粒度中—粗粒，以粗粒為主。研究區(qū)主要目的層段儲(chǔ)層具有較高的排驅(qū)壓力和中值壓力、較小的孔隙喉道半徑，屬微喉道，局部存在較高滲透性。綜合儲(chǔ)集巖的巖石學(xué)特征、孔滲特征和孔隙結(jié)構(gòu)特征，將東勝氣田上古生界下石盒子組儲(chǔ)集巖分為4大類，其中Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類為儲(chǔ)集巖，其儲(chǔ)集性能依次漸差，Ⅳ類為非儲(chǔ)層。圖7表1參7

鄂爾多斯盆地東勝氣田下石盒子組儲(chǔ)層特性分類評(píng)價(jià)

1 區(qū)域地質(zhì)概況

東勝氣田主體部分位于鄂爾多斯盆地伊盟隆起，區(qū)內(nèi)南部發(fā)育1組近東西走向的泊爾江海子斷裂[1-3]，下古生界二疊系中統(tǒng)石盒子組為一套由北而南的沖積平原辮狀河沉積，垂向上由多套厚層河道砂體疊置組成，厚度130 m左右。按照其旋回特性，下石盒子組由下往上可劃分為盒1段、盒2段、盒3段，區(qū)內(nèi)早期(盒1期)為辮狀河沉積作用的鼎盛時(shí)期，中晚期(盒2期、盒3期)基本繼承了區(qū)內(nèi)早期的沉積面貌，但河流規(guī)模縮小，地層厚度逐步減小［4］。受近源沉積物影響，河道各層砂體順河道延伸方向分布相對(duì)穩(wěn)定，側(cè)向上與分流間灣或沼澤泥交叉相連，砂體展布短，尖滅快。就單一儲(chǔ)集砂體而言，物性最好的地帶位于河道砂體發(fā)育的主體部位，構(gòu)成了良好的天然氣儲(chǔ)集層[5-7]。

圖1 巖石成份三角圖及巖石類型分布圖

2 儲(chǔ)層巖石成分特征

依據(jù)東勝氣田各鉆井取心，對(duì)本區(qū)下石盒子組儲(chǔ)集層巖石特征進(jìn)行研究，統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明：

盒3段儲(chǔ)層巖性以巖屑砂巖、巖屑石英砂巖為主，含少量長(zhǎng)石巖屑砂巖(圖1a、圖2a)。砂巖成份:石英為29%～75%，長(zhǎng)石為15%～45%，云母為3%～6%，巖屑為10%～30%，偶見少量燧石。分選較差-中等，次棱角狀。水云母、方解石孔隙式膠結(jié)，膠結(jié)物含量10%，顆粒支撐，點(diǎn)線接觸、疏松。

盒2段以長(zhǎng)石巖屑砂巖為主，含少量巖屑長(zhǎng)石砂巖、巖屑砂巖和巖屑石英砂巖（圖1b、圖2b）。砂巖成分中長(zhǎng)石含量明顯增多，與上下地層砂巖成分具有明顯差別。

盒1段為巖屑砂巖及巖屑石英砂巖，巖石成分以石英和巖屑為主。不含或極少含長(zhǎng)石巖屑砂巖（圖1c、圖2c）。

圖2 下石盒子組巖性薄片鑒定圖

下石盒子組填隙物含量縱向分布不穩(wěn)定，呈齒狀變化，最高可達(dá)26%，最低為2%（圖3）。在各項(xiàng)膠結(jié)物中，以水云母—綠泥石的縱向分布相對(duì)比較穩(wěn)定，與填隙物含量的正相關(guān)性比較明顯。方解石含量的縱向分布極不穩(wěn)定，對(duì)填隙物總量的貢獻(xiàn)明顯小于高嶺石。高嶺石的縱向分布比水云母—綠泥石相對(duì)要低，局部高于水云母—綠泥石。

