蘇里格氣田東區儲層沉積微相研究

代金友，劉緒剛，王　靜，李子龍，孔　蒙

(1.中國石油大學(北京) 石油工程學院，北京 102249；2.中國石油化工股份有限公司華北油氣分公司勘探開發研究院)

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蘇里格氣田東區儲層沉積微相研究

代金友1，劉緒剛2，王靜1，李子龍1，孔蒙1

(1.中國石油大學(北京) 石油工程學院，北京 102249；2.中國石油化工股份有限公司華北油氣分公司勘探開發研究院)

蘇里格氣田東區儲層橫向相變快，水平井鉆探風險大，急需開展沉積微相研究，落實儲層穩定發育區。利用近年累積的巖心、鉆井、測井等資料，精細刻畫了小層沉積微相。研究表明，該區儲層為三角洲平原沉積，分流河道砂體骨架總體呈南北向條帶狀展布，遷移快、變化大、分叉復合頻繁,其中，山1沉積期廣泛發育濕地沼澤相，河道擺動能力弱，河道規模??；盒8沉積期陸源碎屑供給充足，水動力條件增強，河道規模大；東南部儲層穩定發育，是后續水平井整體部署重點區。

鄂爾多斯盆地；蘇里格氣田；儲層結構特征；沉積微相

1　研究區概況

蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西北部，主力含氣層為古生界二疊系山西組山1段和下石盒子組盒8段砂巖儲集層，總厚約150 m。蘇里格氣田屬于非均質性極強的大型致密巖性氣田，也是典型的“低孔、低滲、低壓、低豐度和低產”氣田[1-2]，勘探區域劃分為東區、中區、西區、南區4部分[3](圖1)。

圖1　蘇里格氣田西區構造位置

蘇里格氣田地質條件十分復雜，雖然砂巖發育，但砂體規模小、有效砂體展布局限，直井生產暴露出單井控制儲量低、氣井產量低、壓力下降快、穩產能力較差等一系列問題[4]。近年來生產實踐證明，利用水平井開發是有效提高單井產量、提高氣田采收率的重要手段，水平井投產后產量一般是直井的3～5倍[4-5]。水平井開發作為提高單井產量及采收率的重要手段已在蘇里格氣田得到推廣應用，但盒8、山1段氣藏儲層薄、橫向延伸有限、沉積相相變快，儲層穩定發育區認識不清[6]，導致水平井鉆探風險依然很大。

如何確保水平井順利實施、提高儲層鉆遇率和實施效果已成為水平井開發的技術難點。利用氣田累積的鉆井資料，精細刻畫沉積微相、落實儲層穩定發育區對提高氣田開發水平、降低水平井整體開發風險具有重要意義。為此，本文在前人相關研究成果基礎上，充分利用蘇里格東區近年累積的巖心、鉆井、測井等1 000余口井資料，精細刻畫了7個小層沉積微相，落實了儲層穩定發育區。

2　古地理背景

加里東運動使華北地臺整體抬升，遭受長達130～150 Ma的風化剝蝕。直至海西運動中期，華北地臺在以拉張為主的構造背景下緩慢下沉接受沉積，海水從東西兩側越過鄂爾多斯盆地的中央古隆從早二疊紀山西期開始，盆地進入了以河流-三角洲-湖泊沉積體系為主的陸相沉積階段，南北差異沉降和沉積相帶分異增強，碎屑物源主要受盆地北緣地塊基底巖系控制[9]。其中，二疊系山西組及石盒子組沉積期，鄂爾多斯盆地主要以內陸湖相為主，盆地由北向南發育沖積扇→河流→三角洲→湖泊沉積體系(圖2),氣候條件由潮濕轉向干旱，物源主要來自于北緣的陰山古陸[9]。

圖2　二疊紀巖相古地理

3　沉積環境分析

沉積環境分析主要借助巖心觀察、測井、錄井等資料,目的是確定宏觀古地理背景下具體研究區的沉積相和亞相類型[10-12]。分析表明，蘇里格氣田東區山1～盒8砂巖為三角洲平原沉積。

3.1巖石成分及構造特征

陸相地層從源巖區到湖盆正常的沉積充填樣式符合沖積扇→河流→三角洲→湖相的規律，從源區的沖積扇→湖邊的三角洲沉積，沉積物的成分成熟度和結構成熟度整體逐步提高，生物成因構造逐步加強。從本區巖石組分統計來看，巖石以石英砂巖為主(圖3)，成分成熟度高。同時巖石交錯層理、平行層理發育(圖4)且存在生物擾動構造及蟲孔，明顯不同于沖積扇沉積，符合河流和三角洲沉積特點。

圖3　山1～盒8段巖石組分三角圖

3.2儲層結構特征

儲層結構是指儲集砂體的幾何形態及其在三維空間的展布，是砂體連通性及砂體與滲流屏障空間組合分布的表征。不同的沉積條件會形成不同的儲層結構類型，目前將儲層結構類型歸納為千層餅狀、拼合板狀和迷宮狀3類。

砂地比是衡量儲層結構直觀且重要的指標：拼合板狀儲層結構砂地比高，多表現為砂包泥特點，如辮狀河沉積；迷宮狀儲層結構砂地比低，多表現為泥包砂特征，如三角洲沉積。本區沉積相剖面顯示(圖5)，氣田普遍具有砂泥不等厚互層特征。其中，山1段砂地比平均為0.22，盒8段砂地比平均為0.395，均表現為顯著的泥包砂特征，這與三角洲的砂體結構特點吻合，說明山1-盒8段屬于三角洲沉積。

