延川南气田下石盒子组致密砂岩气产能影响因素分析

2015-04-11程翠

地质学刊 2015年1期

程翠

(中石化华东分公司石油勘探开发研究院，江苏南京 210011)

0 引言

鄂尔多斯盆地是我国大型沉积盆地之一，盆地主体部分面积为25×104km2，发育上元古界—新生界沉积地层。致密砂岩气藏主要分布在上古生界沉积地层内，以泥炭沼泽体系中形成的石炭系—下二叠统的炭质泥岩和煤层为主力气源岩，有机质丰度高，生烃潜力大。储集层为二叠系石盒子组和山西组，沉积相类型为辫状河和三角洲，储集砂体致密且呈席状大面积分布(章雄等，2005)。

延川南气田位于鄂尔多斯盆地东南缘(图1)，处于陕北斜坡、晋西扰褶带和渭北隆起带，构造相对复杂，发育有元古界、古生界、中生界和新生界地层，古生界发育下古生界碳酸盐岩、上古生界砂岩2套含气层系(伏海蛟等，2012;Holditch，2006)。在煤层气勘探过程中，录井发现上古生界石盒子组砂岩具有含气显示特征，压裂后试获较高工业气流。

1 储层基本地质特征

研究区上古生界地层发育完全，自下而上划分为石炭系本溪组及二叠系太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组及石千峰组(章雄等，2005;李建忠等，2012)。而下石盒子组根据沉积旋回特征又可进一步分为8段，底部盒八段为主要储层。埋深600～1 200 m，厚度130～140 m，呈现北厚南薄的特点，全区整体分布稳定，可对比性强。

图1 延川南气田位置示意图Fig.1 Schematic map showing location of the Yanchuannan gas field in the Erdos Basin

在空间展布上，盒八段砂岩储集体具有以下基本特征：以多层式发育为主，孤立式为辅，纵向叠置、横向连通性差;单井纵向上发育3～9个单砂体，平均单砂体厚度3 m，平面上单砂体平均宽度80 m，延伸长度不超过2 km。

山西组、太原组发育有厚近10 m的煤层，镜质体反射率Ro达1.84～2.63，属于高阶煤的演化阶段，处于生烃高峰期(关德师等，1995);山西组、太原组发育有灰黑色泥岩，厚度达75～90 m，镜质体反射率Ro达1.34～2.67，同样处于生烃高峰期。煤层和暗色泥岩中生成的烃类通过断裂系统、断层面、侵蚀面和河流下切面自下而上进入储集层，并受到上石盒子组泥岩封盖，形成“下生上储式”储盖组合特点。纵向上储层与烃源岩之间的距离及物性决定了储层的含气性。

下石盒子组盒八段岩芯孔、渗透试验研究结果表明，储层孔隙度一般为2% ～9%，渗透率为(2.5～15.0)×10－3μm2，属于典型的低孔、低渗储层。

2 试气效果

延川南气田致密砂岩共试气4口。其中Y3井致密砂岩气层压裂后投入试采24天，最高日产气6 500 m3，平均日产气达到4 438 m3。使用回压法试井分析数据经指数式产能方程qsc=0.089 2×(28.78－)0.6928计算无阻流量qAOF=9 145 m3/d、二项式回归二项式产能方程28.78－=10.625qsc+27.65计算无阻流量qAOF=8 457 m3/d。2种算法均表明Y3井具有较高的生产能力(图2、图3)。

图2 Y3试井指数式产能方程Fig.2 Exponential productivity equation of the No.Y3 well testing

图3 Y3试井二项式产能方程Fig.3 Binomial productivity equation of the No.Y3 well testing

Y3E1井盒八段岩性为灰色细砂岩，碎屑成分以石英为主，长石、岩屑次之，试采29天，最高日产量6 158 m3，平均日产量5 050 m3(表1)。

表1 延川南盒八段砂岩试气成果表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，视厚度5.9 m，岩性主要以灰色细砂岩为主。压裂后试采34天，最高日产气4 100 m3，平均2 100 m3。

