杜少波(中海油田服務股份有限公司油田生產事業(yè)部研究院, 天津 300450)
山西地區(qū)臨興區(qū)塊上古生界儲層微觀特征及分類
杜少波(中海油田服務股份有限公司油田生產事業(yè)部研究院, 天津 300450)
臨興區(qū)塊儲層受沉積埋藏及后生成巖作用影響明顯,孔隙類型多樣,結構復雜,通過巖心觀察、薄片鑒定、壓汞分析等方法,可詳細弄清該區(qū)塊致密儲層所發(fā)育的孔隙及儲層微觀特征;進一步結合產能及覆壓孔滲數據,運用K-means聚類方法,對該區(qū)塊儲層進行分類,有助于為該區(qū)塊致密氣藏勘探開發(fā)提供科學依據。
臨興區(qū)塊;致密砂巖氣;儲層微觀特征;儲層分類評價
臨興區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地東北部伊陜斜坡東段、晉西撓褶帶西緣。鉆探發(fā)現,該區(qū)塊致密氣藏儲層物性差,非均質性強,低阻氣層發(fā)育,具有極大的開發(fā)難度,同時儲層孔隙的微觀結構直接影響著儲層儲集流體的滲流能力,并最終決定氣藏產能的差異分布[1]。因此,本文對臨興區(qū)塊上古生界儲層微觀特征進行分析并合理分類,為該區(qū)塊致密氣藏勘探開發(fā)提供了科學依據。
臨興區(qū)塊上古生界由老到新依次發(fā)育有本溪組、太原組、山西組、下石盒子組、上石盒子組及石千峰組地層;主要發(fā)育巖石類型有中-粗砂巖,其次為細砂巖及少量粗砂巖,受河流沖刷作用影響,除石盒子組砂巖分選較差外,其它各層均處于中等程度,磨圓中等-較好,隨著埋深的不斷增加,礦物之間接觸關系由短線接觸逐漸向凹凸接觸過渡(表1);顆粒組分主要為石英、長石及巖屑,石英含量30~90%,長石含量0~58%,巖屑含量10~30%;地層由老到新,長石含量逐漸增加,石英含量逐漸減少,石千峰組及太原組砂巖粒度較粗,石盒子組次之,山西及本溪組砂巖粒度最細。
臨興區(qū)塊主要發(fā)育有高嶺石、綠泥石、伊利石及伊/蒙混層等粘土礦物(圖1),書片狀高嶺石及絲發(fā)狀伊利石填充于孔隙之間或吸附于孔隙壁面,在流體沖刷下,極易松散脫落,隨流體在儲層中運移,在狹窄吼道處形成堵塞,使儲層滲透率變差[2、3],葉片狀綠泥石遇酸后反應生成沉淀,降低滲透率;伊/蒙混層遇水易膨脹脫落,運移至孔吼處易發(fā)生堵塞,降低儲層滲透率。研究區(qū)填隙物中方解石、白云石以交結形式存在,其次還發(fā)育有少量菱鐵礦、黃鐵礦,方解石含量0~24%,白云石含量0~14%,菱鐵礦含量0~9%,黃鐵礦含量0~34%。
隨著地層由來到新發(fā)育,臨興區(qū)塊上古生界高嶺石、伊利石含量逐漸減少,綠泥石與伊/蒙混層含量逐漸增加,此現象反映了研究區(qū)上古生界地層由老到新在沉積相上經歷了潮坪環(huán)境-淺水三角洲-辮狀河的變化過程。
表1 臨興區(qū)塊鑄體薄片統(tǒng)計表
臨興區(qū)塊主要發(fā)育有殘余粒間孔隙、粒間、粒內溶蝕孔隙、晶間孔隙及少量微裂縫(圖2)。其中,溶蝕孔隙占主體部分,隨著埋深增加,殘余粒間孔隙減少,晶間孔隙增多。次生溶蝕作用貫穿于各個層段,對于該地區(qū)致密氣儲層具有突出的貢獻,屬建設性成巖作用;機械壓實作用則導致孔隙空間變小,滲透率變差,且隨著儲層深度增加程度加深且不可逆轉;局部裂縫能夠改善儲層滲透性,但裂縫數量很少,對油氣儲集意義不大[4]。
壓汞法是將汞注入到巖石體內,汞對一般固體不潤濕,欲使汞進入孔需要施加外壓,外壓越大,汞能進入的孔半徑越小,在油藏物理模擬實驗中,所繪制的毛細管壓力曲線可以用來描述多項儲層的特征[5、6]。滲透率是儲層非常重要的參數之一,反映儲層的滲流能力[7-9]。針對低孔低滲的致密儲層,通過壓汞曲線分析,結合物性參數,將研究區(qū)致密儲層分為三類(圖3)。
圖1 臨興區(qū)塊致密儲層粘土礦物圖
Ⅰ類孔吼結構:主要發(fā)育含礫粗砂巖,儲層孔隙以殘余原生孔、粒間溶孔為主,連通性好,孔隙度>10%,滲透率>1mD,排驅壓力<0.5MPa,中值半徑>0.2μm,最大孔隙半徑>1.2μm,毛管壓力曲線呈下凹形態(tài),中間段平緩。
