子洲气田北部上古气藏储层评价研究

王 晔，李 婧，史婵媛，郝 龙

（1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018；3.中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

根据鄂尔多斯盆地的地质演化史及现今地质构造特征，将其划分为伊盟隆起、伊陕斜坡、渭北隆起、晋西挠褶带、天环坳陷和西缘逆冲带六个构造单元。其中伊陕斜坡占据盆地中部的主要区域，范围约9.0×104km2。岩基起伏甚小，沉积盖层倾角平缓，现今构造面貌为向西倾斜的平缓单斜，倾角不到1°，以发育鼻状构造为特征。

子洲气田位于鄂尔多斯盆地东部，属于伊陕斜坡构造单元。其范围北起佳县，南至清涧，东到吴堡，西抵麒参1 井，面积约7 950 km2；研究区子洲北部范围北起米9 井，南至榆76 井，东抵米26 井，西达台4 井，面积约4 191 km2。

表1 子洲气田地层划分表

1 地层划分与对比

子洲气田地层的划分主要依据为地层中煤层的分布、砂体的沉积旋回规律以及灰岩的分布，自下而上将地层划分为奥陶系马家沟组、石炭系本溪组及二叠系太原组、山西组、石盒子组及石千峰组等。其中，山西组山2 段及石盒子组盒8 段为研究区主力含气层段（见表1）。

在研究区选取特征明显的井作标准井，联结成贯穿研究区的近东西向和近南北向连井对比剖面，并以砂层组为单元建立了研究区层序地层对比格架。

研究区上古（盒8、山1、山2）地层分布稳定，厚度相当，平均厚度158 m，其中盒8 平均54 m，山1 平均51 m，山2 平均53 m。

2 沉积相类型及其特征研究

通过区域沉积背景研究，子洲北部上古山2、盒8段均属三角洲平原-三角洲前缘沉积，沉积相标志显示山2～盒8 期沉积环境由温暖潮湿逐渐向季节性干旱气候转变。

盒8上主要为杂色泥岩、灰色-深灰色泥岩，深色泥岩中可见保存完好的植物碎片，反映了季节性干旱-半干旱的气候条件，沼泽相不甚发育。

盒8下主要为灰色-深灰色泥岩，仅在工区北部的部分井可见杂色泥岩。深灰色泥岩中通常富含植物碎片，显示出气候湿润-半干旱，沼泽相较发育。

山2 段以深色泥岩为主，富含碳化植物茎杆化石，局部发育炭质泥岩及煤线；黑色泥岩中可见黄铁矿，指示出还原性沉积环境。说明该沉积时期气候温暖潮湿，沼泽相发育（见图1）。

通过沉积相剖面特征研究发现，子洲北部山2 期子洲气田北部为三角洲平原亚相，主要发育分流河道及洪泛沼泽微相；本部为三角洲前缘亚相，主要发育水下分流河道及分流间湾微相。盒8 期子洲气田北部为三角洲平原亚相，主要发育分流河道及间湾洼地微相；本部为三角洲前缘亚相，主要发育水下分流河道及分流间湾微相。

通过沉积相平面分布特征研究发现，子洲北部山2、盒8 沉积相南北分异性明显，从山2 到盒8 表现出河进湖退特征。

3 砂体及有效砂体展布特征

3.1 砂体平面展布特征

子洲气田北部山23段砂体发育南北向及北西-南东向，有效砂体局部发育，单井平均有效砂体厚度大，但有效砂体展布面积有限。砂带中部有效砂体厚度在9 m～18 m 不等。

盒8 段砂体整体厚度较大（5 m～30 m）,有效砂体发育，研究区中部的有效砂体厚度可达10 m，但平面非均质性强。

盒8下段单井平均有效砂体厚度小。主要由3 条近南北向展布的砂体构成，砂带中部有效砂体的厚度在2 m～7 m 不等。

盒8上段单井平均有效砂体厚度小，砂体宽度较小。主要由3 条近南北向展布的砂体构成，砂带中部有效砂体的厚度在2 m～8 m 不等。

3.2 砂体剖面特征

通过砂体剖面特征研究发现，垂直物源方向上连续性较差，砂体多呈孤立状或垂向叠置状分布；顺物源方向上砂体连通性较好，砂体叠置方式多样。

图1 子洲北部岩心图

图2 研究区山23段砂岩分类图

图3 研究区盒8 段砂岩分类三角图

山23段砂体多呈厚层块状或垂向叠置型，单砂体厚度在2.5 m～6 m，最大可达近10 m。

盒8 段砂体多发育北部和中部，单砂体厚度在4.5 m～10 m，局部厚度可达40 m。

4 储层特征

砂岩储集性能的好坏直接受其物质组分和结构的影响，其不仅影响原始孔隙的发育，并在很大程度上影响成岩变化。因此，砂岩储层的岩石学特征是研究成岩变化及孔隙结构因素的主要依据，砂岩的岩石学特征是控制砂岩成岩作用的内在因素，其作用不仅表现在砂岩的水岩反应上，而且体现在砂岩的压实作用上。在一定的成岩背景下，它决定着砂岩成岩作用的速率和规模，从而影响了砂岩的孔隙演化。这种控制作用是通过砂岩的碎屑组分和结构的物理、化学性质不同而表现出来的。

