苏里格气田苏49 区块盒8 下亚段致密储层非均质性特征

龙盛芳，王玉善，李国良，段传丽，邵映明，何咏梅，陈凌云，焦 煦

（中国石油集团渤海钻探工程有限公司油气合作开发分公司，天津 300457）

0 引言

非常规天然气勘探开发近几年来发展迅速，致密砂岩气是目前开发规模最大的非常规天然气。我国致密砂岩气勘探开发已在鄂尔多斯盆地、松辽盆地、四川盆地、准噶尔盆地及渤海湾盆地等地取得了重大进展，2017 年致密砂岩气产量达336.7 亿m3，占非常规气藏的70.4%，致密砂岩气已成为我国天然气增储上产的重点领域［1-3］。致密砂岩储层普遍具有低孔低渗特征，油气聚集受岩性圈闭控制，气水分布复杂［4-5］。鄂尔多斯盆地苏里格气田作为我国主要致密气产区之一，属于典型的致密砂岩气藏［6-7］。中二叠统下石盒子组盒8 段是苏里格气田主力勘探层之一，前期研究主要集中在储集空间［8-9］、成岩作用及储层致密化成因［10-11］、油气成藏［12］及储层构型［13-14］等方面，对致密砂岩储层非均质性与天然气富集规律的探讨相对较少，加强该方面研究对优选勘探区带、认识气水分布特征和指导油气田开发均具有重要意义［15-16］。

苏49 区块是苏里格气田西部的一个重点开发区，盒8 段储层物性总体较差（平均孔隙度6.21%，平均渗透率0.47 mD）。近年来，随着该区块的深入开发，气水分布规律及产能差异的控制因素均成为气田高效持续开发的核心问题，制约着后期的钻探部署。因此，基于前期大量的钻测井、实际生产数据和测试资料，对研究区盒8 下亚段的储层层内、层间和平面非均质性进行系统研究，在此基础上进一步分析储层物性和非均质性对气藏分布和气井产能的控制作用，以期为研究区及类似地区井位部署和后期开发提供参考。

1 地质概况

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地西北侧，气田构造相对简单，为单斜构造背景下发育的岩性气藏［17］，其中盒8、山1 段为开发的主力含气层。苏49区块位于苏里格气田西部，处在天环坳陷与伊陕斜坡交界处，区块面积为1 505 km2（图1）。研究区东部整体较高，局部发育一定幅度的鼻隆构造，中部区域构造位置低，局部发育小幅度背斜，幅度为10～50 m，西部在单斜背景上发育北西—南东走向的低缓鼻隆。195 口气井的统计结果显示，气层主要集中在盒8 下亚段，其次为山1 和山2 段。

图1 苏里格气田苏49 区块位置（a）及研究区井位（b）Fig.1 Location of Su 49 block（a）and well location of the study area（b）in Sulige gas field

盒8 段整体属于一套河流相沉积，物源来自北部，河道走向以南北向为主。盒8 段沉积早期，北部内蒙古陆抬升加剧，坡度变陡，沉积物供给充分，形成盒8 下亚段辫状河沉积，沉积物粒度粗、砂体厚度大，主要有利沉积相带为心滩和辫状河道［18］。盒8 段沉积晚期，随着北部内蒙古陆抬升相对减弱，沉积物供给减少，河流沉积类型由早期的辫状河沉积逐渐转变为盒8 上亚段的曲流河沉积，河道规模较小，连续性变差［18］。

2 储层岩石学特征

图2 苏里格气田苏49 区块盒8 下亚段储层岩石类型三角图Ⅰ.石英砂岩；Ⅱ.长石石英砂岩；Ⅲ.岩屑石英砂岩；Ⅳ.长石砂岩；Ⅴ.岩屑长石砂岩；Ⅵ.长石岩屑砂岩；Ⅶ.岩屑砂岩Fig.2 Triangular diagram of reservoir rock types of lower submember of He 8 member in Su 49 block in Sulige gas field

