延川南氣田下石盒子組致密砂巖氣產(chǎn)能影響因素分析

程 翠

(中石化華東分公司石油勘探開發(fā)研究院，江蘇 南京 210011)

0 引言

鄂爾多斯盆地是我國大型沉積盆地之一，盆地主體部分面積為25×104km2，發(fā)育上元古界—新生界沉積地層。致密砂巖氣藏主要分布在上古生界沉積地層內(nèi)，以泥炭沼澤體系中形成的石炭系—下二疊統(tǒng)的炭質(zhì)泥巖和煤層為主力氣源巖，有機(jī)質(zhì)豐度高，生烴潛力大。儲集層為二疊系石盒子組和山西組，沉積相類型為辮狀河和三角洲，儲集砂體致密且呈席狀大面積分布(章雄等，2005)。

延川南氣田位于鄂爾多斯盆地東南緣(圖1)，處于陜北斜坡、晉西擾褶帶和渭北隆起帶，構(gòu)造相對復(fù)雜，發(fā)育有元古界、古生界、中生界和新生界地層，古生界發(fā)育下古生界碳酸鹽巖、上古生界砂巖2套含氣層系(伏海蛟等，2012;Holditch，2006)。在煤層氣勘探過程中，錄井發(fā)現(xiàn)上古生界石盒子組砂巖具有含氣顯示特征，壓裂后試獲較高工業(yè)氣流。

1 儲層基本地質(zhì)特征

研究區(qū)上古生界地層發(fā)育完全，自下而上劃分為石炭系本溪組及二疊系太原組、山西組、下石盒子組、上石盒子組及石千峰組(章雄等，2005;李建忠等，2012)。而下石盒子組根據(jù)沉積旋回特征又可進(jìn)一步分為8段，底部盒八段為主要儲層。埋深600～1 200 m，厚度130～140 m，呈現(xiàn)北厚南薄的特點(diǎn)，全區(qū)整體分布穩(wěn)定，可對比性強(qiáng)。

圖1 延川南氣田位置示意圖Fig.1 Schematic map showing location of the Yanchuannan gas field in the Erdos Basin

在空間展布上，盒八段砂巖儲集體具有以下基本特征：以多層式發(fā)育為主，孤立式為輔，縱向疊置、橫向連通性差;單井縱向上發(fā)育3～9個單砂體，平均單砂體厚度3 m，平面上單砂體平均寬度80 m，延伸長度不超過2 km。

山西組、太原組發(fā)育有厚近10 m的煤層，鏡質(zhì)體反射率Ro達(dá)1.84～2.63，屬于高階煤的演化階段，處于生烴高峰期(關(guān)德師等，1995);山西組、太原組發(fā)育有灰黑色泥巖，厚度達(dá)75～90 m，鏡質(zhì)體反射率Ro達(dá)1.34～2.67，同樣處于生烴高峰期。煤層和暗色泥巖中生成的烴類通過斷裂系統(tǒng)、斷層面、侵蝕面和河流下切面自下而上進(jìn)入儲集層，并受到上石盒子組泥巖封蓋，形成“下生上儲式”儲蓋組合特點(diǎn)。縱向上儲層與烴源巖之間的距離及物性決定了儲層的含氣性。

下石盒子組盒八段巖芯孔、滲透試驗(yàn)研究結(jié)果表明，儲層孔隙度一般為2% ～9%，滲透率為(2.5～15.0)×10－3μm2，屬于典型的低孔、低滲儲層。

2 試氣效果

延川南氣田致密砂巖共試氣4口。其中Y3井致密砂巖氣層壓裂后投入試采24天，最高日產(chǎn)氣6 500 m3，平均日產(chǎn)氣達(dá)到4 438 m3。使用回壓法試井分析數(shù)據(jù)經(jīng)指數(shù)式產(chǎn)能方程qsc=0.089 2×(28.78－)0.6928計算無阻流量qAOF=9 145 m3/d、二項(xiàng)式回歸二項(xiàng)式產(chǎn)能方程28.78－=10.625qsc+27.65計算無阻流量qAOF=8 457 m3/d。2種算法均表明Y3井具有較高的生產(chǎn)能力(圖2、圖3)。

圖2 Y3試井指數(shù)式產(chǎn)能方程Fig.2 Exponential productivity equation of the No.Y3 well testing

