杭錦旗地區獨貴圈閉盒1段致密砂巖儲層綜合評價

2022-04-21 08:07:38周淑娟

中國石油大學勝利學院學報 2022年1期

周淑娟

(中國石化華北油氣分公司勘探開發研究院，河南鄭州 450006)

隨著天然氣勘探開發程度的深入，低孔、低滲的致密砂巖儲層成為很多學者關注的熱點，這類儲層可以作為天然氣的良好儲集體，形成致密砂巖氣藏。致密砂巖氣藏在國內外很多盆地中均有發現，在我國最為典型的是鄂爾多斯盆地[1-3]。本次研究在儲層的沉積特征、巖石學特征、儲集空間類型、孔隙結構以及儲層分類評價等方面[4]，對獨貴圈閉盒1段儲層進行綜合評價，為獨貴圈閉的勘探開發提供地質指導。

1 區域地質概況

杭錦旗地區獨貴圈閉位于鄂爾多斯盆地北部，構造單元上位于伊陜斜坡與伊盟隆起結合部，北依公卡漢凸起，二疊系下石盒子組盒1段是該圈閉的主要含氣層段，平面上砂體受近南北走向的辮狀水道控制，總體呈南北向連續寬緩的條帶狀展布，是典型的巖性圈閉(圖1)。

獨貴圈閉下石盒子期由于北部物源區快速隆升，陸源碎屑物質供給充足，近物源區主要發育沖積扇沉積，表現為河道較直、河床不固定、心灘發育為特點，形成的砂體具有縱向厚度大、分布廣的特征[5]。獨貴圈閉盒1期儲集砂體發育在河道主體部位，儲層砂體的空間展布與河道走向基本一致，單井厚度一般在25～40 m，縱向上砂巖段可以劃分出3～4個沉積旋回，每個沉積旋回均為下粗上細的正旋回(圖1)。

2 儲層特征

2.1 儲層巖石學特征

通過研究區內取心井的巖心觀察和薄片的鑒定資料的統計分析[6]，獨貴圈閉下石盒子組盒1段儲層的巖性以粗粒巖屑砂巖為主，其次為含礫粗—中粒長石巖屑砂巖和巖屑石英砂巖(圖2～3)。其中占比最高的為巖屑砂巖，所占比例為77%，粒度主要為含礫粗粒、粗粒。

圖1 獨貴圈閉構造位置及生儲蓋組合

圖2 獨貴圈閉盒1段主要巖石類型

圖3 獨貴圈閉盒1段砂巖碎屑物組分三角形圖

2.2 儲層孔隙類型

鑄體薄片觀察表明，獨貴圈閉盒1段儲集巖孔隙類型以粒間溶孔為主，粒內溶孔次之，發育少量的晶內微孔和微裂縫(圖4、表1)，總面孔率為0.1%～5.5%。粒間余孔和粒間溶孔面孔率平均值較大，為1.96%，占總面孔率的70.5%；其次為晶間微孔、晶內微孔，面孔率平均值為1.08%，占總面孔率的14.2%；粒內溶孔面孔率平均值為0.2%，占總面孔率的12.1%。原生孔隙經過壓實和膠結作用后仍然保留下來的為殘余粒間孔，多分布在巖屑石英砂巖中，石英含量高有利于原生孔隙的保存，孔隙呈三角狀或多角狀，大小在50～200 μm。次生孔隙多分布在巖屑砂巖和長石巖屑砂巖中，根據次生孔隙分布的位置和大小可以分為粒內溶孔、粒間溶孔和鑄模孔。粒內溶孔以長石粒內溶孔為主，巖屑粒內溶孔次之，呈孤立狀或蜂窩狀等，單片光下孔隙間多含有泥質或黏土礦物殘余，孔隙大小分布在20～50 μm；粒間溶孔是不穩定礦物溶蝕形成的，有利于原生孔隙的擴大，與孔隙接觸的顆粒邊界不規則，多呈港灣狀，當不穩定礦物被完全溶蝕時形成的超大孔隙則為鑄模孔。裂縫根據成因可分為構造縫、破裂縫和溶蝕縫，通常呈彎曲狀，偶有分枝現象。微裂縫的發育可以有效提升儲層的滲透能力，這也是常規在孔隙度較低的砂巖中具有較高的滲透率值的直接原因。