3 产能影响因素

以盒八段为目的层的4口试采井，其中有3口井均获得了相对较高的产量(表1)。结合沉积环境、储层物性等因素综合研究表明，产能主要影响因素主要体现在以下2个方面。

3.1 有利的沉积相环境是高产井的基础

研究区主要发育三角洲相(图4)，沉积微相包括：水下分流河道、分流间湾。河道沉积主要包括东西2个水下分流河道(关德师等，1995;王晓梅等，2012;Holditch，2006)，由于该期水体较深，砂体展布范围就相对较小。砂体主要发育在研究区的北部、西北部及中部。储层砂体受沉积微相控制，主要储集类型为水下分流河道－河口坝。

将研究区试气4口井与下石盒子组盒八段沉积微相图进行叠合，可以看出高产井均位于沉积微相水下分流河道发育区(图5)。

沉积微相不仅在宏观上控制着储层厚度即展布方向，而且在微观上决定岩石颗粒大小、分选，从而决定岩石原生孔隙度和渗透率(杨晓宁等，2005)，起到了影响产能的作用。

3.2 较好的储层条件是单井高产的主要原因

3.2.1 岩石组分盒八段19块岩样中，岩石类型以长石岩屑质石英砂岩为主，次为岩屑砂岩、岩屑质石英砂岩，地层自上至下，岩石成分成熟度逐渐增加(图6、图7)，为储层改造提供了基础。

3.2.2孔隙类型主要以溶蚀孔为主(图8、图9)。溶蚀孔的发育程度为储层高含气量提供了空间。

图4 延川南及邻区下石盒子组岩相古地理图Fig.4 Lithofacies paleographic map of the Xiashihezi Fm.in the Yanchuannan gas field and its adjacent areas

图5 延川南盒八段岩相古地理图Fig.5 Lithofacies paleographic map of the 8th member of the Xiashihezi Fm.in the Yanchuannan gas field

图6 盒八段砂岩三角图版Fig.6 Triangle diagram of sandstone from the 8th member of the Xiashihezi Fm.

图7 杂基含量统计表Fig.7 Statistics of the content of matrix

图8 Y7井盒八段长石岩屑砂岩，粒间孔Fig.8 Feldspathic litharenite in the 8thmember the Xiashihezi Fm.from well No.Y7，with intergranular pores

图9 Y8井盒八段岩屑石英砂岩，溶蚀孔发育Fig.9 Lithic quartz sandstone in the 8thof member of the Xiashihezi Fm.from well No.Y8，with welldeveloped dissolved pores

3.2.3 胶结方式盒八段砂岩胶结物以硅质、钙质为主。胶结类型以孔隙胶结、镶嵌胶结为主(图10、图11)。较好的胶结方式一方面提供了较好的储集空间，另一方面为压裂改造形成较大连通范围提供了物质基础。

图10 Y7井盒八段长石岩屑砂岩，粒间孔Fig.10 Feldspathic litharenite in the 8thmember from well No.Y7，with intergranular pores

图11 Y7井盒八段长石岩屑砂岩，钙质胶结Fig.11 Feldspathic litharenite in the 8thmember from well No.Y7，with calcareous cementation

3.2.4 孔隙结构从孔隙结构的角度分析，气层排驱压力＜1.5 MPa，中值压力＜10 MPa，平均喉道＞0.2 μm时有利于提高产气能力。

3.2.5 物性特征对单井而言，一口井的渗流半径是一定的，故井筒周围的天然气富集程度影响因素为砂体孔隙度和单井钻遇储层的厚度(杨晓萍等，2007)。天然气向井筒的运移能力则更多依赖于砂体渗透率。实际上影响单井产能的主要因素为储层孔隙度和渗透率(贺静等，1997)。盒八段砂岩样的压汞实验证实储层孔隙度范围为2% ～9%，渗透率为(2.5～15.0)×10－3μm2，物性参数呈正态分布，以低孔、低渗为主。

3.2.6 敏感性 Y3井敏感性分析表明储层具有中等偏强的有酸敏、速敏(表2)：过快、过大的排采速度会造成速敏，影响正常渗流，同时提示储层不宜进行酸化改造。

综合以上6个方面对砂岩储层的分析研究，并根据分析结果对有利区进行刻画，结果显示YCN气田盒八段致密砂岩气藏平面上受沉积微相控制，主要沿着河道发育方向展布。河道是主要的气藏潜力区(图12)。