鄂爾多斯盆地慶陽氣田山1段儲集層特征及控制因素

段志強，夏輝，王龍，高偉，范倩倩，師威

（1.中國石油長慶油田分公司a.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室；b.勘探開發(fā)研究院；c.第二采油廠，西安 710018；2.中國石油 東方地球物理公司 研究院 長慶分院，西安 710021）

鄂爾多斯盆地油氣資源豐富，二疊系天然氣資源量達到15.68×1012m3[1]，其天然氣勘探始于20 世紀70年代，勘探初期以尋找構造氣藏為主；90 年代，靖邊氣田低滲碳酸鹽巖氣藏勘探開發(fā)取得成功，在氣田東部發(fā)現(xiàn)低滲砂巖氣田——榆林氣田[2]。進入21 世紀，盆地北部大型緩坡三角洲致密砂巖氣藏蘇里格氣田勘探取得突破，致密砂巖氣藏實現(xiàn)效益開發(fā)[3-4]。2018年，盆地西南部慶陽氣田提交探明地質儲量，氣田進入評價開發(fā)階段[5]。

慶陽氣田地質條件復雜，主力產(chǎn)層單一，僅山13亞段發(fā)育氣層，且儲集層單層厚度薄，分布規(guī)模小。沉積砂體厚度小、橫向變化快、儲集層預測難度大等問題已成為制約慶陽氣田勘探開發(fā)的重要因素，蘇里格氣田的儲集層預測方法難以運用于該氣田[6-8]。前人依據(jù)鉆井、測井、露頭等資料，開展了盆地西南部山1段沉積相、物源、砂體分布等方面的研究[9-12]，但缺乏針對山13亞段砂體分布的研究。本文旨在通過井震結合、綜合砂體精細刻畫、地質統(tǒng)計學反演、相控約束下的地質建模等手段，預測儲集層分布，探討儲集層控制因素，篩選有利儲集層分布區(qū)，為慶陽氣田的規(guī)模開發(fā)提供依據(jù)，為該類致密薄儲集層的分布預測提供借鑒。

1 地質概況

慶陽氣田位于鄂爾多斯盆地西南部，主體位于伊陜斜坡內(nèi)（圖1），靠近天環(huán)坳陷處構造變化大，沿東北方向逐漸平緩，儲集層局部埋深大于4 500 m。受中央古隆起影響，古生界剝蝕嚴重，二疊系太原組不整合于寒武系之上。慶陽氣田二疊系山西組山1段自下而上分為山13、山12和山11亞段，主力產(chǎn)層為山13亞段底部砂巖。山西組沉積期，華北地塊西北部高、東南部低，慶陽氣田位于地塊西南部，二疊紀存在多物源區(qū)，以南部秦嶺造山帶物源為主，其次為北部陰山物源及西南部祁連造山帶物源[5]。山西組沉積期，盆地沉積環(huán)境由海相變?yōu)殛懴?，氣候由潮濕變?yōu)楦珊?，形成了該區(qū)多期疊置、大面積帶狀分布的三角洲平原—前緣砂體。由于該區(qū)缺失全盆地主要生烴層系石炭系本溪組，慶陽氣田天然氣主要為山西組泥炭沼澤相及太原組煤系中形成的煤成氣，該套烴源巖所生天然氣在白堊紀大量充注至山1 段三角洲砂體中，經(jīng)過多期構造演化后形成現(xiàn)今的巖性氣藏[8，13]。

2 儲集層特征

2.1 沉積環(huán)境特征

前人依據(jù)巖相組合、沉積序列、露頭觀察等綜合分析認為研究區(qū)山1 段沉積期發(fā)育曲流河三角洲沉積[14-16]，但與蘇里格氣田北部物源大型緩坡曲流河三角洲存在差異。其形成于淺水環(huán)境，搬運距離短，三角洲平原規(guī)模小，呈現(xiàn)出“小平原，大前緣”的淺水三角洲沉積特征，與北部物源沉積體系在匯水區(qū)交匯[5，17]，受湖平面升降變化的控制，沉積相帶向近北東—南西向遷移。

山13亞段沉積砂體多呈條帶狀分布，最長可延伸數(shù)十公里，砂體寬度為10.0～20.0 km，在三角洲平原河道交匯處，疊合砂體寬度達40.0 km，砂體厚度為6.0～15.0 m；三角洲前緣水下分流河道砂體呈枝狀或鳥足狀分布。研究區(qū)南部主要發(fā)育三角洲平原沉積，中部以三角洲前緣沉積為主，北部為三角洲前緣遠端及濱淺湖沉積（圖2）。盡管砂體寬度較大，但因其由多期河道疊置而成，單一河道沉積的砂體較薄，研究區(qū)100余口井鉆遇的單層砂體平均厚度僅為6.4 m。

