柴达木盆地北缘马西气藏储集层研究

甘贵元，张建英，宋 兵，郗 斌，王 牧，姚熙海，张治国

(1.中国石油 青海油田公司 勘探开发研究院，甘肃 敦煌 736202；2.东方地球物理公司 青海物探公司敦煌研究分院，甘肃 敦煌 736202；3. 中国石油 青海油田公司 采油一厂，青海 茫崖 817500)

柴达木盆地北缘马西气藏储集层研究

甘贵元1，张建英2，宋 兵1，郗 斌3，王 牧1，姚熙海1，张治国1

(1.中国石油 青海油田公司 勘探开发研究院，甘肃 敦煌 736202；2.东方地球物理公司 青海物探公司敦煌研究分院，甘肃 敦煌 736202；3. 中国石油 青海油田公司 采油一厂，青海 茫崖 817500)

柴达木盆地北缘马西气藏古近系渐新统下干柴沟组下段储集层，形成于辫状河三角洲沉积环境，储集层岩石类型主要为细粒砂岩、中粒砂岩和粉砂岩。砂岩以岩屑长石砂岩为主，其次为长石岩屑砂岩。碎屑岩颗粒分选性中等—好，胶结类型以接触—孔隙式为主，接触关系以点接触为主。砂岩储集孔隙类型以原生粒间孔为主，属于大孔隙，以粗喉道为主。储集层孔隙度平均为25.21%，渗透率平均为963.52×10-3μm2，综合评价为高孔高渗的好储集层。

砂岩储集层；综合评价；马西气藏；柴达木盆地北缘

1 地层岩性

气藏分布的下干柴沟组下段，岩性以棕红色泥岩、泥质粉砂岩为主，夹棕红色、灰色细砂岩与少量的棕红色砂质泥岩。底部有近25 m的杂色细砾岩。

2 储集层特征

2.1 岩石学特征

马西地区古近系主要发育辫状河三角洲前缘亚相的河口坝、远砂坝、席状砂微相沉积及辫状河三角洲平原亚相分流河道、分流间湾微相沉积。

通过对马西气藏岩心观察，结合岩石薄片鉴定、铸体图像分析、粒度资料等进行综合分析，表明钻遇的下干柴沟组下段储集层岩性以细砂岩、中砂岩和粉砂岩为主(图1)。颗粒直径主要分布区间为0.06～1.0 mm。

储集层砂岩类型主要为岩屑长石砂岩，其次为长石岩屑砂岩。碎屑颗粒的矿物成分主要以石英、长石和岩屑组成，碎屑颗粒分选性中等—好，磨圆度为次棱—次圆。储集层胶结类型以接触—孔隙式为主，接触关系以点接触为主。

2.2 孔隙类型及结构

根据马西气藏马西101井铸体薄片图像分析，储集层孔隙类型主要为粒间孔，胶结类型以孔隙胶结为主(图2)，最大粒径在0.37～3.0 mm，平均为1.0 mm，主要粒径区间为0.06～1.8 mm。

图1 马西气藏下干柴沟组下段储集层粒级分布频率

根据铸体薄片分析统计，马西气藏储集层砂岩孔隙面孔率在6.26%～26.38% ，平均为19.39%，平均孔隙直径为97.3 μm，属于大孔隙；而喉道宽度最小为1.7 μm，最大为109.07 μm，平均为15.52 μm，以粗喉道为主。

根据马西气藏毛管压力曲线分布特征参数统计(表1)，830.19～838.19 m井段排驱压力(Pd)平均为0.034 MPa，饱和度中值压力(P50)平均为0.179 MPa，最大连通半径(Rmax)平均为25.516 μm，中值半径(R50)平均为8.608 μm；退汞效率(w)平均为4.824%。871.09～879.09 m井段排驱压力平均为0.266 MPa，饱和度中值压力平均为10.202MPa，最大连通半径平均为2.878 μm，中值半径平均为0.127 μm，退汞效率平均为35.35%。整体上反映了孔隙喉道以粗喉道为主，退汞效率偏低的特征(图3)。

