隴東地區盒8段致密砂巖儲層分類評價

崔改霞，盧帆雨，王 松，胡 榕，王翀峘

（1.西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安 710065；2.陜西省油氣成藏地質學重點實驗室，陜西西安 710065）

致密砂巖氣藏作為非常規氣藏的典型代表，油氣資源豐富，成為當前重要的勘探開發目標[1-4]。作為我國大型含油氣盆地之一、發育在華北克拉通西南部的鄂爾多斯盆地（圖1），含有多套含油氣層系，生儲蓋組合特征明顯[5-7]。該盆地西南部的隴東地區，在沉積環境和構造因素的影響下，連續沉積了一套較為完整的致密厚砂巖，多層系普遍富集油氣。本次研究層位為上古生界二疊系石盒子組盒8段，該時期多套辮狀河道頻繁交互，辮狀河道和水下分流河道較為發育。隨著對致密砂巖油氣勘探程度的加深，該區逐漸成為新的油氣開發接替區[8-9]，作為致密砂巖油氣勘探開發的新區塊。目前，國內外眾多學者對研究區盒8段儲層的研究多集中在沉積體系、物源及母巖特征[10-17]、孔隙結構特征[18-19]、成藏特征[20]等方面，然而，針對該區盒8段儲層特征以及致密砂巖分類評價的研究還相對比較薄弱。因此，合理地選取儲層評價參數、優選適合研究區的評價方法，最終實現儲層分類評價勢在必行。本文在前人研究的基礎上，結合實驗分析數據，根據研究區儲層成巖作用特征，參照各項成巖指數，建立一套適用于本區致密砂巖儲層分類評價的標準，以期為致密砂巖儲層有利區的優選提供可借鑒的依據。

圖1 研究區構造位置

1 儲層基本特征

1.1 巖石學特征

隴東地區盒8段主要巖石類型為巖屑石英砂巖、巖屑砂巖；其次為石英砂巖、長石巖屑砂巖，極少量的巖屑長石砂巖、長石砂巖。其中，盒8上亞段以巖屑石英砂巖、巖屑砂巖、長石巖屑砂巖為主，含少量的巖屑長石砂巖、長石石英砂巖及長石砂巖。盒8下亞段以巖屑石英砂巖、巖屑砂巖為主，含少量的石英砂巖及長石巖屑砂巖（表1）。盒8段泥巖顏色以深灰色、雜色為主（圖2a），表明水體較淺，反映其處于氧化-還原環境頻繁交替的沉積環境。砂巖以粗砂巖居多（圖2b），其次為中砂巖和細砂巖，表現出較強的水動力環境[21]。盒8段整體上以中等分選為主（圖2c），分選較差，整體磨圓度以次棱角狀為主，其次為次棱-次圓狀和次圓狀，膠結類型有加大-孔隙型、孔隙型、薄膜-孔隙膠結型等。

表1 隴東地區盒 8段砂巖儲層碎屑組分 %

1.2 物性特征

隴東地區盒8段儲層孔隙度為0.98%～15.30%，平均6.56 %；滲透率0.03×10-3～43.28×10-3μm2，平均值為0.51×10-3μm2，1 489塊巖石樣品中，有92.96 %的巖石樣品滲透率值都小于0.10×10-3μm2，故本區盒8段儲層為典型的低孔、低滲儲層。盒 8上亞段平均孔隙度（6.26%）小于盒 8下亞段（6.60%），盒 8上亞段滲透性（1.08×10-3μm2）大于盒 8下亞段（0.43×10-3μm2），盒 8下亞段孔隙度大于6%的樣品和滲透率大于0.10×10-3μm2的樣品所占比例分別為39.48%和42.55%，均高于盒8上亞段。為進一步分析盒8段儲層物性數據，將盒8上亞段和盒8下亞段砂巖孔隙度和滲透率數據作相關圖[22]。根據孔-滲相關曲線可知（圖3），盒8上盒8上亞段和盒8亞下段的孔隙度與滲透率呈指數相關，相關系數分別為0. 570 1和0. 541 2。滲透率值隨著孔隙度值的增加而增加，二者的大致相關性表明，砂巖的儲滲能力一定程度上仍主要依賴于砂巖基質孔隙與喉道，孔隙度和滲透率的低值反映出研究區儲層喉道細小、孔隙度偏小的特征。

