鄂尔多斯盆地苏里格气田东区致密储层分布模式

侯加根，唐颖，刘钰铭，杨勇，王少飞

（1．中国石油大学（北京），北京102249；2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，西安710021）

鄂尔多斯盆地苏里格气田东区致密储层分布模式

侯加根1，唐颖1，刘钰铭1，杨勇2，王少飞2

（1．中国石油大学（北京），北京102249；2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，西安710021）

苏里格气田是我国典型的致密气储层发育区，对其储层沉积类型和成岩作用过程历来多有研究且存在争议。利用岩心实验及分析资料，研究了苏里格气田东区致密储层地质特征，从沉积和成岩2个方面阐述了储层物性差异，并指出强压实、铁方解石交代和硅质胶结等作用是导致该区储层致密化的主要因素。在分析沉积微相的基础上，明确了分流河道砂体是苏里格气田东区主要的优质储层，并建立了三角洲平原分流河道单砂体的4种垂向组合模式和3种侧向接触模式。

致密储层；分流河道；储层分布模式；二叠系；苏里格气田东区

0 引言

鄂尔多斯盆地苏里格气田主力产气层为二叠系山西组山1段和下石盒子组盒8段，具有岩性致密、物性差、储层非均质性强、地质储量可观但自然产量低等特点，给该区天然气田的大规模开发带来诸多困难。近年来，随着天然气生产范围的不断扩大，有关该区沉积相与成岩作用的研究不断深入，但认识也存在明显分歧。关于该区沉积相，有只包括曲流河与辫状河的观点［1-3］，也有曲流河、辫状河与浅水湖盆三角洲沉积共存的认识［4-6］。对该区成岩作用类型和孔隙结构的看法都较为相近［7-11］，但有关砂岩次生孔隙和储层致密化的成因则认识不一［12-16］。因此，进一步阐明该区沉积相和储层致密化成因，加深理解致密砂岩储层地质特征，建立储层发育模式具有重要的理论和现实意义。

苏里格气田东区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中北部，南接靖边气田，东临榆林气田，区内构造比较平缓，高差约20 m，断层不发育。该区上古生界二叠系自下而上可分为下统山西组、下石盒子组和上统上石盒子组、石千峰组。其中山西组分为山1段和山2段，山1段又可分为山11、山12及山13共3个小层；上石盒子组分为盒1、盒2、盒3及盒4段，下石盒子组分为盒5、盒6、盒7及盒8段，盒8段又可分为盒8上1、盒8上2、盒8下1及盒8下2共4个小层。利用苏里格气田东区56口取心井的岩心、录井、实验测试及测井等资料，重塑二叠系山1段和盒8段沉积微相展布特征，阐明致密储层的岩性和物性特征及储层致密成因，并建立三角洲平原分流河道单砂体的垂向和侧向发育模式。

1 储层沉积学特征

1.1 砂体微相特征

依据岩石组合、沉积组构、剖面结构和演化序列，认为苏里格气田东区在二叠系山1段和盒8段分别发育了曲流河三角洲平原和辫状河三角洲平原沉积，主要砂体微相为分流河道、天然堤和决口扇（图1）。

图1 苏里格气田东区召26井单井沉积相分析Fig.1The sedimentary facies columnar of Shao 26 well in eastern Sulige Gas Field

1.1.1 分流河道微相

山西组山1段岩性主要为灰白色和浅灰色石英砂岩和岩屑石英砂岩、浅灰色岩屑砂岩、灰色和深灰色粉砂质泥岩及灰黑色炭质泥岩，反映出山1段沉积时期为潮湿气候和还原性环境。每个沉积序列自下而上发育有冲刷—充填构造、板状—槽状交错层理、波状交错层理、上攀层理及水平层理等沉积构造，整体表现为下粗上细的正韵律，且常见植物根、茎、叶和少量贝壳类碎片，沉积序列厚度为2～13 m，反映了曲流河三角洲平原亚相分流河道沉积的特征。

石盒子组盒8段分流河道微相以高河道化、更强水动力以及良好的砂体侧向连续性为特征。岩性主要为浅灰色和灰白色石英砂岩、灰绿色和棕色及褐色岩屑石英砂岩和岩屑砂岩、互层的灰绿色和褐色炭质泥岩以及灰色和灰绿色泥岩，反映出沉积环境常在氧化与还原环境之间变化。盒8段发育与山1段类似的沉积构造，但其层理规模较大，常见大、中型板状—槽状交错层理（层系厚度普遍大于20 cm），沉积序列厚度为2～15 m，整体上为正韵律，少见植物碎屑，反映了辫状河三角洲平原亚相分流河道沉积的特征。

