苏里格气田苏59井区盒8段储层特征

苏里格地区东南部下石盒子组盒8段储层物性特征及其测井解释模型建立阎媛子;孟凡美【摘要】鄂尔多斯盆地苏里格地区盒8段储集层地质特征复杂,测井响应特征多变.开展储层孔隙结构的研究是正确认识储层地质特征的关键,也是测井储层评价中正确建立测井解释模型的前提.基于大量的岩心分析以及试气试产数据,得出该地区主要产气层位盒8段的储层孔隙度和渗透率区间变化范围都很大,说明储层孔隙结构复杂,并可能受裂缝的影响.研究区不同区域沉积体系以及物源的方向呈多样性和差异性,在本区没有建立统一的测井解释模型,采取分区分块的思路分别建立各自的测井解释模型.经验证,用这种方法建立的模型在研究区应用效果良好.【期刊名称】《地下水》【年(卷),期】2013(035)002【总页数】3页(P53-55)【关键词】苏里格;盒8;物性特征;测井解释模型【作者】阎媛子;孟凡美【作者单位】西北大学地质学系大陆动力学国家重点实验室,陕西西安710069;山东省沉积成矿作用与沉积矿产重点实验室山东科技大学地质科学与工程学院,山东青岛266590【正文语种】中文【中图分类】TE13苏里格气田东南部地处内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗、陕西省榆林市榆阳区和靖边县境内，区域构造隶属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中北部。

苏里格气田东南部的区域构造为一宽缓的西倾斜坡，坡降一般3～10 m/km。

在单斜背景上发育着多排近北东向的低缓鼻隆，鼻隆幅度一般10～20 m 左右，宽度 3 ～6 km［1］。

苏东南地区地质条件非常复杂，是一个低压、低渗透、低丰度的以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主的岩性气藏，所以，物性特征是影响产量的首要因素［2］。

该地区盒8段主要为一套辫状河三角洲沉积，细分到微相主要发育分流河道(主要为心滩)、分流河道间(泛滥平原、河漫滩、天然堤、决口扇)，心滩发育部位砂体厚度达到较大，常成为有效储集层［3～5］。

因此，在此沉积微相特征的基础上搞清其物性特征并且建立适合该地区的测井解释模型对该地区下一步的勘探开发是非常必要的。

苏里格气田东区盒8段致密砂岩气藏孔隙结构特征研究苏东盒8段砂岩储层储集空间主要为原生粒间孔、次生溶孔、晶间孔和微裂隙四大类。

其中以次生溶孔和高岭石晶间微孔为主，原生粒间孔在孔隙构成中居于次要地位，含少量微裂隙。

储层孔隙组合类型多以复合型为主，主要有粒间孔+晶间孔+溶孔、粒间孔+晶间孔、粒间孔+溶孔、溶孔+晶间孔、溶孔+微孔、晶间孔+微孔等多种复合类型。

标签：砂岩孔隙致密砂岩储层物性差、成岩压实作用强、孔喉细小、孔隙结构非均质性强，储层岩石的微观孔喉结构直接影响着储层的储集和渗流能力，并最终决定气藏产能分布的差异。

薄片鉴定结果表明：盒8储层总面孔率为2.3%，以岩屑溶孔、晶间孔为主，二者约占总面孔率的62%，其次为杂基溶孔和粒间孔，占总面孔率的32%；山1储层总面孔率为2.1%，以晶间孔、岩屑溶孔为主，二者约占总面孔率的71%，其次为杂基溶孔和粒间溶孔，占总面孔率的25%；山2储层总面孔率为3.4%，以粒间孔、岩屑溶孔为主，二者约占总面孔率的56%，其次为粒间溶孔、晶间孔和杂基溶孔，占总面孔率的43%。

苏东上古生界砂岩储层储集空间主要为原生粒间孔、次生溶孔、晶间孔和微裂隙四大类。

其中以次生溶孔和高岭石晶间微孔为主，原生粒间孔在孔隙构成中居于次要地位，含少量微裂隙。

上古生界储层孔隙组合类型多以复合型为主，主要有粒间孔+晶间孔+溶孔、粒间孔+晶间孔、粒间孔+溶孔、溶孔+晶间孔、溶孔+微孔、晶间孔+微孔等多种复合类型等。

薄片鉴定结果表明：盒8储层总面孔率为2.3%，以岩屑溶孔、晶间孔为主，二者约占总面孔率的62%，其次为杂基溶孔和粒间孔，占总面孔率的32%；山1储层总面孔率为2.1%，以晶间孔、岩屑溶孔为主，二者约占总面孔率的71%，其次为杂基溶孔和粒间溶孔，占总面孔率的25%；山2储层总面孔率为3.4%，以粒间孔、岩屑溶孔为主，二者约占总面孔率的56%，其次为粒间溶孔、晶间孔和杂基溶孔，占总面孔率的43%。

