武月榮 ，劉 永 ，王 坤

(1.川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710018；3.青海油田鉆采工藝研究院，甘肅敦煌 736200)

隨著天然氣藏的逐年開發(fā)，致密砂巖氣在天然氣總產(chǎn)量中所占的比例越來越大[1-4]。冷湖-冷東地區(qū)位于柴達(dá)木盆地西北部，油氣資源豐富，是柴達(dá)木盆地最先發(fā)現(xiàn)工業(yè)油氣流的地區(qū)之一。其自下而上發(fā)育基巖、侏羅系 J、古近系(E1+2、E31、E32)和新近系(N1)等地層。其中，古近系路樂河組E1+2段為該區(qū)天然氣勘探主要目的層，為低孔低滲致密砂巖儲層。目前普遍存在改造后產(chǎn)能低下或無產(chǎn)能的情況，制約著該區(qū)的規(guī)模開發(fā)。因此，有必要對該區(qū)主力層E1+2段的儲層特征及單井低產(chǎn)的地質(zhì)原因進(jìn)行深入分析研究，為后期儲層壓裂改造工藝措施的指定提供指導(dǎo)性價(jià)值，從而實(shí)現(xiàn)致密砂巖儲層單井產(chǎn)量的提高。

1 儲層特征

1.1 儲層巖石學(xué)特征

1.1.1 巖石類型 柴達(dá)木盆地北緣(簡稱柴北緣)冷湖-冷東地區(qū)路樂河組E1+2段砂巖的巖石類型主要為長石砂巖、長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖(見圖1)。砂巖的結(jié)構(gòu)成熟度不高，分選普遍較差，碎屑顆粒磨圓度較差，以次棱角和棱角狀為主(見表1)。反映出碎屑顆粒搬運(yùn)距離較近，水動力穩(wěn)定性變化較大的特征。整體上成分成熟度與結(jié)構(gòu)成熟均較低。

圖1 路樂河組儲集層砂巖類型三角圖Fig.1 Triangular diagram of sandstone types of Lulehe formationin

表1 路樂河組巖心分選、磨圓統(tǒng)計(jì)表Tab.1 Lulehe formation core sorting，grinding round

表2 路樂河組儲層組分對比Tab.2 Comparison of reservoir components in Lulehe formation

1.1.2 巖石組分特征

(1)碎屑組分特征，通過巖礦分析結(jié)果得出，柴北緣冷湖-冷東地區(qū)路樂河組E1+2段儲層的碎屑組分(見表2)主要有長石(平均體積分?jǐn)?shù)為29.5%)、巖屑組分(平均體積分?jǐn)?shù)為32.0%)與石英(平均體積分?jǐn)?shù)為20.0%)；塑性組分主要有千枚巖、板巖、片巖、泥巖及云母等，平均體積分?jǐn)?shù)為7.4%，含量較高。

(2)填隙物組分特征，冷湖-冷東地區(qū)路樂河組儲層填隙物主要為黏土礦物(蒙脫石、伊利石、綠泥石及高嶺石)及碳酸鹽膠結(jié)物等。且由X衍射分析結(jié)果看出研究區(qū)黏土礦物含量無規(guī)律可尋，差異性較大；碳酸鹽膠結(jié)物(見表3，圖2)主要為方解石，白云石次之，個別巖樣中含有菱鐵礦，并以細(xì)晶、微晶形式充填于粒間孔中，呈星散狀、斑狀分布于各油層中。

1.2 物性特征

1.2.1 儲層孔、滲分布 對研究區(qū)177塊巖心分析資料物性統(tǒng)計(jì)(見表4)看出：該區(qū)路樂河組E1+2段儲層物性變化較大，分析孔隙度最小為3.29%，最大可達(dá)20.18%，平均孔隙度為8.93%；分析滲透率最小為0.001 7×10-3μm2，最大可達(dá) 309.0×10-3μm2，平均滲透率為 5.28×10-3μm2。

1.2.2 測井解釋物性 剔除干層、水層等小層，統(tǒng)計(jì)了冷東地區(qū)物性參數(shù)(見表5)，可以看出，孔隙度較大(平均 18.3%)，但滲透率很低(平均 0.14×10-3μm2)，這正反映了冷東地區(qū)物源近、分選差、成熟度低等特點(diǎn)。

表3 冷湖-冷東地區(qū)路樂河組X衍射黏土分析表Tab.3 X-ray diffraction analysis of Lulehe formation in Lenghu-Lengdong area