图3 苏里格气田苏49 区块盒8 下亚段岩心照片（a）E19 井，3 712.90 m，块状含砾粗砂岩，滞留沉积，盒8 下1；（b）S42 井，3 606.10 m，含砾中砂岩，盒8 下1；（c）E19 井，3 713.56 m，交错层理中粗砂岩，盒8 下1；（d）E19 井，3 715.92 m，平行层理中砂岩，盒8 下1Fig.3 Core photos of lower submember of He 8 member in Su 49 block in Sulige gas field

图4 苏里格气田苏49 区块盒8 下亚段致密砂岩储层微观特征（a）S177 井，3 623.16～3 623.26 m，粗砂质巨粒石英砂岩，孔隙胶结，点接触，盒8 下1 砂层组，单偏光；（b）S48 井，3 624.62～3 624.79 m，粗粒石英砂岩，分选差，孔隙再生胶结，盒8 下2 砂层组，单偏光；（c）S139 井，3 641.69～3 641.74 m，细砾石英砂岩，颗粒支撑，凹凸接触，硅质胶结，盒8 下1 砂层组，单偏光；（d）S139 井，3 642.78～3 642.83 m，砾状巨粒石英砂岩，颗粒支撑，粒间孔发育，见石英次生加大边，盒8 下1砂层组，单偏光；（e）S121 井，3 641.17～3 641.35 m，含黏土粗粒石英砂岩，分选中等，颗粒支撑，凹凸接触，填隙物主要为高岭石，盒8 下1 砂层组，单偏光；（f）S121 井，3 643.59～3 643.77 m，不等粒石英砂岩，分选差，次棱角状，点接触，铁方解石胶结，盒8 下1 砂层组，单偏光Fig.4 Microscopic characteristics of tight sandstone reservoir of lower submember of He 8 member in Su 49 block in Sulige gas field

苏49 区块盒8 下亚段储层岩石学类型以石英砂岩、岩屑石英砂岩等为主（图2），岩石粒度总体较粗，多为中砂岩和（含砾）粗砂岩，发育平行层理和交错层理等反映强水动力条件的沉积构造（图3）。薄片鉴定表明，盒8 下亚段储层杂基含量高，颗粒分选差—中等，磨圆度为次棱角状，颗粒支撑（图4）。胶结类型为孔隙胶结和孔隙再生胶结，表现为高岭石、蒙脱石、伊利石等黏土矿物充填粒间孔隙和方解石、铁方解石等碳酸盐矿物强烈胶结或者交代，使孔隙遭受破坏；此外，硅质胶结产生的石英次生加大边在砂岩储层中广泛分布，具有多形态、多期次特征，导致盒8 下亚段储层致密化。碎屑颗粒接触关系多为凹凸接触，部分为点接触，反映出强烈的压实作用，使储层物性变差（图4）。

3 储层非均质性

储层宏观非均质性包括层内非均质性、层间非均质性和平面非均质性［19］。在精细地层划分与对比的基础上，确定不同小层之间隔层和层内夹层的发育特征，从而实现层间和层内非均质性的定量描述。

3.1 储层层内非均质性

层内非均质性是指单砂体内储层性质在垂向上的变化［20］，主要表现在储层层内粒度的垂向韵律性、渗透率非均质性和夹层的分布差异等方面。

3.1.1 粒度的垂向韵律

苏里格气田苏49 区块盒8 下亚段为辫状河沉积体系，发育辫状河道、心滩以及泛滥平原等微相，不同微相的粒度韵律变化存在明显差异（图5）。随着水体能量减弱和河道的迁移摆动，辫状河道砂体粒度通常表现为下粗上细的正韵律特征，自然伽马测井曲线呈底部突变的钟型。心滩砂体以灰白色、浅灰色的粗砂岩、中粗砂岩和细砂岩为主，自然伽马测井曲线形态主要表现为顶底突变、高幅的微齿化-齿化箱型，表明水动力强而不稳定。由于季节性变化和水体能量的变动，心滩砂体粒度垂向上表现为多个正、反韵律叠置形成的复合韵律。泛滥平原的岩性以泥岩和粉砂质泥岩为主，偶夹薄层溢岸沉积，自然伽马测井曲线靠近泥岩基线，储层物性差，厚度一般大于2 m，通常作为储集砂体间的隔层。

