志丹—甘泉地区上古生界气藏储层特征研究

段景杰，段 伟，庞振宇，李 艳，姚振杰，赵永攀

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西 西安 710075；2.西安石油大学石油工程学院，陕西 西安 710065；3.吉林省有色金属地质勘查局研究所，吉林 长春 130012)

志丹—甘泉地区上古生界气藏储层特征研究

段景杰1，2，段 伟1，庞振宇1，李 艳3，姚振杰1，赵永攀1

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西 西安 710075；2.西安石油大学石油工程学院，陕西 西安 710065；3.吉林省有色金属地质勘查局研究所，吉林 长春 130012)

利用铸体薄片、扫描电镜等实验，分析志丹—甘泉上古生界气藏储层岩石学特征、物性特征。实验结果表明：研究区石英含量较高，其中，本溪组石英含量最高，平均高达91.8%，主要以岩屑石英砂岩和石英砂岩为主，填隙物含量较低，属低孔、低渗、特低渗致密储集层，渗透率变化主要受孔隙结构发育程度及其空间配置关系的控制。利用经验统计法确定了上古生界储层物性下限，并结合高压压汞技术将研究区储层分为四类：Ⅰ类、Ⅱ类储层微观孔隙结构好，孔隙类型主要以岩屑溶孔和残余粒间孔为主，储集、渗流能力强，为该区有利储层；Ⅲ类储层，主要以晶间孔为主，当伴有裂缝或面孔率较小的溶蚀孔，且达到储层物性下限时，同样具备一定产能；Ⅳ类储层无产能。

储层特征；微观孔隙结构；孔隙类型；物性下限；主流喉道半径

近年来勘探开发实践证实，志丹—甘泉地区上古生界含气层位众多，目前对该区上古生界地层的沉积特征，以及天然气藏的大致分布取得了较为可靠的认识，然而对储层特征及其微观孔隙结构的研究尚未涉及，对储层的精细描述远远不足。为了进一步提高该区上古生界储层认识的精度，本文以铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等实验手段为基础，开展储层特征和微观孔隙结构研究，为后期评价天然气开发可动用储量和产能规模，制定合理的天然气开发技术政策，乃至整个盆地上古生界天然气的勘探开发都具有十分重要的指导意义[1-4]。

图1 研究区砂岩分类图

1 岩石学特征

根据研究区铸体薄片、扫描电镜实验统计分析[5-7]，盒8储层以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主，石英含量为74.77%，岩屑含量为24.33%，长石含量仅为0.9%。山1储层以岩屑砂岩为主，其次为岩屑石英砂岩，石英含量为74.06%，岩屑含量为25.59%，长石含量仅为0.34%。山2储层以岩屑石英砂岩为主，其次为岩屑砂岩，石英含量为80.36%，岩屑含量为18.2%，长石含量为1.44%。本溪储层以石英砂岩为主，其次为岩屑石英砂岩，石英含量为91.8%，岩屑含量为8.03%，长石含量仅为0.17%(见图1)。

从整体看，研究区盒8～本溪组储层填隙物含量不高，但变化范围较大，含量最高达65%、最低仅为3%，平均含量为11.17%，其中胶结物含量远远大于杂基含量，杂基主要为泥铁质。各目的层普遍存在的填隙物有高岭石、水云母、绿泥石、硅质等，铁白云石、菱铁矿、铁方解石在部分井有较好发育，而凝灰质、磁铁矿、白钛矿等胶结物仅在部分层位的个别井存在，不具备普遍性。

2 物性特征

研究区储层孔隙度主要在2.0%～13.0%之间，渗透率在0.01～3.0×10-3μm2之间。大部分样品的孔隙度和渗透率均偏向低值一侧，孔隙度普遍小于10.0%，渗透率普遍小于1.0×10-3μm2，属低孔、低渗、特低渗致密储集层。渗透率变化主要受孔隙发育程度及其空间配置关系的控制，渗透率与孔隙度整体上呈正相关关系，相关性较好。研究区盒8、山1、山2、本溪储层的相关系数分别为：0.569 9，0.515 3，0596 6，0.393 5，其中本溪组的孔渗相关性最差，其影响因素也最为复杂。