圖2 鑄體薄片鑒定圖Fig.2 Casting sheet identification

表4 巖心分析資料物性統(tǒng)計(jì)Tab.4 Reservoir properties of core analysis data

表5 路樂河組儲層物性參數(shù)表Tab.5 Reservoir properties of Lulehe formation

總體來說，儲集巖的物性與巖性關(guān)系密切，砂巖和細(xì)砂巖物性普遍較好，粉砂巖和泥質(zhì)砂巖及泥質(zhì)粉砂巖物性普遍較差。主要由于后者泥質(zhì)及鈣質(zhì)含量普遍較高，隨著填隙物(雜基+方解石等膠結(jié)物)含量的增加儲集巖物性迅速下降。

圖3 路樂河組壓汞曲線圖Fig.3 Mercury injection curves of characteristics of Lulehe formation

1.3 孔隙結(jié)構(gòu)特征

1.3.1 孔隙類型 對研究區(qū)52塊樣品的孔隙類型結(jié)果統(tǒng)計(jì)得出：研究區(qū)主要有溶孔-粒間孔、粒間孔-溶孔、晶間孔-粒間孔及微孔等孔隙類型，其中以溶孔-粒間孔為主，晶間孔-粒間孔次之。儲層孔隙較差，不利于油氣滲流。

1.3.2 孔隙結(jié)構(gòu) 研究區(qū)路樂河組壓汞曲線(見圖3)大部分有明顯曲線平臺，排驅(qū)壓力與孔隙度、滲透率關(guān)系密切，除個別孔滲值較低巖樣外，排驅(qū)壓力主要集中在 0.17 MPa～3.57 MPa，平均為 1.12 MPa；中值壓力在1.48 MPa～42.51 MPa，平均為 14.1 MPa，平均最大進(jìn)汞飽和度達(dá)90.55%，平均退汞效率為30.94%；總體反映出了路樂河組儲層巖石偏于細(xì)歪度，反映儲層巖石較致密、孔喉半徑相對較小，喉道的連通程度一般，總體反映出該儲層段的儲集能力較差。

由表6得出：冷東地區(qū)路樂河組儲層主要為低孔類儲層，其平均孔隙度為8.9%；均值系數(shù)的平均值為12.11；歪度系數(shù)-0.21～0.46，平均值為 0.24，喉道近正態(tài)分布；孔喉分選系數(shù)平均值為2.04，分選性差；變異系數(shù)均值為14.93，孔隙分布不均勻；總體反映出該層系非均勻性較強(qiáng)。

1.4 應(yīng)力敏感性特征

表6 路樂河組儲層壓汞法測孔隙結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)表Tab.6 Analysis of pore structure data of reservoir laminating mercury in Lulehe formation

圖4 冷東平1井20、14號巖心應(yīng)力敏感性曲線圖Fig.4 Core stress sensitivity curve of wells 20 and 14 in Lengdongping 1 well

對柴北緣冷湖-冷東地區(qū)路樂河組2塊巖心進(jìn)行應(yīng)力敏感性評價(jià)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果(見圖4)。

由應(yīng)力敏感性評價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，巖樣的滲透率損害率分別為99.19%，91.46%，為強(qiáng)應(yīng)力敏感性。隨著巖石所承受的壓力增大，巖石變形，導(dǎo)致儲層的滲流能力發(fā)生變化。

1.5 滲流特征

運(yùn)用氣水相滲和核磁共振實(shí)驗(yàn)研究柴北緣路樂河組儲層的滲流特征。

1.5.1 氣水相滲實(shí)驗(yàn) 冷東平1井E1+2層5塊巖心氣水相滲曲線(見圖5)。氣驅(qū)水驅(qū)替實(shí)驗(yàn)顯示，5塊巖心的最終束縛水飽和度在52.9%～78.80%，平均為66%。屬于高束縛水飽和度。且兩相區(qū)較窄，不利于儲層水的產(chǎn)出和壓裂、酸化等入井流體的返排。

束縛水下的氣體有效滲透率在0.107×10-3μm2～0.367×10-3μm2，與干巖心空氣滲透率相比，降低率在71.70%～98.51%，平均降低率為90.26%。所以地層水后者外來流體的存在大大降低氣體的有效滲透率，影響氣井產(chǎn)量。

1.5.2 核磁共振實(shí)驗(yàn) 核磁共振實(shí)驗(yàn)主要是通過對儲層孔隙流體中氫核信號的觀測，測量出巖石孔隙中的流體特性。通過核磁共振實(shí)驗(yàn)可以直接測量巖石孔隙中流體特性，獲取儲層有效孔隙度、滲透率、可動流體及束縛流體體積等巖石孔隙中流體特性[5，6]。對研究區(qū)路樂河組3塊巖心樣品進(jìn)行核磁共振實(shí)驗(yàn)，結(jié)果顯示:儲層可動流體飽和度平均為36.97%，束縛水飽和度為63.03%。由此表明，柴北緣冷湖-冷東地區(qū)路樂河組砂巖儲層黏土礦物束縛水微孔較發(fā)育，束縛水飽和度高，可動流體孔隙度小，飽和度低，滲流能力弱。但隨著驅(qū)替壓力的增大，部分束縛水會隨氣體流出，增加氣體的滲流空間，隨即巖心的氣相滲透率也有所增加[7](見表7、圖6)。

