苏里格气田南区下奥陶统马家沟组气藏复杂岩溶储层的精细评价

付金华 黄有根 郑小鹏 汪淑洁 胡薇薇

1.中国石油长庆油田公司 2.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院 3.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室

苏里格气田南区位于苏里格气田西南部，区域构造位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中西部，开发区域处于靖边气田西侧。下古生界下奥陶统马家沟组马五5亚段是该区的重点开发层段。

马五5亚段储层是在短期海侵期形成的相对浅水高能藻屑滩相沉积，经白云岩化、岩溶等作用改造而形成的白云岩储层，岩性主要为块状或厚层状粗粉晶—细晶结构的晶粒状白云岩，储集空间类型主要为白云石晶间孔、溶蚀孔洞、裂缝等，圈闭类型为岩性圈闭,研究区马五5亚段在加里东末期受整体构造抬升作用，遭受了长达1亿多年的风化剥蚀，地层“残缺不全”。该类气藏具有“侵蚀沟槽发育、储层品质差异大、非均质性强”的地质特点[1-7]，这也决定了其储层刻画难度大，制约了气田的规模建产。

为此，笔者以沉积微相刻画为基础，结合该区现代岩溶地貌特征，多方法联合恢复古地貌形态，划分三级地貌单元，评价有效储层潜力区；根据成岩作用机理，开展研究区主要成岩作用差异性特征研究（裸露期岩溶作用和埋藏充填作用），综合分析储层品质，刻画有效储层平面展布，为制订合理的井位部署方案提供依据，以满足气田规模建产的需要。

1 储层基本特征

1.1 孔隙类型

苏里格南区马五5亚段以粗粉晶白云岩为主,储层发育晶间孔、溶孔和微裂缝，晶间孔是主要孔隙类型，裂缝对改善储层作用显著。其中，晶间孔和晶间溶孔常发育于粗粉晶—细晶白云岩，细晶白云岩通常不含石膏结核或溶斑，晶间孔和晶间溶孔面孔率面孔率可达14%，常形成良好的储层。

储层压汞曲线具有较宽的平台区，马五5亚段排驱压力介于0.3～2.9 MPa，喉道中值半径分布在0.01～0.27 μm，最大进汞饱和度介于20.3%～91.8%，反映储层具有小孔细喉、分选较好的孔隙结构特征。

1.2 物性特征

根据403块岩心物性分析统计结果，马五5亚段孔隙度主要集中在2%～8%，其中大于4%的样品分布频率为56.1%，平均孔隙度为4.9%；渗透率主要集中在0.1～0.5 mD，其中大于0.1 mD的样品分布频率为54.1%，局部储层渗透率超过10.0 mD，平均渗透率为0.7 mD。

2 储层刻画方法及思路

通过沉积微相刻画储层空间展布，结合岩溶古地貌恢复及岩溶作用特征研究，落实储层发育区，评价储层品质。

2.1 沉积微相刻画

有利的沉积微相带为该区古岩溶有效储层发育奠定了基础，其主要原因是在高温高压情况下，白云岩比石灰岩更容易发生溶解，产生有利于油气运移和保存的孔洞缝。

笔者主要利用测井、岩心、分析化验等资料，对研究区马五5亚段储层进行沉积微相分析，识别出潮坪浅水高能带的颗粒滩相、潮坪低能带的泥晶灰云坪微相。综合岩心、测井（密度、电阻、PE）、动态资料分析等手段，建立了研究区沉积微相判识标准，并通过单井相分析、连井剖面相对比，刻画沉积微相平面展布（图1-a）。刻画结果显示：马五5亚段发育近南北向（区域上环带状分布）颗粒滩和云坪及含泥云坪相，单个颗粒滩规模小，整体具有一定的连片性，是有利的沉积微相，也是白云岩储层的最有利发育区（图1-b）。

2.2 古地貌刻画

岩溶古地貌对气藏控制作用明显，不同古地貌形态岩溶强度差异大[8-12]，影响储层溶蚀孔洞、微裂缝的发育和分布，对侵蚀沟槽展布趋势具有指向意义。

结合研究区地质特征，对不同古地貌恢复方法优缺点进行了详细对比分析[13-15]，综合应用残厚法、印模法、地球物理法、层拉平技术，建立了三级地貌单元定量划分标准，实现了对古地貌形态的定量化描述。

2.2.1 沟槽识别与刻画

研究区位于岩溶高地—岩溶斜坡过渡带，岩溶作用下残余厚度差异大，局部马五5亚段剥蚀殆尽，通过地震上应用波阻抗反演、相干分析等技术，刻画出研究区主沟槽。在主沟槽约束下，通过古地质法来确定古地貌的分布格局。

2.2.2 三级地貌单元恢复

图1 研究区马五5亚段沉积微相、白云岩平面分布图

地貌单元恢复中采用“印模法”与“残厚法”相结合，其中印模法是以本溪组顶部9号煤层为基准面，对本溪组岩石地层进行厚度恢复，得到石炭系沉积前奥陶系顶古侵蚀面形态；残厚法则是以马五5亚段底部为基准面，对马五5亚段及其上覆地层进行厚度恢复，得到奥陶系马五5亚段底及上覆地层残余厚度[16]。再综合残厚法、印模法，结合“上薄＋下薄、上薄＋下厚”等多种组合形式，应用层拉平技术，建立了古地貌单元划分量化标准，实现了三级古地貌单元从定性识别到定量化识别的转变（图2）。