图5 苏里格气田S190 井盒8 下亚段储层垂向非均质特征Fig.5 Vertical reservoir heterogeneity characteristics of lower submember of He 8 member in well S190 in Sulige gas field

3.1.2 渗透率非均质程度

在研究层内非均质性时常用渗透率的变异系数（Vk）、突进系数（Tk）、级差（Jk）以及均质系数（Tp）来定量表征层内非均质强度。渗透率变异系数、突进系数和级差的数值越大，储层渗透率变化越大、非均质程度越高。均质系数越接近1，储层越均质，反之非均质性越强。

研究区盒8 下亚段渗透率非均质评价参数的统计结果显示，盒8 下亚段的变异系数平均为0.569，属于中等非均质性，突进系数为1.889，级差为12.869，属于强非均质性，因此盒8 下亚段储层渗透率非均质程度总体较强（表1）。盒8 下2 砂层组均质系数虽高，但其变异系数、突进系数、级差均比盒8 下1砂层组低，表明盒8 下2 砂层组的渗透率非均质程度比盒8 下1 砂层组弱。对比研究区中部苏176和东部苏194 等2 个三维区，可以看到苏176 的变异系数、突进系数和级差均高于苏194，表明苏176 三维区的储层渗透率非均质性更强。

表1 苏里格气田苏49 区块渗透率非均质性评价Table 1 Heterogeneity evaluation of permeability in Su 49 block in Sulige gas field

3.1.3 层内夹层及分布

层内夹层是指位于单砂层内部的非渗透层或低渗透层［19］。研究区发育泥质和物性2 种类型的夹层，夹层厚度小于2 m，一般为几厘米至几十厘米，以泥质夹层为主（图5）。物性夹层与成岩作用或原始沉积组构变化有关。泥质夹层与原始沉积环境，如河道摆动和流体能量变化有关，根据泥质夹层的发育位置和成因，可将泥质夹层分为河道间薄夹层、心滩内部夹层、心滩与河道间夹层等3 类（表2）。由于辫状河道不稳定，厚层辫状河道砂体一般是许多河道砂体相互切割叠置而成［21-22］，若相邻两期河道间歇期发育的泛滥平原细粒沉积得到保存，将成为河道间薄夹层。厚层心滩砂体由多个洪泛事件的高水位期增生体组成，增生体之间通常发育落淤层、坝间泥岩或串沟充填［14，23-24］，岩性均以粉砂岩和泥岩为主，形成心滩内部夹层。辫状河道与心滩的外观形态不同［25-26］，在河道带摆动过程中，辫状河道与心滩垂向叠置，部分落淤层和泛滥平原等细粒沉积物容易得以保存，便成为心滩与河道间的夹层（图5—6）。

表2 苏里格气田苏49 区块储层层内夹层类型及成因Table 2 Types and genesis of interlayers within the reservoir in Su 49 block in Sulige gas field

宏观上分析夹层是认识研究区储层非均质性的重要方面，笔者利用夹层频率、夹层密度等参数来定量评价夹层发育情况。夹层频率为单位厚度岩层中夹层的层数，夹层密度是指夹层总厚度与所统计的砂岩剖面总厚度之比，夹层频率和密度越高，夹层越发育［27-29］。统计表明，盒8 下1 砂层组的夹层频率和夹层密度均低于盒8 下2 砂层组，说明盒8 下2 砂层组的夹层更发育（表3）。对比2 个重点三维区，盒8 下1 砂层组，苏194 三维区的夹层频率高于苏176 三维区，而夹层密度略低，说明苏194三维区夹层数量相对偏多但厚度薄；盒8 下2 砂层组，苏194 三维区的夹层频率和密度均低于苏176三维区，表明该层段苏176 三维区的夹层更发育。

图6 苏里格气田苏49 区块盒8 下亚段连井沉积相对比剖面（剖面位置参见图1）Fig.6 Sedimentary facies contrast section of lower submember of He 8 member in Su 49 block in Sulige gas field

