杭锦旗地区独贵圈闭盒1段致密砂岩储层综合评价

2022-04-21周淑娟

中国石油大学胜利学院学报 2022年1期

周淑娟

(中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006)

随着天然气勘探开发程度的深入，低孔、低渗的致密砂岩储层成为很多学者关注的热点，这类储层可以作为天然气的良好储集体，形成致密砂岩气藏。致密砂岩气藏在国内外很多盆地中均有发现，在我国最为典型的是鄂尔多斯盆地[1-3]。本次研究在储层的沉积特征、岩石学特征、储集空间类型、孔隙结构以及储层分类评价等方面[4]，对独贵圈闭盒1段储层进行综合评价，为独贵圈闭的勘探开发提供地质指导。

1 区域地质概况

杭锦旗地区独贵圈闭位于鄂尔多斯盆地北部，构造单元上位于伊陕斜坡与伊盟隆起结合部，北依公卡汉凸起，二叠系下石盒子组盒1段是该圈闭的主要含气层段，平面上砂体受近南北走向的辫状水道控制，总体呈南北向连续宽缓的条带状展布，是典型的岩性圈闭(图1)。

独贵圈闭下石盒子期由于北部物源区快速隆升，陆源碎屑物质供给充足，近物源区主要发育冲积扇沉积，表现为河道较直、河床不固定、心滩发育为特点，形成的砂体具有纵向厚度大、分布广的特征[5]。独贵圈闭盒1期储集砂体发育在河道主体部位，储层砂体的空间展布与河道走向基本一致，单井厚度一般在25～40 m，纵向上砂岩段可以划分出3～4个沉积旋回，每个沉积旋回均为下粗上细的正旋回(图1)。

2 储层特征

2.1 储层岩石学特征

通过研究区内取心井的岩心观察和薄片的鉴定资料的统计分析[6]，独贵圈闭下石盒子组盒1段储层的岩性以粗粒岩屑砂岩为主，其次为含砾粗—中粒长石岩屑砂岩和岩屑石英砂岩(图2～3)。其中占比最高的为岩屑砂岩，所占比例为77%，粒度主要为含砾粗粒、粗粒。

图1 独贵圈闭构造位置及生储盖组合

图2 独贵圈闭盒1段主要岩石类型

图3 独贵圈闭盒1段砂岩碎屑物组分三角形图

2.2 储层孔隙类型

铸体薄片观察表明，独贵圈闭盒1段储集岩孔隙类型以粒间溶孔为主，粒内溶孔次之，发育少量的晶内微孔和微裂缝(图4、表1)，总面孔率为0.1%～5.5%。粒间余孔和粒间溶孔面孔率平均值较大，为1.96%，占总面孔率的70.5%；其次为晶间微孔、晶内微孔，面孔率平均值为1.08%，占总面孔率的14.2%；粒内溶孔面孔率平均值为0.2%，占总面孔率的12.1%。原生孔隙经过压实和胶结作用后仍然保留下来的为残余粒间孔，多分布在岩屑石英砂岩中，石英含量高有利于原生孔隙的保存，孔隙呈三角状或多角状，大小在50～200 μm。次生孔隙多分布在岩屑砂岩和长石岩屑砂岩中，根据次生孔隙分布的位置和大小可以分为粒内溶孔、粒间溶孔和铸模孔。粒内溶孔以长石粒内溶孔为主，岩屑粒内溶孔次之，呈孤立状或蜂窝状等，单片光下孔隙间多含有泥质或黏土矿物残余，孔隙大小分布在20～50 μm；粒间溶孔是不稳定矿物溶蚀形成的，有利于原生孔隙的扩大，与孔隙接触的颗粒边界不规则，多呈港湾状，当不稳定矿物被完全溶蚀时形成的超大孔隙则为铸模孔。裂缝根据成因可分为构造缝、破裂缝和溶蚀缝，通常呈弯曲状，偶有分枝现象。微裂缝的发育可以有效提升储层的渗透能力，这也是常规在孔隙度较低的砂岩中具有较高的渗透率值的直接原因。

表1 杭锦旗地区独贵圈闭盒1段孔隙类型及特征划分表

图4 独贵圈闭盒1段储层孔隙类型铸体薄片

2.3 储层物性特征

储层的渗流能力受储层物性特征的影响，其中储层的孔隙度、渗透率是表征储层物性的主要参数[7-12]。通过对独贵圈闭盒1段338个岩样分析，盒1段砂岩孔隙度为1.3%～16.7%，平均为8.9%，主要分布区间是5%～15%，其中孔隙度大于5%的样品其孔隙度的平均值为9.7%；渗透率为(0.07～3.3)×10-3μm2，平均0.52×10-3μm2，主要分布区间为(0.15～1.2)×10-3μm2，其中渗透率大于0.15×10-3μm2的样品的平均值为0.9×10-3μm2。从孔隙度—渗透率散点分布图上可以看出，砂岩粒度与孔隙度和渗透率有较好的正相关关系，92%粗砂岩和含砾粗砂岩孔隙度大于5%；同时孔隙度增加，渗透率增大，孔隙度与渗透率成正比例对数关系，相关性较好(图5)，拟合公式为：

K=0.129 3e0.161 1Φ，R2=0.622 2.

