鄂尔多斯盆地苏里格气区是中国目前最大的非常规连续型致密砂岩大气区^[1]。已有研究表明, 气田内储层具有典型的“低渗、低压、低产”特征及强烈的非均质性, 且形成了天然气产能明显受有效储层的发育规模、连通性以及储层物性控制, 而破坏性的成岩作用则是导致储层物性变差的主要原因的认识^[2], 但苏里格气田东南部(苏东南)的气水分布关系复杂^[3], 单井产能整体较低且差异较大, 影响天然气产能的主控因素尚不明确^[4]。召41井区是苏东南地区近年来重点的致密砂岩气勘探区域, 其主力产气层为二叠系石盒子组盒8段。众多学者对盒8段沉积相及沉积模式^[5-6]、储层微观孔隙结构特征^[7-11]、气水分布特征^{[4, 12-13]}等方面均有一定的研究, 为盒8段储层特征的分析与评价提供了基础。部分学者从气井产能模型的角度分析, 认为气井产能与地层系数、储能系数等呈明显的正相关关系^[14], 但对储层特征、精细分类评价及不同储层类别对天然气产能差异分布的控制缺乏系统的研究。

以苏东南召41井区盒8段为例, 通过综合分析致密砂岩的岩石学特征、物性特征、孔隙结构以及成岩作用等, 对致密砂岩储层的基本特征进行深入研究, 从而利用物性参数、孔隙结构参数、砂体厚度及沉积微相类型等对储层进行较为合理地分类评价, 最后结合天然气产能数据探讨储层类别对天然气产能的影响, 以期为实施储层压裂改造工艺方案、提高低产井的单井产量以及规模有效开发致密砂岩气藏提供依据。

鄂尔多斯盆地由伊陕斜坡、伊盟隆起、渭北隆起、西缘冲断带、天环坳陷和晋西挠褶带等6个二级构造单元构成, 整体构造形态表现为西翼陡东翼缓、边缘复杂、内部简单的特征。盆地内部发育中新元古界至新生界等多套地层, 天然气资源十分丰富, 其中二叠系自下而上发育太原组、山西组、石盒子组和石千峰组, 而石盒子组是致密砂岩气赋存的主要层位。

盆地内伊陕斜坡带的东北部是致密砂岩气主要的聚集区, 苏里格超大型气田最具代表性。近年来的勘探实践表明, 苏东南召41井区天然气建产规模大, 目前成为长庆油田在苏里格地区天然气上产的主力区块^[15-17], 其地理位置西起陶利镇, 东到补浪河乡, 北至巴彦柴达木乡, 南抵无定河镇, 面积为700 km²。盒8段储层主要为辫状河三角洲平原分支河道微相, 砂体发育, 天然气富集。

召41井区盒8段碎屑岩主要为灰色、浅灰色、灰绿色、灰褐色中—粗砂岩, 少量为细砂岩。岩石类型以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主, 石英砂岩相对较少(图 1)。据苏东南13口井59块样品统计, 岩屑石英砂岩的体积分数为66.10%, 岩屑砂岩的体积分数为23.73%, 石英砂岩的体积分数约为10.17%。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 苏东南召41井区盒8段砂岩分类图 Ⅰ.石英砂岩；Ⅱ.长石质石英砂岩；Ⅲ.岩屑质石英砂岩；Ⅳ.长石砂岩；Ⅴ.岩屑质长石砂岩；Ⅵ.长石岩屑砂岩；Ⅶ.岩屑砂岩 Fig. 1 Triangular diagram showing sandstone classification of He 8 member in Zhao 41 well area, southeastern Sulige Gas Field