圖 2 隴東地區盒8段巖石類型

圖3 隴東地區盒8段儲層孔隙度和滲透率關系

2 儲層孔隙結構特征

2.1 孔隙類型

根據薄片觀察與掃描電鏡分析結果，結合各層位孔隙與巖石比率的分布情況，將盒 8 段孔隙類型組合歸納如下：

①盒 8 上亞段砂巖中的組合類型為：粒間孔（0.10%）+雜基溶孔（0.02%）+晶間孔（0.02%）+微裂隙（0.01%）+巖屑溶孔（0.01%）+收縮孔（0.01%）型。

②盒 8 下亞段砂巖中的組合類型為：巖屑溶孔（0.49%）+粒間孔（0.46%）+晶間孔（0.06%）+雜基溶孔（0.05%）+粒間溶孔（0.04%）+長石溶孔（0.02%）型。

研究區盒8上亞段面孔率為0.17%，盒8下亞段面孔率為1.13%，主要集中在0～11.00%，平均為0.80%。其中，粒間孔進一步區分為石英加大后的粒間孔隙和粒間溶蝕孔隙，石英加大后的粒間孔隙可使原有粒間孔隙減少，在石英砂巖及巖屑石英砂巖中較發育（圖4a）。粒間溶蝕孔隙主要以次生為主，常和粒內溶孔混生（圖4b）。長石礦物主體甚至整體被溶蝕，可形成較大的粒內溶孔（圖4c）或鑄模孔（圖4d）。其中，伊利石晶間微孔由長石及巖屑發生不同程度蝕變和水化作用，泥質雜基重結晶，充填于粒間形成（圖4 e）。常見裂縫發育，縫面彎曲，裂縫寬度細小且狹窄（圖4 f），體積僅占巖石總孔隙度的0.01%，但在一定程度上改善了儲層的滲透性。

圖4 隴東地區盒8段儲層微觀孔隙特征

2.2 孔隙結構特征

隴東地區盒8段儲層砂巖壓汞參數統計結果顯示，排驅壓力為0.01～13.11 MPa，平均為6.82 MPa；中值壓力為0.91～58.54 MPa，平均為15.41 MPa；中值喉道半徑0.010～0.810 μm，平均為0.185 μm；主要偏向于孔喉半徑較小的一側，喉道分選系數為0.09～5.72，平均為2.07，喉道歪度為-6.01～2.93，平均為0.06；最大進汞飽和度為99.31%。總體反映出儲層孔隙度相對較低，滲透性相對較差，喉道半徑相對小，分布不均勻而且分選較差。通過分析毛管壓力曲線形態和參數特征，根據儲層孔隙結構分類評價標準，將盒8段儲層孔隙結構分為4種類型（圖5）。

Ⅰ類孔隙結構：壓汞曲線形態具有明顯的平臺，孔喉連通性好，分選較好，粗歪度，排驅壓力一般小于0.5 MPa，中值半徑大于 0.20 μm，退汞效率高于35%，孔隙度一般大于8%，滲透率一般大于0.5×10-3μm2（圖5a）。

Ⅱ類孔隙結構：壓汞曲線形態具有較明顯的平臺，孔喉連通性相對較差，分選中等-差，偏粗歪度，排驅壓力中等（0.50～1.00 MPa），中值半徑大于0.10 μm，退汞效率高于30%，孔隙度一般為6%～8%，滲透率為0.2×10-3～0.5×10-3μm2（圖5a）。