河道寬度為[18]：

式中WC——滿岸河道寬度，m；

hmax——滿岸河道深度，m；

Wmb——河道帶寬度，m。

根據(jù)（1）式和（2）式計算得出慶陽氣田單一古河道最大寬度約為1.3 km。單一河道間受儲集層物性和夾層發(fā)育的影響，相互連通性差，難以有效溝通。

選取分布較為穩(wěn)定的太原組頂面，利用三維地震解釋，采用殘余厚度法恢復山1 段沉積前的古地貌（圖3a），認為山1 段沉積前的古地貌與沉積期的古水體流向共同控制著多期疊置砂體的分布。山1 段沉積期研究區(qū)為三角洲前緣沉積環(huán)境，水下分流河道砂體隨著河口壩的發(fā)育，最終演化為枝狀砂體，該類砂體厚度小，且河道多級分叉后砂體橫向寬度變小[19]。山1 段沉積期古水系流向主要為自西南向東北方向，來自西南部物源的3～4 支次級水下分流河道向東北部湖盆內(nèi)推進的過程中，在研究區(qū)中部匯聚；研究區(qū)南部，各分支河道寬度為1.0～2.0 km，相對較窄；研究區(qū)中部在多支水下分流河道相匯聚區(qū)域河道最寬處為4.0～5.0 km，易形成疊合砂體，多期疊置砂體厚度最大可達18.0 m（圖3b）。

2.2 巖石學特征

山1 段砂巖整體為中—細粒長石巖屑砂巖和巖屑砂巖。其中，山11亞段主要發(fā)育長石巖屑砂巖及巖屑砂巖；山12亞段以巖屑砂巖和長石巖屑砂巖為主；山13亞段主要為巖屑砂巖、長石巖屑砂巖及少量巖屑石英砂巖（圖4）。研究區(qū)山1段三角洲前緣主要為石英砂巖及一定量的長石石英砂巖，三角洲平原以巖屑石英砂巖為主，其次為石英砂巖、長石質石英砂巖和巖屑砂巖。

2.3 物性特征

根據(jù)山1 段315 塊樣品分析結果可知，山1 段孔隙度為0.60%～14.00%，平均為5.03%，峰值區(qū)間為4.00%～8.00%，峰值區(qū)間分布頻率超過50%。其中，山13亞段孔隙度最大，平均為5.55%；山11亞段平均為4.30%；山12亞段平均為3.70%。各亞段滲透率相差不大，峰值區(qū)間為0.10～0.50 mD，分布頻率超過40%。其中，山13亞段平均滲透率為0.79 mD；山11亞段平均為0.61 mD；山12亞段平均為0.17 mD（圖5）。

山13亞段樣品主要來自河口壩及水下分流河道砂體，南部水下分流河道孔隙度最大，平均可達8.50%，北部和中部的水下分流河道砂巖及北部河口壩砂體平均孔隙度為5.00%～5.50%。研究區(qū)水下分流河道砂體滲透率明顯大于河口壩砂體，前者平均為0.52 mD，后者平均為0.14 mD。

根據(jù)29 口井巖心砂巖樣品的鑄體薄片分析結果，研究區(qū)山1 段主要孔隙類型為長石和巖屑的溶蝕孔，其次為殘余粒間孔（圖6），面孔率一般為3%～7%?？紫吨睆綖?0～200 μm，主要孔隙直徑小于100 μm，為微—中孔?？傮w上，研究區(qū)山1 段儲集層空間以長石和巖屑次生溶孔為主。

2.4 成巖作用特征

成巖相是成巖環(huán)境、巖石學特征、地球化學特征和巖石物理特征的綜合表現(xiàn)[20]。綜合礦物組分、結構組分、成巖現(xiàn)象、孔隙演化、沉積微相等特征，將山1段砂巖劃分為強壓實致密相、強膠結致密相、原生孔隙發(fā)育相和溶蝕相4種成巖相（表1）。強壓實致密相石英體積分數(shù)30%～65%，巖屑大于25%，粒間充填雜基5%～8%，膠結物小于2%，主要為早期石英加大邊與碳酸鹽膠結物。強膠結致密相石英體積分數(shù)50%～70%，巖屑大于20%，雜基小于5%，膠結物大于8%。溶蝕相石英體積分數(shù)40%～85%，巖屑大于10%，雜基小于2%，膠結物小于3%。溶蝕作用發(fā)育，長石極易溶蝕，因此巖屑含量通常較高。部分樣品原生孔隙發(fā)育，但面孔率小于2%，這為溶蝕作用下流體的運移提供了通道和空間。綠泥石強膠結-原生孔隙發(fā)育相石英體積分數(shù)大于70%，剛性巖屑大于20%，膠結物3%～7%，膠結物主要為早期石英加大邊與粒間自生石英，綠泥石膠結物體積分數(shù)大于4%（圖6）。

