東勝氣田錦58井區盒1氣藏影響產能的地質因素分析

劉鋒

摘要：鄂爾多斯盆地北緣東勝氣田錦58井區為區塊內目前主要開發井區，盒1層為主力開發層位。本文通過大量巖芯樣品的鑄體薄片、掃描電鏡、壓汞實驗等分析化驗資料，建立盒1氣藏儲層分類評價標準。依據經濟極限產量，結合試氣產出規律，將氣井分為高、中、低產氣井三類，從地質角度出發，明確了三類氣井的試氣產能與儲層特征、構造特征與烴源巖之間的關系，對今后的勘探開發具有一定借鑒意義。

關鍵詞：東勝氣田;儲層特征;綜合評價;勘探開發

前言

東勝氣田位于鄂爾多斯盆地北緣伊陜斜坡與伊盟隆起交界處，錦58井區位于泊爾江海子斷裂以南伊陜斜坡北部，行政區劃上位于鄂爾多斯市杭錦旗和鄂托克旗境內，井區面積980km，上古生界二疊系下石盒子組盒1層是目前主力開發層位，盒1氣藏整體試氣產能較高，但部分井試氣中低產，高產液，本次研究將盒1段儲層進行分類評價，分析影響高產氣井產能的地質因素。

1儲層特征

1.1巖石學特征

薄片鑒定資料表明，盒1段儲層巖性以含礫粗～中粒巖屑砂巖為主，其次為粗～中粒巖屑石英砂巖，少量的長石巖屑砂巖。其中巖屑砂巖所占比例最高，達76.4%，粒度主要為粗粒、中粒;巖屑石英砂巖次之，所占比例達20.2%，也以粗粒為主;長石巖屑砂巖較小。碎屑組分主要為石英類、次為巖屑，石英類礦物平均含量為69.5%，巖屑平均含量為25%，主要為泥巖、粉砂巖巖屑，占18.9%，其次為酸性火山巖和板巖、片巖巖屑，分別占4.4%，2.2%，長石含量較少，平均4%。填隙物平均含量為8.7%，主要為粘土礦物（高嶺石、水云母、假像水云母、綠泥石）、鈣質和硅質膠結物。砂巖顆粒分選以中等-好為主，磨圓度以次棱角狀為主，其次為次圓狀，碎屑間顆粒支撐，點線接觸，膠結類型以孔隙式為主。

1.2物性特征

錦58井區及周邊盒1段150個砂巖樣品統計資料表明，盒1段孔隙度主要分布區間為5%-15%，平均10.1%，其中大于5%的樣品平均值為11.3%，滲透率主要分布區間為0.3-2.5mD，平均0.87mD，其中大于0.15mD的樣品平均值為0.98mD?？傮w上屬于低孔隙度和特低滲透率儲層?？紫抖?、滲透率相關性較好（圖1），滲透率隨著孔隙度增大而增大，并呈指數相關，K = 0.0469e0.2326φ，R2 = 0.6866。

1.3儲層空間類型及孔隙結構特征

鑄體薄片觀察表明，盒1段儲集巖主要孔隙類型為粒間溶孔和粒間余孔，其次為粒內溶孔和晶間微孔，少量微裂縫和晶內微孔（圖3）。

根據薄片分析資料，盒1段儲層砂巖孔隙大小不一，不同的孔隙類型形成的孔徑大小不同，最大可達1000μm。粒間溶蝕孔和原生粒間余孔的孔徑較大，平均孔徑大于50μm，粒內溶孔的孔徑較小，平均孔徑小于20-50μm，晶間微孔較小，平均孔徑小于10μmm。根據盒1段砂巖毛管壓力曲線的形態和中值壓力、排驅壓力等特征參數可將毛管壓力曲線分為三類。

Ⅰ類：毛管壓力曲線向左下方凹，出現近似平臺段，孔喉分選較好，粗歪度。排驅壓力小于0.5Mpa，中值壓力小于5MPa。

Ⅱ類：毛管壓力曲線較一類略陡，孔喉分布略粗歪度，排驅壓力0.5-1.0MPa，中值壓力5～20MPa。

Ⅲ類：毛管壓力曲線為陡坡型，孔喉分選相對較差，略細歪度，排驅壓力大于1.0MPa，中值壓力大于20MPa。

1.4 儲層綜合分類評價

根據巖性、物性（孔隙度與滲透率）和孔隙結構特征及其內在關系，建立盒1儲層分類評價標準，共劃分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層（表1），其中Ⅰ類儲層為最優質儲層。

2盒1氣藏影響產能的地質因素分析

2.1 氣井分類

根據開發方案經濟極限產量，結合產出規律，依據液氣比和出氣、出液情況將氣井分為高產井、中產井、低產井三類。其中高產井無阻流量直井大于6萬方/天，水平井大于10萬方/天;低產井無阻流量直井小于1萬方/天，水平井小于3萬方/天;介于兩者之間的為中產井。

2.2 沉積特征

錦58井區盒1段屬于近物源的辮狀河沉積，微相類型包括心灘、泛濫平原等，有利沉積微相主要為心灘。沉積相剖面上，盒1段辮狀河道較發育，連通性較好，河道寬度較大;主力層盒1多套砂體連續發育，為氣井高產穩產提供了資源基礎。

