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

0 引言

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。

1 巖石礦物特征

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

2 孔隙結構特征

2.1 孔隙類型

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]。

2.2 孔隙結構

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

3 物性特征

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。

4 儲層分類評價

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。

5 結語

(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。