表1 杭錦旗地區獨貴圈閉盒1段孔隙類型及特征劃分表

圖4 獨貴圈閉盒1段儲層孔隙類型鑄體薄片

2.3 儲層物性特征

儲層的滲流能力受儲層物性特征的影響，其中儲層的孔隙度、滲透率是表征儲層物性的主要參數[7-12]。通過對獨貴圈閉盒1段338個巖樣分析，盒1段砂巖孔隙度為1.3%～16.7%，平均為8.9%，主要分布區間是5%～15%，其中孔隙度大于5%的樣品其孔隙度的平均值為9.7%；滲透率為(0.07～3.3)×10-3μm2，平均0.52×10-3μm2，主要分布區間為(0.15～1.2)×10-3μm2，其中滲透率大于0.15×10-3μm2的樣品的平均值為0.9×10-3μm2。從孔隙度—滲透率散點分布圖上可以看出，砂巖粒度與孔隙度和滲透率有較好的正相關關系，92%粗砂巖和含礫粗砂巖孔隙度大于5%；同時孔隙度增加，滲透率增大，孔隙度與滲透率成正比例對數關系，相關性較好(圖5)，擬合公式為：

K=0.129 3e0.161 1Φ，R2=0.622 2.

從物性特征看，獨貴圈閉盒1段砂巖儲層是低孔隙度—特低滲透率儲層。

圖5 獨貴圈閉盒1段儲層孔隙度和滲透率關系

2.4 儲層孔隙結構特征

研究孔隙結構的方法主要包括毛細管壓力間接測定法、鑄體薄片和電鏡掃描等直接觀察法以及數字巖心法。其中壓汞法是利用毛細管壓力間接測定儲集巖孔隙結構的常用方法之一，其曲線形態、排驅壓力、中值壓力等特征參數能夠較好地反映儲層孔隙結構的空間分布特征[13]。根據壓汞曲線的特征參數可將獨貴圈閉盒1段的毛管壓力曲線分為3類(圖6)。

Ⅰ類毛管壓力曲線呈現凹函數形態，中間出現緩坡平臺段，且平臺高度較低，說明進汞壓力較低，巖心分選性好，孔隙喉道結構均質。排驅壓力小于0.6 MPa，中值壓力小于4 MPa。

Ⅱ類毛管壓力曲線較I類略陡，沒有平臺段，孔喉分布略粗歪度，排驅壓力為0.6～1.5 MPa，中值壓力為4～25 MPa。

Ⅲ類毛管壓力曲線呈現凸函數形態，位于右上方，孔隙喉道分選差，略細歪度，排驅壓力大于1.5 MPa，中值壓力大于25 MPa。

圖6 獨貴圈閉盒1段儲集層壓汞曲線分類

3 儲層綜合評價

根據沉積相、巖性、測井相、物性和孔隙結構特征，將獨貴圈閉盒1段儲集層段砂巖劃分為3類，分別為好儲層(Ⅰ類)、較好儲層(Ⅱ類)及差儲層(Ⅲ類)(表2)。

表2 獨貴圈閉盒1儲集巖分類評價

Ⅰ類儲層。沉積微相為辮狀水道，巖性主要為粗粒砂巖，測井相為光滑箱型，綜合解釋為氣層，孔隙類型是粒間余孔和粒內溶孔，孔隙度大于10%，滲透率大于0.5×10-3μm2。毛管壓力曲線為Ⅰ類，孔喉分選性好較粗歪度，排驅壓力較低(小于0.6 MPa)，中值壓力較低(小于4 MPa)，綜合評價為好儲集層。在單井儲層厚度上，此類儲層是獨貴圈閉盒1段主要的儲集層，占比40%。