圖3 Y3試井二項(xiàng)式產(chǎn)能方程Fig.3 Binomial productivity equation of the No.Y3 well testing

Y3E1井盒八段巖性為灰色細(xì)砂巖，碎屑成分以石英為主，長石、巖屑次之，試采29天，最高日產(chǎn)量6 158 m3，平均日產(chǎn)量5 050 m3(表1)。

表1 延川南盒八段砂巖試氣成果表Table 1 Gas-testing results of sandstone in the 8thmember of the Xiashihezi Fm.，Yanchuannan gas field

Y1－60－36井盒八段井深645.1～651.0 m，視厚度5.9 m，巖性主要以灰色細(xì)砂巖為主。壓裂后試采34天，最高日產(chǎn)氣4 100 m3，平均2 100 m3。

3 產(chǎn)能影響因素

以盒八段為目的層的4口試采井，其中有3口井均獲得了相對較高的產(chǎn)量(表1)。結(jié)合沉積環(huán)境、儲層物性等因素綜合研究表明，產(chǎn)能主要影響因素主要體現(xiàn)在以下2個方面。

3.1 有利的沉積相環(huán)境是高產(chǎn)井的基礎(chǔ)

研究區(qū)主要發(fā)育三角洲相(圖4)，沉積微相包括：水下分流河道、分流間灣。河道沉積主要包括東西2個水下分流河道(關(guān)德師等，1995;王曉梅等，2012;Holditch，2006)，由于該期水體較深，砂體展布范圍就相對較小。砂體主要發(fā)育在研究區(qū)的北部、西北部及中部。儲層砂體受沉積微相控制，主要儲集類型為水下分流河道－河口壩。

將研究區(qū)試氣4口井與下石盒子組盒八段沉積微相圖進(jìn)行疊合，可以看出高產(chǎn)井均位于沉積微相水下分流河道發(fā)育區(qū)(圖5)。

沉積微相不僅在宏觀上控制著儲層厚度即展布方向，而且在微觀上決定巖石顆粒大小、分選，從而決定巖石原生孔隙度和滲透率(楊曉寧等，2005)，起到了影響產(chǎn)能的作用。

3.2 較好的儲層條件是單井高產(chǎn)的主要原因

3.2.1 巖石組分 盒八段19塊巖樣中，巖石類型以長石巖屑質(zhì)石英砂巖為主，次為巖屑砂巖、巖屑質(zhì)石英砂巖，地層自上至下，巖石成分成熟度逐漸增加(圖6、圖7)，為儲層改造提供了基礎(chǔ)。

3.2.2孔隙類型 主要以溶蝕孔為主(圖8、圖9)。溶蝕孔的發(fā)育程度為儲層高含氣量提供了空間。

圖4 延川南及鄰區(qū)下石盒子組巖相古地理圖Fig.4 Lithofacies paleographic map of the Xiashihezi Fm.in the Yanchuannan gas field and its adjacent areas

圖5 延川南盒八段巖相古地理圖Fig.5 Lithofacies paleographic map of the 8th member of the Xiashihezi Fm.in the Yanchuannan gas field

圖6 盒八段砂巖三角圖版Fig.6 Triangle diagram of sandstone from the 8th member of the Xiashihezi Fm.

圖7 雜基含量統(tǒng)計表Fig.7 Statistics of the content of matrix

圖8 Y7井盒八段長石巖屑砂巖，粒間孔Fig.8 Feldspathic litharenite in the 8thmember the Xiashihezi Fm.from well No.Y7，with intergranular pores

圖9 Y8井盒八段巖屑石英砂巖，溶蝕孔發(fā)育Fig.9 Lithic quartz sandstone in the 8thof member of the Xiashihezi Fm.from well No.Y8，with welldeveloped dissolved pores

3.2.3 膠結(jié)方式 盒八段砂巖膠結(jié)物以硅質(zhì)、鈣質(zhì)為主。膠結(jié)類型以孔隙膠結(jié)、鑲嵌膠結(jié)為主(圖10、圖11)。較好的膠結(jié)方式一方面提供了較好的儲集空間，另一方面為壓裂改造形成較大連通范圍提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。

圖10 Y7井盒八段長石巖屑砂巖，粒間孔Fig.10 Feldspathic litharenite in the 8thmember from well No.Y7，with intergranular pores