作者简介：李立，１９７０年生，高级工程师；１９９２年毕业于原江汉石油学院石油地质勘查专业，中国石油大学（北京）在职研究生；长期从事录井生产管理和技术研究工作。

地址：（６１００５１）四川省成都市成华区建设北路一段８３号。

电话：（０２８）８６０１５００５。

Ｅ‐ｍａｉｌ：ｌｉｌｉ２１５００５＠１２６．ｃｏｍ苏里格气田苏５区块盒８段气藏录井解释与评价李立　熊驰原　张小泉　王达明　唐静（四川石油管理局地质勘探开发研究院） 李立等．苏里格气田苏５区块盒８段气藏录井解释与评价．天然气工业，２００７，２７（１２）：３９‐４２． 摘　要　鄂尔多斯盆地苏里格气田苏５区块上古生界下石盒子组盒８段气藏主要受辫状河心滩、边滩微相砂岩展布和储集岩物性的控制。

主力产层段纵向分布规律不明显，横向非均质性强，流体性质及产能变化大，为典型低孔、低压、低产岩性气藏，在地层流体评价特别是流体性质判断方面给测井、录井解释工作带来了一定难度。

针对这一情况，综合分析该区的录井、测井、分析化验及测试资料特征并充分利用气测录井资料，总结出适合该区实际情况的解释方法及图版，并据其对流体性质进行了识别。

通过在苏５‐６‐１９等井的实例验证，说明所总结的方法具有实用性。

主题词　苏里格气田　晚古生代　气测井　流体性质　判别　图版　应用　效果 苏里格气田苏５区块产气层主要集中在盒８段，其次为山１段，砂体横向展布局限，厚度薄、非均质性强。

试油中表现出低阻高产、高阻低产、地层水分布规律不明等特点，成为地层解释评价中的难题之一，影响试油成功率。

因此，钻井中及时发现流体显示、弄清其性质，对试油决策有着较重要的意义。

一、储集层特征 苏５区块东北角主要产层段为盒８段、山２段的灰白色含砾粗砂岩及细砾岩；中部主要产层段为盒８段；中南部主要产层段为盒８段、山１段。

石千峰组虽然发现有气测显示，但不具备产能。

盒８段属于下石盒子组，主要为河流相辫状河道、曲流河道、河间洼地沉积，储层岩性为砂岩。

苏里格气田苏南区块上古生界盒8-山1段有效砂层分布特征分析苏里格气田南区是苏里格气田主体向南的延伸，距离物源区远，储层埋深大，成岩作用强。

落实有效砂体分布，是苏南等气田边部地区高效开发的基础。

本文以苏南盒8、山1段储层为目标，结合构造、沉积、储层、成岩分析，研究了有效砂体的空间展布特征，总结了有效砂体储层特征。

苏南虽位于苏里格气田边部，仍具有一定的开发潜力，按照沉积演化规律，苏南再往南的浅水辫状河三角洲前缘相储层，值得下一步的研究和探索。

标签：有效砂体;沉积相;砂体分布;储层1 基本地质特征①构造特征：苏南处在苏里格气田的南部边缘，位于伊陕斜坡以西，天环凹陷以东，整体受控于鄂尔多斯盆地宽缓的构造背景。

区域构造为一宽缓的南西倾大单斜，北东高，南西低，区内断层基本不发育。

坡角小、坡降缓的构造背景下形成的浅水辫状河三角洲，使得各亚相分布规模较常规的辫状河三角洲范围广，尤其是浅水辫状河三角洲平原沉积，更是大面积分布;②沉积特征：苏南储层岩性主要以以中-粗砂岩为主，偶见含砾粗砂岩和中细砂岩，而苏中储层岩性主要为粗砂岩、含砾粗砂岩。

与苏中相比，苏南距离物源远，水动力减弱，岩石粗粒组分减少。

结合区域沉积背景、岩心观察、测井相分析、沉积剖面等，将区内沉积环境判断为宽缓构造背景下形成的浅水辫状河三角洲平原沉积，可细分为心滩、分流河道、分流间湾3种沉积微相。

