引用本文
齐丹, 王玉善, 李国良, 段传丽, 陈凌云, 郝兵. 苏里格SW区块高含水致密砂岩气藏优势储层主控因素分析[J]. 录井工程, 2023,34(1): 107-112.
QI Dan, WANG Yushan, LI Guoliang, DUAN Chuanli, CHEN Lingyun, HAO Bing. Analysis of main controlling factors of favorable reservoirs in tight gas sands with high water saturation in SW block, Sulige Gas Field[J]. Mud Logging Engineering, 2023,34(1): 107-112.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2023.01.017  
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苏里格SW区块高含水致密砂岩气藏优势储层主控因素分析
齐丹, 王玉善, 李国良, 段传丽, 陈凌云, 郝兵
中国石油渤海钻探油气合作开发分公司

作者简介： 齐丹 工程师,1991年生,2020年博士毕业于中国科学院大学流体力学专业,现在中国石油渤海钻探油气合作开发分公司从事地质综合研究工作。通信地址：300457 天津市开发区第二大街83号（中国石油天津大厦）。电话：（022）66332707。E-mail：qidan@cnpc.com.cn

收稿日期: 2023-02-05
基金: 中国石油渤海钻探公司工艺项目“苏里格合作区块致密砂岩气藏开发地质工程综合潜力评估及优化增产研究”（编号：2022D57F）
摘要

针对苏里格SW区块储层物性差、含水饱和度高、投产井出水严重、优势储层分布规律认识不清的问题,通过综合分析岩心、测井、地震、生产动态等资料,讨论了影响区块优势储层分布的主要因素。研究表明：SW区块气、水分异差,优势储层需同时考虑含气性和含水性,主要受沉积微相、构造活动及砂泥配置关系等因素控制;优势储层岩性以石英砂岩为主,粒度以中-粗粒为主,孔隙度、渗透率相对较高,含水饱和度相对较低;有利沉积微相是高产井储层发育的基础,同时影响储层的岩石学特征和物性特征,边滩、心滩微相控制优势储层展布;局部构造高部位、逆断层上盘控制局部甜点储层发育,构造高部位有利于天然气富集以及气、水分异;砂泥配置关系对油气运移及封存、储层物性有较大影响,研究区纯砂岩上下发育泥岩的“薄砂厚泥”“砂泥等厚”以及“厚砂薄泥”模式利于优质储层发育。基于以上分析,优选心滩、边滩沉积微相相带,构造高部位且砂泥匹配良好区域为优势储层分布区,为苏里格气田产能建设提供指导。

关键词: 致密砂岩; 含水饱和度; 沉积相; 构造; 砂泥匹配; 苏里格气田; 主控因素
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
Analysis of main controlling factors of favorable reservoirs in tight gas sands with high water saturation in SW block, Sulige Gas Field
QI Dan, WANG Yushan, LI Guoliang, DUAN Chuanli, CHEN Lingyun, HAO Bing
Oil & Gas Cooperation and Development Company, BHDC, CNPC, Tianjin 300457,China
Abstract

For the problems of poor physical properties, high water saturation, serious water breakthrough in brought in wells, and unclear understanding of the distribution law of favorable reservoirs in SW block, Sulige Gas Field, this paper discusses the main factors affecting the distribution of favorable reservoirs in the block through comprehensive analysis of core, well logging, seismic, production performance and other data. In SW block, the gas and water are incompletely separated, and gas-bearing property and aquosity should be considered in the favorable reservoirs, which are mainly controlled by sedimentary microfacies, tectonic activity and sandstone and mudstone configuration. The lithology of favorable reservoirs is mainly quartzose sandstone, the grain size is mainly medium-coarse, the porosity and permeability are relatively high, and the water saturation is relatively low. Favorable sedimentary microfacies are the basis for the reservoir development of high-yielding wells, and also affect the reservoir characteristics of petrology and physical property. The point bar and channel bar microfacies control the distribution of favorable reservoirs. Local structural highs and the hanging wall of reverse faults control the development of local sweet-spot reservoirs. The high position of structure is conducive to the enrichment of natural gas and the differentiation of gas and water. The configuration of sandstone and mudstone has a great impact on oil-gas migration and sealing, and reservoir physical properties. The "thin sand layer with thick mud layer","uniform thickness of sand and mud layers" and "thick sand layer with thin mud layer" models of mudstone developed above and below the clean sandstone in the study area are favorable to develop high-quality reservoirs. Based on the above analyses, the channel bar and point bar sedimentary microfacies belts, and the regions in the high position of the structure with well-matched sandstone and mudstone are the favorable reservoir distribution areas, providing guidance for the productivity construction of Sulige Gas Field.

