蘇里格東區致密氣藏成巖儲集相分類及其測井響應特征研究

成志剛，宋子齊，，景成，何羽飛，張亮，段瓊

（1.中國石油集團測井有限公司油氣評價中心，陜西 西安710077；2.西安石油大學石油工程學院，陜西 西安710065；3.中國石油大學石油工程學院，山東 青島266555）

0 引 言

蘇里格東區致密氣藏上古生界山2、山1期沉積環境由海相轉變為陸相，處于曲流河三角洲平原沉積，盒8段以發育大型河流－沖積平原體系并大幅度向南推進為特征，盒8下期物源相當豐富，形成辮狀河沉積，晚期隨著北部內蒙古陸抬升相對減弱，沉積物補給及其河流進積作用減弱，河流類型由盒8下辮狀河轉變為盒8上曲流河沉積。這些相帶中沉積物分選性差，成巖作用復雜，壓實和膠結作用強烈，且儲層成巖階段終止于中成巖B期，沒有達到次生孔隙大規模發育的晚成巖階段，導致儲層致密且致密化時間早于大量生排氣期，形成了該區目的層段盒8上、盒8下、山1、山2非均質性致密氣藏儲層［1－3］。

鏡下薄片鑒定表明，該區盒8上、盒8下、山1、山2巖性成分復雜多變，主要為一套巖屑石英砂巖，部分巖屑砂巖及少量石英砂巖。在巖屑石英砂巖中，石英含量39.3%～98.5%，巖屑含量4.3%～60.7%，長石含量0～15.4%。區內碎屑顆粒中巖屑含量普遍較高，平均含量25.9%，以千枚巖、變質砂巖、石英巖巖屑為主。該區目的層段填隙物含量在6%～30%，平均在14%，以硅質、鐵方解石、高嶺石、水云母為主，見少量綠泥石、菱鐵礦、凝灰質和鐵白云石，巖石普遍含云母，泥質雜基較高，最高可達15%。

總體來看，該區目的層段儲層處于多期不同類型沉積、成巖相帶及物源方向變化，其碎屑及其填隙物成分、結構、陸源雜基含量變化很大。主要特征是含高嶺石、蝕變凝灰質、石英加大變化和碳酸鹽含量變化，儲層中雜基、巖屑含量高、長石貧乏、粒度較粗、結構致密，砂巖成熟度低。在成巖過程中，雜基、巖屑容易被壓實變形，從而阻塞孔隙和喉道，使其原生孔隙大量消失，次生孔隙相對發育，形成了該區不同類別致密氣藏成巖儲集相儲層［4－6］。為此，研究該區目的層段成巖儲集相分類及其測井響應特征，有利于利用成巖儲集相分類特征篩選致密氣藏含氣層段及其有利區域。

1 成巖儲集相分類描述模式

1.1 成巖儲集相形成的有利因素和不利條件

該區盒8、山1、山2期成巖作用時序和類型相當，共同經歷了早期壓實作用和中期膠結作用及溶蝕作用。其中壓實作用、膠結作用為破壞性成巖作用，不利于成巖儲集相形成和演化。廣泛發育的溶蝕作用和破裂縫為建設性成巖作用，有利于成巖儲集相形成。

（1）溶蝕作用特別有利于成巖儲集相形成。煤系地層在成煤過程排出酸性水，使長石、巖屑、泥質雜基發生大規模溶蝕溶解，極大改善了儲層孔隙度和滲透率，形成的次生溶孔是成巖儲集相主要孔隙類型。

（2）環邊綠泥石膠結包殼及粗粒剛性砂粒的抗壓實作用有效保護成巖儲集相儲層孔隙。它不但使砂巖的原生孔隙得以保存，同時也使由長石等骨架顆粒溶解形成的次生孔隙得以保存，它們也是該區成巖儲集相形成的重要因素。