此外，膠結(jié)物中還有自生石英、黃鐵礦和菱鐵礦，均呈零星分布，含量極低。雜基基本沒有或偶見少量，呈泥礫假像，成份為粉砂和泥質(zhì)混合物。

圖3 錦7井下石盒子組填隙物含量（%）分布圖

3 儲(chǔ)集空間類型與孔隙結(jié)構(gòu)特征

3.1 儲(chǔ)集空間類型

鑄體薄片觀察表明，下石盒子組儲(chǔ)集空間類型主要有剩余原生粒間孔、次生溶孔、微孔和微裂縫，其中以次生孔隙為主（圖4）。

圖4 下石盒子組主要孔隙類型

（1）盒1段主要孔隙組合類型為：①粒內(nèi)溶孔—粒間溶孔—粒間縫；②粒內(nèi)溶孔—粒間溶孔。薄片面孔率為1.4%～3.0%。

（2）盒2段主要孔隙組合類型為：①粒內(nèi)溶孔—粒間溶孔—晶間微孔—粒間縫；②粒內(nèi)溶孔—粒間溶孔—晶間微孔；③粒間余孔—粒間溶孔—粒內(nèi)溶孔—鑄模孔—晶間微孔—粒間縫。

盒2段孔隙及裂縫類型較多，除上述孔隙類型外可不見粒間殘余孔、裂縫等，薄片面孔率為0.3%～3.9%。

（3）盒3段主要孔隙組合類型為：①粒間溶孔—粒間縫；②粒間溶孔—粒內(nèi)溶孔—晶間溶孔—粒間縫。其中以粒間溶孔及粒間縫較發(fā)育，鑄體薄片中見遇率較高，其次為粒內(nèi)溶孔及晶間微孔，面孔率較高，為1.5%～12%。

以錦評(píng)2井為例，粒內(nèi)溶孔頻率最大，為31.2%；其次為粒間溶孔，頻率為28.3%，晶間溶孔和粒間縫的出現(xiàn)頻率相同，均為18.8%；粒間余孔、巖石縫出現(xiàn)頻率最低，為0.97%。

電鏡掃描分析表明，微孔為主要孔隙特征，微孔大小為1～3 μm，較發(fā)育。填隙物主要為高嶺石、伊利石、綠泥石和石鹽，高嶺石以假六邊形片狀、書頁狀充填孔隙，伊利石以片狀充填孔隙，石膏呈細(xì)粒狀充填分布。局部可見粒間縫、貼?？p，小者為2～4 μm，大者為5～12 μm，多相互連通。

3.2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

根據(jù)研究區(qū)內(nèi)8口井，共計(jì)26塊樣品的毛管壓力曲線特征，可將下石盒子組儲(chǔ)集巖孔隙結(jié)構(gòu)分為四大類：

Ⅰ類：排驅(qū)壓力Pd＜0.1 MPa，飽和度中值壓力Pc50＜3.0 MPa，最小非飽和孔隙體積百分?jǐn)?shù)Smin＜30%。此類曲線為典型的單一介質(zhì)型毛管壓力曲線，具有較平緩的中部直線段(圖5a)，表明儲(chǔ)集巖的孔喉分選較好；小孔喉所控制的孔隙體積最小，此類儲(chǔ)層自然產(chǎn)能較大。

Ⅱ類：排驅(qū)壓力Pd＜0.7 MPa，飽和度中值壓力Pc50＜5.0 MPa，最小非飽和孔隙體積百分?jǐn)?shù)Smin＜35%。該類儲(chǔ)層與Ⅰ類比較，其歪度基本一致，但分選明顯低于Ⅰ類；，表明小孔喉控制的孔隙體積較大，此類儲(chǔ)層自然產(chǎn)能中等。

Ⅲ類：排驅(qū)壓力Pd＜1.1 MPa，飽和度中值壓力Pc50＜9.0 MPa，最小非飽和孔隙體積百分?jǐn)?shù)Smin＜45%（圖5c）。該類儲(chǔ)集巖自然產(chǎn)能低，增產(chǎn)措施后可能獲得中等產(chǎn)能。

