苏里格气田苏48区盒8上亚段致密气藏储层非均质性特征

白云云,师洋阳

(榆林学院 化学与化工学院,陕西 榆林 719000)

随着“双碳”战略的实施,天然气作为一种优质、高效的清洁能源,是中国在“双碳”战略下,能源转型最为重要和现实的抓手,是清洁能源供应最现实的选择。苏里格气田作为我国重要的保障供气基地,随着致密砂岩气藏地质理论的不断突破,一些气层薄、含气饱和度和储量丰度低的低品位致密砂岩气藏得到了有效开发。但较常规气藏而言,其复杂多变的酸碱交替成岩环境引起的微纳米孔隙发育和非均质性强的特点依然严重制约储层精细描述和定量表征。岳亮等人认为孔隙类型的差异分布是导致各类储层非均质性变化明显的关键因素[1]。龙盛芳等人充分利用钻测井、测试分析和气井生产资料,储层非均质性对含气性、气层宏观展布和开发效果影响均明显[2]。孙卫和高辉等人分别用X-CT 扫描成像技术和恒速压汞技术对苏里格气田盒8 储层进行了微观非均质的研究并进行了定量表征。白云云基于四种不同成岩相对苏48 区的韵律、物性、孔隙非均质性进行了研究。卢晨刚等人利用Matlab 编程和数学手段对储层进行微观非均质性进行定量表征。储层非均质性是研究过程中的关键内容,其研究理念不断更新,研究手段也不断提高。根据前人的研究表明,非常规致密储层的微观非均质性是致密油气藏开发的关键因素。本论文以鄂尔多斯盆地苏48 区盒段地层为研究对象,对特低渗致密砂岩气藏的非均质性进行研究。

1 区域地质

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地西北区域,毗邻天环凹陷和伊蒙隆起,区域位置如图1 所示。依据区域性标志层—多级旋回控制—多井对比的研究思路,对研究区进行了小层划分,如图2 所示。本文研究对象为研究区上古生界二叠系下石盒子组主力产气层8 段,其埋深介于3 600 m～3 800 m,岩性主要为浅灰色含砾粗砂岩和岩屑石英砂岩[3]。由于盆地沉积演化过程中受东北和西南物源的影响,研究区母岩主要为中-浅成变质岩;依照测井标志性事件,以及盆地整体沉积背景表明,研究区盒8上段属于三角洲平原相曲流河沉积,在弱还原环境和较强水动力条件下,发育有分流河道、心滩以及天然堤等沉积微相。

图1 研究区域的地理位置

图2 研究区上古生界地层划分表图

2 研究区的储层特征

2.1 岩石学特征

根据岩心观察和铸体薄片实验,依据(SY/T5368-2000)行业标准,利用石英、长石和岩屑三端元的含量对苏格里地区储层岩性进行分析,统计表明:盒8上段储层砂岩类型主要有石英天砂岩、石英砂岩和少量石英长石砂岩;碎屑成分以石英、岩屑为主,石英含量较高,占总碎屑含量的74.4%～93.8%,平均为86.4%;长石含量低,平均为0.2%;岩屑含量较高,在6.2%～23.3%之间,平均为13.3%,以变质岩屑和火成岩屑为主,分别是10.1%和3.2%。

盒8上段填隙物的总体积含量为7.763%(表1),该区域主要包括粘土矿物。高岭石、水云母、硅质一般发育在盒8上,体积含量分别为3.208%、2.444%、0.583%。苏48 区块盒8 上段储层的砂岩粒径主要分布在0.5～1.60 mm 之间,砂岩类型以粗粒、粗-巨粒砂岩为主,分选性中等-好,磨圆度以次棱状为主,少量圆状和次棱-次圆状,胶结类型以次生加大-孔隙式为主,少量孔隙式胶结。

表1 研究区目的层碎屑岩填隙物组分体积含量统计表 (%)

2.2 储层物性

通过对苏48 区块共计44 块样品进行物性测试,数据表明:苏48 区块石盒子组8 的孔隙度在2.7%～14.01%之间,平均7.43%;渗透率在0.03～5.14×10-3μm2之间,平均0.73×10-3μm2。对于苏48 区块的各小层物性统计表明:其孔隙度主要分布于3%～9%之间,累积频率达到66%;渗透率主要分布于0.1～0.3×10-3μm2,累积频率达到39%。

图3 研究区孔隙度和渗透率频率分布图

3 储层非均质性

储层非均质性反应了储层质量的优劣,是控制和影响注入剂波及体积的关键地质因素。而关于储层非均质性,国内外研究较多,根据裘亦楠的储层非均质性分类标准,将储层非均质性划分成三个部分:平面非均质性、层间非均质性和层内非均质性。