（3）壓實作用不利于成巖儲集相形成，據薄片觀察，壓實作用顆粒由點接觸變為線接觸，部分凹凸接觸和縫合線接觸，使原生孔隙極大降低，出現千枚巖屑、泥質巖屑等塑性成分發生變形、彎曲、碎屑顆粒定向排列、石英顆粒波狀消光等。它是促使儲層低孔隙度、低滲透率和致密的最主要因素。

（4）膠結作用也不利于成巖儲集相形成。石英次生加大和微晶石英發育，形成石英膠結物占據孔隙空間，以及自生高嶺石充填粒間孔，它們都明顯降低儲層孔隙度。特別是自生碳酸鹽中連生方解石膠結物和分散粒狀方解石膠結物，不僅占據有限的殘余粒間孔隙，而且還占據長石等鋁硅酸鹽溶解作用形成的次生孔隙，往往形成致密性儲集層。

1.2 成巖儲集相分類描述模式

根據成巖過程成巖儲集相形成的基本特征，結合巖心觀察，該區主要成巖作用類型有壓實、壓溶、硅質膠結、高嶺石膠結、碳酸鹽膠結交代、雜基蝕變及溶蝕等。通過研究該區致密氣藏成巖儲集相形成的有利因素和不利條件，分析成巖過程孔隙演化基本規律和演化參數變化及其孔隙組合、孔隙結構特征，在研究區劃分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類成巖儲集相類型［6－8］。

通過該區目的層段4類成巖儲集相孔隙度演化過程反演［8－9］，得出各類成巖儲集相各成巖階段孔隙度演化模式（見圖1）。

圖1 各類成巖儲集相各成巖演化階段孔隙度演化模式圖

圖1中不同成巖儲集相經壓實、膠結造成不同程度低孔隙度、低滲透率致密儲層，溶蝕及其裂縫改善儲層孔隙度和滲透率，形成的次生溶孔是不同類別成巖儲集相的主要孔隙類型。

（1）Ⅰ類成巖儲集相——硅質弱膠結粒間孔、溶孔型成巖儲集相。該Ⅰ類硅質弱膠結強溶蝕成巖儲集相巖石參數演化分析模式從初始孔隙度39.38%算起［8］，壓實過程損失孔隙度25%左右，壓實過程孔隙損失率64%左右。膠結及其石英加大造成11%左右的孔隙度損失。壓實、膠結后剩余4%左右的原生粒間孔隙。后期溶蝕作用又貢獻12%左右的較高孔隙度，造成相對高孔隙度、高滲透率的有利成巖儲集相（見圖1）。

該類成巖儲集相巖性以粗粒石英砂巖及巖屑石英砂巖為主，雜基含量通常小于6%。巖相中的剛性砂粒具有較高抗壓性和成巖早期形成的顆粒表面綠泥石黏土薄膜阻止石英加大，在酸性水形成時期保留了一定殘余粒間孔隙，形成了酸性水運移通道，有利于原生孔隙保存和酸性地層水流動，使其酸性水容易進入溶蝕不穩定雜基、巖屑、膠結物及少量長石等，形成硅質弱膠結粒間孔、溶孔型成巖儲集相（見圖2）。

圖2 研究區盒8下Ⅰ類成巖儲集相粒間孔－溶孔發育圖

該類成巖儲集相具有較好的滲流、儲集能力和孔隙結構特征，滲透率大于1.0×10－3μm2，孔隙度一般大于10%，面孔率大于6%，壓汞曲線為寬平臺，排驅壓力小于0.5MPa，中值壓力小于2.0MPa，中值半徑大于0.3μm，最大孔喉半徑3.0μm，進汞飽和度大于90%，退汞效率大于40%（見表1）。主要分布多期疊置單滲砂能量厚度大的分流河道心灘和邊灘部位，砂體成巖過程參數演化給出了中壓實、弱膠結和強溶蝕作用特征，特別是次生孔隙發育，其溶蝕增加次生孔隙度可達10%以上，已成為該區致密氣藏儲層中篩選相對優質儲層的甜點。