砂岩的碎屑颗粒含量较高, 主要为石英颗粒, 其次为岩屑和碎屑云母, 岩屑主要为变质岩岩屑, 包括石英岩、千枚岩、板岩和变质砂岩岩屑。岩浆岩岩屑次之, 其组分主要为喷发岩和隐晶岩岩屑(表 1)。盒8_上碎屑的体积分数为79%~87%, 平均为85%。其中石英体积分数为52.0%~65.5%, 平均为60.5%；岩屑体积分数为14%~35%, 平均为23%。盒8_下碎屑体积分数为66.0%~93.5%, 平均为84%。其中石英体积分数为25.0%~80.5%, 平均为67.3%；岩屑体积分数为7%~44%, 平均为16.1%。碎屑分选中等—好, 磨圆度主要为次棱角状和次棱角状—次圆状, 少量为次圆状—次棱角状。胶结类型有加大-孔隙、孔隙、薄膜-孔隙胶结等。

表 1(Table 1)

表 1 苏东南召41井区盒8段碎屑组分 Table 1 Debris components of He 8 member in Zhao 41 well area, southeastern Sulige Gas Field % 层位 样品数/块 范围 φ(碎屑颗粒) φ(岩屑) 云母 石英 岩屑 喷发岩 隐晶岩 石英岩 千枚岩 板岩 变质砂岩 盒8上 9 最小~最大 52.0~65.5 15~33 0~4 0~8 2~5 1.5~8.0 0~19 2~5 0~2 平均 60.50 23.83 1.94 4.33 3.67 5.22 3.50 3.56 1.16 盒8下 50 最小~最大 25.0~80.5 7~45 0~6 0~7 0~7 0~30 0~5 0~5 0~3 平均 67.34 17.14 1.56 2.31 3.50 3.58 1.13 2.47 0.65

下载CSV 表 1 苏东南召41井区盒8段碎屑组分 Table 1 Debris components of He 8 member in Zhao 41 well area, southeastern Sulige Gas Field

召41井区盒8段填隙物基本上是胶结物, 杂基很少或无。盒8_上填隙物的体积分数为10%~16%, 平均为12.55%, 其组分主要为伊利石和绿泥石, 其次为高岭石、硅质和铁方解石。盒8_下填隙物的体积分数为6%~18%, 平均为13.18%, 其组分主要为伊利石、高岭石及硅质, 其次为绿泥石和铁方解石, 还含有少量方解石和铁白云石(表 2)。

表 2(Table 2)

表 2 苏东南召41井区盒8段砂岩的填隙物组分 Table 2 Composition and content of interstitial material of He 8 member in Zhao 41 well area, southeastern Sulige Gas Field % 层位 样品数/块 范围 φ(填隙物) φ (胶结物) 伊利石 绿泥石 高岭石 硅质 方解石 铁方解石 铁白云石 盒8上 9 最小~最大 10~16 0~14 0~7 0~5 0~2 0~3 - 平均 12.55 7.44 2.22 1.44 0.89 0.56 盒8下 50 最小~最大 6~18 0~18 0~5 0~5 0~8 0~1 0~7 0~4 平均 13.18 5.88 0.94 2.21 3.4 0.12 0.5 0.12

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据铸体薄片、扫描电镜、阴极发光和X射线衍射等资料分析表明, 召41井区盒8段储集层在埋藏成岩过程中经历的成岩作用为压实压溶作用、胶结作用和溶解作用, 这些成岩作用对储集层孔隙发育具有显著的影响。①压实及压溶作用。具体表现为变形的云母、岩屑和石英次生加大充填粒间孔[图 2 (a), (b)]。②胶结作用。主要为黏土矿物胶结, 表现为伊利石、绿泥石和高岭石充填粒间孔[图 2(c)—(f)], 其次为碳酸盐、硅质胶结, 表现为铁方解石和石英次生加大强烈胶结[图 2 (g)—(j)]。③溶解作用。主要为岩屑被溶蚀[图 2(k), (l)], 提高了储层孔隙度, 一定程度上改善了储层物性。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 苏东南召41井区盒8段砂岩储层微观特征 （a）变形的千枚岩岩屑，盒8上，召87井，3 129.63 m；（b）石英次生加大，盒8下，召41井，3 226.45 m；（c）丝发状伊利石，盒8下，召95井，3 235.4 m；（d）粒间孔中的绿泥石，盒8下，召95井，3 235.4 m；（e）高岭石晶间孔，盒8下，召41井，3 205.38 m；（f）书页状高岭石，盒8下，陕115井，3 185.79 m；（g）高岭石晶间孔及钙质，盒8下，陕179井，3 140.67 m；（h）铁方解石，盒8下，召41井，3 226.45 m；（i）充填孔隙的硅质及泥膜，盒8下，召41井，3 225.66 m；（j）石英次生加大边，盒8上，召87井，3 129.63 m；（k）岩屑溶孔及晶间孔，盒8下，召41井，3 225.66 m；（l）局部发育的溶孔，盒8下，召95井，3 219.50 m Fig. 2 Microscopic reservoir characteristics of He 8 member in Zhao 41 well area, southeastern Sulige Gas Field