盒1段高產井主要發育Ⅰ類儲層，主要分布在辮狀河道主體部位，砂體連續發育，沉積微相類型多為心灘和疊置心灘，測井相主要為光滑箱形或疊置箱形，多期河道相互疊置，巖性以含礫粗砂巖、粗砂巖為主，氣層厚度10-20米，平均15.5米;中產井主要發育Ⅱ類儲層，沉積微相類型多為心灘和河道充填，測井相主要為齒化箱形，巖性以粗砂巖、中砂巖為主，氣層厚度5-10米，平均6.7米;低產井多發育Ⅲ類儲層。

2.3 物性特征

盒1段屬于辮狀河沉積，儲層非均質性較強，物性較好的有效砂體為心灘主體和河道下部充填的粗砂巖、含礫粗砂巖，且成孤立狀分布于致密砂巖中，有效砂體的連通性差。天然氣主要富集在相對高滲透的砂巖儲層中，高滲透性的砂巖儲層天然氣充注起始壓力低，運移阻力小，氣容易驅替水;而滲透性較差儲層天然氣充注起始壓力高，運移阻力大，易形成差氣層、干層或水層。研究發現高產氣井孔隙度大于12%，滲透率大于0.8mD。

通過已經試氣9口直井、40口水平井無阻流量與儲層的自然伽瑪、聲波時差、電阻率、含氣飽和度等參數進行交匯分析，結果表明，單個參數一般僅對儲層物性或含氣性的其中一方面較為敏感，不能很好的將高產氣層識別出來，需要同時利用對儲層物性敏感和含氣性敏感的電性參數進行交匯分析。通過無阻流量和孔隙度、氣層厚度的交匯可以看出，孔隙度、氣層厚度與無阻流量有較強的正相關關系，孔隙度越大、氣層厚度越大，氣井無阻流量越高;通過聲波時差、密度、中子和電阻率多個參數交匯發現，聲波時差-電阻率與補償中子-電阻率兩組圖版可以將高產氣井有效的識別出來，高產氣井儲層聲波時差大于235μs/m，補償中子小于12%，深感應電阻率大于15Ωm，低產氣井儲層聲波時差大于228μs/m，補償中子大于12%小于15%，深感應電阻率小于10Ωm。三類井地質特征表如下（表2）。

2.4 構造特征

錦58井區構造上整體較為平緩，呈現出北東高，南西低的特征，局部發育鼻狀隆起，延北東到南西方向平均構造坡降為8.5m/km，地層傾角小于1°，前人研究證實本地區可連通的單砂體長度為100-500m，厚度為5-20m，氣柱高度不超過25m，由氣柱高度所產生的最大浮力遠遠小于本地區阻流層的排驅壓力。在這種儲層致密、砂體連通規模小，構造傾角小的背景下，天然氣向上運移的浮力難以有效地克服低滲致密儲層的毛細管阻力，氣水分異作用不明顯，氣水分布基本不受區域構造的控制。

從盒1層底部構造和試氣產量疊合圖以及切河道氣藏連井剖面、順河道氣藏連井剖面，結合試氣效果可以看出，在烏蘭吉林廟斷裂帶以北，目前主要開發區帶內，盒1氣藏高產氣井在構造高點和構造低點均有分布，構造對油氣控制作用不明顯。

2.5 烴源巖特征

錦58井區煤層較為發育，特別是烏蘭吉林廟斷裂以南錦85井一帶，煤層厚度可達20m以上，煤層和炭質泥巖是盒1氣藏的主要烴源巖。從煤層厚度與盒1井試氣產量疊合圖可以看出，煤層厚度與產量無直接關系。

3認識及結論

（1）錦58井區盒1段儲層巖性以含礫粗～中粒巖屑砂巖為主，其次為粗～中粒巖屑石英砂巖，少量的長石巖屑砂巖?？紫抖戎饕植紖^間為5%-15%，平均10.1%，滲透率主要分布區間為0.3-2.5mD，平均0.87mD，總體上屬于低孔特低滲儲層。主要孔隙類型為粒間溶孔和粒間余孔，其次為粒內溶孔和晶間微孔，少量微裂縫和晶內微孔。

（2）根據巖性、物性和孔隙結構特征及其內在關系，建立盒1儲層分類評價標準，共劃分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層，其中Ⅰ類儲層為最優質儲層。

（3）根據經濟極限產量，結合產出規律，依據液氣比和出氣、出液情況將氣井分為高產井、中產井、低產井三類。高產井主要發育Ⅰ類儲層，主要分布在辮狀河道主體部位，砂體連續發育，多期河道相互疊置，沉積微相類型多為心灘和疊置心灘，測井相主要為光滑箱形或疊置箱形，巖性以含礫粗砂巖、粗砂巖為主，氣層厚度10-20米，平均15.5米，聲波時差大于235μs/m，補償中子小于12%，深感應電阻率大于15Ωm。

（4）目前主要開發區帶內（烏蘭吉林廟斷裂帶以北），盒1氣藏高產氣井在構造高點和構造低點均有分布，構造對油氣控制作用不明顯。從煤層厚度與盒1井試氣產量疊合圖可以看出，煤層厚度與產量無直接關系。

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