（2）Ⅱ類成巖儲集相——石英加大及高嶺石充填溶孔型成巖儲集相。該Ⅱ類石英加大及高嶺石充填膠結溶蝕成巖儲集相參數演化模式從初始孔隙度39.38%算起，壓實過程孔隙度損失26%左右，壓實過程孔隙損失率67%左右。膠結及其石英加大造成12%左右的孔隙度損失。壓實、膠結后剩余孔隙僅為0～2%的原生粒間孔隙。后期溶蝕作用貢獻10%左右的孔隙度，造成了相對較為有利的成巖儲集相（見圖1）。

該類成巖儲集相巖性以中－粗粒巖屑石英砂巖和富含石英巖屑的砂巖為主，雜基含量在6%～12%。該類巖相石英加大邊及粒間自生石英發育，其石英次生加大及高嶺石充填使粒間孔隙明顯減少。但儲層中易溶的巖屑、雜基和蝕變高嶺石形成的溶蝕作用及其蝕變作用，為該類成巖儲集相提供了一定的排出擴散條件，形成研究區分布廣泛的溶孔型成巖儲集相（見圖3）。

圖3 研究區盒8下Ⅱ類成巖儲集相溶孔發育圖

該類成巖儲集相具有相對較好的滲流、儲集能力和孔隙結構特征，滲透率（0.3～1.0）×10－3μm2，孔隙度8%～10%，面孔率3%～6%，壓汞曲線為緩坡型，排驅壓力0.5～1.5MPa，中值壓力2～10MPa，中值半徑0.1～0.3μm，最大孔喉半徑0.5～3.0μm，最大進汞飽和度在70%～90%，退汞效率25%～40%（見表1）。主要分布在分流河道滯留充填疊置砂體及其心灘、邊灘砂體中，砂體成巖過程參數演化給出了相對較低的壓實、膠結和較強溶蝕作用特征，其溶蝕增加次生孔隙度可達10%，也成為該區致密氣藏篩選相對優質儲層的甜點。

（3）Ⅲ類成巖儲集相——高嶺石化晶間孔型成巖儲集相。該Ⅲ類高嶺石化晶間孔型蝕變成巖儲集相參數演化模式亦從初始孔隙度39.38%算起，壓實過程孔隙度損失28%左右，壓實過程孔隙損失率70%。膠結及其石英加大造成12%左右的孔隙度損失。后期溶蝕及蝕變作用貢獻了4%～8%的孔隙度，造成了一定量高嶺石晶間孔為主較為致密成巖儲集相（見圖1）。

圖4 研究區盒8上Ⅲ類成巖儲集相蝕變高嶺石晶間孔發育圖

該類成巖儲集相巖性為中粗粒雜砂巖、巖屑砂巖為主，雜基含量可達12%～16%，雜基常被高嶺石、微晶石英、綠泥石等次生礦物交代蝕變，在粒內溶孔及相鄰粒間孔隙中沉淀出大量晶形較好的自生高嶺石晶體，形成分散質點式充填的晶間孔，屬于成巖較為致密的高嶺石晶間孔型成巖儲集相（見圖4）。

該類成巖儲集相主要經強烈壓實塑性碎屑發生雜基化并充填粒間，孔隙度小于8%，面孔率小于2%，滲透率小于0.3×10－3μm2，其孔隙度較高，但大孔隙少，主要孔隙喉道細小，滲透率低。壓汞曲線為斜坡型，排驅壓力1.5～3.0MPa，中值壓力9.0～15.0MPa，中值半徑約為0.1μm，最大孔喉半徑0.5μm，最大進汞飽和度40%～70%，退汞效率20%～25%（見表1）。主要分布在低能河道滯留充填砂體（含廢棄河道砂體）及天然堤、決口扇砂體中，砂體成巖過程參數演化定量分析給出了高壓實、膠結和溶蝕蝕變特征，成巖中后期在孔隙中蝕變沉淀呈分散質點式充填的高嶺石晶間孔，為致密氣藏儲層提供一定的儲集、滲流條件。