苏东南的古地温为135~160 ℃, R_o为1.4%~2.1% ^[18]；普遍见到Ⅲ级石英次生加大；普遍存在铁方解石充填, 可见少量铁白云石；黏土矿物胶结物中, 绿泥石以叶片状为主, 伊利石为丝发状, 伊/蒙混层间层比大部分小于15% (表 3), 依据2003年石油行业《碎屑岩成岩阶段划分标准》, 研究区盒8段砂岩成岩作用已普遍进入中成岩B期阶段。

表 3(Table 3)

表 3 苏东南召41井区盒8段黏土矿物X射线衍射 Table 3 X-diffraction of clay minerals of He 8 member in Zhao 41 well area, southeastern Sulige Gas Field % 层位 样品数/块 范围 φ(黏土矿物）相对 φ(混层比） 伊利石(I) 高岭石(K) 绿泥石(C) 伊/蒙混层(I/S) 盒8上 2 最小~最大 1.00~27.85 0~29.36 12.94~62.00 29.84~37.00 15~30(1个样≥15) 平均 14.43 14.68 37.47 33.42 盒8下 14 最小~最大 1.00~34.56 0~67.52 11.50~81.00 4.34~44.00 10~20(13个样品≤15) 平均 10.07 13.85 51.93 24.15

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早成岩A期压实开始, 黏土矿物以蒙皂石为主, 发生泥晶碳酸盐胶结和云母类变形。早成岩B期, 伊/蒙混层无序, 石英Ⅰ级加大, 有机质半成熟, 出现次生溶孔以及高岭石、早期方解石。中成岩A期, 伊/蒙混层有序, 石英次生Ⅱ—Ⅲ级加大, 有机质成熟, 铁铝硅酸盐溶蚀, 提供了Fe离子, 为铁方解石的形成提供了物质基础。中成岩B期, 伊/蒙混层有序, 蒙皂石体积分数小于15%, 铁方解石、铁白云石呈连片嵌晶状胶结与交代碎屑颗粒, 堵塞孔隙, 降低物性(图 3)。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 苏东南召41井区盒8段砂岩成岩演化与成岩序列 Fig. 3 Diagenetic sequence and evolution of sandstone of He 8 member in Zhao 41 well area, southeastern Sulige Gas Field

孔隙度和渗透率是反映储集性能和渗滤条件的2个基本参数。砂岩储层物性统计结果(11口井、54块岩心样品)显示, 苏东南盒8段孔隙度为3.6%~19.2%, 平均为9.35%, 峰值为6%~ 11%的占比为80%；渗透率变化大, 最小值为0.089 6 mD, 最大值为5.461 0 mD, 平均值为0.735 9 mD, 其中92.6%的样品的渗透率值都小于1.5 mD。测井解释孔隙度最大值为14.04%, 最小值为1.87%, 多数小于12%；渗透率最大值为2.11 mD, 最小值为0.01 mD, 多数小于1.2 mD；盒8_下较盒8_上的平均孔隙度和渗透性均较大, 且渗透率大于0.3 mD的样品中, 盒8_下占比为70.21%, 盒8_上占比为42.86% (表 4)。

表 4(Table 4)