表1 研究區(qū)山1段砂巖成巖相類型Table 1.Diagenetic facies types of the sandstone in Shan 1 member in Qingyang gas field

強壓實作用是儲集層致密化的主要成因，其導致厚層砂體邊緣及薄層砂體過早地致密化；多種膠結作用加劇了成巖系統(tǒng)的封閉性，砂體邊界強膠結促進了縱向上砂巖封閉成巖體系的形成；早期超壓與綠泥石協(xié)同保存原生孔隙；溶蝕作用促進儲集層發(fā)育，如水下分流河道中—下部和河口壩中—上部。研究區(qū)山1 段砂巖溶蝕作用主要表現(xiàn)為早期長石、巖屑粒內(nèi)溶孔和顆粒邊緣溶蝕以及黏土、碳酸鹽等膠結作用之后，長石、巖屑、云母等硅鋁酸鹽礦物的溶蝕作用，碳酸鹽巖的溶蝕較微弱。

2.5 儲集層井震預測

目前，慶陽氣田鉆井少，盆地南部復雜的黃土塬地貌嚴重影響了地震資料品質[21]。通過疊前高保真去噪、雙域近地表Q 補償、OVT 域偏移成像等技術，淺—中—深層成像好，波組及內(nèi)幕反射特征清晰，資料信噪比大于7，主頻達到30 Hz，有效頻寬達到4～65 Hz。

研究區(qū)山1 段底部砂巖在常規(guī)地震剖面上表現(xiàn)出弱反射的特征，連續(xù)性較差，無法反映砂體的橫向分布特征（圖7a）。在地質統(tǒng)計學反演剖面上，W9 井弱反射特征明顯，砂體向兩側橫向延伸較遠，具2 期疊加的特征（圖7b）。W8 井在鉆井上表現(xiàn)為泥質含量較高的河道側翼沉積，所以反演剖面砂體不甚發(fā)育。在反演剖面上可以看出W8 井至W9 井山1 段底部砂體較發(fā)育，而這一特征在常規(guī)地震剖面上難以識別。因此，在研究區(qū)開展地質統(tǒng)計學反演，可以很好地預測儲集層分布，揭示井間砂體分布規(guī)律。在此基礎上結合鉆井資料，建立相控約束下的儲集砂體精細地質模型（圖8），預測分流河道砂體的分布。

3 儲集層控制因素

3.1 沉積作用

沉積作用導致研究區(qū)沉積微相的分布具有差異性，砂體結構特征呈現(xiàn)區(qū)域非均質性[22]。

通過對比研究區(qū)典型沉積相剖面不同沉積微相砂體的試氣特征，進行含氣儲集層發(fā)育特征分析。從垂直物源方向過W10 井—W17 井的連井剖面可以看出（圖9），在研究區(qū)中部大體發(fā)育2 條主干水下分流河道（圖2）。山1 段連井沉積相對比顯示，W10 井—W14 井支流剖面中W13 井為水下分流河道中心，試氣無阻流量為6.75×104m3/d，東部的W14 井發(fā)育河口壩沉積，試氣無阻流量為5.47×104m3/d，向西逐漸由W12 井的水下分流河道沉積過渡到W10 井的濱淺湖沉積，試氣無阻流量也由1.09×104m3/d 演變?yōu)楦蓪?。W15 井—W17 井支流剖面中的W16 井為水下分流河道中心，向西和向東砂體厚度均變小，逐漸過渡為分流河道側翼，試氣顯示水下分流河道中心無阻流量為21.74×104m3/d，分流河道側翼試氣無阻流量小于2×104m3/d 或干層。綜上可以看出，水下分流河道中心試氣效果最好，其次為河口壩及水下分流河道側翼沉積區(qū)域。

3.2 成巖作用

沉積后的機械壓實、膠結、交代、溶蝕等成巖改造作用決定了儲集層品質，成巖作用強度與成巖演化序列的差異控制著儲集層的差異性致密化進程。本次研究引入成巖作用定量評價參數(shù)壓實孔隙損失及膠結孔隙損失等，評價成巖作用對原始孔隙結構的影響[23]。