盒8储层物性相对较好，孔隙度平均值为6.07%，孔隙度主要分布在4%～9%之间，占样品总数的67.91%，渗透率平均值为0.48×10-3μm2，最大值为83.06×10-3μm2，最小值为0.002×10-3μm2；山1储层物性较差，孔隙度平均值为5.11%，孔隙度主要分布在3%～7%之间，占样品总数的68.41%，渗透率平均值为0.33×10-3μm2，最大值为57.865×10-3μm2，最小值为0.004×10-3μm2。山2储层物性较差，孔隙度平均值为5.23%，孔隙度主要分布在2%～8%之间，占样品总数的68.97%，渗透率平均值为0.22×10-3μm2，最大值为6.92×10-3μm2，最小值为0.003×10-3μm2。本溪储层物性差，孔隙度平均值为4.39%，孔隙度主要分布在2%～7%之间，占样品总数的72.06%，渗透率平均值为0.27×10-3μm2，最大值为2.7×10-3μm2，最小值为0.01×10-3μm2(见图2，表1)。

图2 研究区上古生界孔深关系图

利用经验统计法，确定盒8储层孔隙度下限4.0%，渗透率下限0.052×10-3μm2；山1储层孔隙度下限3.0%，渗透率下限0.03×10-3μm2；山2储层孔隙度下限2.9%，渗透率下限0.032×10-3μm2；本溪储层孔隙度下限3.3%，渗透率下限0.06×10-3μm2(见图2，表1)。

表1 研究区盒8～本溪组物性下限统计表

3 孔隙类型

研究区盒8～本溪组主要发育有原生粒间孔、次生溶孔、晶间孔和微裂隙四类孔隙。其中以次生溶孔和晶间孔为主，原生粒间孔在孔隙构成中居于次要地位。粒间孔颗粒经压实及充填胶结作用后剩余的孔隙，形态有三角形、多边形、不规则形等[8-10]。次生溶孔主要为岩屑和长石溶孔及杂基溶孔，主要特征为：

3.1 粒间孔

粒间孔是由碎屑岩骨架颗粒支撑而成，主要由石英、长石和刚性岩屑颗粒支撑形成的孔隙。粒间孔又可详细分为原生残余粒间孔和次生的粒间溶孔。总体上，粒间孔在研究区目的层发育较差，面孔率较小(见图3a，b)

3.2 溶孔

溶蚀作用是鄂尔多斯盆地砂岩气藏储层形成孔隙最有利的成岩作用。溶蚀孔主要类型包括岩屑溶孔、长石溶孔、杂基溶孔等。

3.2.1 岩屑溶孔

岩屑溶孔在研究区目的层普遍发育，且面孔率相对较高，是该区最重要的储集空间之一。具有随着深度的加深，面孔率逐渐减少的趋势(见图3c)。

3.2.2 长石溶孔

长石颗粒部分或全部溶蚀形成的溶蚀孔隙，溶孔具长石颗粒的短柱状晶体轮廓，局部偶见未完全溶蚀的残余部分。整体上长石溶孔在目的层发育程度较差，仅在个别井发育长石溶孔，且面孔率相对较低，研究区还发育一定数量的杂基溶孔(见图3d)。

图3 研究区上古生界孔隙类型

3.3 晶间孔

晶间孔的来源是多方面的，最主要有两种形式，一部分存在于岩屑、长石蚀变的高岭石中，另一部分为填隙于孔隙之间的粘土矿物中，在溶蚀作用、交代蚀变较强的岩石中均有分布，以中-粗粒的岩屑砂岩、岩屑石英砂岩中分布最为广泛。