表 4 苏东南召41井区盒8段储层物性 Table 4 Reservoir physical properties of He 8 member in Zhao 41 well area, southeastern Sulige Gas Field 层位 样品数/块 范围 孔隙度/% 渗透率/mD 渗透率样品占比/ % ＜0.3/mD 0.3~0.6/mD 0.6~1.0/mD 1.0~1.5/mD 盒8上 7 最小~最大 3.6~19.2 0.089 6~5.4610 57.14 14.29 14.29 14.29 平均 9.11 1.141 盒8下 47 最小~最大 4.8~13.1 0.1010~3.557 3 29.79 55.32 8.51 6.38 平均 9.39 0.675 6

下载CSV 表 4 苏东南召41井区盒8段储层物性 Table 4 Reservoir physical properties of He 8 member in Zhao 41 well area, southeastern Sulige Gas Field

根据铸体薄片和扫描电镜观察分析, 苏里格气田东南部盒8_上、盒8_下的孔隙类型主要为岩屑溶孔、晶间孔等次生孔隙, 其次为少量粒间溶孔和残余粒间孔。从总体上看, 面孔率、溶孔和晶间孔盒8_下要好于盒8_上。盒8_上段面孔率为0~1.7%, 平均为0.4%, 盒8_下段面孔率为0~6.2%, 平均为1.4% (表 5)。

表 5(Table 5)

表 5 苏东南召41井区盒8段储层孔隙类型及含量 Table 5 Types and volume content of reservoir pore space of He 8 member in Zhao 41 well area, southeastern Sulige Gas Field % 层位 样品数/块 范围 岩屑溶孔 晶间孔 粒间溶孔 残余粒间孔 总面孔率 盒8上 10 最小~最大 0~0.5 0~1.7 0~1.7 平均 0.1 0.3 0.4 盒8下 50 最小~最大 0~4.8 0~1.8 0~4 0~1 0~6.2 平均 0.8 0.4 0.1 0.1 1.4

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毛管压力参数统计结果显示, 苏东南盒8段砂岩储集层的门槛压力为0.186 6~1.237 5 MPa；中值压力为1.186 1~89.590 0 MPa；最大孔喉半径为0.630 0~3.938 9 μm；中值半径为0.010 0~0.619 7 μm；最大进汞饱和度为45.220%~90.488%；退汞效率为24.86%~47.70%。整体呈现出储层孔隙度、渗透率、孔喉半径、排驱压力和最大进汞饱和度变化范围较大、非均质性较强的特点。

分析毛管压力曲线形态和参数特征, 可将苏东南盒8段孔隙结构划分为4种类型(表 6, 图 4), 其中以中—小喉为主。

表 6(Table 6)

表 6 苏东南盒8段储层孔隙结构类型及其毛管压力参数 Table 6 Types of pore structure and capillary pressure parameters of He 8 member in southeastern Sulige Gas Field 类型 门槛压力/MPa 中值压力/MPa 中值半径/μm 最大进汞饱和度/ % 孔隙度/% 渗透率/mD 喉道分级 占比/% Ⅰ ＜0.2 ＜2 ＞0.50 ＞90 ＞12 ＞1.0 中喉 5.6 Ⅱ 0.2~0.8 2~10 0.20~0.50 87~90 8~12 0.3~1.0 中喉 44.4 Ⅲ 0.8~1.2 5~25 0.03~0.20 60~90 4~10 0.卜0.3 小喉 38.9 Ⅳ ＞1.2 ＞25 ＜0.03 ＜60 ＜4 ＜0.1 微喉 11.1

下载CSV 表 6 苏东南盒8段储层孔隙结构类型及其毛管压力参数 Table 6 Types of pore structure and capillary pressure parameters of He 8 member in southeastern Sulige Gas Field

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 苏东南盒8段储层砂岩孔隙结构类型 Fig. 4 Pore structure types of sandstone reservoir of He 8 member in southeastern Sulige Gas Field

综合砂岩扫描电镜和铸体薄片分析统计, 召41井区盒8段砂岩平均孔径为3~550 μm, 为粗孔、细孔和微孔。连接孔隙之间的喉道有2种, 一是片状或曲片状喉道, 以半径为0.2~1.0 μm的中喉为主, 二是以微孔隙为主的喉道, 为中值半径0.01~0.20 μm的小喉。