3.1 层内非均质性

层内非均质性是一个垂向变化的过程,参照我国砂岩储层非均质性程度以渗透率变异系数为核心的分级标准表,通过计算各小层渗透率参数(变异系数、突进系数、极差系数),得到了研究区各层的非均质性的强弱。由表2 可得出,盒非均质性较强,盒非均质性中等。

表2 苏48 区块非均质性评价表

3.2 层间非均质性

层间非均质性是指一套含油层系内的砂体或者相邻储集层垂向上的岩性、结构、物性等层间的总体特征[4]。属层系统规模的储集层描述,包括各种沉积环境的砂体在剖面上交互出现的规律性,以及隔层的发育和分布规律。它是确定开发方案的地质基础。用来定量描述层间非均质性程度的参数是砂岩密度和分层系数,其中砂岩密度是指垂向上砂岩总厚度与地层总厚度之比,其比值越大说明砂体越发育。随着分层系数逐渐增大,其非均质性越来越强。

对于较高砂岩密度和高的分层系数,其最主要的特征为层间非均质性中等-较强,其具有代表性的岩层为盒8上2;对于中等的砂岩密度和较高的分层系数,其最主要的特征为砂岩叠互状产出、层间非均质性较强,其具有代表性的岩层为盒8上1(如表3)。

表3 苏48 区块分层系数与砂岩密度组合反应层间非均质性

根据计算结果可得:在垂向上由上而下、层间非均质性依次减弱、砂体发育的情况依次增强。而且储集层小层砂体在垂向物性上表现出较强的非均质性。

3.3 平面非均质性

平面非均质性是指主要指储集层孔隙度和渗透率在平面上变化的差异性。且会对井网布置造成很大的影响。从研究区的分布特征可以看出盒8 段的主要砂体厚度较薄,虽其分布稳定,但是各条砂体之间发生的是汇合分支;然而对于砂体较厚的井区,最后可达17.9 m,但其中7 条砂体之间均发生汇合分支,且其非均质性较强。

砂体的规模和连续性影响着储量的大小与井网井距。研究区所统计的井口数量为125 口,其中四个小层的平均砂厚分别为5.06 m、6.28 m、7.85 m、6.54 m。而钻遇率是指钻遇油(气)层井数占统计区总井数的百分数,钻遇率越高说明平面的侧向连续性好,非均质性较弱;钻遇率越小说明其平面上的侧向连续性越差,其非均质性也越强。通过计算可得盒8上的侧向连续性差。

4.储层的孔隙非均质性

研究区不同成岩相物性差异大、非均质性强,因此需要进一步对其进行孔喉形状、分布及连通情况进行分析。

4.1 储层孔隙定性表征

通过镜下特征观察研究可知,以残余粒间孔、岩屑溶孔、晶间孔为主。粒间孔由于具有配位数高、迂曲度小、孔喉半径大的特点,决定着储层的储渗性能是否良好,其占总面孔率的36.3%,其S60 井在3 651.68 m 的粒间孔如下图4(a)所示。S172 井在3 624.34 m 处由于在沉积和成岩作用下,粒间孔往往会遭到侵蚀和破坏,大多以残余粒间孔存在;溶蚀孔是在酸性条件下对孔隙原生矿物溶蚀产生的,是一种建设性的成岩作用,往往可以大幅度提高储层的物性,其占总面孔率的37.8%,如下图4(b)所示。晶间微孔是指在重结晶和胶结双重作用产生的规则晶体孔隙,也能提供很好的储集空间,多为伊利石和高岭石晶间孔,其中S60 井在3 651.68 m 处的高岭石晶间孔如下图4(c)所示,其占总面孔率的25.9%;通过镜下观察可知,研究区少见单一的孔隙,大多是以多种孔隙的组合,构成了孔渗性能差异大、复杂的混合孔隙网络,其中S109 井在3 644.41 m 处的粒间孔和溶孔如下图4(d)所示[5-6]。

图4 研究区孔隙类型镜下特征

4.2 储层孔隙定量表征

毛管压力曲线特征。毛管压力曲线是根据实测的汞注入压力与相应的岩样含汞体积,并计算求得汞饱和度值和孔隙喉道半径值之后,所绘制的毛管压力、孔隙喉道半径与汞饱和度的关系曲线如图5 所示,所测得的数据见表4[7]。