式中φCOPL——壓實作用損失的孔隙度，%；

φOP——砂巖初始孔隙度，%；

CCEM——膠結物總體量，%；

φIGV——負膠結孔隙度（膠結物含量+現(xiàn)今粒間孔隙度），%；

φCEPL——膠結作用損失的孔隙度，%。

根據(jù)定量評價公式分別計算不同層段成巖相砂巖的成巖強度參數(shù)，對比分析原始成巖作用對優(yōu)質儲集層發(fā)育的影響。各層段成巖強度對比顯示，山11亞段膠結作用最強，山13亞段壓實減孔程度最高（表2），主要以壓實破壞為主，這在一定程度上避免了早期因強膠結而導致儲集層過早地致密化，也為后期溶蝕作用提供了條件?？傮w上，三角洲內(nèi)前緣水下分流河道中心砂體由于溶蝕相發(fā)育，物性好，試氣效果較好。

表2 慶陽氣田山1段各亞段砂巖成巖強度對比Table 2.Diagenetic intensities of sandstones in sub-members of Shan 1 in Qingyang gas field

3.3 構造作用

含油氣盆地古構造對成烴、成藏等要素具有重要的控制作用[24-25]。慶陽氣田二疊系氣藏可分為源內(nèi)、近源和遠源3種成藏類型[5，26-27]。研究區(qū)山1段氣藏在早白堊世末期發(fā)生了大規(guī)模的油氣充注，主要為近距離充注，形成近源或源內(nèi)油氣藏，天然氣以垂向運移為主。

慶陽氣田構造演化經(jīng)歷了三疊紀末期、侏羅紀末期和早白堊世末期3 個關鍵期，早白堊世后盆地西南部為繼承性斜坡，東部逐漸抬升，現(xiàn)今構造格局較好地繼承此古構造格局特征。結合研究區(qū)現(xiàn)今山1 段構造特征與氣藏分布，認為微幅度構造的發(fā)育影響氣藏分布。山1 段底面構造形態(tài)為寬緩的西傾單斜，絕大多數(shù)高產(chǎn)井分布于鼻隆區(qū)西側斜坡的上傾部位，特別是研究區(qū)中部、南部的微幅背斜和鼻隆的高部位，上述部位為有利于天然氣富集的區(qū)帶。

3.4 有利儲集層分布預測

通過沉積微相、儲集層物性、成巖相、構造特征、生產(chǎn)數(shù)據(jù)等綜合分析，建立了研究區(qū)儲集層的分類標準（表3）。通過井震結合及砂體精細刻畫，研究區(qū)西部和南部砂體較為富集，其中西南部為明顯的砂體富集區(qū)（圖10a）。由于含氣砂巖的縱橫波速度比明顯小于砂巖儲集層，所以縱橫波速度比可以很好地反映儲集層的含氣性，研究區(qū)南部及中部井區(qū)整體含氣性較好（圖10b）。綜合分析砂體分布規(guī)律、含氣性及構造特征，將研究區(qū)劃分為2個Ⅰ類儲集層區(qū)，3個Ⅱ類儲集層區(qū)和2個Ⅲ類儲集層區(qū)（圖10c），南部和中部的I類儲集區(qū)為后續(xù)氣田開發(fā)的優(yōu)先目標區(qū)。

表3 慶陽氣田山1段儲集層綜合分類標準Table 3.Comprehensive classification standards of the reservoirs in Shan 1 member in Qingyang gas field

2021 年在中部Ⅰ類儲集層區(qū)內(nèi)部署2 口水平井，水平井長度為1 200 m，砂巖平均長度為1 131 m，儲集層鉆遇率為94%，較前期提升了20%，鉆遇氣層井段平均長度為932 m，平均鉆遇率為78%。綜合砂體精細刻畫、地質統(tǒng)計學反演及相控約束的地質建模是致密砂巖薄儲集層分布預測的有效方法，可顯著提高有利富集區(qū)篩選的可靠性。

4 結論

（1）慶陽氣田山1 段主要發(fā)育曲流河三角洲沉積，其沉積期的古地貌與古流向共同控制沉積砂體的分布，研究區(qū)西南部的古水流攜帶碎屑沉積物在盆地東北部相對低洼區(qū)沉積，形成大規(guī)模沉積砂體。中部和北部發(fā)育的水下分流河道砂體儲集層物性最好，南部的分流河道和河口壩砂體物性次之。

（2）山13亞段沉積時期發(fā)育多期疊置的水下分流河道砂體為儲集性能奠定了物質基礎，后期的成巖壓實破壞作用避免了強膠結作用導致儲集層過早致密化，河道中心砂體在溶蝕作用下物性得到了有效改善。構造上中部、南部的微幅度鼻隆及側翼為天然氣富集區(qū)。

（3）研究區(qū)中部和南部為Ⅰ類儲集層區(qū)，鉆井實施效果證實了預測的可靠性，南部的Ⅰ類儲集層區(qū)可作為后續(xù)氣田開發(fā)產(chǎn)能建設實施最有利的目標區(qū)。