参照SY/T 6285—1997《含气储层评价分类标准》, 认为召41井区盒8段储层发育粗孔-中喉型、细孔-小喉型、微孔-微喉型等3类孔隙结构, 其中粗孔-中喉型和细孔-小喉型是2种主要类型。

通过储层NMR岩心实验参数分析, 对比弛豫时间在T₂谱上曲线形态特征, 判别测量岩石表面孔隙度与孔隙流体特性, 获取储层有效孔隙度、渗透率、峰值、可动流体和束缚流体体积等与储层物性、微观孔喉结构特征和产能有关的储层地质信息^[19-21]。

核磁共振可动流体实验岩样分析结果显示：样品可动流体饱和度与所选样品物性呈正相关, 即物性好, 可动流体饱和度高；相反, 物性差, 可动流体饱和度低(表 7)。苏东南盒8段召95井(井深3 234.6 m)物性最好, 可动流体饱和度高达80.59%, 对应的样品粒间孔和溶孔发育, 压汞曲线对应于Ⅰ类；召41井(井深3 211.04 m)、召87井(井深3156.47 m, 3 147.07 m, 3 166.07 m)和陕179井(井深3 142.77 m)等物性较好, 可动流体饱和度为45.57%~72.68%, 对应的样品孔隙发育较好, 压汞曲线对应于Ⅱ类；陕146井(井深3 199.3 m)、召41井(井深3 208.56 m)和陕115井(井深3 188.39 m)等物性较差, 可动流体饱和度小于45%, 对应的样品孔隙发育较差, 压汞曲线对应于Ⅲ类。

表 7(Table 7)

表 7 苏东南盒8段核磁共振可动流体实验测试结果 Table 7 Experimental results of movable fluid in NMR of He 8 member in southeastern Sulige Gas Field 层位 井号 深度/m 孔隙度/% 气测渗透率/mD 可动流体饱和度/% 可动流体孔隙度/% 束缚水饱和度/% 盒8上 陕179井 3 142.77 9.60 0.353 0 45.57 4.37 54.43 陕173井 3 233.56 6.43 0.202 5 27.28 1.75 72.72 盒8下 召95井 3 234.60 12.06 3.278 2 80.59 9.72 19.41 召41井 3 211.04 9.53 0.756 3 72.68 6.93 27.32 召87井 3 156.47 10.08 0.787 9 61.73 6.22 38.27 陕115井 3 191.54 9.98 0.626 7 60.42 6.03 39.58 召87井 3 147.07 9.98 0.535 3 55.94 5.58 44.06 召87井 3 166.07 8.99 0.384 2 45.67 4.11 54.33 陕115井 3 188.39 9.31 0.303 3 44.19 4.11 55.81 召41井 3 208.56 8.73 0.224 3 32.58 2.84 67.42 陕115井 3 185.49 8.50 0.292 4 31.66 2.69 68.34 陕146井 3 199.30 8.09 0.287 1 29.48 2.38 70.52

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苏东南12块样品整体T₂谱图呈双峰态, 但由于样品的孔喉结构的不同, 谱图主峰的分布位置和幅度存在明显差别。如召95井(井深3 234.6 m)主峰在T₂弛豫时间的右边且频率幅度较大, 说明有大孔喉存在, 孔喉连通性相对较好, 但孔喉大小分布不均匀, 同时也有细小孔喉存在, 而召41井(井深3208.36 m)相对于召95样品细小孔喉增加, 样品主峰在T₂弛豫时间的左边且频率幅度减小, 微细、细小孔喉增加并逐渐占据主导位置(图 5)。

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 苏东南核磁共振T2谱的频率分布和累计分布 Fig. 5 Frequency distribution and cumulative distribution of T2 spectrum in NMR in southeastern Sulige Gas Field

