四川盆地元坝气田须家河组三段气藏致密钙屑砂岩储层发育机理

2019-04-09程洪亮李昌峰卢娟廖开贵

世界地质 2019年1期

程洪亮，李昌峰,卢娟，廖开贵

1.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川成都610041；2.中国石化西南油气分公司油气开发管理部，四川成都610041

0 引言

近年来，中国石化针对四川盆地元坝气田陆相气藏先后开展了一系列的科技攻关，并取得了上三叠统须家河组三段致密气藏的重大发现和突破，ML7井获天然气产量120.80×104m3/d，ML12井获天然气产量77.17×104m3/d等，拓展了元坝气田勘探开发领域[1]，已提交控制储量962×104m3。

元坝气田构造位置位于盆地川北坳陷与川中低缓构造带的结合部(图1)，须家河组三段沉积相为辫状河三角洲沉积体系，气藏埋深在3 500～4 300 m，储层岩性为钙屑砂岩，孔隙度平均为3.38%，属低渗低孔储层，碳酸盐岩岩屑含量高，一般>75%，裂缝和次生溶蚀孔隙较发育，储集类型为裂缝--孔隙型储层。而川西地区须四段钙屑砂岩平均孔隙度7.57%，碳酸盐岩岩屑一般>90%。通过与其他区块致密砂岩对比分析[2--6]，差异显著，元坝气田须三段钙屑砂岩非均质性强、致密，且产能差距较大。

许多学者从沉积微相划分、储层类型等方面探讨了钙屑砂岩储层发育的主控因素[7--13]。这些工作主要集中在某一个或几个方面地质现象的描述，钙屑砂岩储层发育机理方面深入研究的较少。然而，揭示这种致密钙屑砂岩储层发育机制对钙屑砂岩的勘探开发领域具有重大指导意义。因此，笔者从元坝气田须家河组三段沉积水动力条件、砂体厚度、岩石骨架颗粒粒度、矿物成分及含量、裂缝作用、裂缝主导因素等开展研究，进一步诠释该区钙屑砂岩储层的发育机理。

图1 元坝气田构造位置图Fig.1 Structural location of Yuanba gas field

1 钙屑砂岩分类评价

1.1 储层岩石特征

元坝气田须家河组三段发育3套砂组，岩性主要为砾岩、砂砾岩及(含砾)钙屑砂岩。储层岩性主要为粗(含砾)、中粒钙屑砂岩(图2)，碳酸盐岩岩屑含量75%～90%，石英含量10%～20%；储层平均孔隙度2.33%，平均渗透率0.082 md；储集空间以粒间钙屑溶蚀孔隙、溶蚀孔洞、裂缝次生空间为主(图3)；钙屑砂岩储层为典型的致密非均质裂缝--孔隙型储层。

图2 钙屑砂岩(MB101--1)Fig.2 Calcarenaceous sandstone(MB101--1)

图3 砂岩粒间溶蚀孔隙(正交光5×10)Fig.3 Intergranular dissolution pore of sandstone(under orthogonal light 5×10)

1.2 钙屑砂岩分类

通过测井、录井、测试及试采资料综合研究，裂缝是须三段钙屑砂岩储层测试高产、试采稳产的必要条件而非充分条件，储层物性、含气性与岩性关系密切，裂缝和碳酸盐岩岩屑含量仅是控制储层物性、含气性的两个重要因素。综合沉积水动力、岩石粒度、碳酸盐岩岩屑含量、电性等储层物性、含气性影响因素，将钙屑砂岩划分为3类(表1)。

Ⅰ类钙屑砂岩为较强水动作用下沉积的粒度粗、碳酸盐岩岩屑含量高、泥质含量非常低的钙屑砂岩，测井曲线形态以高幅平滑箱形为主要特征，测井响应表现为低伽玛、低声波、高密度、高电阻特征。电成像以块状为主，单层厚度大、岩石颗粒粗，高角度交错层理发育，对含砾砂岩而言砾石粒径相对较小，磨圆度高，图像特征明显，易于识别。目前测试获产层均为Ⅰ类钙屑砂岩，如ML7井测试高产、试采稳产储层段岩性即为Ⅰ类钙屑砂岩(图4A)。Ⅱ类钙屑砂岩为碳酸盐岩岩屑含量相对较高的细粒钙屑砂岩，电成像图上低角度交错层理发育，单层厚度小且多为中粒和细粒砂岩互层，录井和测井评价多以含气层为主，含气性有待进一步验证(图4B)。Ⅲ类钙屑砂岩曲线形态以指形--漏斗形等形态为主，电成像图上水平层理发育，单层厚度薄，主要以细砂岩、粉砂岩互层为主，含气特征不明显，测试产量低，如ML8井Ⅲ类钙屑砂岩储层网状缝发育，酸化压裂测试段储层厚5.31 m，油压1.05 MPa，产量1.06×104m3/d(图4C)。通过上述3类钙屑砂岩对比分析，可见Ⅰ类钙屑砂岩含气性好、测试产量高、稳产能力强。