Ⅱ類孔吼結構:主要發(fā)育粗砂、中砂巖,以粒間、粒內溶孔為主,孔隙度8%~10%,滲透率0.3~1mD,排驅壓力較小,介于0.5~1.2MPa之間,中值半徑0.05~0.2μm,最大孔隙半徑0.5~1.2μm,毛管壓力曲線呈平直形態(tài)。
Ⅲ類孔吼結構:孔隙以晶間微孔為主,孔隙度6%~8%,滲透率<0.3mD,排驅壓力>1.2MPa,中值半徑<0.05μm,最大孔隙半徑<0.5μm,毛管壓力曲線呈上凸形態(tài)。
圖2 臨興區(qū)塊儲層微觀孔隙類型
臨興地區(qū)儲層孔隙度主要分布在4~10%之間,平均7.65%,滲透率主要分布在0.01~1mD之間,平均0.72mD;受孔隙結構、粘土礦物組合、成巖演化等多因素影響,具有相同孔隙度的儲層,滲透率差異極大,最大與最小值差異可達50~100倍。
K-means聚類方法很典型的基于距離的聚類算法,采用距離作為相似性的評價指標。該算法認為簇是由距離靠近的對象組成的,因此把得到緊湊且獨立的簇作為最終目標[10]。其計算簡單且具有伸縮性。
本文參照13口井88塊巖心實驗結果,得知覆壓孔隙度與滲透率呈正相關關系(圖4),將實驗數據進行K-means聚類方法進行計算,結合各井段產能情況,自然高產及壓后高產儲層段巖樣覆壓孔隙度大于10%,滲透率大于1mD;壓后產能萬方以下層段巖樣覆壓孔隙度介于8%~10%,滲透率介于0.3-1mD;壓后低產層段巖樣覆壓孔隙度介于6%~8%,滲透率小于0.3mD。
儲層分類評價貫穿于整個油氣田開發(fā)的始終[5],針對臨興區(qū)塊致密砂巖氣資源量巨大,物性差,具有很大的開發(fā)難度,大部分井段需通過壓裂技術獲得高產,因此,對于儲層的合理評價及分類能夠對研究區(qū)壓裂選井選層工作起到科學的指導作用。本文主要從微觀角度運用巖樣覆壓孔滲數據、壓汞實驗數據及薄片分析,結合各單井產氣能力,將臨興區(qū)塊致密氣儲層分為三類(表2):
Ⅰ類儲層:此類儲層自然高產或壓裂后獲得高產(>10000方/天),孔隙度>10%,滲透率>1mD,孔隙類型主要為殘余原生孔及粒間溶孔,毛管壓力曲線呈下凹形態(tài),孔隙結構及連通性較好,屬于好的儲層。
Ⅱ類儲層:儲層段自然產氣能力差,壓裂后裂縫溝通良好,壓后產氣3000~10000方/天,孔隙度8%~10%,滲透率0.3mD~1mD,孔隙類型為粒間、粒內溶蝕孔隙,孔隙結構一般,毛管壓力曲線呈平直狀,屬于中等儲層。
Ⅲ類儲層:此類儲層無自然產極低,壓裂后縫網體系發(fā)育差,產氣能力仍很低(<3000方/天)。該類儲層孔隙度6%~8%,滲透率<0.3mD,孔隙類型主要為晶間微孔,孔隙結構差,毛管壓力曲線呈上凸形態(tài),屬于差儲層。
(1)臨興區(qū)塊上古生界砂巖巖石類型由巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖過渡為巖屑砂巖、巖屑石英砂巖,砂巖碎屑組分中長石含量逐漸減少,石英含量逐漸增加,砂巖填隙物組分中粘土礦物和碳酸鹽礦物含量高。
(2)臨興區(qū)塊上古生界致密砂巖儲層儲集空間類型主要為粒間溶孔—溶蝕顆???晶間微孔,其次為原生粒間孔—殘余粒間孔—微裂縫,孔喉細微,孔隙結構較為復雜。儲層物性整體發(fā)育差,局部出現高孔滲值,有利儲層在上部地層較為發(fā)育。
(3)從微觀角度運用研究區(qū)巖樣覆壓孔滲數據、壓汞實驗數據及薄片數據,結合K-means聚類方法及各井段產氣能力情況,將臨興區(qū)塊致密儲層綜合劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三種類型。
圖3 臨興區(qū)塊毛管壓力曲線分類圖
圖4 覆壓孔滲交匯圖
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杜少波(1990- ),男,湖北孝感人,中海油田服務股份有限公司。