晶间孔占据了很大一部分的储层储集空间，一般渗流能力很低，但是当微裂缝沟通晶间微孔时，其渗流能力会有极大改善。研究区目的层普遍发育结晶良好的高岭石晶间孔、伊利石晶间孔以及少量绿泥石晶间孔(见图3e、f、g)。

图4 研究区储层毛管压力曲线分类

4 微观孔隙结构分类评价

对毛细管压力资料的分析，不但能够确定有关储层性质的大部分参数(如束缚水饱和度、孔隙度、渗透率和孔喉大小分布等)，还可将储层岩石孔隙结构特征利用其曲线形态定性的分析出来，本次划分储层类别，新增加主流喉道半径分布范围、主流喉道渗透率贡献两个参数，通过试气资料的检验，极大提高了微观孔隙结构分类评价的精度[11-17]。

通过对研究区目的层段41块样品进行高压压汞实验，分析其毛细管压力曲线形态和各项特征参数分析，对研究区微观孔隙结构进行高压压汞分类评价，将研究区目的层段的岩样分为四类。盒8储层Ⅱ类样品共有1块，Ⅲ类样品共有11块，Ⅳ类样品共有7块；山1储层Ⅰ类样品共有2块，Ⅲ类样品共有4块，无Ⅱ类和Ⅲ类样品；山2储层Ⅲ类样品共有3块，Ⅳ类样品共有6块；本溪储层Ⅱ类样品共有3块，Ⅲ类样品共有4。储层对应孔喉特征如下(见表2、图4)。

Ⅰ类储层：毛管压力曲线具有宽的平台，排驱压力值低，分布范围为0.01～0.03 MPa，平均值为0.02 MPa。孔喉歪度平均1.3，分选系数在2.22～2.34之间，平均2.28。最大进汞饱和度在87.17%～92.79%之间，平均89.98%，主流孔喉半径主要分布在5.64～21.03 μm之间，进汞饱和度为20.02%，渗透率贡献值达到97.75%，最大连通孔喉半径为49 μm，平均孔喉半径为4.52 μm，中值半径为0.42 μm。这类孔隙结构孔喉分布集中，孔隙半径最大，大孔隙所占比例大，整体偏粗，分选中等-差，储集、渗流能力在四种类型孔隙结构中最好，个别样品发育微裂隙，大大改善了储层的渗透性，导致很少的一部分大孔隙提供了绝大部分的渗流能力(见表2、图5a)。此类储层均达到储层物性下限，孔隙类型主要以岩屑溶孔和残余粒间孔为主。

图5 四类毛细管压力曲线及其孔喉分布与渗透率贡献率曲线

Ⅱ类储层：毛管压力曲线具有较宽的平台，整体仍然偏向左下方。排驱压力值较低，分布范围为0.2～0.59 MPa，平均值为0.43 MPa。孔喉歪度平均1.25，分选系数分布在1.5～2.85之间，平均值为1.98。最大进汞饱和度在78.15%～93.73%之间，平均85.44%，主流孔喉半径主要分布在0.396～2.179 μm之间，进汞饱和度为48.61%，渗透率贡献值达到97.23%，最大连通孔喉半径为2.03 μm，平均孔喉半径为0.62 μm，中值半径为0.36 μm。分析表明，孔喉较粗，分选中等，储集能力和渗流能力较好(见表2、图5b)。该类储层主要分布在本溪组和盒8组，该类储层同样均达到储层物性下限，孔隙类型主要以岩屑溶孔和长石溶孔为主。