苏东南盒8段气测渗透率为0.192~3.545 mD, 平均为0.715 7 mD, 孔隙度为6.77%~12.21%, 平均为9.25%, 地层水渗透率为0.016 8~0.781 9 mD, 平均为0.145 3 mD, 残余水时, 含水饱和度为10.19%~71.19%, 平均为32.10%, 气相相对渗透率为0.141 3~0.846 7 mD, 平均为0.493 7 mD (表 8, 图 6), 气相相对渗透率曲线总体上较陡, 随着含水饱和度增大, 气相相对渗透率降低较显著, 气水共渗区较小, 水相相对渗透率曲线对应的束缚水饱和度值变化较大。总的说来, 苏东南盒8段气水分布规律复杂, 区内产能差异大, 影响其渗流机理的因素包括：原始含气饱和度与原始含水饱和度的比值以及临界流体饱和度大小。

表 8(Table 8)

表 8 苏东南盒8段气水相对渗透率综合数据 Table 8 Comprehensive data of relative permeability of gas and water of He 8 member in southeastern Sulige Gas Field 层位 样品数/块 范围 气测渗透率/mD 孔隙度/% V孔隙/cm3 试验压差/MPa 地层水渗透率/mD 残余水时 含水饱和度/% (气测渗透率)相对/mD 盒8上 1 0.192 4 6.77 1.01 5.90 0.029 3 12.59 0.846 7 最小 0.201 1 7.58 1.14 0.68 0.016 8 10.19 0.141 3 盒8下 11 最大 3.545 1 12.21 2.58 6.32 0.781 9 71.19 0.827 9 平均 0.763 3 9.47 1.86 3.95 0.155 9 33.88 0.465 8

下载CSV 表 8 苏东南盒8段气水相对渗透率综合数据 Table 8 Comprehensive data of relative permeability of gas and water of He 8 member in southeastern Sulige Gas Field

图 6

Fig. 6

下载eps/tif图 图 6 苏东南盒8下相对渗透率曲线 Fig. 6 Relative permeability curves of lower He 8 member in southeastern Sulige Gas Field

综合储层物性特征(孔隙度和渗透率)、微观孔隙结构特征(排驱压力、孔隙喉道均值等)以及储层的沉积相带、砂体展布特征等, 参考石油行业标准(SY/T6285—1997)和何自新^[22]对鄂尔多斯盆地上古生界储集层进行的分类与评价研究成果, 提出了苏里格气田东南部盒8段的砂岩储层分类评价标准(表 9)。

表 9(Table 9)

表 9 苏东南召41井区盒8段储层类别划分 Table 9 Reservoir classification of He 8 member in Zhao 41 well area, southeastern Sulige Gas Field 类型 渗透率/mD 孔隙度/% 排驱压力/MPa 中值压力/MPa 最大孔喉半径/μm 中值喉道半径/μm 孔喉组合 沉积微相 砂体厚度/m Ⅰ ＞1 ＞12 ＜0.2 ＜2 ＞3.0 ＞0.50 粗孔-中喉 分支河道 ＞15 Ⅱ 0.3~1.0 8~12 0.2~0.8 2~10 1.6~3.0 0.20~0.50 粗孔-中喉 分支河道 ＞15 Ⅲ 0.1~0.3 4~10 0.8~1.2 5~25 0.6~1.6 0.03~0.20 细孔-小喉 分支河道/分支河道侧翼 10~15 Ⅳ ＜0.1 ＜4 ＞1.2 ＞25 0.6~1.0 ＜0.03 微孔-微喉 泛滥平原/分支河道侧翼 5~10

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苏东南盒8段储层分为4类：①Ⅰ类储层。物性好, 渗透率一般> 1 mD, 孔隙度一般> 12%, 此类储层孔隙分布均匀且连通性较好, 孔隙类型以晶间孔和晶间孔—溶孔为主, 孔喉组合以加大-孔隙为主, 孔隙结构特征表现为低排驱压力和低中值压力、高最大孔喉半径和高中值半径, 此类储层发育在辫状河三角洲平原亚相的分支河道微相中, 砂岩厚度一般> 15 m。②Ⅱ类储层。物性相对较好, 渗透率为0.3~1.0 mD, 孔隙度为8%~12%, 孔隙类型以晶间孔—溶孔为主, 孔喉组合以孔隙-加大和加大-孔隙为主, 孔隙结构特征表现为较低排驱压力和中值压力、较高最大孔喉半径和中值半径, 同样发育在分支河道微相的相对厚砂体中(砂岩厚度> 15 m)。③Ⅲ类储层。物性相对较差, 渗透率为0.1~0.3 mD, 孔隙度为4%~10%, 连通性相对较差, 孔隙类型以晶间孔—溶孔和溶孔—晶间孔为主, 孔喉组合以孔隙-加大和加大-孔隙为主, 发育在分支河道微相的相对薄砂体部位(砂岩厚度为10~15 m)或分支河道的侧翼。④Ⅳ类储层。物性最差, 渗透率一般＜0.1 mD, 孔隙度＜4%, 孔隙类型以微孔和微孔—溶孔为主, 孔喉组合以薄膜-孔隙为主, 连通性相对更差, 发育在分支河道侧翼或泛滥平原微相中, 砂岩厚度一般为5~10 m。