石盒子组盒8段辫状河分流河道沉积水动力强，分流河道中的含砾粗砂岩和中粗砂岩的粒度粗于山1段。盒8段砂体侧向迁移频繁，平均厚度大于5 m，厚于平均厚度为3.5 m的山1段砂体。在测井曲线上，分流河道砂体表现为中—高幅的齿化或微齿化的钟形或箱形组合（参见图1）。

1.1.2 天然堤微相

天然堤为洪水期粒度较细的沉积物溢出分流河道并在分流河道旁沉积下来的产物。平面上沿着分流河道两侧呈长条带状连续或断续分布，厚度为0.5～1.0 m，主要为互层的粉砂质泥岩、泥岩与粉砂岩以及泥质粉砂岩，发育有沙纹层理、波状层理及水平层理等，常见钙质结核。在测井曲线上表现为以分流河道沉积结束的较高幅度的钟形收敛尾部。

1.1.3 决口扇微相

在洪水期，当水位高于天然堤时，洪水会将天然堤冲垮，水流携带的沉积物在分流河道和天然堤附近沉积下来而形成决口扇。其粒度比天然堤的略粗，常见水平层理和小型交错层理。砂体厚度为1～3 m，平面上多呈扇状分布，垂向上表现为正韵律。测井曲线上表现为在较平直的高伽马曲线中出现中—低幅指形和低幅钟形曲线。

1.2 沉积微相展布特征

苏里格气田东区二叠系山1段和盒8段各小层沉积时期，沉积物物源方向为自北向南，分流河道呈南北向的条带状展布，宽度为0.6～3.5 km，主体部位砂体厚度一般大于5 m（如靖平06-7井，最大厚度可达14 m）。在洪泛期，洪水携带的泥沙会越过堤岸，在分流河道两侧沉积下来而形成天然堤和决口扇（如靖平06-7井），厚度为0.5～3.0 m；若洪水漫出河道的范围大，细粒的沉积物还可以在距离河道较远的地方沉积下来，从而形成泛滥平原沉积，如山1段沼泽和淡水湖泊沉积以及盒8段淡水湖泊沉积（图2）。

图2 苏里格气田东区盒8上2小层沉积微相平面图Fig.2Sedimentary mircofacies of the second sub-member of He 8 member in eastern Sulige Gas Field

2 储层岩性和物性特征

2.1 岩性特征

根据56口井732块岩心的岩石学鉴定，苏里格气田东区二叠系山1段和盒8段岩屑石英砂岩和岩屑砂岩的体积分数占样品总数的80%以上，少见石英砂岩。砂岩中石英体积分数可达56%以上，岩屑体积分数为13%～32%，长石体积分数低于2%。砂岩颗粒较粗，中砂岩约占砂岩总数的40%，粗砂岩和细砂岩各占20%，极细粒砂岩不到砂岩总数的10%。颗粒分选多表现为中等，磨圆度为次棱角状，其次为次棱—次圆及次圆状，颗粒间以线接触为主，少数呈点—线接触或凹凸状接触，胶结类型以孔隙式为主。

2.2 黏土矿物特征

苏里格气田东区储层中的黏土矿物包括高岭石、水云母、绿泥石、伊利石和少量的伊/蒙混层。高岭石和水云母的相对体积分数在黏土矿物中可达80%以上，绿泥石体积分数较低（约10%）。这些矿物遇水会膨胀，容易堵塞储层的孔隙和喉道，因此在对储层进行改造的过程中，应该注意防止水敏和速敏伤害。该区储层的酸敏指数低于10%，而碱敏指数高于25%，故呈现出弱酸敏和中等偏弱碱敏性，并且由于塑性矿物颗粒和胶结物含量较高，故具有中等偏高的应力敏感性。

2.3 物性特征

根据56口取心井的样品统计，苏里格气田东区二叠系山1段孔隙度为1.80%～14.87%，平均值为4.89%，渗透率为0.02～18.92 mD，平均值为0.40 mD；盒8段孔隙度为5.02%～16.50%，平均值为9.24%，渗透率为0.08～27.65 mD，平均值为0.65 mD。其中，石英砂岩的物性最好，孔隙度平均值为8.73%，渗透率平均值为1.95 mD，其次为岩屑石英砂岩和岩屑砂岩。渗透率的变异系数大于1.2，突进系数大于15，说明该区气层属于致密储层，且非均质性严重。