Ⅳ類：排驅(qū)壓力Pd＞1.1 MPa，飽和度中值壓力Pc50＞9.0 MPa，最小非飽和孔隙體積百分?jǐn)?shù)Smin＞45%。毛管壓力曲線（圖5d），表現(xiàn)出極細(xì)歪度、分選好的特征。該類巖石已不具備儲(chǔ)集能力，可能作為蓋層或小層間的封隔夾層。

圖5 下石盒子組儲(chǔ)集巖毛管壓力曲線

4 物性特征

下石盒子組儲(chǔ)集巖孔隙度值的主峰位于14%～16%，占樣品總數(shù)的31.3%；孔隙度為10%～12%占樣品總數(shù)的16.3%，孔隙度為16%～18%占樣品總數(shù)的15%，孔隙度18%以上的僅占樣品總數(shù)的11.0%（圖6）。可見下石盒子組儲(chǔ)集巖孔隙度14%-18%的樣品占總數(shù)的一半以上?？v向上以盒2段孔隙度直方圖的峰值最高，為14%～16%，盒3段最差，其峰值為8%～10%。

圖6 孔隙度與滲透率數(shù)值分布特征

滲透率峰值分布為1.25～2.5 mD，占樣品總數(shù)的24.7%；93.8%以上的樣品滲透率小于5 mD，總體屬于中低孔、低滲型儲(chǔ)層。

下石盒子組儲(chǔ)集巖孔隙度和滲透率關(guān)系如圖7所示，由圖可見，下石盒子組的孔隙度與滲透率值有較好的相關(guān)性。

圖7 孔隙度與滲透率交匯圖

5 儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)

綜合本區(qū)儲(chǔ)集層巖石學(xué)特征、孔滲特征、孔隙結(jié)構(gòu)特征等研究成果，將東勝氣田上古生界下石盒子組儲(chǔ)集巖分為4大類，見表1。

Ⅰ類儲(chǔ)集巖：巖性為含礫粗粒長(zhǎng)石巖屑砂巖、巖屑石英砂巖，儲(chǔ)集空間類型以粒間溶孔、鑄?？缀途чg微孔為主，孔隙度大于10%，滲透率大于1.0 mD；毛管壓力曲線為平臺(tái)或似平臺(tái)型，進(jìn)汞飽和度10%時(shí)的毛管壓力小于0.3MPa，排驅(qū)壓力小于2MPa，喉道半徑大于1μm，孔喉分選較好，粗歪度；綜合評(píng)價(jià)為好儲(chǔ)集巖。

Ⅱ類儲(chǔ)集巖：巖性為中、粗粒、含礫長(zhǎng)石巖屑砂巖、巖屑砂巖、石英砂巖，在東勝氣田表現(xiàn)為多種儲(chǔ)集空間類型同時(shí)存在，可見鑄模孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、晶間微孔、粒間縫，孔隙度8%～10%，滲透率0.5～1 mD；毛管壓力曲線為緩坡－似平臺(tái)型或平臺(tái)型，進(jìn)汞飽和度10%時(shí)的毛管壓力介于0.3～0.5MPa之間，排驅(qū)壓力介于2～5MPa之間，喉道半徑介于0.5～ 1μm之間，孔喉分選較差，呈多峰分布，較粗歪度；綜合評(píng)價(jià)為較好儲(chǔ)集巖。

Ⅲ類儲(chǔ)集巖：巖性為細(xì)—中粒石英砂巖、中粒巖屑砂巖及含礫粗粒長(zhǎng)石石英砂巖，儲(chǔ)集空間類型最多，可見粒間溶孔、鑄?？?、粒內(nèi)溶孔、粒間余孔、晶間微孔、粒間縫等。孔隙度4%～8%，滲透率0.1～0.5 mD；毛管壓力曲線為緩坡平直型，曲線斜率較大，進(jìn)汞飽和度10%時(shí)的毛管壓力0.5～1.0MPa，排驅(qū)壓力介于5～10MPa之間，喉道半徑介于0.1～0.5μm之間，孔喉分選一般較差，中等—較粗歪度；綜合評(píng)價(jià)為差儲(chǔ)集巖。