Ⅱ類儲層。沉積微相為辮狀水道，巖性為巖性為含礫粗、中粒砂巖，測井相為微齒化箱型，綜合解釋為氣層，孔隙類型以粒間、粒內溶孔為主，孔隙度分布在5%～10%范圍內，滲透率一般分布在0.15～0.5×10-3μm2。毛管壓力曲線呈對角型，為Ⅱ類，孔喉分選差，較粗歪度，排驅壓力在0.6～1.5 MPa內，中值壓力在4～25 MPa內，儲層綜合評價為較好儲層，在單井儲層厚度上，此類儲層是占比30%。

Ⅲ類儲層。沉積微相為水道間，巖性為中粒砂巖及細粒砂巖，測井相為鋸齒狀箱型或鐘形，孔隙類型主要是粒內溶孔和晶間微孔。孔隙度低小于5%，滲透率小于0.15×10-3μm2。毛管壓力曲線為Ⅲ類壓汞曲線，孔喉分選差，細歪度，排驅壓力高于1.5 MPa，中值壓力高于25 MPa，為差儲層。

4 不同沉積相帶氣井產能及生產特征

受古地貌的影響，獨貴圈閉北部盒1段為沖積扇沉積，盒1段儲層分布受沖積扇辮狀水道沉積微相控制，從北向南依次發育沖積扇扇根、扇中和扇端3個不同的生產單元[14]。扇根區域沉積厚度大，由于距離物源較近，儲層以含礫粗—中砂巖為主，分選較差，以Ⅱ類儲層為主；扇中區域辮狀水道多期次疊合發育，物性好，以Ⅰ類儲層為主，氣層厚度大，連續性好；扇端區域砂體厚度減薄、沉積物粒度變細，不同期次河道連續型變差，主要為Ⅱ類、Ⅲ類儲層。沉積相水動力特征不同，沉積儲層在粒度、巖石類型、孔隙結構、物性等方面不同，氣井產能及生產特征存在差異。沖積扇扇根水平氣井平均無阻流量為9.5×104m3/d，動態儲量為3 272×104m3。扇中水平氣井平均無阻流量為15.8×104m3/d，動態儲量為5 039×104m3。扇端水平氣井平均無阻流量為11.8×104m3/d，動態儲量為3 995×104m3(圖7)。

圖7 不同生產單元產能及動態儲量

選取生產時間較長生產穩定的氣井進行歸一化分析，氣井生產階段分為3段，壓裂液返排階段、穩產階段和遞減階段(表3)。扇根部分壓裂液返排階段平均單井日產氣2.9萬方，液氣比3.7，壓降速率為0.077 7 MPa/d；穩產階段平均單井日產氣2.0×104m3，液氣比4.1，壓降速率為0.015 6 MPa/d；遞減階段平均單井日產氣1.6×104m3，液氣比5.5，壓降速率為0.006 6 MPa/d，遞減率為27.3%。扇中部分壓裂液返排階段平均單井日產氣3.9×104m3，液氣比1.0，壓降速率為0.038 4 MPa/d；穩產階段平均單井日產氣3.0×104m3，液氣比1.2，壓降速率為0.012 3 MPa/d；遞減階段平均單井日產氣2.1×104m3，液氣比1.7，壓降速率為0.005 2 MPa/d，遞減率為23.4%。扇端部分壓裂液返排階段平均單井日產氣3.0×104m3，液氣比1.1，壓降速率為0.062 1 MPa/d；穩產階段平均單井日產氣2.2×104m3，液氣比1.4，壓降速率為0.014 5 MPa/d；遞減階段平均單井日產氣1.8×104m3，液氣比1.6，壓降速率為0.005 8 MPa/d，遞減率為26.1%。通過對比不同沉積微相的水平氣井產能和生產規律，可以看出由于沖積扇扇中儲層物性好，砂體連片發育，非均質性較其他好，沖積扇扇中氣井生產效果較扇根和扇端生產效果好。