Ⅲ類孔隙結構：壓汞曲線平臺不明顯，孔喉連通性和分選差，偏細歪度，排驅壓力偏高，一般大于1.00 MPa。中值半徑小于0.10 μm，退汞效率高于30%，孔隙度為4%～6%，滲透率大于0.2×10-3μm2（圖5b）。

Ⅳ類孔隙結構：壓汞曲線無平臺，物性很差，排驅壓力相對較高，一般大于2.00 MPa，孔隙度一般小于4%，滲透率小于0.1×10-3μm2（圖5b）。

圖5 隴東地區盒8段儲層砂巖孔隙結構類型

3 儲層分類及評價

通過分析隴東地區儲層的孔隙度、滲透率、巖性等參數，依據儲層分類標準，并結合孔隙度和滲透率分級標準表[23]，對隴東地區盒8段儲層進行了分類評價，如表2所示。

表2 隴東地區盒 8段儲層綜合分類評價表

盒8上亞段沉積期：中部發育三角洲前緣亞相及濱淺湖亞相，西南部發育三角洲平原亞相，東北部為淺湖亞相和三角洲前緣亞相。平均砂體厚度為8 m，孔隙度大于4%，滲透率大于0.1×10-3μm2，以 III 類儲層為主。河道側翼及淺湖亞相的遠砂壩、席狀砂區域主要發育 IV 類儲層；個別砂體比較厚、物性比較好的井區成巖相類型為高嶺石充填-晶間孔相、水云母充填相，為 II 類儲層，如L10-QT2井、L56井、L44井、CT1井及L123井附近（圖6a）。

盒8下亞段沉積期：東北部吳起及旦八鎮地區為三角洲前緣亞相，東北部華池及慶城地區為濱淺湖亞相，西南部為三角洲前緣亞相。西南部的三角洲平原分流河道砂體儲層基本以 III 類儲層為主，平均砂體厚度為8 m，孔隙度大于4%， 滲透率大于0.1×10-3μm2。東北部三角洲前緣水下分流河道和河口壩砂體，平均砂體厚度大于10 m，孔隙度大于6%，滲透率大于0.3×10-3μm2，以I+II類儲層為主。西南部為三角洲前緣亞相儲層基本以III類儲層為主，河道側翼一般為IV類儲層，砂體薄、物性差，以壓實膠結成巖相為主。濱淺湖砂壩主要以III+IV類儲層為主，局部為II類儲層（圖6b）。

圖6 隴東地區盒8段儲層評價

4 結論

（1）隴東地區盒8段儲層孔隙類型以巖屑溶孔、粒間溶孔為主，其次為晶間孔；儲層較為致密，屬于低孔低滲儲層；鐵方解石充填普遍存在，可見少量鐵白云石、菱鐵礦等碳酸鹽膠結物。盒8段儲層孔隙結構分為Ⅰ、Ⅱ、 Ⅲ、Ⅳ類4種類型；儲集空間主要為微孔-中孔，微裂縫和粒內破裂縫在巖樣中所占比例較小。

（2）盒8段儲層整體上以Ⅲ類儲層為主，其次為Ⅱ類儲層。盒8上亞段Ⅲ類儲層分布在中部三角洲前緣亞相及濱淺湖亞相，西南部三角洲平原亞相，東北部淺湖亞相和三角洲前緣亞相。Ⅳ類儲層主要分布在河道側翼及淺湖亞相的遠砂壩、席狀砂區域。

（3）盒8下亞段Ⅲ類儲層主要分布在西南部三角洲平原分流河道砂體，I+Ⅱ類儲層主要分布在東北部三角洲前緣水下分流河道和河口壩砂體，西南部三角洲前緣亞相儲層基本以Ⅲ類儲層為主；河道側翼一般為Ⅳ類儲層，其砂體薄，物性差。濱淺湖砂壩主要以Ⅲ+Ⅳ類儲層為主，局部為Ⅱ類儲層。