2.4 微观孔隙结构特征

图3 苏里格气田东区储层压汞曲线Fig.3Mercury injection curves in eastern Sulige Gas Field

表1 苏里格气田东区储层孔隙结构参数Table 1The pore structure parameters of reservoir in eastern Sulige Gas Field

226块样品的铸体薄片和扫描电镜观察结果表明，苏里格气田东区二叠系山1段和盒8段储集空间均以次生孔隙为主，包括粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔、晶间微孔及破裂缝等。苏里格气田东区229个岩样的压汞测试（图3、表1）表明：①山1段和盒8段储层几乎所有的毛管压力曲线都处于图件的右上方，为单峰偏细歪度，说明喉道均偏细；②曲线呈向右的较陡坡状，分选系数为0.84～5.12，分选较差；③排驱压力一般为0.03～4.45 MPa，大多数样品的排驱压力超过0.1 MPa，具有高排驱压力特征；④退汞效率为3.5%～60.9%，变化较大，这可能就是造成该区各井产气量不同的原因之一；⑤杂基含量少的中粗砂岩具有较大的孔喉空间，反之，杂基含量高的细粉砂岩孔喉空间小。相比较而言，盒8段储层物性和孔隙结构均好于山1段，但由于致密储层孔隙喉道小，单井产气量普遍低［17-18］。

3 储层致密成因

苏里格气田东区地势平缓，没有发生过大的构造运动，故构造作用对储层致密影响不明显。研究区储层致密化主要受沉积和成岩作用的影响。塑性碎屑矿物云母和片岩等在上覆地层应力的作用下会发生变形并充填孔隙，使储层致密化。成岩作用对储层的影响主要有以下3点：①强烈压实作用使砂岩颗粒排列紧密，致使原生粒间孔大量丧失，是导致储层致密最主要的成岩因素；②铁方解石交代碎屑颗粒（图4），致使岩屑石英砂岩孔隙度损失达2.5%，岩屑砂岩孔隙度损失达1%；③硅质胶结物堵塞部分原生或次生粒间孔隙，0.7%的硅质胶结物可使压溶颗粒接触带的孔隙度下降5%。

图4 苏里格气田东区铁方解石交代碎屑颗粒（召69井，2 808.56 m）Fig.4Ferroan calcite replacement debris in eastern Sulige Gas Field

苏里格气田东区山1段储层的致密化程度强于盒8段储层，导致这种差异的原因有2种：一是由于山1段沉积水动力较弱，砂岩粒度也较细，且石英含量少，因此抗压实能力相对较弱；二是由于山1段埋藏更深，受到的压实作用更强烈，且遭受了更多的后期成岩作用的影响。

4 砂体分布模式

4.1 砂体垂向组合关系

三角洲平原分流河道频繁的迁移改道造成垂向上不同期次河道砂体的叠置，从而出现砂泥岩互层的现象。砂体的叠置方式控制流体渗流，进而影响气田的开发效果［19］。苏里格气田东区分流河道砂体在垂向上主要有多期孤立状、多期叠加状、单一厚层状和单一薄层状等4种组合关系（图5）。

图5 苏里格气田东区单一分流河道砂体垂向组合模式Fig.5The vertical combination models of distributary channel sand body in eastern Sulige Gas Field

（1）多期孤立状

多期分流河道砂体在垂向上呈叠置关系，一期河道叠置于另一期河道之上，两期河道之间没有明显的截切作用，泥质夹层保存较好且较厚，厚度一般大于1 m，每期河道砂体厚度为2～5 m，测井曲线上回返特征明显［图5（a）］。该砂体组合样式常见于盒8段，尤其是盒8上2小层（表2）。

表2 苏里格气田东区分流河道砂体各种垂向组合模式所占比例Table 2The proportion of the vertical combination models of distributary channel sand body in eastern Sulige Gas Field %

（2）多期叠加状

多期河道砂体在垂向上叠置，后一期河道对前一期河道的冲刷甚至截切作用较为明显，每期河道砂体厚度为2～6 m。由于后期河道冲刷了前期河道，两期河道间的泥质夹层横向分布不稳定，厚度小于1 m［图5（b）］。该砂体组合样式在盒8段内广泛发育，多见于盒8上2和盒8下2小层（表2）。