表3 苏里格气田苏49 区块盒8 下亚段夹层发育情况统计Table 3 Statistics of interlayer development in lower submember of He 8 in Su 49 block in Sulige gas field

3.2 储层层间非均质性

层间非均质性是指相邻储集砂体垂向上交互出现的规律、结构和物性等方面的差异，以及隔层在剖面上的发育和分布情况［30-31］。笔者主要通过砂地比、分层系数等参数，结合单井与连井对比来综合分析研究区层间非均质程度。砂地比和分层系数能反映砂体发育程度及发育特征。砂地比是指垂向上砂岩总厚度与地层总厚度之比，比值越大砂体越发育。分层系数代表一定层段内砂岩的层数，分层系数越大，表明储层层间非均质性越严重。

通过对盒8 下亚段180 多口井进行统计分析，研究区盒8 下2 砂层组的砂地比和分层系数均偏低，反映砂体呈孤立夹层产出，层间非均质性极强；盒8 下1 砂层组的砂地比和分层系数均为中—高，表明这一层段砂体更加发育，不过表现为多套中—厚层砂岩夹薄层泥岩的特征，仍然具有较强的层间非均质性（表4）。从盒8 下2 砂层组到盒8 下1 砂层组，苏176 三维区的砂地比和分层系数明显增高，代表了由孤立夹层向多层叠置的厚层砂岩夹薄层泥岩组合的转变，而苏194 三维区的砂地比和分层系数略有降低，说明砂体发育程度有所变差，表现为中厚层砂岩与泥岩互层特征，层间非均质性强。总的来讲，盒8 下2 砂层组，苏194 三维区砂岩发育程度较好，而盒8下1 砂层组，苏176 三维区砂地比大，砂体连通性比苏194 三维区好。

表4 苏里格气田苏49 区块盒8 下亚段砂地比与分层系数Table 4 Sand to strata ratio and stratification coefficient of lower submember of He 8 in Su 49 block in Sulige gas field

层间隔层是指位于单砂层之间的特低渗或非渗透岩层，可以将相邻砂层分隔成相互独立的单元，使储层内的油、气、水不能相互窜流。研究区盒8下亚段层间隔层主要为泛滥平原沉积的泥岩和粉砂质泥岩，厚度一般大于2 m，呈连片分布且比较稳定（图5—6）。盒8 下亚段隔层发育特征存在较大差异，在盒8 下2 砂层组，东部苏194 三维区隔层发育数量较少且厚度小，单隔层厚度一般为2～6 m，研究区中西部隔层数量增多，单隔层厚度最大可达19.3 m，一般为3～10 m，辫状河道和心滩砂体通常夹在厚层泛滥平原泥岩之中（图6）；盒8 下1砂层组的平均隔层厚度总体比盒8 下2 砂层组小，但研究区西部隔层仍然非常发育、厚度大，中部苏176 三维区和东部在这一时期物源供给比较充足，隔层厚度多小于6 m，储集砂体的垂向和横向连通性均较好（图6）。总体而言，研究区西部砂体纵向连通性差，从盒8 下2 砂层组到盒8 下1 砂层组，中部苏176 三维区及其周边区域的隔层厚度减小，层间非均质性减弱，储层连通性变好。

3.3 储层平面非均质性

储层平面非均质性通常可以通过砂体的几何形态、规模、连续性及孔隙度和渗透率平面展布特征等来分析。盒8 下亚段横向厚度比较稳定，因此砂岩厚度基本能够反映相应层段砂岩发育程度。从砂体展布特征可以看出，盒8 下2 砂层组沉积期，物源供给较弱，研究区东部苏194 三维区及其周边砂体厚度大，辫状河道与心滩砂体连片发育，而研究区中部苏176 三维区及其以西，砂体发育程度相对较差，多呈孤立条带状发育，砂体之间发育宽度为1～5 km 的泛滥平原细粒沉积，平面非均质性强［图7（a）］。盒8 下1 砂层组沉积期，物源供给增强，同时辫状河道带向西发生摆动，研究区中部苏176 三维区及其东部的砂体厚度大，平面上砂体连片展布，局部发育小规模泛滥平原泥质沉积，研究区西部物源供给仍然较少，砂体薄且呈窄条带状发育，平面非均质性较强［图7（b）］。