因浅水辫状河三角洲平原的分流河道与辫状河沉积具有一定的相似性，这里借用辫状河河道中“心滩”的概念，来指代分流河道的高能砂体。

a心滩：位于辫状分流河道的中心，水体能量最强，砂体厚度较大，沉积物粒度粗，分选好。

测井曲线呈齿化的箱型、钟形，是研究区最有利的储层;b分流河道：为浅水辫状河三角洲平原相的沉积主体，形成三角洲的大量泥沙都是通过它们搬运至河口处沉积下来的。

分流河道具有一般河道沉积的特征，即以砂质沉积为主，以及向上逐渐变细的层序特征。

但它们比中、上游河流沉积的粒度细，分选变好;以中砂岩、细砂岩为主，GR曲线以钟型、齿化钟型为主;c分流河道间：分布在分流河道之间，粒度较细，岩性以泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩为主，沉积构造主要发育弱水动力条件下形成的水平层理、波纹层理，GR曲线幅度低，接近泥岩基线。

苏里格气田盒8气藏的砂体分布分析由于地震分辨率具有局限性，对窄薄的河流相砂体很难做预测展布。

根据苏里格气田的实际情况，研究对比水平井录井、修正等时试井等多种资料，综合确定河流相薄而窄小的砂体是切实可行的，运用单砂体模式识别技术确定砂体展布，并建立了苏里格气田盒8 气藏砂体分布的地质模型，并为开发井位优选提供了依据。

标签：砂体展布录井模式识别修正等时试井苏里格气田位于长庆靖边气田西侧的鄂尔多斯盆地。

苏里格气田盒8气藏属于河流相辫状河沉积，河道砂岩其单砂体大都呈现薄而窄的状态，其厚度只有数米，宽度为数十至数百米。

这种砂体的厚度可以通过钻井获得，但是其宽度则因受地震分辨率的限制而很难预测，通常对河道砂体的研究大都是采用地质—录井—地震的方法进行预测[ 1～3]。

如采用多种技术综合描述，所建立的地质模型可以为苏里格气田布署开发井位提供地质依据。

1 砂体厚度平面展布地震识别2001年苏里格气田投入开发评价以来，在原来勘探时期资料的基础上，对苏里格地区3个评价区块——S7 井块、S 8井块、S10井块以精细的二维和三维地震。

经过大量分析研究工作表明致密砂岩、泥岩、气层存在一定的波阻抗差。

从地震预测暴露出的问题来看，在苏里格地区尚未形成对盒8 气藏切实有效的砂体分辨技术系列。

显然，现有地震预测方法很难适应开发阶段储层预测的要求。

2 水平钻井岩屑录井分析砂体展布针对苏里格气田盒8气藏砂体分布的特点，在苏里格气田北部S7井和S10井之间，部署了SP2井;在S8井和s10井之间，部署了SP1井进行水平钻井。

其目的在于揭示产气砂体的横向连通性及其宽度，了解水平井是否能构成砂体间的桥梁，以提高单井产能和控制储量。

根据两口水平井的实钻岩屑录井资料了解到：沿水平方向钻进，除了钻遇单一的砂岩段和泥岩段外，还出现了宽度仅为数米或十数米的砂-泥岩交替段，它反映出主河道外缘还分布着许多分支小河道。

SP1 井水平井段岩屑录井水平段统计总长度为911m;泥岩11段，最长104m，最短5m，总长度为471m;砂岩11段，最长155m，最短10m，总长度为440m。

苏里格气田盒8段储层低孔低渗储层成因分析与储层优选摘要通过对苏里格地区文献调研，以及工区资料的消化，总结工区微观岩石学特征，分别对盒8段储层的岩屑石英砂岩、岩屑砂岩的孔渗机理，以及储层的低孔低渗成因进行了对比分析，研究发现工区岩屑石英砂岩、岩屑砂岩主要是沉积分异导致的，而且区域储层致密化十分明显，且差异较大，多数储层致密化主要是由于硅质胶结物作用，少量是由于碳酸盐岩胶结物导致，且压实严重，因此致密化十分普遍。

最终分析孔吼特征、孔隙组合特征等，来分析盒8段储层低孔低渗储层的成因，并优选工区的优质储层，划分有利区块。

关键词苏里格低孔低渗微观岩石学孔吼特征中图分类号：te618.3 文献标识码：a苏里格气田位于我国内蒙古的鄂托克旗与陕西省定边县交界处，主力产区为鄂尔多斯盆地中的盒8段，以及山1组。

因为鄂尔多斯盆地在过去数百上千年中一直缓慢的沉降，而上覆底层不断沉积底层，总共厚度约为2800m，在经过长期的地质作用，致使盒8段储层，压实的十分致密，且储层内胶结作用强烈，因此岩石致密化严重，整体物性较差，勘探开发难度大。