通过研究区钻井岩心和野外露头剖面样品的岩石薄片、铸体薄片、阴极发光、扫描电镜分析，对研究区山2、盒8 段砂岩储层进行了岩石学特征研究。

4.1 岩石学特征

气田北部山23砂岩主要岩石类型为石英砂岩及岩屑石英砂岩，岩性明显不如本部；盒8 砂岩主要岩石类型为岩屑石英砂岩及岩屑砂岩，与本部差异不大（见图2）。砂岩中石英含量最高，岩屑次之，长石含量很低，填隙物总体含量较高。岩屑以变质岩岩屑为主（见图3）。

4.2 物性特征

子洲气田北部储层致密，物性差于本部及榆林南，优于神木。山23段，孔隙度主要分布2 %～8 %，渗透率主要分布0.01 mD～0.5 mD。盒8 段，孔隙度主要分布在4 %～6 %，渗透率主要分布在0.01 mD～0.5 mD（见图4、图5）。

4.3 孔隙结构

子洲北部研究区孔隙类型以晶间孔为主，其次粒间孔及溶孔，局部发育微裂缝。气田北部相对本部致密（见图6）。

图4 盆地东部不同区块山23段孔隙频率分布柱状图

图5 盆地东部不同区块山23段渗透率频率分布柱状图

图6 盆地东部不同区块孔隙类型分布柱状图

研究区山23段孔隙组合类型多样，溶孔-粒间孔和晶间孔-溶孔平面展布广泛；盒8 段大面积发育微孔。压汞曲线数据显示：山23段微观孔隙结构较盒8段略好，但均表现出孔喉连通性较差，分选较差的特征（见图7）。

对研究区孔隙结构的研究发现，山2 储层内部，山23储层明显优于山22、山21储层。山22、山21储层孔喉小，具有排驱压力低、中值压力极高、中值半径小的特点。粗歪度，孔喉分选差，孔隙喉道分布极不均匀。孔喉连通性较差。最大进汞饱和度低，退汞效率低。

盒8 储层内部，盒8上、盒8下储层物性相近。以小孔喉为主，具有排驱压力较高、中值压力低、中值半径小等特点。孔喉分选较差，细歪度，孔隙喉道分布不均匀。孔喉连通性较差。

4.4 成岩作用

图7 子洲气田北部山23、盒8下、盒8上段压汞曲线图

图8 子洲气田成岩作用类型图

图9 子洲气田北部地区不同岩性孔隙度演化模式图

成岩作用是改造储层性质的一项重要作用，是指沉积物从埋藏以后至发生变质作用之前所发生的流体与岩石相互作用的复杂地质过程。

研究区成岩作用类型主要有压实作用、胶结作用、交代作用、溶蚀作用等类型（见图8）。

压实、压溶作用是储层孔隙空间减少的重要作用，自生石英胶结堵塞了部分孔隙喉道，自生黏土矿物的胶结作用大大降低了储集层的孔隙空间，溶解作用（溶蚀作用）有效地改善了储集层物性（见图9）。

5 储层综合评价及有利区筛选

根据研究区山2、盒8 砂岩的岩性、物性、孔隙结构、成岩作用、有效储层等，并结合试气资料，动静结合，以低孔、低渗气层的评价为目标，建立了山23、盒8有利储层筛选标准（见表2、表3）。

根据有利储层筛选标准，子洲气田北部山2 段筛选Ⅰ+Ⅱ类有利区11 个，面积389.2 km2，估算地质储量237.4×108m3。其中Ⅰ类有利区5 个，面积117.8 km2。

盒8 段筛选Ⅰ+Ⅱ类有利区15 个，面积391.1 km2，估算地质储量207.3×108m3。其中Ⅰ类有利区7 个，面积110.1 km2。

子洲北部山2、盒8 段筛选Ⅰ+Ⅱ类叠合有利区面积699.6 km2，其中Ⅰ类有利区面积227.8 km2，估算地质储量444.7×108m3。预计可建产能8.0×108m3/a。

表2 子洲北部山23气藏有利区筛选标准

表3 子洲北部盒8 气藏有利区筛选标准