相对高孔高渗储层主要发育在心滩砂体上，其次在辫状河道砂体上，储层物性受沉积作用控制明显，这主要是因为心滩和辫状河道处水动力较强、沉积物较粗，有利于粒间孔隙的保存。从孔隙度和渗透率平面分布图可以看出［图7（c）—（f）］，相对高孔高渗区在横向上变化快，总体显示了较强的平面非均质性。对比而言，盒8 下1 砂层组的储层高孔高渗区带面积更大，储层物性总体比盒8 下2 砂层组好，另外，研究区中部苏176 三维区及周边的高孔渗区更加发育，相对优质储层呈南北向带状分布，连通性较好，在垂直物源方向非均质性强。

图7 苏里格气田苏49 区块盒8 下亚段砂岩厚度及物性平面图Fig.7 Sandstone thickness and physical properties of lower submember of He 8 member in Su 49 block in Sulige gas field

4 气藏分布和产能的影响因素分析

4.1 储层物性对含气性的影响

天然气在向储层运移和聚集的过程中，排驱压力小的高孔渗储层通常被优先充注形成气层，而排驱压力较大的储层，原始地层水难以被完全驱替，形成含气水层、差气层或干层（图8）。参见图5 所示，盒8 下1 砂层组底部发育的厚层砂体孔隙度和渗透率均较高，含气饱和度也明显高于上部和下部储层，同时孔隙度、渗透率与气测全烃具有正相关关系，表明储层物性对含气饱和度具有重要影响。平面上，南北向气层连续性较好，东西向气层多孤立分布，连续性较差（图9），气层厚度较大的区域孔隙度（＞5%）、渗透率（＞0.3 mD）均较高。因此，储集砂体展布和储层物性对天然气的富集具有控制作用。

图8 苏里格气田苏49 区块盒8 下亚段储层物性与全烃的关系Fig.8 Relationship between reservoir physical properties and total hydrocarbon of lower submember of He 8 member in Su 49 block in Sulige gas field

图9 苏里格气田苏49 区块盒8 下亚段气藏剖面图（剖面位置参见图1）Fig.9 Gas reservoir section of lower submember of He 8 member in Su 49 block in Sulige gas field

4.2 隔夹层对气层分布和产能的影响

对于隔层非常发育的层段和区域，砂体通常比较孤立，垂向和横向连续性差、非均质性强，因此不利于天然气的横向运聚，一般也多为干层或差气层。例如，研究区西部泛滥平原比较发育，泥质隔层多、厚度大，储集砂体的层间与平面连通性差，目前钻井多为干层、水层和差气层，而气层主要发育在研究区中东部，这一区域河道与心滩砂体厚度大、横向连通性较好，为天然气大规模横向运移和聚集提供了有利条件［参见图7（b）］。由图10可以看出，盒8 下亚段砂地比与累计产气量相关性较差，说明砂地比对气井产量影响并不明显；而分层系数与累计产气量相关性较好，分层系数越高，气井产量越低，表明层间隔层对天然气运聚产生了较大影响，隔层越多，砂体连通性越差，储集砂体的天然气充注程度低，导致气井产量低。

图10 苏里格气田苏49 区块盒8 下亚段储层累计产气量与非均质参数的交会Fig.10 Cross plot of cumulative gas production and reservoir heterogeneity parameters of lower submember of He 8 member in Su 49 block in Sulige gas field