3.3巖石組合特征

三角洲可分為三角洲平原、三角洲前緣和前三角洲亞相。其中，三角洲平原亞相為三角洲沉積的陸上部分，其沉積環境和沉積特征與河流相有較多的共同之處，在一定程度上為河流相沉積的縮影。其巖性主要為砂巖、粉砂巖、泥巖和煤層，砂質沉積和泥炭-煤層的共生是該亞相的重要特征。巖心觀察表明(圖6)，本區砂巖粒度較粗、多呈灰白色，灰黑色泥質粉砂巖或碳質泥巖且與煤層共生，具備水陸交互的三角洲平原沉積特點。

圖4　砂巖典型層理構造

圖6　典型巖性特征

4　沉積微相劃分

結合蘇里格氣田東區沉積特點，將三角洲平原沉積細分為分流河道、心灘和分流間沼澤等3種微相(圖7)，特征如下：

4.1分流河道

分流河道主要由淺灰色-灰色粗砂巖、中砂巖和細砂巖組成，垂向相序發育完整，代表了一次河道沉積過程。巖性由底部的粗砂巖向上逐步過渡為中-細粒砂巖或泥巖，內部發育槽狀交錯層理、板狀交錯層理、平行層理，頂部過渡為波紋交錯層理。底部普遍含有沖刷面，接觸關系主要為底部突變、頂部漸變。砂體總體上具正韻律特征，反映了水體能量逐步減弱或物源供給減小的特點。測井GR曲線呈“中高幅鐘型”(圖7a)，反映了水體能量逐步減弱或物源供給減小的特點。

4.2心灘

心灘是分流河道中標志性的地貌單元，在完整的河道亞相序列中，它位于河底滯留沉積微相之上，在平面上沿河流方向呈卵形展布。心灘砂體厚度較大，砂體切割疊加普遍，沉積構造以大型槽狀交錯層理為主，并可見楔狀交錯層理、板狀交錯層理、塊狀構造、平行層理等。心灘的形成與復式環流作用有關。在河床突然加寬處，由于河水流速降低，在河底受兩股相向的底流作用侵蝕兩岸，而在河床底部堆積逐漸形成心灘，即其形成為內旋動力產生的沉積物垂向加積結果。本區心灘(圖7b)以中粗砂巖為主，中上部夾有粉砂巖，沉積構造包括大型槽狀交錯層理、平行層理、波紋交錯層理等。測井GR曲線呈“高幅箱型”或復合箱型、多齒化，頂底突變接觸，反映沉積過程中水動力條件變化大、河道遷移快的特點。

4.3分流間沼澤

分流間沼澤由灰色-深灰色泥巖、灰黑色炭質泥巖和灰色泥質粉砂巖組成，局部夾黑色煤層以及洪水成因的紋層狀粉砂，層內含有豐富的植物化石和分散的鈣質結核，以水平層理、波紋層理及變形層理為主，測井GR曲線呈“低幅齒型”波動(圖7c)。

5　沉積微相展布

在巖心觀察和測井相分析基礎上，點線面結合，通過1000余口井資料分析，綜合標定了沉積微相空間展布特征(圖8)。研究區在廣闊的三角洲平原背景上，發育了多條南北向展布的條帶狀河道砂體，砂體具遷移快、變化大、分叉復合頻繁特點。其中，山1沉積期廣泛發育濕地沼澤相，河道擺動能力弱，河道規模相對較小(平均砂體鉆遇率58.5%、砂體厚度5.8 m、寬度4 km)，心灘鉆遇率低(20%)；盒8沉積期陸源碎屑供給充足，水動力條件增強，小層河道規模明顯增大(平均砂體鉆遇率78.4%、砂體厚度7.8 m、寬度7 km)，心灘鉆遇率高(78%)。

圖7　蘇里格氣田東區測井相特征

目前蘇里格氣田東區的水平井開發主要集中在研究區的西北部，而東南部心灘發育的儲層條件穩定，可作為后續水平井整體開發重點區，具有較大的開發潛力。

圖8　蘇里格氣田東區儲層沉積微相分布

6　結論及認識

研究表明，蘇里格氣田東區山1、盒8段儲層為三角洲平原沉積，發育多條南北向條帶狀展布的河道砂體，砂體具遷移快、變化大、分叉復合頻繁特點。其中，山1段沉積期廣泛發育分流間沼澤相，河道擺動能力弱，河道規模小；盒8段沉積期陸源碎屑供給充足，水動力條件增強，河道規模大。氣田東南部心灘發育的稀井網區，可作為后續水平井整體開發重點區。

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編輯：韓玉戟

1673-8217(2016)05-0012-05

2016-04-27

代金友，副教授，1975 年生，1997 年本科畢業于石油大學( 華東) 石油與天然氣地質勘查專業，2000 年畢業于中國石油大學( 北京) 油氣田開發地質工程專業，獲博士學位，現從事油氣田開發教學與研究工作。

國家重大專項“復雜油氣田地質與提高采收率技術”( 2008ZX05009-004-03) ，中國石油大學(北京)科研基金“柳楊堡氣田氣水分布規律及氣井出水機理研究” (2462015YQ0214) 資助。起，形成了陸表海碳酸巖臺地-碎屑堡島-淺水三角洲共存的沉積格局。在本溪期和太原期沉積后至海西運動末期，由于南北海槽的再次對擠，海水被迫從東西兩側退出，結束了鄂爾多斯盆地海相沉積演化史，盆地性質由陸表海盆地演變為近海湖盆，東西向沉積分異格局基本消失，南北向差異沉降和相帶分異增強[8]。

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