圖11 Y7井盒八段長石巖屑砂巖，鈣質(zhì)膠結(jié)Fig.11 Feldspathic litharenite in the 8thmember from well No.Y7，with calcareous cementation

3.2.4 孔隙結(jié)構(gòu) 從孔隙結(jié)構(gòu)的角度分析，氣層排驅(qū)壓力＜1.5 MPa，中值壓力＜10 MPa，平均喉道＞0.2 μm時有利于提高產(chǎn)氣能力。

3.2.5 物性特征 對單井而言，一口井的滲流半徑是一定的，故井筒周圍的天然氣富集程度影響因素為砂體孔隙度和單井鉆遇儲層的厚度(楊曉萍等，2007)。天然氣向井筒的運(yùn)移能力則更多依賴于砂體滲透率。實(shí)際上影響單井產(chǎn)能的主要因素為儲層孔隙度和滲透率(賀靜等，1997)。盒八段砂巖樣的壓汞實(shí)驗(yàn)證實(shí)儲層孔隙度范圍為2% ～9%，滲透率為(2.5～15.0)×10－3μm2，物性參數(shù)呈正態(tài)分布，以低孔、低滲為主。

3.2.6 敏感性 Y3井敏感性分析表明儲層具有中等偏強(qiáng)的有酸敏、速敏(表2)：過快、過大的排采速度會造成速敏，影響正常滲流，同時提示儲層不宜進(jìn)行酸化改造。

綜合以上6個方面對砂巖儲層的分析研究，并根據(jù)分析結(jié)果對有利區(qū)進(jìn)行刻畫，結(jié)果顯示YCN氣田盒八段致密砂巖氣藏平面上受沉積微相控制，主要沿著河道發(fā)育方向展布。河道是主要的氣藏潛力區(qū)(圖12)。

表2 Y3井敏感性實(shí)驗(yàn)結(jié)果數(shù)據(jù)表Table 2 Experimental results of sensitivity for the well No.Y3

圖12 下石盒子組盒八段單砂體儲層評價有利區(qū)圖Fig.12 Favorable single sand body reservoirs of the 8thmember，Xiashihezi Fm.

4 結(jié)論

(1)烴源巖的生烴潛力和運(yùn)移條件是盒八段富集的物質(zhì)基礎(chǔ)。

(2)單井產(chǎn)能受沉積微相控制作用明顯，單井產(chǎn)氣能力與沉積微相有著很好的相關(guān)性，相對高產(chǎn)井均分布于水下分流河道沉積。

伏海蛟，湯達(dá)禎，許浩，等.2012.致密砂巖儲層特征及氣藏成藏過程［J］.斷塊油氣藏，19(1)：47－50.

關(guān)德師，牛嘉玉，郭麗娜，等.1995.中國非常規(guī)油氣地質(zhì)［M］.北京：石油工業(yè)出版社.

賀靜，黃月明.1997.鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)北地區(qū)延長組長18低滲透儲層的成因機(jī)制［M］//閔琪，金貴孝，榮春龍.低滲透油氣田研究與實(shí)踐.北京：石油工業(yè)出版社：43－46.

李建忠，郭彬程，鄭民，等.2012.中國致密砂巖氣主要類型、地質(zhì)特征與資源潛力［J］.天然氣地球科學(xué)，23(4)：607－614.

王曉梅，趙靖舟，劉新社.2012.蘇里格地區(qū)致密砂巖地層水賦存狀態(tài)和產(chǎn)出機(jī)理探討［J］.石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì)，34(4)：400－404.

楊曉寧，張惠良，朱國華.2005.致密砂巖的形成機(jī)制及其地質(zhì)意義：以塔里木盆地英南2井為例［J］.海相油氣地質(zhì)，10(1)：31－36.

楊曉萍，趙文智，鄒才能，等.2007.低滲透儲層成因機(jī)理及其優(yōu)質(zhì)儲層的形成與分布［J］.石油學(xué)報，28(4)：57－61.

章雄，潘和平，駱淼，等.2005.致密砂巖氣層測井解釋方法綜述［J］.工程地球物理學(xué)報，2(6)：431－436.

HOLDITCH S A.2006.Tight gas sands［J］.Journal of Petroleum Technology，58(6)：86 －93.