夹层对地下油气产生一定的遮挡或分隔作用，尤其在夹层比较发育的砂体中，受夹层影响，储层垂向上连通性变差，形成多套被夹层分隔的薄气层，同时这些砂体多为差气层（参见图9）。对于夹层比较发育的砂体单元，其孔隙度和渗透率在垂向上变化很大，非均质性强，较多的层内夹层表明沉积水动力变化快，不利于沉积物的充分分选，储层物性总体较差，含气饱和度也比较低（参见图5）。当夹层较少或不发育时，储层物性、连通性变好，天然气运移所受到的阻力和遮挡作用减小，连井对比剖面显示，气层主要发育在没有夹层的厚套砂体中（参见图9）。如图10 所示，随着夹层频率的增加，气井产量快速减小，说明层内夹层通过影响储层物性和连通性，进而控制了垂向和平面上的天然气运移、富集和产能大小。因此，在后续工作中须要注重储层构型和隔夹层分布规律等方面的研究。

4.3 影响天然气富集高产的主要非均质因素

开发结果显示，研究区中部苏176 三维区的气层厚度和产气量明显大于东部苏194 三维区，下面以这2 个重点区为例，从储层非均质性角度对比分析引起这一差异的原因。

苏194 三维区盒8 下2 砂层组和苏176 三维区盒8 下1 砂层组的砂地比和分层系数值都比较高，说明砂体都非常发育，同时具有多套厚层砂体夹薄层泥岩的组合特征（参见表4 和图7），因此，砂体的发育情况并非是引起气层厚度和产能差异的主要原因。从储层物性来看，苏176 三维区盒8 下1砂层组的物性更好，发育相对优质储层，但层内渗透率非均质参数（变异系数、突进系数和级差）显示其非均质性比苏194 三维区盒8 下2 砂层组更强（参见表1）。分析认为，正是由于部分高孔高渗区的存在（参见图7），导致苏176 三维区的储层渗透率差异增大，显示出更强的非均质性，而苏194 三维区储层的孔隙度和渗透率普遍较低（参见图7），物性差异小，反而显示出较弱的非均质性。结合气层厚度展布情况和变异系数与气井累计产气量相关性分析可以看出（图10），渗透率非均质性强弱对天然气富集和气井产能的影响并不明显，而相对高孔高渗带的存在对气层分布的影响更为关键。另外，夹层频率和夹层密度评价结果表明，苏194 三维区盒8 下2 砂层组夹层频率和夹层密度平均值分别为0.202 层/m 和0.263，而苏176 三维区的盒8 下1砂层组夹层频率和夹层密度平均值分别为0.169层/m和0.244，说明苏194 三维区夹层更加发育，非均质性更强（参见表3）。

综上所述，在砂体发育情况类似的条件下，苏176三维区含气性和产能较高主要与高孔高渗带、较少的夹层有关，层内渗透率非均质程度对天然气的富集情况影响较小；苏194 三维区储层物性差，夹层发育较多，天然气进入储层并发生大规模运移比较困难，导致该区含气性和产能明显偏差。当然，苏176三维区储层层内非均质性比较强、物性变化大，这些均为后期开采和剩余油气挖潜带来了挑战。

5 结论

（1）苏里格气田苏49 区块盒8 下亚段发育物性夹层和河道间、心滩内部、心滩与河道间等3 类泥质夹层，夹层和粒度韵律变化使储层层内非均质性较强，其中盒8 下2 砂层组夹层频率高，储层物性总体较差，盒8 下1 砂层组发育相对高孔高渗储层，显示出更强的渗透率非均质性。

（2）苏里格气田苏49 区块盒8 下亚段层间隔层主要为泛滥平原沉积的泥岩和粉砂质泥岩，整体上，盒8 下2 砂层组层间隔层厚度大，砂体更偏向于呈孤立夹层产出，层间非均质性强，而盒8 下1 砂层组层间隔层厚度减小，砂体连片性总体好于盒8下2 砂层组，但研究区西部物源供给弱，砂体薄且呈窄条带状发育，储层横向连续性和纵向连通性差，非均质性严重。

（3）苏里格气田苏49 区块影响储层含气饱和度、气层分布特征以及气井产能等的主要因素包括储集砂体的展布和连通性、储层物性好坏和隔夹层（分层系数、夹层频率）发育情况，砂地比和层内渗透率非均质程度的影响较小，相对高孔高渗带和较少的隔夹层是控制研究区天然气运移、富集的关键。