苏里格气田东二区致密砂岩储层裂缝与含气性的关系

2012-09-15李义军李进步杨仁超王言龙樊爱萍

天然气工业 2012年6期

关键词：里格气田岩心

李义军李进步杨仁超王言龙樊爱萍

1.成都理工大学能源学院 2.中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心 3.山东科技大学地质学院

苏里格气田东二区致密砂岩储层裂缝与含气性的关系

李义军1，2李进步2杨仁超3王言龙3樊爱萍3

1.成都理工大学能源学院 2.中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心 3.山东科技大学地质学院

李义军等.苏里格气田东二区致密砂岩储层裂缝与含气性的关系.天然气工业，2012，32（6）：28-30.

鄂尔多斯盆地苏里格气田东区砂岩储层岩性致密，已成为制约天然气规模开发的主要因素。为此，在岩心观察的基础上，采用薄片鉴定、扫描电镜、铸体、压汞等分析方法，对该气田东二区下二叠统山西组山1段和下石盒子组盒8段的储层进行了分析。结果发现：研究区北部砂岩储层中裂缝（裂缝类型主要为构造裂缝和成岩裂缝）较发育，对储层物性有明显的改善作用，而南部则未见到构造裂缝；构造裂缝与溶蚀裂缝均沿构造带边界分布，是致密储层渗透率提高的重要因素；裂缝发育层段，砂岩含气性明显变好。因此，把握裂缝的分布规律对于储层预测、寻找高产气藏、搞好天然气开发设计与施工等具有重要意义。

鄂尔多斯盆地苏里格气田东二区早二叠世致密砂岩储集层裂缝（岩石）天然气含气性

鄂尔多斯盆地苏里格气田是我国目前已发现的最大的天然气气田。上古生界气藏的砂岩储层（下二叠统山西组山1段和下石盒组盒8段）岩性致密，非均质性强，压实作用、胶结作用、交代作用、骨架颗粒的溶蚀作用，是形成低孔、低渗储层的主要原因［1－4］，这严重制约了该区天然气的规模开发。因此，如何准确预测高渗储层的分布，是苏里格气田东二区天然气开发所面临的问题［5］。

1 裂缝特征及类型

根据岩心观察、铸体薄片、扫描电镜等观察分析，发现研究区发育高角度构造裂缝以及水平层理缝、粒内缝和粒缘缝等成岩裂缝。裂缝的发育在研究区北部较普遍，钻井岩心中宏观构造缝较常见，多为高角度裂缝（图1），岩心中裂缝长度一般0.5～2 m，最长可达8 m，裂缝宽度2～3 mm。岩心观察表明构造裂缝特征明显，易于与人工破裂面进行区别。即：构造裂缝的破裂面平整，致密砂岩中的构造裂缝较光滑，人工破裂面均呈参差状，岩心表面常残留有受力破碎而成的白色粉末痕迹；天然的构造裂缝平面颜色黯淡，常有矿物胶结或充填，而人工破裂面新鲜干净；天然构造裂缝常常平行密集分布，从而将岩心切割为薄板状。研究区构造裂缝多为开启性裂缝，少数见方解石半充填。

图1 苏里格气田东二区砂岩裂缝宏观特征图

铸体薄片、扫描电镜中常见成岩裂缝，以溶蚀缝最常见（图2），收缩缝和贴粒缝最少。研究区约30%的砂岩粒间孔具有溶蚀现象，在镜下所见微孔隙直径主要范围在介于5～50μm，延伸范围常超出视域，溶蚀

裂缝形态多呈不规则弯曲状，微裂缝可见分岔，溶蚀裂缝常沟通孔隙，改善储层孔隙结构。

图2 苏里格气田东二区砂岩裂缝微观特征图

2 裂缝分布规律及控制因素

平面上，裂缝的分布与构造带相关，钻井岩心中的宏观裂缝的分布主要集中于研究区北部，且靠近伊盟隆起带与伊陕斜坡带的边界分布，研究区南部则未见到构造裂缝。岩心中，尤其以Z59、Z65井高角度构造裂缝最为发育，单一裂缝延伸可大于8 m，常呈栅状平行排列，将岩心切割为薄板状，其原因可能与断层带附近应力集中释放从而有利于裂缝的形成有关。岩心分析及统计结果表明，砂岩中溶蚀裂缝较发育的井，如Z52井、Z12井、T25井等，也主要沿伊盟隆起与伊陕斜坡构造带的边界分布，预示着溶蚀裂缝的发育同样受断层带、构造裂缝的控制。断层、构造裂缝等可加速地下流体的活动，促进临近构造带渗透性较好的砂岩中流体的交换，从而有利于溶蚀孔隙和溶蚀裂缝的发育。