Keyword: tight sandstone; water saturation; sedimentary facies; structure; sandstone and mudstone matching; Sulige Gas Field; main controlling factor
0 引言

苏里格气田是我国天然气的主力产区之一, 位于鄂尔多斯盆地西北部, 属于致密岩性气田。鄂尔多斯盆地包括6个一级构造单元, 南北分别是渭北隆起、伊盟隆起, 自东向西为晋西挠褶带、伊陕斜坡、天环坳陷、西缘冲断带。苏里格SW区块位于苏里格气田西区南部, 处在天环坳陷与伊陕斜坡交界, 东部为伊陕斜坡边部, 中部位于天环坳陷内, 西部靠近西缘冲断带, 整体上中间低、两侧高[1, 2]。

众多学者针对苏里格气田储层评价、预测开展了大量研究, 普遍认为其储量大, 但丰度低、储层薄、平面上有效储层连续性差[3, 4, 5, 6, 7]。刘圣志等[8]从成藏机理角度分析, 认为苏里格气田烃源岩生烃具有“ 广覆式” 特征, 储集体主要为河流相, 源-储压力差小; 杨晓萍等[9]认为川中气田香溪群储层与苏里格气田盒8段储层发育特征相似, 层序地层、沉积相、成岩作用等控制优势储层发育; 宋子齐等[10]从岩石物理角度, 选取孔隙度、渗透率、气层厚度、含气饱和度等参数对储层进行分析, 选取“ 甜点” 储层。前人研究多针对储层有效性评价, 以孔隙度、渗透率等储层参数为主要研究对象, 关于优势储层分布规律成因研究较少, 尤其是针对存在大量出水气井的苏里格气田西区。因此, 有必要开展以苏里格SW区块为研究区的高含水致密砂岩气藏优势储层分布控制因素研究, 为气田开发产能建设提供指导。

1 储层特征
1.1 岩石学特征

鄂尔多斯盆地在山西组-石盒子组沉积时期, 有东部和西部两大物源区。东部物源区以深变质岩、岩浆岩为主, 石英含量少; 西部物源区以浅变质岩为主, 富含石英。苏里格SW区块位于鄂尔多斯盆地西北部, 储层分布在盒8上亚段、盒8下亚段、山1段, 其中盒8下亚段为主力产层, 岩心资料分析显示, 盒8下亚段岩石类型以石英砂岩为主, 其次为岩屑石英砂岩, 岩屑砂岩及砾岩极少发育, 指示物源区以西部浅变质岩为主。岩石颜色主要为灰白色、浅灰色、灰色, 成分成熟度高。盒8上亚段及山1段岩石类型与盒8下亚段近似。

储层岩石粒度中-粗粒, 其中盒8上亚段、盒8下亚段、山1段粒径均值分别为0.71、0.75、0.63 mm。搬运距离与沉积环境对分选和磨圆控制作用较大, 颗粒分选多为中等级, 磨圆多为次棱角-次圆状, 反映沉积物距物源较近, 沉积环境能级中等。研究区储层主要发育变质岩岩屑, 另含少量火成岩与沉积岩岩屑。填隙物主要为高岭石和硅质, 其次为方解石, 另外含少量云母和绿泥石, 以及极少量的菱铁矿。

1.2 储集空间特征

储集空间的定性、定量分析, 主要借助扫描电镜与铸体薄片观察统计。研究区储层压实作用强, 原生粒间孔隙发育较少, 次生孔隙类型以岩屑溶蚀孔和晶间孔为主, 杂基溶蚀孔与粒间溶孔比例相当, 发育较少, 微裂隙极不发育。孔径及面孔率可定量反映孔隙大小与比例, 研究区储层盒8下亚段及山1段孔隙发育较好, 孔径均值分别为57.76、130.3 μ m, 面孔率均值分别为2.29%、1.76%。统计显示, 晶间孔与岩屑溶蚀孔面孔率较高, 整体属于低面孔率、中-小孔径（表1）。