结合沉积相划分结果，进一步细化了古地貌平面分布（图3）。从恢复结果来看，研究区西侧为岩溶高地，中东部为岩溶斜坡带。其中岩溶高地中的古台地是储层发育区，岩溶斜坡可划分古沟槽、古残丘等三级地貌单元，古残丘是有效储层主要发育区。在此基础上，初步预测了6个有利天然气勘探区带（图3），包括4个古残丘、1个残丘和1个古台地。

2.3 储层品质评价

白云岩储层物性主要受裸露期岩溶作用和埋藏期充填作用控制。裸露期岩溶作用形成较大的溶蚀孔洞，在后期弱充填作用下，特别是弱泥质充填，保存部分岩溶孔洞缝至今，形成有效储层。

2.3.1 岩溶作用

表生期岩溶作用具有垂向分带特征，由地表往下依次发育地表岩溶带、垂直渗流岩溶带和水平径流岩溶带，其作用强度由地表往下逐渐减弱。因此，碳酸盐岩储层受到岩溶作用的强弱与其上覆地层厚薄紧密相关。而研究区处于岩溶高地与岩溶斜坡的过渡带，马五5亚段储层上覆沉积厚度由西向东逐渐增厚，溶蚀作用程度逐渐减弱，研究区西侧马五5亚段储层溶蚀作用总体较强，沟槽两侧强溶蚀特征最为明显（图4）。

2.3.2 充填作用

马五5亚段储层充填物包括白云石、方解石、高岭石、伊利石。不同三级古地貌单元充填程度差异明显，同一古地貌单元也存在一定差异。通过岩心分析及薄片观察，对比发现研究区马五5亚段储层自西向东充填程度逐渐增大，储层随之变得致密。西侧马五5亚段溶蚀孔洞发育，白云石及方解石半充填，东侧或南部马五5亚段发育的孔、缝被方解石几乎全充填。

图2 印模法与残厚法恢复古地貌模式图及定量划分标准图

图3 研究区古地貌平面分布图

以上成岩作用分析结果表明，研究区西侧岩溶作用强烈，溶蚀孔洞和裂缝发育，规模相对较大，向东及南部岩溶作用减弱，溶蚀孔隙及裂缝规模相对较小。另一方面，西侧充填作用小，溶蚀孔洞充填程度低，向东孔隙及裂缝充填程度逐渐增高。因此，研究区西侧储层发育区品质较好，向东储层品质逐渐变差（图4）。

2.4 储层展布

以前述地质认识为指导，在有利储层发育区初步刻画及评价的基础上，结合三维地震预测结果，从纵向储层精细识别、横向变化对比、空间分布特征的角度，精细描述储层空间展布。

纵向上，通过常规测井、成像测井及取心资料，综合分析马五5亚段储层在单井纵向上的发育特征。研究发现，马五5亚段白云岩厚度介于20～25 m，溶蚀孔洞集中发育储层厚度介于2～8 m，规模有限，但在局部地区，垂直及水平裂缝发育。

横向上，该区自西向东岩溶作用减弱，充填程度增强，储层物性逐渐变差，研究区东侧，马五5亚段储层整体致密，局部发育有效储集层，但横向连续性较差，西侧储层物性较好，有效储层较为发育（图4、5）。

平面上，马五5亚段有效储层平面上总体呈“孤立”分布，局部呈连片但不连通。这里以研究区G井区（井区位置见图5）为例进行说明。首先，从反映岩溶作用强弱的残余厚度分布情况来看，G井区马五5亚段底以上残余厚度具有“厚此薄彼”的特征，厚度越厚表明经历溶蚀作用越弱，储层相对致密，厚度越薄反映受到溶蚀作用越强，储层物性相对较好。另外，单井气体测试（H2S）与水体矿化度的平面区间分异也表明该区有效储层的不连续性[17-18]（图6-a）。综合以上认识刻画了马五5亚段有效储层展布，结果显示，马五5亚段单个有效储层发育区有限，局部连片但不连通（图6-b）。基于此，G井区马五5亚段气藏可以划分为多个独立的地质单元（图6-c）。

图4 研究区东西向马五5亚段气藏剖面图

图5 马五5亚段有效储集层分布图

3 结论

1）苏里格气田南区马五5亚段近南北向发育颗粒滩、云坪及含泥云坪相等沉积微相，单个颗粒滩规模小，整体具有一定的连片性，是白云岩储层的最有利发育区。

2）研究区处于岩溶高地—岩溶斜坡过渡带，西侧为岩溶高地（马五5亚段剥蚀严重），东侧位于岩溶斜坡带，发育古残丘、古坡地、古沟槽等三级地貌单元，其中古残丘为最有利的地貌单元。西侧岩溶作用强，充填程度低，向东岩溶作用弱，充填程度高，由西往东孔隙类型由裂缝、溶蚀孔洞转变为膏模孔为主，储层逐渐致密，品质变差。

图6 G井区马五5亚段有效储层及气藏单元平面分布图

3）马五5亚段储层表现出较强的非均质性，平面上具有明显分带特征，各个区带储集层品质差异明显，并且同一区带内因经历岩溶作用强度不同，储集层表现为较强的非均质性，局部呈连片但不连通特征，可划分为多个独立的地质单元。

4）研究成果有效地指导了苏里格南区下古生界碳酸盐岩气藏的效益开发，产能规模达到预期目标，试气日产100×104m3以上气井达14口。

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