（4）Ⅳ類成巖儲集相——強壓實膠結致密型成巖儲集相。該Ⅳ類強壓實膠結致密成巖儲集相參數演化初始孔隙度39.38%算起，壓實過程孔隙度損失了28%左右，壓實過程孔隙損失率72%左右。膠結及其石英加大造成僅剩的11%左右的孔隙度幾乎全部損失，后期發育的微孔隙和極少量溶蝕孔貢獻了4%左右的孔隙度，造成了強壓實膠結致密型成巖儲集相（見圖1）。

該類成巖儲集相巖性主要為細、中、粗粒巖屑砂巖，巖屑主要為易壓實的千枚巖、片巖和泥巖等，塑性巖屑，易于壓實。儲層所含碳酸鹽礦物連晶式膠結，形成典型成巖致密相儲層（見圖5）。

圖5 研究區盒8下Ⅳ類成巖儲集相強壓實膠結致密儲層圖

該類成巖儲集相歷經強烈壓實和膠結作用，儲層物性和孔隙結構很差，面孔率一般小于0.5%或無可見孔隙，孔隙度小于6%，滲透率小于0.1×10－3μm2，壓汞曲線為斜坡型，排驅壓力大于1MPa，中值壓力大于15MPa，中值半徑小于0.05μm，最大孔喉半徑小于0.3μm，最大進汞飽和度小于50%，退汞效率小于25%（見表1）。主要分布在河道邊緣、天然堤、決口扇及分流間灣砂體中，砂體成巖過程參數演化給出了高壓實、高膠結和蝕變特征，形成了一種特別致密型成巖儲集相。

1.3 成巖儲集相分類特征

從圖1和表1可以看出，該區目的層段儲層強烈的壓實作用和膠結作用是形成致密性氣藏的關鍵，Ⅰ、Ⅱ類成巖儲集相成巖過程參數演化給出了相對較低壓實、膠結和強溶蝕作用特征，反映儲層處于有利的沉積、成巖相帶，具有相對較好的巖性、物性、孔隙類型、孔隙結構特征，集中反映出該區致密氣藏中相對優質儲層及其含氣有利區形成的地質特點［8－12］，成為該區致密氣藏儲層篩選相對優質儲層的甜點。

2 分類成巖儲集相測井響應特征

上述儲層成巖儲集相分類集中體現出巖性、物性及微觀孔隙結構等地質因素對儲層成巖儲集相的控制作用。特別是該區致密氣藏微觀孔隙類型組合復雜，巖石孔隙結構非均質性強，孔喉細小，類型多樣，致密氣評價解釋難度很大［13－16］。因此，有必要利用測井資料在非均質致密儲層背景上評價劃分優質儲層，把測井所采集的大量信息轉化為分類成巖儲集相致密氣識別評價的實用方法。

通過該區24口井目的層段致密氣藏巖心分類成巖儲集相測井響應統計分析，確定不同系列測井曲線評價劃分成巖儲集相的響應特征及其分布范圍（見表1），其中孔隙度系列評價成巖儲集相以密度和聲波時差測井為最佳，在分類成巖儲集相的分布范圍及其變化幅度差異最大，識別成巖儲集相類別最敏感（見圖6）。巖性系列以自然電位測井在分類成巖儲集相的分布范圍及變化幅度差異較為明顯（見圖7），自然伽馬能譜以鉀含量測井在分類成巖儲集相評價劃分變化幅度差異相對較大（見圖8）。電阻率測井系列在分類成巖儲集相評價劃分變化幅度也有明顯差異（見圖9）。在分類成巖儲集相上的曲線差異為致密氣藏儲層評價劃分提供了十分有效的含氣信息。自然伽馬、釷、鈾含量、光電吸收截面指數、井徑、中子孔隙度在分類成巖儲集相上的差異也為致密氣藏儲層挖潛提供了相互匹配的含氣信息（見表1）。

