刘锋

摘要：鄂尔多斯盆地北缘东胜气田锦58井区为区块内目前主要开发井区，盒1层为主力开发层位。本文通过大量岩芯样品的铸体薄片、扫描电镜、压汞实验等分析化验资料，建立盒1气藏储层分类评价标准。依据经济极限产量，结合试气产出规律，将气井分为高、中、低产气井三类，从地质角度出发，明确了三类气井的试气产能与储层特征、构造特征与烃源岩之间的关系，对今后的勘探开发具有一定借鉴意义。

关键词：东胜气田;储层特征;综合评价;勘探开发

前言

东胜气田位于鄂尔多斯盆地北缘伊陕斜坡与伊盟隆起交界处，锦58井区位于泊尔江海子断裂以南伊陕斜坡北部，行政区划上位于鄂尔多斯市杭锦旗和鄂托克旗境内，井区面积980km，上古生界二叠系下石盒子组盒1层是目前主力开发层位，盒1气藏整体试气产能较高，但部分井试气中低产，高产液，本次研究将盒1段储层进行分类评价，分析影响高产气井产能的地质因素。

1储层特征

1.1岩石学特征

薄片鉴定资料表明，盒1段储层岩性以含砾粗～中粒岩屑砂岩为主，其次为粗～中粒岩屑石英砂岩，少量的长石岩屑砂岩。其中岩屑砂岩所占比例最高，达76.4%，粒度主要为粗粒、中粒;岩屑石英砂岩次之，所占比例达20.2%，也以粗粒为主;长石岩屑砂岩较小。碎屑组分主要为石英类、次为岩屑，石英类矿物平均含量为69.5%，岩屑平均含量为25%，主要为泥岩、粉砂岩岩屑，占18.9%，其次为酸性火山岩和板岩、片岩岩屑，分别占4.4%，2.2%，长石含量较少，平均4%。填隙物平均含量为8.7%，主要为粘土矿物（高岭石、水云母、假像水云母、绿泥石）、钙质和硅质胶结物。砂岩颗粒分选以中等-好为主，磨圆度以次棱角状为主，其次为次圆状，碎屑间颗粒支撑，点线接触，胶结类型以孔隙式为主。

1.2物性特征

锦58井区及周边盒1段150个砂岩样品统计资料表明，盒1段孔隙度主要分布区间为5%-15%，平均10.1%，其中大于5%的样品平均值为11.3%，渗透率主要分布区间为0.3-2.5mD，平均0.87mD，其中大于0.15mD的样品平均值为0.98mD。总体上属于低孔隙度和特低渗透率储层。孔隙度、渗透率相关性较好（图1），渗透率随着孔隙度增大而增大，并呈指数相关，K = 0.0469e0.2326φ，R2 = 0.6866。

1.3储层空间类型及孔隙结构特征

铸体薄片观察表明，盒1段储集岩主要孔隙类型为粒间溶孔和粒间余孔，其次为粒内溶孔和晶间微孔，少量微裂缝和晶内微孔（图3）。

根据薄片分析资料，盒1段储层砂岩孔隙大小不一，不同的孔隙类型形成的孔径大小不同，最大可达1000μm。粒间溶蚀孔和原生粒间余孔的孔径较大，平均孔径大于50μm，粒内溶孔的孔径较小，平均孔径小于20-50μm，晶间微孔较小，平均孔径小于10μmm。根据盒1段砂岩毛管压力曲线的形态和中值压力、排驱压力等特征参数可将毛管压力曲线分为三类。

Ⅰ类：毛管压力曲线向左下方凹，出现近似平台段，孔喉分选较好，粗歪度。排驱压力小于0.5Mpa，中值压力小于5MPa。

Ⅱ类：毛管压力曲线较一类略陡，孔喉分布略粗歪度，排驱压力0.5-1.0MPa，中值压力5～20MPa。

Ⅲ类：毛管压力曲线为陡坡型，孔喉分选相对较差，略细歪度，排驱压力大于1.0MPa，中值压力大于20MPa。

1.4 储层综合分类评价

根据岩性、物性（孔隙度与渗透率）和孔隙结构特征及其内在关系，建立盒1储层分类评价标准，共划分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层（表1），其中Ⅰ类储层为最优质储层。

2盒1气藏影响产能的地质因素分析

2.1 气井分类

根据开发方案经济极限产量，结合产出规律，依据液气比和出气、出液情况将气井分为高产井、中产井、低产井三类。其中高产井无阻流量直井大于6万方/天，水平井大于10万方/天;低产井无阻流量直井小于1万方/天，水平井小于3万方/天;介于两者之间的为中产井。

2.2 沉积特征

锦58井区盒1段属于近物源的辫状河沉积，微相类型包括心滩、泛滥平原等，有利沉积微相主要为心滩。沉积相剖面上，盒1段辫状河道较发育，连通性较好，河道宽度较大;主力层盒1多套砂體连续发育，为气井高产稳产提供了资源基础。