表1 苏里格SW区块储层参数数据
1.3 物性特征

研究区孔隙度呈正态分布, 主要分布在4%~12%之间, 均值约6.79%, 多集中于6%~8%, 表现出一定的均质性, 其中盒8上亚段孔隙度最好, 均值7.98%, 盒8下亚段、山1段孔隙度均值分别为6.21%、6.20%。研究区渗透率的分布具有“ 双峰” 特征, 有较强非均质性, 主峰值位于0.2 mD, 次峰值位于1.1 mD, 其中盒8上亚段、盒8下亚段、山1段均值分别为0.63、0.47、0.20 mD（表1、图1）。整体来看盒8上亚段物性较好, 山1段物性相对较差。

图1 孔隙度、渗透率分布直方图

通过研究区45块样品的孔隙度、渗透率相关性分析显示, 随着孔隙度增大, 渗透率大部分也表现出增大趋势, 两者具有较好的正相关性, 反映研究区砂岩储层主要为孔隙型, 裂缝发育较少。部分低孔高渗样品可能与局部裂缝发育有关, 另外较多样品呈现高孔低渗特征, 说明研究区储层孔隙具有喉道窄、孔径小的特征, 孔隙连通性差。

2 高产井主控因素

生产动态特征是储层优劣的直观反映, 因此选取研究区92口高产井作为研究对象, 通过分析沉积特征、构造活动以及砂泥配置关系, 确定含水气藏优势储层发育主控因素, 进而筛选有利建产区。

2.1 沉积特征

苏里格SW区块位于石嘴山和苏里格两个三角洲沉积体系交界处, 垂向上在太原组、山西组至石盒子组时期, 沉积环境经历了陆表海沉积、近海陆内凹陷至三角洲平原沉积的变化过程。盒8上亚段、山1段沉积期, 陆源碎屑物质供给减少, 水动力条件较弱, 发育曲流河沉积, 河道规模较小, 多被漫滩相隔开, 河道间泛滥平原相发育, 局部发育边滩微相; 盒8下亚段沉积期, 水动力条件加强, 河道冲刷加剧, 分流河道频繁改道或发生冲裂作用, 发育辫状河沉积, 分流河道沉积占绝对优势, 且河道交会处沉积规模较大。不同的沉积环境下, 由于物源、水动力条件及水深不同, 必然造成沉积储层岩石学特征、孔喉及物性特征的差异, 从而控制砂体展布及优势储层的分布[5, 11]。

2.1.1 粒度与物性

苏里格SW区块储层粒度特征分析显示, 储层粒度以中-粗粒为主, 不同粒度砂岩的孔隙度与渗透率交会图板同样显示（图2）, 有效储层主要为粗砂岩和部分中砂岩。对于细砂岩, 孔隙度分布范围变化较大, 渗透率普遍偏低, 对于中-粗砂岩, 存在部分低孔低渗现象, 但物性普遍优于细砂岩。整体上, 孔隙度以及渗透率随着粒度增大表现出增大趋势, 有效储层以粗砂岩为主, 部分中砂岩物性也较好。

图2 不同粒度砂岩的孔隙度与渗透率交会图板

2.1.2 粒度与含水饱和度

岩石颗粒小, 岩性细, 则岩石比表面积大, 吸附水体积大, 束缚水含量高。不同粒度砂岩的孔隙度、渗透率分别与含水饱和度的交会图板显示（图3）, 研究区储层内含水饱和度普遍较高, 尤其是细-中砂岩, 以致密毛管水为主, 粗砂岩物性较好, 含气性较好, 为主要的有效储层。

图3 不同粒度砂岩的孔隙度、渗透率分别与含水饱和度的交会图板

2.1.3 沉积微相对物性影响

通过对研究区岩心以及录井资料分析, 确定岩性组合特征, 同时综合砂地比等值线图以及自然伽马、电阻率、自然电位等测井曲线特征, 逐井划分研究区沉积微相, 主要划分出边滩、心滩、河道充填3种沉积微相。边滩沉积微相是河道侧向迁移的结果, 自然电位曲线多为钟型; 心滩沉积微相主要是河道变宽, 流速变小, 粗颗粒碎屑沉积形成, 自然电位曲线为光滑箱型或锯齿状箱型; 河道充填沉积微相在测井曲线中表现出低自然伽马、高电阻率特征, 自然电位曲线多为“ 细指” 状。

不同储层、不同沉积微相的孔隙度与渗透率分布特征显示, 不同微相物性差异较大, 边滩、心滩沉积微相孔隙度均值均达到8%以上, 渗透率均值均达到0.3 mD以上, 河道充填沉积微相孔隙度均值均小于5%, 渗透率均值均小于0.1 mD, 主要有效储层为边滩和心滩沉积（图4、表2）。