表1 元坝气田须家河组三段钙屑砂岩分类Table 1 Classification of calcarenaceous sandstone of the third member of Xujiahe Formation in Yuanba gas field

1.3 优质钙屑砂岩控制因素及展布

通过测井岩性评价、沉积相研究、地震属性综合研究表明：优质钙屑砂岩发育主要受沉积水动力控制。须三段沉积相为辫状河三角洲前缘亚相，平面上优质钙屑砂岩主要发育于分流河道规模相对较小、沉积水动力相对较强的中型河道或大型河道边缘，而大型分流河道中央因沉积水动力强沉积砂体主要为厚度较大的砾岩。位于小规模分流河道的ML7井优质钙屑砂岩发育(图5)，测试产量高、试采稳定；位于大规模分流河道边缘的MB6井上部、底部发育优质钙屑砂岩，中下部发育砾岩，含气性差(图6)。优质钙屑砂岩的纵向展布特征决定了该区钙屑砂岩储层纵向上主要发育于厚度较大的砂体上部和底部，而不同于川西钙屑砂岩储层主要发育于厚度较大的砂体中部。元坝气田须家河组三段钙屑砂岩展布范围广，但优质钙屑砂岩发育局限。

图5 ML7井综合柱状图Fig.5 Synthesis columnarsection of Well ML7

图6 MB6井综合柱状图Fig.6 Synthesis columnarsection of Well MB6

2 钙屑砂岩裂缝评价

2.1 裂缝发育特征

该区钙屑砂岩裂缝发育成因多样，既有受沉积作用控制的沉积构造缝、也有受成岩作用影响的成岩缝，但决定致密钙屑砂岩储层有效性和产量的是构造作用形成的构造缝。通过岩芯观察、测井裂缝评价表明须三段裂缝发育具有多期次性，早期裂缝主要为NEE向的低角度缝，多被沥清充填，显示与烃的运移有关；晚期裂缝主要为NWW向、以角度相对较高的有效缝为主。据电成像测井评价晚期裂缝开度大、裂缝倾角相对较高(20°～60°)、裂缝走向与现今主应力夹角小(<45°)。因此，裂缝密度大的储层段，对致密钙屑砂岩储层起了改善作用(图7)。

2.2 多期裂缝的双重渗流作用

该区钙屑砂岩储层具有双重介质特征(图8)，基质孔隙主要为次生溶蚀孔隙，通过地质、地震、测井综合分析表明：区域上沉积连续，地史过程中没有暴露过地表，且西北部钙屑砂岩发育区无深大断裂发育，次生溶蚀孔隙发育主要与地层中的有机酸溶解作用有关。钙屑砂岩微观溶蚀孔隙、宏观溶蚀孔洞发育非均质性强，横向上：同一砂体、同一类型钙屑砂岩次生溶蚀孔隙发育差异较大；纵向上：相邻砂体、相同类型钙屑砂岩次生溶蚀孔隙发育差异也较大。

图7 储层裂缝发育特征图Fig.7 Characteristics map of reservoir fracture development

图8 Ⅰ类钙屑砂岩储层试采双对数曲线Fig.8 Double logarithmic test curves of calcarenaceous sandstone of the class I reservoir

如图9所示，ML9井相邻两层Ⅰ类钙屑砂岩，厚度、岩石粒度、易溶颗粒成分及含量相同，但据宏观测井资料来看，次生溶蚀孔隙发育差异大，上层砂体溶蚀孔隙发育，钻井液漏失6.18 m3，酸化压裂测试储层3.32 m，油压36 MPa，产量10.02×104m3/d；而下层砂体非常致密，横向上也具有类似非均质性特征。可见，次生溶蚀孔隙发育的程度和非均质性是元坝气田钙屑砂岩储层发育独有的特征。

通过岩芯观察和测井评价表明次生溶蚀孔、洞发育具有如下特征(图9)：①据宏观溶蚀孔、洞填充物推断，溶蚀发生于原油裂解之前，宏观溶蚀孔、洞普遍被固体沥青充填；②沥青主要充填于裂缝开度、宏观孔洞较大的储集空间，微观溶蚀空间无沥青，表明地史上古油藏期，微观溶蚀无原油充注；③溶蚀孔、洞主要发育于Ⅰ类钙屑砂岩；④宏观溶蚀孔、洞发育与裂缝“相伴”，裂缝边缘和缝壁具有溶蚀特征明显，裂缝是次生溶蚀孔隙发育的前提。

电成像图中裂缝缝壁溶蚀特征清晰、宏观溶蚀孔洞沿裂缝发育特征明显，进一步证实裂缝是溶孔次生孔隙发育的前提，而对于易溶蚀颗粒含量低的Ⅲ类钙屑砂岩电成像评价结果具有相异特征。通过裂缝形成期次、溶蚀孔有机质充填物、裂缝溶蚀、溶蚀与裂缝相关性等因素综合研究表明：早期裂缝是酸性流体进入钙屑砂岩体的渗流通道，裂缝具有储层改造和流体产出双重作用。