盒8段储层整体厚度约50～120m，且整体上，下部为粗砾、沙砾岩为主，中部为中、细砂岩，上部主要为细粉砂岩和泥质粉砂岩，因此粒度往上变细，属于明显的正旋回沉积特征，其孔渗特征，盒8段上部物性条件差，一般孔隙度为6.5～9%，渗透力则为0.01～2?？0-3md，而中部一般孔隙度为8～10%，渗透力则为2～230?？0-3md，下部物性条件稍好，一般孔隙度为8.3～12.5%，渗透力则为20～20000?？0-3md。

1盒8段储层的岩石组成特征苏里格气田盒 8段储层的岩石类型主要为2种，为岩屑石英砂岩、岩屑砂岩。

储层种的岩屑石英砂岩成熟度较高，骨架颗粒主要为石英，填隙物则为粘土矿物、方解石和少量的碳酸盐岩；而岩屑砂岩的成熟度不高，骨架同样主要为石英，还含有少量的页岩盒钙质，填隙物同样为粘土矿物、方解石和少量的碳酸盐岩。

摘要：鄂尔多斯盆地东部地区上古生界盒8段显示出较好的含气性特征，通过铸体薄片观察与鉴定、渗透率、压汞分析和非均值分析，结果表明上古生界盒8段储集层砂岩中石英砂岩以粒内溶蚀孔隙、溶蚀粒间孔隙和残余粒间孔隙为主，岩屑石英砂岩以溶蚀孔隙为其特征，只有极少部分储集层为晶间孔隙-粒间孔隙型；岩屑砂岩以粒内孔隙和溶蚀粒内孔隙为发育。

通过铸体技术分析面孔率一般在2.3％以上。

最后通过参数综合评价将储层划分为4类，苏里格气田东区盒8储层主要为Ⅰ、Ⅱ类。

关键词：鄂尔多斯盆地；苏里格气田东区；储层特征苏里格气田东区上古生界盒8、山1段储层-测井特征研究兰义飞1，陈志华1，石林辉1，刘莉莉1，曹艳2（1.中国石油长庆气田分公司勘探开发研究院；2.长庆科技工程有限责任公司）0前言苏里格气田是一个特大气田，不仅是我国现阶段规模最大的天然气田，也是我国第一个世界级储量大气田。

2007年股份公司提出了要将鄂尔多斯盆地建设成石油天然气重要能源基地，到2013年建成年生产天然气商品量200亿立方米的目标，而苏里格气田东区毗邻苏里格气田，特别是盒8和山1具有和苏里格相似的成藏地质条件，因此在总的规划方案中明确提出苏里格气田东区是苏里格气田建产能的主力区块之一，并在2011年形成年产50亿立方米产能规模，但从已有试气的成果来看，不同地区、不同层系产气能力差别较大。

2019年实现油气当量5000万吨稳产7年目标的关键一年。

作为长庆油田上产主力区块的苏里格气田东区，正在以建设稳产接替50亿立方米产能为目标，展开大规模的产能会战，因此，有必要对苏里格气田东区盒8、山1的储集砂体和产气能力进行研究。

1概况苏里格气田东区地处内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗和陕西省榆林市榆阳区境内，气田南接乌审旗和靖边气田，东邻榆林气田。