从物性特征看，独贵圈闭盒1段砂岩储层是低孔隙度—特低渗透率储层。

图5 独贵圈闭盒1段储层孔隙度和渗透率关系

2.4 储层孔隙结构特征

研究孔隙结构的方法主要包括毛细管压力间接测定法、铸体薄片和电镜扫描等直接观察法以及数字岩心法。其中压汞法是利用毛细管压力间接测定储集岩孔隙结构的常用方法之一，其曲线形态、排驱压力、中值压力等特征参数能够较好地反映储层孔隙结构的空间分布特征[13]。根据压汞曲线的特征参数可将独贵圈闭盒1段的毛管压力曲线分为3类(图6)。

Ⅰ类毛管压力曲线呈现凹函数形态，中间出现缓坡平台段，且平台高度较低，说明进汞压力较低，岩心分选性好，孔隙喉道结构均质。排驱压力小于0.6 MPa，中值压力小于4 MPa。

Ⅱ类毛管压力曲线较I类略陡，没有平台段，孔喉分布略粗歪度，排驱压力为0.6～1.5 MPa，中值压力为4～25 MPa。

Ⅲ类毛管压力曲线呈现凸函数形态，位于右上方，孔隙喉道分选差，略细歪度，排驱压力大于1.5 MPa，中值压力大于25 MPa。

图6 独贵圈闭盒1段储集层压汞曲线分类

3 储层综合评价

根据沉积相、岩性、测井相、物性和孔隙结构特征，将独贵圈闭盒1段储集层段砂岩划分为3类，分别为好储层(Ⅰ类)、较好储层(Ⅱ类)及差储层(Ⅲ类)(表2)。

表2 独贵圈闭盒1储集岩分类评价

Ⅰ类储层。沉积微相为辫状水道，岩性主要为粗粒砂岩，测井相为光滑箱型，综合解释为气层，孔隙类型是粒间余孔和粒内溶孔，孔隙度大于10%，渗透率大于0.5×10-3μm2。毛管压力曲线为Ⅰ类，孔喉分选性好较粗歪度，排驱压力较低(小于0.6 MPa)，中值压力较低(小于4 MPa)，综合评价为好储集层。在单井储层厚度上，此类储层是独贵圈闭盒1段主要的储集层，占比40%。

Ⅱ类储层。沉积微相为辫状水道，岩性为岩性为含砾粗、中粒砂岩，测井相为微齿化箱型，综合解释为气层，孔隙类型以粒间、粒内溶孔为主，孔隙度分布在5%～10%范围内，渗透率一般分布在0.15～0.5×10-3μm2。毛管压力曲线呈对角型，为Ⅱ类，孔喉分选差，较粗歪度，排驱压力在0.6～1.5 MPa内，中值压力在4～25 MPa内，储层综合评价为较好储层，在单井储层厚度上，此类储层是占比30%。

Ⅲ类储层。沉积微相为水道间，岩性为中粒砂岩及细粒砂岩，测井相为锯齿状箱型或钟形，孔隙类型主要是粒内溶孔和晶间微孔。孔隙度低小于5%，渗透率小于0.15×10-3μm2。毛管压力曲线为Ⅲ类压汞曲线，孔喉分选差，细歪度，排驱压力高于1.5 MPa，中值压力高于25 MPa，为差储层。

4 不同沉积相带气井产能及生产特征

受古地貌的影响，独贵圈闭北部盒1段为冲积扇沉积，盒1段储层分布受冲积扇辫状水道沉积微相控制，从北向南依次发育冲积扇扇根、扇中和扇端3个不同的生产单元[14]。扇根区域沉积厚度大，由于距离物源较近，储层以含砾粗—中砂岩为主，分选较差，以Ⅱ类储层为主；扇中区域辫状水道多期次叠合发育，物性好，以Ⅰ类储层为主，气层厚度大，连续性好；扇端区域砂体厚度减薄、沉积物粒度变细，不同期次河道连续型变差，主要为Ⅱ类、Ⅲ类储层。沉积相水动力特征不同，沉积储层在粒度、岩石类型、孔隙结构、物性等方面不同，气井产能及生产特征存在差异。冲积扇扇根水平气井平均无阻流量为9.5×104m3/d，动态储量为3 272×104m3。扇中水平气井平均无阻流量为15.8×104m3/d，动态储量为5 039×104m3。扇端水平气井平均无阻流量为11.8×104m3/d，动态储量为3 995×104m3(图7)。

图7 不同生产单元产能及动态储量

选取生产时间较长生产稳定的气井进行归一化分析，气井生产阶段分为3段，压裂液返排阶段、稳产阶段和递减阶段(表3)。扇根部分压裂液返排阶段平均单井日产气2.9万方，液气比3.7，压降速率为0.077 7 MPa/d；稳产阶段平均单井日产气2.0×104m3，液气比4.1，压降速率为0.015 6 MPa/d；递减阶段平均单井日产气1.6×104m3，液气比5.5，压降速率为0.006 6 MPa/d，递减率为27.3%。扇中部分压裂液返排阶段平均单井日产气3.9×104m3，液气比1.0，压降速率为0.038 4 MPa/d；稳产阶段平均单井日产气3.0×104m3，液气比1.2，压降速率为0.012 3 MPa/d；递减阶段平均单井日产气2.1×104m3，液气比1.7，压降速率为0.005 2 MPa/d，递减率为23.4%。扇端部分压裂液返排阶段平均单井日产气3.0×104m3，液气比1.1，压降速率为0.062 1 MPa/d；稳产阶段平均单井日产气2.2×104m3，液气比1.4，压降速率为0.014 5 MPa/d；递减阶段平均单井日产气1.8×104m3，液气比1.6，压降速率为0.005 8 MPa/d，递减率为26.1%。通过对比不同沉积微相的水平气井产能和生产规律，可以看出由于冲积扇扇中储层物性好，砂体连片发育，非均质性较其他好，冲积扇扇中气井生产效果较扇根和扇端生产效果好。