图4 盒8段、山1段不同沉积微相砂体孔隙度分布

表2 盒8段、山1段不同沉积微相砂体渗透率
2.2 构造活动

研究区总体表现为东西部高、中部低的负向构造单元, 西部较陡, 东部较缓, 从东至西向中部依次发育4个规模较大的鼻隆带。各层位构造特征基本一致, 地层产状相似, 具有很高的继承性。断层在研究区中部较为发育, 局部三维区发育北东-西南向的低部位破碎带, 两侧断层及裂缝发育。

研究区含气饱和度普遍较低, 区内具有大范围含水的特征, 构造高部位有利于气水分异, 同时断层一方面对于油气运移具有疏导作用, 影响其纵向分布, 另一方面对储层物性具有改造作用, 影响其横向展布[12, 13, 14]。研究区逆断层主要发育于加里东-海西期, 早于苏里格气田盒8段气藏充注期（中三叠世末-早白垩世末）, 有利于天然气运聚成藏。

研究区92口高产井中有27口井位于区域或局部构造高部位, 另有3口井位于逆断层上盘, 断裂发育部位及构造高部位区域有利于天然气富集。代表井SW 41-76C3井, 主要层位为盒8下亚段, 位于逆断层上盘, 构造相对高部位, 投产初期产气0.85× 104m³ /d, 累产气量达1 254× 104 m³ ; 邻井SW 41-76井, 位于逆断层下盘, 构造位置相对较低, 发育气水同层, 投产初期产气0.31× 104 m³ /d, 试气产水2.8 m³ /d（图5）。

图5 SX三维区过SW 41-76C3井地震剖面

2.3 砂泥配置关系

砂泥配置关系一方面直接影响油气的储集与封盖, 另一方面对储层物性也有较大影响[15, 16, 17]。油气富集与生储配置有直接关系, 不同砂泥匹配关系指示不同沉积环境, 对优势储层预测具有重要指导意义。研究区主要发育“ 薄砂厚泥” “ 砂泥等厚” “ 厚砂薄泥” “ 薄泥薄砂” 4种砂泥配置类型, 其中“ 薄砂厚泥” “ 砂泥等厚” 及“ 厚砂薄泥” 模式更有利于天然气聚集。高产井分析显示砂泥组合匹配关系影响天然气富集, 有利砂泥配置情况主要为“ 泥包砂” 模式, 同时, 由于生烃强度不足, 砂岩厚度不宜过大, 否则天然气分散充注, 不易形成富集程度较高的甜点。

以研究区的SW-5井为例, 该井主要生产层位为盒8段、山1段, 属于河道主体, 在盒8下亚段发育单层砂岩储层, 测井自然伽马曲线呈光滑箱型, 砂岩储层厚度约4 m, 砂岩上下发育厚度约30 m泥岩段, 垂向上形成良好分隔, 连通性差, 但在横向上具有较好连通性（图6）。该井投产初期产气1.98× 104 m³ /d, 目前产气1.02× 104 m³ /d, 累产气量达到8 122.98× 104 m³ 。

图6 SW-5井测井曲线

3 结论

本次研究对苏里格SW区块储层岩石学特征、储集空间特征等进行了详细分析, 并针对性研究了92口高产井的沉积特征、构造活动及砂泥配置关系等, 取得以下认识：

（1）研究区储层岩性以石英砂岩为主, 抗压实作用强, 岩石粒度以中-粗粒为主。储层整体致密, 充气不足, 气、水分异差, 普遍含水, 优势储层需同时考虑含气性和含水性。

（2）有利沉积微相是高产井储层发育的基础, 其中边滩、心滩沉积微相控制下储层的孔隙度、渗透率相对较高, 含水饱和度相对较低, 指示优势储层展布。

（3）构造高部位控制局部甜点储层发育, 研究区构造高点、逆断层上盘有利于天然气富集以及气水分异。

（4）砂泥配置关系反映储层沉积特征, 是天然气运移、封存的主要影响因素之一, 既控制气体分布, 又影响储层物性, 纯砂岩上下发育泥岩的“ 薄砂厚泥” “ 砂泥等厚” 以及“ 厚砂薄泥” 模式更易形成优质储层。

(编辑 王丙寅)

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