区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中北部。

苏里格气田东区位于长庆靖边气田北部的乌审旗地区。

勘探范围西起乌审旗的嘎鲁图、北抵乌审旗的通岗浪沟，东达补兔、南抵乌审旗的巴音来登，勘探面积约5988km2。

三.苏里格气田的地质特征1.根本地质特征该区山1期在区内为三角洲平原沉积环境,由西向东依次发育近南北向展布的分流河道.盒8期在区内主要以河流一浅水沼泽相沉积环境为主,由北向南依次发育冲积平原、三角洲平原亚相.砂岩在平面上广泛分布,储集体由北向南延伸,厚度逐渐变薄,东西向呈透镜状叠加.储集体砂纵向上相互叠置,横向上复合连片,储层普遍含气.储集砂岩粒度以粗、粗-中粒、中粒为主,砂岩储层结构成熟度比拟高.颗粒一般呈次棱角—次圆状,分选中等,主要粒径分布范围为0.2mm-3.0mm研究区储层的面孔率一般在2.0%以上,孔隙组合以晶间孔一溶孔为主要孔隙组合,见少量的粒间孔.1.1主力气层岩性特征及其厚度变化特征描述如下：①奥陶系下统马家沟组〔oim下古生界奥陶系马家沟组属华北海型沉积,依据区域性地层比照标志层、沉积旋回及古生物特征,可将其地层自下而上可划分为马一、马二至马六等6个岩性段,马六段在盆地内分布局限.含气层主要分布在马家沟组马五段,主要岩性为褐灰色粉晶云岩.马五14底部发育深灰色凝灰岩；马五41底部发育灰绿色凝灰岩,这两层为下古生界重要的标志层.测井曲线具有高伽玛、高时差、低电阻、低密度等特征.马五5为厚层块状泥晶灰岩,厚约25m左右.该段测井曲线具有低平的自然伽玛和高电阻、高Pe值等特征,也是马家沟组马五段内重要的标志层.②二叠系下统山西组〔Pis〕以“骆驼脖砂岩〞之底为顶界,以“北岔沟砂岩〞之底为底界,与太原组整合接触.厚度约70m左右.根据沉积序列及岩性组合自下而上分为山1、山2两段.山2段区内主要是一套三角洲含煤地层,发育石英砂岩或岩屑砂岩,夹薄层粉砂岩、泥岩和煤层,厚度一般45nr-60m山1段区内以三角洲平原沉积的砂泥岩为主,砂岩由细一中粒岩屑砂岩、岩屑质石英砂岩组成,厚度一般40m^50m为本区的主要目的层之一.③二叠系中统上、下石盒子组〔P2h〕石盒子组以“骆驼脖砂岩〞之底为底界,该砂岩的顶部有一层“杂色泥岩〞,其自然伽玛值高,是进行区域地层比照良好的标志层.根据沉积序列及岩性组合自下而上分为下石盒子组和上石盒子组.下石盒子组为一套浅灰色含砾粗砂岩、灰白色中粗粒砂岩及灰绿色岩屑质石英砂岩与灰绿色泥岩互层,砂岩发育大型交错层理,泥质含量少,无煤层,厚度一般120〜160m由下而上,可分为盒8、盒7、盒6、盒5四个气层组.盒8段主要为一套河流-三角洲相砂岩,岩性为浅灰色含砾粗砂岩、灰白色中-粗粒砂岩及灰绿色岩屑石英砂岩,是本区的主力产气层段.上石盒子组砂岩不发育,其主要为一套红色泥岩及砂质泥岩互层,上部夹有1〜3层硅质层,厚度一般140〜160m是一套干旱湖泊环境为主的沉积,在测井曲线上表现为高电阻、高自然伽玛.上石盒子组由下而上,分为盒4、盒3、盒2、盒1四个气层组.1.2主力气层划分标志：以山2段中部煤层及本溪组顶部煤层做为全区统一的比照标志层,确定目的层段的相对位置.①在山2段中部煤层之上10〜20m处,存在高伽玛,低电阻的二分时间单元面——洪泛面,是较好的标志层.②山1顶界沉积有一套根本稳定的泥岩隔层,电阻率值较高,与盒8底砂岩为冲刷突变接触.③从盒8段进入山1段,由于泥岩碳质含量的逐渐增加和使得电阻率逐渐抬晨〕o④盒8顶界上下地层电阻率有一定的变化,在该位置以下地层电阻率根本上都比上面的地层的要高,电阻率台阶、自然伽玛曲线台阶明显.表1-1苏里格气田东区上古生界地层简表1.3储层特征苏里格东区盒8段储集岩性主要为岩屑质石英砂岩及岩屑砂岩.粒度以粗、粗-中粒、中粒为主,下部见含砾砂岩及细砾岩.颗粒成分以石英、燧石及石英岩为主；岩屑成份以燧石、喷发岩、片岩为主；填隙物有杂基、铁方解石、硅质、水云母及高岭石等.受沉积环境影响该,区盒8段砂岩储层结构成熟度比拟高.颗粒一般呈次棱角—次圆状,分选中等,主要粒径分布范围为0.2mm〜3.0mm.盒8段储集空间主要为溶孔〔杂基溶孔、岩屑溶孔等〕、晶间孔、剩余粒间孔及少量微裂隙.根据区内20口取心井常规物性分析资料统计结果,该区有效储层孔隙度主要分布在4.0〜14.0%,平均9.2%;渗透率主要分布在0.100〜1.000X10-3^m2之间,平均0.607X10-%im2o山1段砂体是一套以分流河道为主的砂、泥岩地层,平均厚度2.9m,平均孔隙度8.38%,平均渗透率0.28X0-7m2.山1段砂体以粒间孔、岩屑溶孔和高岭石晶问孔为主.。