圖6 分類成巖儲集相密度與聲波時差關系圖

圖9 分類成巖儲集相密度與電阻率關系

Ⅰ、Ⅱ類成巖儲集相甜點測井響應及其分布范圍顯示特征明顯，它們不但具有致密氣藏相對優質儲層的孔隙結構和滲流、儲集能力。而且相對于致密的Ⅲ、Ⅳ類成巖儲集相儲層測井響應異常差異，為致密氣藏儲層評價劃分提供了有效的含氣信息［16－20］。

表1 研究區盒8、山1、山2致密氣藏成巖儲集相分類綜合特征參數分析統計對比表

圖10是該區召×井山1段致密氣藏儲層成巖儲集相測井響應評價成果圖。圖10中從43號Ⅳ類到44、45號層Ⅱ類成巖儲集相測井響應差異明顯，密度由2.62g／cm3減小到2.45～2.50g／cm3，聲波時差由200μs／m增大到230～240μs／m，中子孔隙度由15%到16%再到14%。特別是從Ⅳ類到Ⅱ類自然電位、自然伽馬、伽馬能譜鉀、釷、鈾含量及光電吸收截面指數減小幅度均有明顯增大，電阻率則由60～70Ω·m降低到20～30Ω·m。Ⅱ類成巖儲集相井段射孔試氣日產氣量0.55×104m3，明顯反映出不同類別（Ⅱ、Ⅳ類）成巖儲集相測井曲線異常差異特征。

圖11是該區召2×井山1段致密氣藏儲層成巖儲集相測井響應評價成果圖。圖11中43號層Ⅱ類、45號層Ⅲ類、44層Ⅳ類成巖儲集相測井響應有明顯差異，其中密度、聲波時差、中子孔隙度分別在Ⅱ類響應為2.42g／cm3、240μs／m、16%，Ⅲ類響應為2.50g／cm3、235μs／m、20%，Ⅳ類響應為2.62g／cm3、200μs／m、15%。從Ⅳ類、Ⅲ類到Ⅱ類自然電位、自然伽馬、伽馬能譜鉀、釷、鈾含量及光電吸收截面指數減小幅度階梯式增大，電阻率由100Ω·m降低到30～40Ω·m。該Ⅱ類成巖儲集相井段射孔試氣，日產氣量1.75×104m3，明顯反映出不同類別（Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類）成巖儲集相測井曲線差異特征。

3 結 論

（1）蘇里格東區致密氣藏儲層受多期不同類型沉積、成巖作用及構造等因素影響，成巖過程壓實和膠結強烈，成巖階段和作用復雜，造成了不同程度低孔隙度、低滲透率致密儲層，形成了不同類別的成巖儲集相儲層。

（2）根據該區致密氣藏成巖儲集相形成的有利因素和不利條件，分析成巖過程孔隙度演化的基本規律、巖性結構演變、參數變化及其孔隙組合、孔隙結構特征，在研究區劃分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類成巖儲集相類型。Ⅰ、Ⅱ類成巖儲集相成巖過程參數演化給出了相對較低壓實、膠結和強溶蝕作用特征，反映儲層處于有利的沉積、成巖相帶，具有相對較好的巖性、物性和孔隙結構特征，成為該區致密氣藏篩選相對優質儲層的甜點。

（3）通過該區24口井目的層段致密氣藏巖心分類成巖儲集相測井響應統計分析，確定不同系列測井曲線評價劃分成巖儲集相的響應特征及其分布范圍，其中孔隙度系列評價成巖儲集相以密度和聲波時差測井為最佳，在分類成巖儲集相的分布范圍及其變化幅度差異最大，識別成巖儲集相類別最敏感。巖性系列以自然電位測井在分類成巖儲集相的分布范圍及變化幅度差異較為明顯，自然伽馬能譜以鉀含量測井在分類成巖儲集相評價劃分變化幅度差異相對較大。電阻率測井系列在分類成巖儲集相評價劃分變化幅度也有明顯差異。它們在分類成巖儲集相上的曲線差異為致密氣藏儲層評價劃分提供了十分有效的含氣信息。自然伽馬、釷、鈾含量、光電吸收截面指數、井徑、中子孔隙度在分類成巖儲集相上的差異也為致密氣藏儲層挖潛提供了相互匹配的含氣信息。