Ⅳ類儲(chǔ)集巖：巖性為中、細(xì)粒石英砂巖，巖屑砂巖，儲(chǔ)集空間類型以晶間微孔、粒內(nèi)溶孔、晶內(nèi)微孔、粒間縫為主，孔隙度小于4%。滲透率小于0.1 mD；毛管壓力曲線特征呈陡坡型或向右上方拱起，斜率最大，汞飽和度10%時(shí)的毛管壓力大于1.0MPa，排驅(qū)壓力一般大于10MPa，喉道半徑小于0.1μm，儲(chǔ)集巖中較大孔隙含量較少，以小孔隙為主，孔喉分選較好，偏于細(xì)歪度；綜合評(píng)價(jià)為非儲(chǔ)集巖。

表1 東勝氣田上古生界下石盒子組儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)表

6 結(jié)論

（1）下石盒子組為近源沉積，儲(chǔ)層巖石成熟度較低，分選、磨圓中等—較差?？紫额愋鸵粤?nèi)溶孔、粒間溶孔為主，見少量微裂隙。膠結(jié)類型以孔隙膠結(jié)為主，顆粒之間點(diǎn)、線接觸，顆粒粒度中—粗粒，以粗粒為主。

（2）儲(chǔ)層巖石類型以中—粗粒巖屑砂巖、長(zhǎng)石巖屑砂巖為主，見少量巖屑石英砂巖。填隙物多為高嶺石、水云母、綠泥石、白云石，含少量方解石、菱鐵礦等。

（3）下石盒子組孔隙度主要分布在10%～18%之間，滲透率峰值在1.25～2.5 mD分布較為集中，總體屬低孔低滲儲(chǔ)集巖。

（4）孔隙結(jié)構(gòu)分類研究表明，研究區(qū)主要目的層段儲(chǔ)層具有較高的排驅(qū)壓力和中值壓力、較小的孔隙喉道半徑，屬微喉道，局部存在較高滲透性。

（5）根據(jù)儲(chǔ)集巖的巖石學(xué)特征、孔滲特征和孔隙結(jié)構(gòu)特征，將東勝氣田上古生界下石盒子組儲(chǔ)集巖分為四大類，其中Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類為儲(chǔ)集巖，其儲(chǔ)集性能依次漸差，Ⅳ類為非儲(chǔ)層。

[1]王鳳國(guó).鄂爾多斯盆地杭錦旗地區(qū)油氣化探特征及含油氣遠(yuǎn)景評(píng)價(jià)[J].物探與化探，2003，27(2)：104-114.

[2]黃華.杭錦旗區(qū)塊天然氣類型及運(yùn)聚特征[J].油氣藏評(píng)價(jià)與開發(fā)，2012，2(3)：12-16.

[3]薛會(huì)，張金川，徐波，等.鄂爾多斯北部杭錦旗探區(qū)上古生界烴源巖評(píng)價(jià)[J].成都理工大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2010，37(1)：21-28.

[4]王周紅，王東輝.東勝氣田儲(chǔ)層特征研究[J].天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì)，2014，8(5)：9-12.

[5]袁志祥.鄂北塔巴廟、杭錦旗地區(qū)古生界天然氣勘探前景分析[J].天然氣工業(yè)，2001，21(增)：5-9.

[6]胡江柰，張哨楠，李德敏.鄂爾多斯盆地北部下石盒子組-山西組成巖作用與儲(chǔ)層的關(guān)系[J].成都理工學(xué)院學(xué)報(bào)，2001，28(2)：272-277.

[7]張杰，薛會(huì)，王毅，等.鄂北杭錦旗探區(qū)上古生界天然氣成藏類型[J].西安石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2009，24(3)：1-6.

（修改回稿日期2016-03-16編輯王曉清）

徐文璽，女，1991年出生，西安石油大學(xué)資源勘查工程學(xué)士，助理工程師；現(xiàn)就職于中國(guó)石化華北油氣分公司采油氣工程服務(wù)中心，從事開發(fā)地質(zhì)研究工作。地址：（712000）陜西省咸陽市渭城區(qū)畢塬東路10號(hào)三普中區(qū)。電話：（029）32083918。E-mail：3231977946@qq.com