表4 研究区储层孔隙分类参数

图5 研究区毛细管压力曲线特征

Ⅰ类毛管曲线位于图形的最下方,而且处于靠左的位置,样品共2 块,占总样数的11.8%,其中排驱压力和中值压力较低,排驱压力平均在0.1 MPa,中值压力平均在0.4 MPa,,最大孔喉半径为15.8 μm;最大进汞饱和度处于四类曲线的中间地位,其中最大为89.52%,最小为78.8%,分选系数基本处于2.5;由于进汞时孔喉半径峰值在大于5 μm 的区间内,所以说明孔喉偏粗,分选中等-差,喉道分布集中,而且储层的储集能力和渗流能力也相对较好。在沉积微相平面图上,这些井主要分布在心滩或分流河道中心部位。所研究的区域中的苏48 井3 625.1 m 和苏60井3 665.1 m 等符合这类曲线。

Ⅱ类毛管曲线具有宽的平台,相对于其他两类曲线偏左下方一点,但是对于Ⅰ类曲线而言偏右上方一点,样块共6 块,占总样数的52.9%,其中排驱压力相对于Ⅰ类毛管曲线较高,其最小0.07 MPa,最大1.8 MPa,平均排驱压力为0.78 MPa;中值压力相对于Ⅰ类毛管曲线也较高。平均分选系数是2.087;其最大孔喉半径在0.41～9.94 μm,其平均为1.997 μm,其所对应的进汞饱和度在71.01%～92.7%之间,平均为84.92%。该类孔隙结构喉道分布相对于Ⅰ类而言更加集中,且孔喉较粗,分选中等,储集能力和渗流能力相对于Ⅰ类而言更好。从沉积微相平面图上看,这些井集中分布在分流河道微相中,在物性较好的心滩及边滩微相中也有所分布。研究区内的苏61井3 610.44 m、苏139 井3 642.8 m 的样品、苏60 井3 653.1 m、苏47 井3 585.4 m、苏49 井3 631.1 m、苏139 井3 627.9 m、苏139 井3 636.4 m、苏61井3 610.3 m 和苏49 井3 635.7 m 的样品符合这类毛管压力曲线的变化特征。

III 类毛管曲线具有较宽的平台,略偏向图的右上方,样品数为4,占总样品数的23.5%。排驱压力相比于其他两类曲线较高,最小为1.08 MPa,最大为2.55 MPa,平均为1.487 5 Mpa。孔喉的平均歪度系数为0.495。其平均孔喉半径为0.557 5 μm。平均最大进汞饱和度为67.64%。由上述数据分析表明,孔喉较细,分选中等-差,从沉积微相平面图上看,这些井主要分布在分流河道边部,离河道中心较远。研究区苏48 区块苏49 井3 597.1 m,苏49 井3 631.4 m、苏49 井3 635.5 m 的样品以及苏49 井3 649.9 m的样品符合这类毛管压力曲线的特征。但其物性较I 类和II 类明显变差。

Ⅳ类毛管曲线处于最右上端,该类样品共2 块,占总样品数的11.8%;排驱压力最高可达3.13 MPa,平均最大孔喉半径仅为0.92 μm,平均最大进汞饱和度为24.75%。此类孔隙结构孔喉细,分选中等,从沉积微相平面图上看,主要分布在天然堤微相中。研究区苏393 井3 654.9 m 和苏47 井3 581.1 m 的样品符合这类毛管压力曲线特征。研究区砂体比较发育,粒度较粗且分选好,孔隙结构类型主要以Ⅱ类和Ⅲ类为主,I 类孔隙数量少,上述具备三类孔隙结构特征的储层往往具有良好的气藏,是勘探开发的重点区域[8]。

5 总结

(1)研究区属于三角洲平原相曲流河沉积,在弱还原环境和较强水动力条件下,发育有分流河道、心滩以及天然堤等沉积微相,岩性主要为浅灰色含砾粗砂岩和岩屑石英砂岩,分选性中等,粒度较粗,在纵向上主要以复合韵律为主。孔渗物性参数差异大,属于典型的特低孔-特低渗致密砂岩气藏。

(2)利用变异系数、突进系数、极差系数、分层系数、砂岩密度以及钻遇率等参数对其平面非均质性、层间非均质性和层内非均质性进行定量表征,侧向连续性差、隔夹层多,表明研究区具有中等-较强非均质性。

(3)通过镜下特征观察研究可知,研究区以残余粒间孔、岩屑溶孔、晶间孔为基础,构成了孔渗性能差异大、复杂的混合孔隙网络;进一步通过中值压力、排驱压力、最大进汞饱和度等参数,将储层孔隙分为四类,以Ⅱ类和Ⅲ类为主,是勘探开发的重点区域。