根据岩心和测井资料分析表明，苏里格气田东二区低渗透砂岩主要发育两组近正交的NE—NW向裂缝，但具体到某一区域或层段仅有一组裂缝较发育。造成这种现象的原因是低渗透砂岩储层裂缝的形成除了与古构造应力场有关外，还受储层岩性、岩层厚度和岩层非均质性等储层内部因素的影响［6］。根据裂缝的相互切割关系以及裂缝充填物的包裹体分析，该区构造裂缝主要在燕山期和喜马拉雅期形成［7］，燕山期和喜马拉雅期古构造应力场控制了构造裂缝的组系、产状及其力学性质，而储层内部因素影响不同组系裂缝的发育程度。裂缝形成以后，裂缝的保存状态及其渗流作用受现今应力场的影响。燕山期在NWW—SEE向水平挤压应力作用下，可以形成近东西向和北西向两组剪切裂缝，但岩层强烈非均质性抑制了近东西向裂缝的发育程度，而使北西向裂缝发育。喜马拉雅期在NNE—SSW向水平挤压应力作用下，理论上可以形成近南北向和北东向两组剪切裂缝，但岩层强烈非均质性抑制了近南北向裂缝的发育程度，而使北东向裂缝发育。因此，苏里格地区主要发育有北东向（优选方位为50°～60°）和北西向（优选方位为320°～330°）两组裂缝，而近东西向和近南北向裂缝发育程度较差。

3 裂缝对储层物性及含气性的影响

裂缝所形成的孔隙度占岩石体积的1%～2%，虽然构成的储集空间很小，对孔隙度的影响不大，但由于裂缝的存在，连通了孤立状存在的孔隙，形成了砂岩的渗滤通道，提高了岩石的渗透率，对储层的物性有明显的改善作用。一般无裂缝发育的样品，其孔隙度与渗透率呈现较好的线性正相关关系；而裂缝发育的样品，其孔隙度并不一定很高，但渗透率明显高于无裂缝样品，渗透率值的分布脱离正常孔渗线性关系（图3）。裂缝的规模越大，其渗透率增加的幅度越大。在低渗透储层中，裂缝是油气运移和流体渗流的主要通道，可以提高储层的渗透性，裂缝的存在可使储层渗透率比基质渗透率增高1～2个数量级，并使其水平渗透率各向异性在50∶1以上［5］。

图3 苏里格气田东二区山1段、盒8段致密储层孔渗关系图

低渗透砂岩油气藏渗流起主导作用的为宏观裂缝系统，而微观裂缝主要是改善储层的渗透性能。裂缝是低渗透砂岩储层的主要渗流通道，控制了油气藏的渗流系统［6］。研究区占主导地位的是构造裂缝，裂缝是极好的运移通道，是沟通孔洞、形成优质储层的重要因素，对天然气聚集成藏的重要影响。在裂缝较为发育的地区或层段，尤其是对低孔、低渗的砂岩储层而言，裂缝发育的层段，砂岩含气性明显好于一般的砂岩储层，气层、含气层基本对应于裂缝发育井段（图4）。表明裂缝对储层物性具有明显的改善作用，是形成高产气藏的重要条件。

图4 Z59井致密储层裂缝与含气性关系图

4 讨论

含裂缝的砂岩储层对压力的敏感性十分明显，从而影响低渗透砂岩油气藏的开发，因此裂缝的发育状况对压裂改造设计有重要的指导作用［8］。随着油气藏开发，地层压力下降，不同方向裂缝的渗流作用会发生改变。明确不同方向裂缝渗透率的动态变化规律是低渗透砂岩油气藏开发中后期井网调整的重要地质依据。针对低孔、低渗致密砂岩储层，增产改造是提高气井产能的必要手段，合适的改造工艺至关重要［9－11］。考虑裂缝对储层的改造作用，确定合适的改造工艺，以提高气井的产能。裂缝的发育可能会对盖层产生影响，确定裂缝的发育与盖层破坏之间的关系，明确裂缝的发育对盖层的影响，对于天然气成藏分析至关重要。岩心观察发现，研究区构造裂缝多在砂岩层段发育，很少切穿泥岩，可能与泥岩的力学性质有关。表明研究区裂缝的发育对天然气的影响，主要是沟通储层，增加储层渗透率，对泥质盖层的影响不大，为天然气成藏的有利因素之一。因此，把握裂缝的分布规律，明确裂缝发育的控制因素，对于在低渗透砂岩中寻找油气高产区、对于苏里格气田东二区天然气生产设计和施工均具有重要意义。

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（修改回稿日期 2012-04-10 编辑韩晓渝）