图2 马西气藏储集层粒间孔特征

井段/mPd/MPaP50/MPaRmax/μmR50/μmSHgmax/%w/%830.19～838.190.017～0.0980.034(20)0.056～1.890.179(20)7.505～44.40625.516(20)0.389～13.1578.608(20)62.04～92.378.49(20)3.42～9.164.824(20)871.09～879.090.214～0.3170.266(2)3.503～16.910.202(2)2.317～3.4382.878(2)0.044～0.210.127(2)75.13～75.5775.35(2)34.13～36.5735.35(2)

2.3 储集层物性及关系

马西气藏马西101井储集层物性分析表明，砂岩储集层孔隙度最小为4.5%，最大为33.4%，平均为25.21%，一般在20%～30%；渗透率最小为0.025×10-3μm2，最大为2 749×10-3μm2，平均为963.52×10-3μm2，一般在(400～2 500)×10-3μm2(图4)。

从岩心分析渗透率与孔隙度关系(图5)分析，岩心分析渗透率与孔隙度具有较好的关系。

图3 马西气藏储集层典型压汞曲线特征

图4 马西气藏储集层孔隙度、渗透率分布频率

图5 马西气藏储集层渗透率与孔隙度关系

3 储集层评价

根据岩心样品分析资料统计，储集层孔隙度最大为33.4%，最小为4.5%，平均为25.21%，属高孔隙储集层。渗透率最大为2 749×10-3μm2，最小为0.025×10-3μm2，平均为963.52×10-3μm2，属高渗透储集层。

最大连通孔喉半径(Rd)反映对流体起主要作用的最大连通孔喉之粗细，其值越大，表明岩石的渗透性越强。实验样品一般Rd≥5 μm，平均最大连通孔喉半径23.458 μm，为好储集层。

排驱压力(Pd)反映岩石孔喉的集中程度，同时反映这种集中孔喉的大小，其值越大，表示储集性能越差。实验样品一般Pd≤0.1 MPa，平均排驱压力为0.055 MPa，为好储集层。

最大进汞饱和度(SHgmax)反映岩石颗粒大小、均匀程度、胶结类型、孔隙度、渗透率等一系列综合指标。毛管压力实验样品平均最大进汞饱和度为78.205%，为好储集层。

饱和度中值压力(P50)和饱和度中值半径(R50)是储层产液能力的重要标志，一般P50越大，R50越小，表明岩石越致密，产液能力越差。我们把P50<1 MPa，R50>1 μm作为好储集层的标准。22块岩心样品平均P50为0.179 MPa，R50为8.608 μm，为好储集层。

4 结论

马西气藏分布在古近系渐新统下干柴沟组下段地层中，其天然气储集层主要为细—中粒砂岩和粉砂岩。以岩屑长石砂岩为主，次为长石岩屑砂岩，分选性中等—好，以点接触胶结和孔隙式胶结为主。主要储集空间为原生粒间孔，具有大孔隙、粗喉道的孔喉结构，是高孔隙度、高渗透率的好储集层。

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(编辑 韩 彧)

Study of Maxi gas reservoir in northern margin of Qaidam Basin

Gan Guiyuan1, Zhang Jianying2, Song Bing1, Xi Bin3, Wang Mu1, Yao Xihai1, Zhang Zhiguo1

(1.Research Institute of Exploration and Development, Qinghai Oilfield Company, PetroChina, Dunhuang, Gansu 736202, China; 2.Dunhuang Branch, BGP, Dunhuang, Gansu 736202, China; 3.No.1 Oil Production Plant, Qinghai Oilfield Company, PetroChina, Mangya, Qinghai 817500, China)

sandstone reservoir stratum; overall estimation; Maxi gas pool; northern margin of Qaidam Basin

1001-6112(2014)05-0546-04

10.11781/sysydz201405546

2013-04-15；

2014-07-17。

甘贵元(1961—)，男，博士，高级工程师，从事石油地质综合研究。E-mail: ggy0803@sohu.com。

中国石油青海油田分公司勘探开发生产课题及前期综合性课题项目“柴北缘西段有利区块目标评价”(QH/JL-04-002)资助。

TE122.2

A