（3）单一厚层状

厚度为2.5～9.0 m的单期河道砂体上、下发育有稳定厚层的泛滥泥岩，且垂向上不存在单期河道切叠，易于识别［图5（c）］。该砂体组合样式多出现在盒8上1、山12和山13小层（表2）。

（4）单一薄层状

厚度小于2.5 m的单期河道砂体上、下发育有稳定厚层的泛滥泥岩［图5（d）］，在山1段最为常见（表2），有时与越岸砂不易区分。

4.2 砂体侧向接触关系

苏里格气田东区单一河道砂体之间侧向接触关系主要有叠拼式、侧拼式和孤立式3种（图6）。

（1）叠拼式

图6 苏里格气田东区单一河道砂体之间侧向接触关系示意图①叠拼式；②孤立式；③侧拼式Fig.6Lateral contact diagram of distributary channel sand body in eastern Sulige Gas Field

垂向上2个或2个以上的单期河道砂体完全叠置，侧向上也有2个或2个以上的单期河道砂体拼接，它是分流河道多次侧向迁移改道的结果。这种叠置拼接的复合河道砂体厚度大于6 m，储层物性和侧向连通性好，孔隙度平均值为10.5%，渗透率平均值为0.9 mD，多发育于盒8段（图7）。

图7 苏里格气田东区单期分流河道砂体分布剖面图Fig.7The distribution of single distributary channel sand body in eastern Sulige Gas Field

（2）侧拼式

单期河道砂体仅在侧向上拼接，没有垂向上的叠置，常见以下2种情况：①2个或2个以上的单期河道砂体侧向拼接；②2个单期河道砂体侧向紧邻但不接触，呈似侧拼状。该类型储层物性次于叠拼式砂体，孔隙度平均值为9.0%，渗透率平均值为0.43 mD。该类复合砂体厚度为3～5 m，多见于盒8下1、盒8下2和山11小层（图7）。

（3）孤立式

单期河道砂体呈孤立透镜状，垂向上没有叠置，侧向上也没有拼接，整体上呈“泥包砂”的特征。该类型储层致密，孔隙度平均值为5.2%，渗透率平均值为0.15 mD。该类复合砂体是研究区山1段典型的砂体叠置模式，盒8段内少见（图7）。

5 结论

（1）苏里格气田东区二叠系山1段和盒8段发育三角洲分流河道砂体，岩性主要为岩屑石英砂岩和岩屑砂岩，常见高岭石和水云母等水敏性黏土矿物，储层具有低孔、低渗特征。盒8段储层物性好于山1段，主要储集空间为次生孔隙，具有分选差、排驱压力大及喉道细等特征。

（2）苏里格气田东区二叠系山1段和盒8段低孔致密储层主要是由于强压实、铁方解石交代和硅质胶结等作用造成的，构造作用影响小。

（3）苏里格气田东区二叠系山1段和盒8段分流河道砂体储层垂向上有4种组合模式，侧向上有3种接触模式。其中物性较好的是叠拼式与侧拼式砂体接触模式，物性最差且储层致密化程度高的是孤立式砂体接触模式。

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（本文编辑：王会玲）

Distribution patterns of tight reservoirs in eastern Sulige Gas Field,Ordos Basin

HOU Jiagen1，TANG Ying1，LIU Yuming1，YANG Yong2，WANG Shaofei2
（1.China University of Petroleum，Beijing 102249，China；2.Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi’an 710021，China）

Sulige Gas Field is a typical tight gas reservoir in China.There are some controversies in research conclusion of sedimentation types and diagenesis process.According to the core data,this paper studied the general geological characteristics of tight sand reservoir,illuminated the differences of reservoir properties from two aspects of sedimentation and diagenesis,and pointed out that strong compaction,ferroan calcite replacement and siliceous cementation are the main factors for reservoir densification.Based on the analysis of sedimentary microfacies,it is defined that distributary channel sand body is high quality reservoir in eastern Sulige Gas Field,and four kinds of vertical combination models and three kinds of lateral contact models of single sand body for the delta plain distributive channel were established.

tightreservoir；distributarychannel；reservoirdistributionpattern；Permian；easternSuligeGasField

TE122.2+3

A

1673-8926（2014）03-0001-06

2014-02-25；

2014-03-15

侯加根（1963-），男，博士，教授，主要从事油气田开发地质方面的研究和教学工作。地址：（102249）北京市昌平区府学路18号中国石油大学（北京）。电话：（010）89733101。E-mail：houjg63@cup.edu.cn。