Ⅲ类储层：毛管压力曲线具有较窄的平台，排驱压力值较高，分布范围为0.5～3.18 MPa，平均值为1.49 MPa。孔喉歪度平均0.14，分选系数在1.23～5.13之间，平均2.78。最大进汞饱和度在37.58%～89.07%之间，平均60.41%，主流孔喉半径主要分布在0.151～0.656 μm之间，进汞饱和度为19.93%，渗透率贡献值达到95.69%，最大连通孔喉半径为0.66 μm，平均孔喉半径为0.19 μm，中值半径为0.04 μm。分析表明，孔喉较细，分选中等-差，个别样品分选极差，储集能力和渗流能力一般(表2、图5c)。该类储层中有6块样品未达到储层物性下限，占该类储层的16.7%。其中Y1045井3 461.2 m试气，试气结果：无阻流量为14 731 m3/d。说明该类储层中，达到储层物性下限的储层仍具有较好的开发效果，主要以晶间孔为主，伴有裂缝或面孔率较小的溶蚀孔。

Ⅳ类储层：毛管压力曲线具有最窄的平台，排驱压力值高，分布范围为0.67～4.99 MPa，平均值为3.12 MPa。孔喉歪度平均为～2.08，分选系数在0.95～5.4之间，平均2.85。最大进汞饱和度在26.66%～65.22%之间，平均为43.1%，主流孔喉半径主要分布在0.122～0.568 μm之间，进汞饱和度为15.14%，渗透率贡献值达到92.96%，最大连通孔喉半径为0.37 μm，平均孔喉半径为0.15 μm，中值半径为0.02 μm。此类孔隙结构孔喉细，分选中等-差，部分样品分选极差，储集能力和渗流能力最差(表2、图5d)。该类储层均未达到储层物性下限，不具备产能，以晶间孔为主。

综上分析，得出结论：(1)孔喉分选性越差，主流喉道半径的进汞饱和度越低；(2)主流喉道半径的分布范围越集中，且喉道半径值越大，主流喉道渗透率贡献越大。

表2 研究区储层毛管压力曲线孔隙结构特征参数分类统计表

5 结语

(1) 研究区石英含量较高，本溪组石英含量最高，平均高达91.8%，研究区上古生界主要以石英砂岩和岩屑石英砂岩为主，填隙物含量不高，但变化范围较大，含量最高达65%、最低仅为3%，平均含量为11.17%，其中胶结物含量远远大于杂基含量，杂基主要为泥铁质。各目的层普遍存在的填隙物有高岭石、水云母、绿泥石、硅质等。

(2) 研究区上古生界属低孔、低渗、特低渗致密储集层。渗透率变化主要受孔隙发育程度及其空间配置关系的控制，渗透率与孔隙度整体上呈正相关关系，相关性较好。盒8储层孔隙度下限4.0%，渗透率下限0.052×10-3μm2，山1储层孔隙度下限3.0%，渗透率下限0.03×10-3μm2，山2储层孔隙度下限2.9%，渗透率下限0.032×10-3μm2，本溪储层孔隙度下限3.3%，渗透率下限0.06×10-3μm2。

(3)研究区主要发育有原生粒间孔、次生溶孔、晶间孔和微裂隙四类孔隙。其中以次生溶孔和晶间孔为主，原生粒间孔在孔隙构成中居于次要地位，次生溶孔主要为岩屑和长石溶孔及杂基溶孔。

(4)研究区Ⅰ类、Ⅱ类储层微观孔隙结构及其空间配置关系较好，主流孔喉半径大，整体偏粗，分选中等-差，储集、渗流能力好，主要以岩屑溶孔和残余粒间孔为主。Ⅲ类储层主流孔喉半径较小，孔喉较细，个别样品分选极差，储集能力和渗流能力一般，主要以晶间孔为主。试气结果显示，达到储层物性下限的储层仍具有较好的开发效果，Ⅳ类储层无产能。

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2016-10-21

段景杰(1974-)，女，吉林松原人，高级工程师，主要从事油田开发技术研究工作。

段伟(1965-)，男，四川安岳人，高级工程师，主要从事油田地质及开发工程研究工作。

TE122.2+5

A

1004-1184(2017)01-0159-04