圖5 路樂河組氣水相滲曲線圖Fig.5 Gas-water relative permeability curve of Lulehe formation

2 低產(chǎn)原因分析

2.1 塑性含量高，應(yīng)力敏感性強(qiáng)

表7 測試樣品核磁共振測試結(jié)果Tab.7 Test sample nuclear magnetic resonance test results

圖6 冷湖-冷東地區(qū)路樂河組儲層可動流體測試Fig.6 T2relaxation time spectrum of movable fluid test of Lulehe formation in Lenghu-Lengdong area

通過巖礦特征分析發(fā)現(xiàn)，柴北緣冷湖-冷東地區(qū)路樂河組砂巖的巖石類型主要為長石砂巖、長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖，成熟度低、分選差。儲層具有剛性組分(石英類)含量低，塑性組分含量高的特點(diǎn)，覆壓條件下，塑性組分受壓變形，儲層滲透率大幅度降低[8]，是造成單井產(chǎn)量低的一個重要因素。

2.2 儲層滲透性差，微細(xì)喉道發(fā)育，孔喉連通性差，水鎖傷害大

通過儲層壓汞實(shí)驗(yàn)分析得出：該區(qū)儲層表現(xiàn)為較高的排驅(qū)壓力和中值壓力，反映儲層的滲透性較差；中值喉道半徑較小，表現(xiàn)為微細(xì)喉道的特征；最大進(jìn)汞飽和度較大，但退汞效率較低，則表明喉道和孔隙間的連通性較差，束縛水飽和度高，導(dǎo)致了儲層水鎖傷害大，水鎖損害率高[8，9]；儲層氣相滲透率受外來水侵入降幅大，是造成單井產(chǎn)量低的重要原因。

3 結(jié)論

(1)柴北緣冷湖-冷東地區(qū)路樂河組儲層剛性組分含量低，塑性組分含量高，應(yīng)力敏感性強(qiáng)，地層覆壓，塑性組分受壓變形，滲透率大幅度降低是造成單井產(chǎn)量低的一個重要因素。

(2)柴北緣冷湖-冷東地區(qū)路樂河組可動流體飽和度低、儲層喉道半徑小、孔喉分布與連通性較差是單井低產(chǎn)的重要原因。

(3)柴北緣冷湖-冷東地區(qū)路樂河組儲層黏土礦物束縛水孔隙發(fā)育，束縛水飽和度高，水鎖傷害大、氣相滲流能力弱均是單井產(chǎn)量低的原因。

參考文獻(xiàn)：

［1］楊茜，付玲.致密砂巖氣的成藏機(jī)理及勘探前景［J］.斷塊油氣田，2012，19(3)：302-306.

［2］趙宏波.鄂爾多斯盆地榆林地區(qū)煤系地層山2段致密石英砂巖儲集層特征及形成機(jī)理［J］.巖性油氣藏，2010，22(4)：57-63.

［3］張曉峰，侯明才，陳安清.鄂爾多斯盆地東北部下石盒子組致密砂巖儲層特征及主控因素［J］.天然氣工業(yè)，2010，30(11)：34-38.

［4］羅詩薇，陳海龍.致密砂巖氣藏［J］.國外油田工程，2007，23(2)：31-36.

［5］王為民，趙剛，谷長春，等.核磁共振巖屑分析技術(shù)的實(shí)驗(yàn)及應(yīng)用研究［J］.石油勘探與開發(fā)，2005，32(1)：56-59.

［6］范宜仁，倪自高，鄧少貴，等.儲層性質(zhì)與核磁共振測量參數(shù)的實(shí)驗(yàn)研究［J］.石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì)，2005，27(6)：624-626.

［7］葉禮友.川中須家河組低滲砂巖氣藏滲流機(jī)理及儲層評價(jià)研究［D］.廊坊：中國科學(xué)院研究生院(滲流流體力學(xué)研究所)博士論文，2011.

［8］林光榮，邵創(chuàng)國，徐振峰，等.低滲氣藏水鎖傷害及解除方法研究［J］.石油勘探與開發(fā)，2003，30(6)：117-118.

［9］魏虎，孫衛(wèi)，李達(dá)，等.鄂爾多斯盆地致密砂巖氣藏微觀孔隙結(jié)構(gòu)對氣井生產(chǎn)的影響［J］.西北大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)，2011，41(5)：869-875.