（4）通過該區致密氣藏成巖儲集相測井響應評價，實例分析了致密氣藏不同成巖儲集相測井曲線異常差異，闡明了Ⅰ、Ⅱ類成巖儲集相在致密氣藏儲層測井評價中提供的含氣信息，有效地確定劃分出不同類別含氣層及其有效厚度。

［1］ 付金華，魏新善，任軍峰，等.鄂爾多斯盆地天然氣勘探形式與發展前景［J］.石油學報，2006，27（6）：1－4.

［2］ 劉銳娥，李文厚，拜文華，等.蘇里格廟地區盒8段高滲儲層成巖相研究［J］.西北大學學報，2002，32（6）：667－671.

［3］ 楊華，付金華，魏新善.鄂爾多斯盆地天然氣成藏特征［J］.天然氣工業，2005，25（4）：5－8.

［4］ 文華國，鄭榮才，高紅燦，等.蘇里格氣田蘇6井區下石盒子組盒8段沉積相特征［J］.沉積學報，2007，25（1）：90－98.

［5］ 楊華，張軍，王飛燕，等.鄂爾多斯盆地古生界含氣系統特征［J］.天然氣工業，2000，20（6）：7－10.

［6］ 宋子齊，王靜，陸向偉，等.特低滲透油氣藏成巖儲集相的定量評價方法［J］.油氣地質與采收率，2006，13（2）：21－23.

［7］ 羅靜蘭，劉小洪，林潼，等.成巖作用與油氣侵位對鄂爾多斯盆地延長組砂巖儲層物性的影響［J］.地質學報，2006，80（5）：664－673.

［8］ 宋子齊，王瑞飛，孫穎，等.基于成巖儲集相分類模式確定特低滲透相對優質儲層［J］.沉積學報，2011，29（1）：88－96.

［9］ 王琪，禚喜準，陳國俊，等.鄂爾多斯西部長6砂巖成巖演化與優質儲層［J］.石油學報，2005，26（5）：17－23.

［10］ 王多云，鄭希民，李風杰，等.低孔滲油氣富集區優質儲層形成條件及相關問題［J］.天然氣地球科學，2003，14（2）：87－91.

［11］ 宋子齊，唐長久，劉曉娟，等.利用巖石物理相“甜點”篩選特低滲透儲層含油有利區［J］.石油學報，2008，29（5）：711－716.

［12］ 劉家鐸，田景春，張翔，等.鄂爾多斯盆地北部塔巴廟地區山西組一段海相、過渡相沉積標志研究及環境演化分析［J］.沉積學報，2006，24（1）：36－42.

［13］ 王瑞飛，陳明強，孫衛.特低滲透砂巖儲層微觀孔隙結構分類評價［J］.地球學報，2008，29（2）：213－220.

［14］ 王瑞飛，陳明強.儲層沉積－成巖過程孔隙參數演化的定量分析［J］.地質學報，2007，81（10）：1432－1438.

［15］ 王瑞飛，沈平平，宋子齊，等.特低滲透砂巖油藏儲層微觀孔喉特征［J］.石油學報，2009，30（4）：560－563.

［16］ 宋子齊.測井多參數的地質應用［M］.西安：西北工業大學出版社，1993：65－117.

［17］ 宋子齊，王桂成，趙宏宇，等.利用單滲砂層能量厚度研究有利沉積微相及其含油有利區的方法［J］.沉積學報，2008，26（3）：452－458.

［18］ 孫建孟.低電阻率油氣層評價技術［J］.石油學報，1998，19（3）：83－88.

［19］ 宋子齊，程國建，王靜，等.特低滲透油層有效厚度確定方法研究［J］.石油學報，2006，27（6）：103－106.

［20］ 宋子齊，景成，孫寶佃，等.自然電位、自然伽馬測井曲線在文15塊的應用［J］.斷塊油氣田，2011，18（1）：130－133.