靖邊南上古生界儲層特征及優質儲層主控因素分析

2014-12-24 03:34:22蒙曉靈張宏波王彩麗夏勇輝

石油化工應用 2014年3期

蒙曉靈，張宏波，王彩麗，夏勇輝

（1.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田公司勘探開發研究院，陜西西安 710018；3.川慶鉆探工程有限公司科技信息處，四川成都 610051；4.中國石油長慶油田公司氣田開發處，陜西西安 710018）

鄂爾多斯盆地在成功開發靖邊氣田、榆林氣田后，自2000 年以來，勘探重點逐步轉向上古生界砂巖致密氣，發現了以蘇里格氣田為代表的上古生界致密砂巖氣藏。該類氣藏總體具有：多層含氣；儲層物性差，地層條件下基質滲透率小于0.1 mD（地表條件下小于1.0 mD）；氣井產能低，單井控制儲量有限等特點[1-12]，近年來，隨著對這類儲層地質認識的不斷深入，在新工藝技術的應用下，氣田煥發了勃勃生機，呈現出喜人的開發效果。

靖邊南區塊位于靖邊氣田南部，區內上古生界砂巖儲層是蘇里格氣田砂巖儲層的向南延伸，在沉積背景、物源、儲層特征等方面均與蘇里格氣田有一定的相似性，主要體現在：多層含氣（盒8、山1、山2）、儲層物性差、單井產能低（單井平均配產1.0～1.5 萬立方米/天），屬于典型的致密砂巖儲層。經勘探證實，該區上古生界開發潛力巨大，目前是長慶氣區上產的重要目標區，但由于該區盒8、山2 氣藏埋深跨度范圍大、成巖作用程度強，導致儲層的主要控制因素極為復雜。

主要通過巖心、薄片、粒度分析、掃描電鏡、毛管壓力分析等分析測試手段，從成巖作用和成巖相角度，探討了靖邊南區塊上古生界盒8、山2 段致密砂巖儲層的主要控制因素以期對該區上古生界規模開發提供指導。

1 儲層基本特征

1.1 巖石學特征

根據巖心及巖石薄片分析，研究區砂巖組分以石英和巖屑為主，其次為填隙物，長石含量很少。盒8 段以石英砂巖、巖屑石英砂巖為主，可見少量巖屑砂巖，石英含量一般為75 %～85 %；巖屑含量為10 %～25 %，以變質巖巖屑為主。山西組以巖屑石英砂巖、巖屑砂巖、石英砂巖為主，石英含量較高，為80 %～90 %；巖屑含量一般為10 %～20 %，以變質巖巖屑為主。

整體看來，從山西組至盒8 段石英含量呈減少趨勢，巖屑含量則呈現明顯增加趨勢，基本不含長石，填隙物含量則相差無幾。

1.2 成巖作用類型及成巖演化階段

通過巖心觀察和薄片鑒定高橋區砂巖主要經歷了壓實、膠結、交代和破裂等成巖作用。壓實作用表現為顆粒之間以線接觸為主，部分呈點-線接觸或凹凸狀接觸，說明該區經歷了較強的壓實作用（見圖1（a））。膠結類型主要有鐵方解石膠結（見圖1（b））。交代作用以方解石交代碎屑、方解石交代顆粒、鐵方解石交代碎屑為主，偶可見高嶺石交代碎屑（見圖1（c））。破裂作用主要由于該區埋深較大、沉積時間較長，且溶蝕作用等后期成巖作用發育，致使高橋區內儲層經壓實形成的破裂縫大都已經愈合（見圖1（d））。

圖1 靖邊南上古生界砂巖中的主要成巖現象

1.3 孔隙類型

盒8 儲層孔隙類型以溶孔為主，晶間孔、粒間孔次之，見少量微裂隙；山2 儲層孔隙類型以粒間孔、溶孔為主，晶間孔次之，見少量微裂隙（見圖2）。

圖2 靖邊南區塊上古生界孔隙類型直方圖

1.4 物性特征

對該區砂巖儲層巖性分析數據研究表明：盒8 段物性孔隙度一般為2 %～10 %，平均為8.3 %；滲透率范圍為0.1～1.0×10-3μm2，集中分布于0.1～0.5×10-3μm2區間，平均滲透率為0.748×10-3μm2。山西組孔隙度一般為2 %～8 %，平均為5.8 %；滲透率分布范圍0.1～10×10-3μm2，主要分布在三個區間（1）0.01～0.05，（2）0.1～0.5，（3）1.0～10.0，呈多峰形態，平均滲透率為0.934×10-3μm2。總體而言，高橋區上古儲層為低孔低滲儲層，而在低孔低滲背景下，其盒8 段儲層具有“高孔低滲”的特點，而山西組儲層具有“低孔高滲”的特點。

分析表明：這主要跟巖性有關，山西組之所以滲透率呈現多峰形態，這主要是由于其石英含量較高、裂縫發育導致了孔隙類型多、分布范圍層次多。

2 優質儲層主控因素分析

該區低孔低滲砂巖儲層背景下，是否存在砂體發育、儲層物性好的優質儲層呢？本文就該區優質儲層主要控制因素進行了分析。

2.1 沉積環境及水動力條件

沉積環境是影響儲層儲集性能的物質基礎，不同的沉積微相中砂巖的儲集性能之間存在明顯的差異。水動力條件的不同，形成的沉積相類型不同。不同的沉積微相中砂巖的儲集性能之間存在明顯的差異。河道主體部位水動力強，石英含量高、分選好、易形成高滲儲層；河道邊部水動力弱，沉積物顆粒細，填隙物含量增加，壓實作用強，儲層致密。因此，物源充足、水動力強的砂體疊置區是形成優質儲層發育的前提（見圖3）。由圖3 可以看出：位于河道的底砂巖儲層物性明顯好于河道邊部，這為天然氣富集提供了條件。

圖3 陜X1 井盒8 下物性與沉積微相特征關系圖

研究表明：山西組沉積期，區內河流能量較低，物源供給充足，但砂體分布局限，高滲儲集層集中分布在水下分流河道中心。盒8 沉積期，區內整體上河流能量較高，物源充足，粗粒砂體廣泛分布，厚度較大，成為優質儲層發育的前提條件。

2.2 成巖作用

成巖作用對砂巖儲層物性的影響既有建設性也有破壞性。研究區成巖作用主要有壓實作用、溶蝕作用、膠結作用，其中壓實作用和膠結作用是導致儲層物性變差的主要原因，而溶蝕作用有效地改善了儲層物性。為了對該區儲層孔隙演化做出合理的解釋，本文首次對該區各成巖作用孔隙生成和損失進行了定量評價。

按Beard and Weyl（1973 年）方法估算高橋上古山2、山1、盒8 原始孔隙度分別為38.5%、38.9%、39.2%。評價結果表明：研究區山2-盒8 儲集砂巖，經壓實作用、膠結作用使原始孔隙度減小，而溶蝕作用使孔隙度增加；壓實作用造成的孔隙度損失大于膠結作用；溶蝕作用形成的溶孔極大地提高了儲層的儲集性能（見表1）。由表1 可以看出壓實作用造成盒8 的孔隙度減少明顯高于山西組；膠結作用導致的孔隙減少則是山西組大于盒8 段儲層；溶蝕作用在增加孔隙方面以盒8段儲層最高。該區山西組砂巖儲層中的石英含量高于盒8 段儲層，而盒8 段砂巖儲層巖屑含量高于山西組，因此溶蝕孔數量。