盒1段高产井主要发育Ⅰ类储层，主要分布在辫状河道主体部位，砂体连续发育，沉积微相类型多为心滩和叠置心滩，测井相主要为光滑箱形或叠置箱形，多期河道相互叠置，岩性以含砾粗砂岩、粗砂岩为主，气层厚度10-20米，平均15.5米;中产井主要发育Ⅱ类储层，沉积微相类型多为心滩和河道充填，测井相主要为齿化箱形，岩性以粗砂岩、中砂岩为主，气层厚度5-10米，平均6.7米;低产井多发育Ⅲ类储层。

2.3 物性特征

盒1段属于辫状河沉积，储层非均质性较强，物性较好的有效砂体为心滩主体和河道下部充填的粗砂岩、含砾粗砂岩，且成孤立状分布于致密砂岩中，有效砂体的连通性差。天然气主要富集在相对高渗透的砂岩储层中，高渗透性的砂岩储层天然气充注起始压力低，运移阻力小，气容易驱替水;而渗透性较差储层天然气充注起始压力高，运移阻力大，易形成差气层、干层或水层。研究发现高产气井孔隙度大于12%，渗透率大于0.8mD。

通过已经试气9口直井、40口水平井无阻流量与储层的自然伽玛、声波时差、电阻率、含气饱和度等参数进行交汇分析，结果表明，单个参数一般仅对储层物性或含气性的其中一方面较为敏感，不能很好的将高产气层识别出来，需要同时利用对储层物性敏感和含气性敏感的电性参数进行交汇分析。通过无阻流量和孔隙度、气层厚度的交汇可以看出，孔隙度、气层厚度与无阻流量有较强的正相关关系，孔隙度越大、气层厚度越大，气井无阻流量越高;通过声波时差、密度、中子和电阻率多个参数交汇发现，声波时差-电阻率与补偿中子-电阻率两组图版可以将高产气井有效的识别出来，高产气井储层声波时差大于235μs/m，补偿中子小于12%，深感应电阻率大于15Ωm，低产气井储层声波时差大于228μs/m，补偿中子大于12%小于15%，深感应电阻率小于10Ωm。三类井地质特征表如下（表2）。

2.4 构造特征

锦58井区构造上整体较为平缓，呈现出北东高，南西低的特征，局部发育鼻状隆起，延北东到南西方向平均构造坡降为8.5m/km，地層倾角小于1°，前人研究证实本地区可连通的单砂体长度为100-500m，厚度为5-20m，气柱高度不超过25m，由气柱高度所产生的最大浮力远远小于本地区阻流层的排驱压力。在这种储层致密、砂体连通规模小，构造倾角小的背景下，天然气向上运移的浮力难以有效地克服低渗致密储层的毛细管阻力，气水分异作用不明显，气水分布基本不受区域构造的控制。

从盒1层底部构造和试气产量叠合图以及切河道气藏连井剖面、顺河道气藏连井剖面，结合试气效果可以看出，在乌兰吉林庙断裂带以北，目前主要开发区带内，盒1气藏高产气井在构造高点和构造低点均有分布，构造对油气控制作用不明显。

2.5 烃源岩特征

锦58井区煤层较为发育，特别是乌兰吉林庙断裂以南锦85井一带，煤层厚度可达20m以上，煤层和炭质泥岩是盒1气藏的主要烃源岩。从煤层厚度与盒1井试气产量叠合图可以看出，煤层厚度与产量无直接关系。

3认识及结论

（1）锦58井区盒1段储层岩性以含砾粗～中粒岩屑砂岩为主，其次为粗～中粒岩屑石英砂岩，少量的长石岩屑砂岩。孔隙度主要分布区间为5%-15%，平均10.1%，渗透率主要分布区间为0.3-2.5mD，平均0.87mD，总体上属于低孔特低渗储层。主要孔隙类型为粒间溶孔和粒间余孔，其次为粒内溶孔和晶间微孔，少量微裂缝和晶内微孔。

（2）根据岩性、物性和孔隙结构特征及其内在关系，建立盒1储层分类评价标准，共划分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层，其中Ⅰ类储层为最优质储层。

（3）根据经济极限产量，结合产出规律，依据液气比和出气、出液情况将气井分为高产井、中产井、低产井三类。高产井主要发育Ⅰ类储层，主要分布在辫状河道主体部位，砂体连续发育，多期河道相互叠置，沉积微相类型多为心滩和叠置心滩，测井相主要为光滑箱形或叠置箱形，岩性以含砾粗砂岩、粗砂岩为主，气层厚度10-20米，平均15.5米，声波时差大于235μs/m，补偿中子小于12%，深感应电阻率大于15Ωm。

（4）目前主要开发区带内（乌兰吉林庙断裂带以北），盒1气藏高产气井在构造高点和构造低点均有分布，构造对油气控制作用不明显。从煤层厚度与盒1井试气产量叠合图可以看出，煤层厚度与产量无直接关系。

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