根据储层分类评价标准, 结合苏东南盒8_上[图 7(a)]和盒8_下[图 7(b)]的沉积相平面展布图, 绘制了储层分类评价图(图 8)。可以看出, Ⅰ类储层分布在分支河道砂体厚度大的部位, 平面上主要分布在研究区西北部乌27-3、召86、召95、召41等井区和研究区西南部G4-9井区, 其次为研究区东部靖39-18井区和靖55-26井区, 纵向上在盒8_上²和盒8_下¹较发育。Ⅱ类储层分布在分支河道砂体厚度较大的部位, 该类储层分布较广, 在每条河道中均有分布, 纵向上以盒8_下²最为发育；Ⅲ类储层一般分布在分支河道侧翼或河道砂体厚度较小的部位, 在研究区广泛分布；Ⅳ类储层物性差, 分布在泛滥平原和砂体厚度小的分支河道侧翼中。

图 7

Fig. 7

下载eps/tif图 图 7 苏东南召41井区盒8段沉积微相 Fig. 7 Sedimentary microfacies of He 8 member in Zhao 41 well area, southeastern Sulige Gas Field

图 8

Fig. 8

下载eps/tif图 图 8 苏东南召41井区盒8段砂岩储层分类评价与产气量叠合图 Fig. 8 Superposition map of classification evaluation of sandstone reservoir and gas production of He 8 member in Zhao 41 well area, southeastern Sulige Gas Field

从储层的分类评价和天然气产能叠合图中可看出, 储层类别与天然气产能的大小具有密切的关系, 这在3个目的层段均有体现。虽然盒8_上²[图 8 (a)]和盒8_下¹[图 8 (b)]试气资料相对较少, 但不难看出Ⅰ类储层范围内的单井天然气产能要明显高于Ⅱ, Ⅲ以及Ⅳ类储层。此规律在盒8_下²段[图 8(c)]体现得更为明显, 该层段内, Ⅰ类储层控制下的天然气单井产量一般大于3万m³/d(区内2口井的产量均超过7万m³/d), Ⅱ类储层控制下的天然气单井产量一般为1~3万m³/d, 而Ⅲ类及Ⅳ类储层范围内天然气单井产量一般＜1万m³/d。综上所述, 天然气产能明显受储层类别的控制, 且随着储层类别的降低, 天然气产能也降低。

(1) 鄂尔多斯盆地苏里格气田东南部召41井区盒8段储层可以划分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类和Ⅳ类储层。

(2) 鄂尔多斯盆地苏里格气田东南部盒8段有利储层为Ⅰ类和Ⅱ类, Ⅰ类储层物性最好, 孔喉组合以加大-孔隙为主, 主要分布在分支河道厚砂体部位；Ⅱ类储层物性相对较好, 孔喉组合以孔隙-加大和加大-孔隙为主, 主要分布在分支河道较厚砂体部位。

(3) 不同类别的储层平面及纵向分布非均质性较强, Ⅰ类储层平面分布范围相对较小, 纵向上主要发育在盒8_上²和盒8_下¹, Ⅱ类储层平面上分布范围广, 纵向上以盒8_下²最为发育。

(4) 天然气产能明显受储层类别的控制, 且随着储层类别的降低, 天然气产能也降低。