图9 Ⅰ类钙屑砂岩溶蚀孔洞发育特征图Fig.9 Developmental characteristics of solution cavities of calcarenaceous sandstone of the class I reservoir

2.3 裂缝发育主导因素

构造缝是控制钙屑砂岩储层发育、油气渗流及富集的关键，构造缝发育主要受岩性、层厚、构造、断裂、岩层非均质等多种因素控制。须家河组三段裂缝发育控制因素与发育规律有别于珍珠冲段、须家河组四段及二段，后者储层裂缝主要发育于近断层上升盘，断层与裂缝相关程度高，而须家河组三段断裂不发育，以层间小断裂为主，裂缝发育与断裂发育无明显相关性。如图10所示，厚度、岩性、构造作用相同的两层钙屑砂岩裂缝发育程度相差甚远。

据测井、录井裂缝统计，裂缝主要发育于Ⅰ类钙屑砂岩，Ⅱ、Ⅲ类钙屑砂岩裂缝仅发育于过井断层附近，裂缝发育与岩层厚度无明显相关性。通过对测试及试采储层电成像测井资料精细分析研究表明：Ⅰ类钙屑砂岩裂缝发育与砂体内部结构关系密切，裂缝发育的砂体在成像图上为多期叠置的非均质砂体，而裂缝不发育的砂体多为一期或两期叠置的均质砂体。如图10所示，上部Ⅰ类钙屑砂岩层在电成像图上为多期叠置非均质砂体，不同期次间的非均质性差异清晰，冲刷面发育，据成像测井解释为9层非均质叠置砂体，单层厚度小、层间差异大，裂缝发育，酸化压裂测试获得高产；下部Ⅰ类钙屑砂岩层，在电成像图上为两期均质叠置砂体，单层厚度大、层间差异小，裂缝、储层不发育。根据岩石物理性质可知，钙屑砂岩为刚性层、泥岩为塑性层，因此，如果多期叠置非均质砂体包含泥质含量较高的塑性层或半塑性层，则刚性层的应力将在塑性层或半塑性层中集中释放，刚性层难破碎，裂缝不发育，刚性--塑性叠置非均质层裂缝不发育，而刚性叠置非均质层裂缝非常发育。

据全区电成像测井资料研究，钙屑砂岩储层裂缝发育均具有上述规律，裂缝主要发育于多期刚性叠置非均质优质钙屑砂岩体，可见构造作用相同或相近条件下砂体内部结构的非均质性是主导裂缝发育的关键因素。

2.4 砂体厚度对双重渗流的影响

据测试、试采分析，储层产能高低与有效储层厚度无明显相关性，而与储层所在的Ⅰ类钙屑砂岩叠置砂体厚度关系密切。如果优质钙屑砂岩砂体厚度大，即使优质储层相对薄，测试及试采仍能获得高产、稳产，反之，如果优质储层厚度大，而优质钙屑砂岩体厚度小，则测试产量低、试采油压和产量下降快。如图11中的ML9井测试段优质钙屑砂岩叠置砂体厚仅3.3 m，储层裂缝及溶蚀发育，但测试产量只有1.52×104m3/d(油压33 MPa)；相反，测试高产、试采稳产井单层有效储层多<3 m，但叠置砂体累积厚度均>10 m。通过简化地质模型计算，优质钙屑砂岩累计厚度3 m时，裂缝储层改造、泄流半径仅为8.24 m，而累积厚度10 m时，半径可达27.48 m，且裂缝间相互沟通概率高(图12)。综合上述研究分析表明：刚性叠置非均质砂体的累积厚度是决定储层产能及稳产的关键因素。

图12 Ⅰ类钙屑砂岩储层裂缝特征图Fig.12 Fracture characteristics of calcarenaceous sandstone of the class I reservoir

3 优质储层发育机理

元坝气田须家河组三段钙屑砂岩储层发育纵、横向非均质性强，优质储层发育必须满足5个方面的条件，即“碳酸盐岩岩屑含量高、岩石粒度相对较粗、优质钙屑砂岩体累计厚度大、早期裂缝发育、晚期裂缝发育”。裂缝是酸性流体渗流通道，裂缝的三维空间参数决定次生溶蚀孔隙的空间分布，裂缝发育的非均质性是导致钙屑砂岩纵、横向储层发育非均质性的关键。砂体内部结构的非均质性是裂缝发育的主导因素，裂缝主要发育于单层厚度小、累积厚度大的刚性叠置非均质优质钙屑砂体。通过地质、地震、测井综合研究须三段钙屑砂岩优质储层发育机理可概括为：岩性是前提、裂缝是关键、溶蚀是基础、厚度是核心。