魏新善,陳娟萍,呂奇奇,趙小會,賈亞妮

(1.中國石油 長慶油田分公司 勘探開發(fā)研究院,陜西 西安 710018; 2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室,陜西 西安 710018; 3.長江大學 非常規(guī)油氣湖北省協(xié)同創(chuàng)新中心,湖北 武漢 430100)

致密碳酸鹽巖氣是非常規(guī)天然氣中的一個重要類型[1-2],目前還沒有公開發(fā)表的大氣田勘探開發(fā)實例,分析原因有多方面。其中,致密碳酸鹽巖儲層孔隙度低,一般只有3%左右,基巖基本不具備開發(fā)價值[3],也就是說,儲集體儲集質量評價較差是主要原因之一。我國是碳酸鹽巖發(fā)育的國家,分布面積約為340×104km2,約占沉積巖總面積的55%,高于全球平均比例的2倍,深入研究和評價致密碳酸鹽巖儲層勘探開發(fā)潛力對于開拓我國天然氣勘探新領域意義重大。

大量的分析實驗數(shù)據表明[4-7],無論是致密儲集體質量宏觀參數(shù),還是微觀參數(shù),在統(tǒng)計學上都表現(xiàn)為一個從大到小的隨機分布,且具有連續(xù)數(shù)據譜系特征,一般符合正態(tài)分布或近正態(tài)分布。理論上,致密儲集體質量表征就是在儲層參數(shù)連續(xù)譜系圖中找到其所對應的位置,評價其概率分布。正是基于儲層質量連續(xù)數(shù)據分布譜系這一特征,選取鄂爾多斯盆地靖邊低滲透白云巖型大氣田和蘇里格致密砂巖大氣田西部區(qū)塊作為樣本區(qū),獲取到了大量的致密白云巖和砂巖儲層樣本進行儲層質量對比研究。值得一提的是,選取的兩類致密儲集體發(fā)育在同一盆地的單斜構造背景下,構造等影響因素相對簡單,許多樣本對比是選取同一口探井,從而降低了儲多因素干擾,這是對比兩類致密儲集體質量時不可多得的有利條件。通過對所取樣本進行鑄體薄片、壓汞、核磁共振、孔隙度和滲透率等測試分析,然后對所獲得的儲層質量數(shù)據進行統(tǒng)計分析和對比,對比研究兩類致密儲集體質量差異性以及從常規(guī)到致密儲層變化的規(guī)律性,特別是重點分析了致密白云巖儲集體中儲層質量分布規(guī)律,研究儲集性能和滲流特征,這對于深化致密碳酸鹽巖氣“甜點”認識都具有重要的理論和實際意義。

1 儲集體質量宏觀參數(shù)差異性

致密儲集體共同特點是非均質性強,表現(xiàn)為單井儲層質量特征很難復制到鄰井。也就是說,從單井得到的個別樣本儲層質量特征不一定具有代表性。因此,需以儲集體為代表樣本,采用統(tǒng)計分析對比方法研究致密儲層質量宏觀參數(shù)差異性。

蘇里格大氣田含氣面積超過4×104km2,探明儲量超過18 000×108m3。選取蘇里格西一區(qū)致密砂巖儲集體作為樣本區(qū)(圖1)。區(qū)塊面積2 845 km2,共有2 357塊的孔隙度和滲透率實測分析樣品,樣品深度3 442.14～3 934.84 m。孔隙度譜系值分布在0.3%～31.1%,其中4%～10%之間占總數(shù)的73.6%(圖2a),孔隙度大于10%的常規(guī)儲層占22.5%。儲層孔隙度數(shù)據譜系值具有正態(tài)分布特征,數(shù)據峰值具有靠近譜系右端、譜系峰值右偏特征,說明儲集性能具有向常規(guī)儲層譜系方向過渡發(fā)展的趨勢。從滲透率數(shù)值譜系分析(圖2b),蘇里格氣田致密砂巖滲透率主要分布在(0.1～1.0)×10-3μm2,占67.5%,處于譜系右端滲透率大于1.0×10-3μm2的譜系值占到16.1%,低于孔隙度譜系中常規(guī)儲層所占比重。正態(tài)分布的滲透率數(shù)據峰值靠近譜系左端,譜系峰值左偏,說明滲流能力具有向更致密儲層譜系方向發(fā)展的趨勢。數(shù)值譜系變化特征對比表明,相對來說,致密砂巖儲層儲集性能優(yōu)于滲流能力?？紫抖扰c滲透率連續(xù)數(shù)據鏈分布具有金字塔結構特征[7],金字塔結構是一種穩(wěn)定的數(shù)據分布結構,說明經過長期的沉積成巖地質演化,儲集體中孔隙度和滲透率分布是一種地質穩(wěn)定分布結構。從孔隙度和滲透率數(shù)據譜系穩(wěn)定分布特征分析,蘇里格低滲透致密砂巖儲集體中發(fā)育16.1%～22.5%的常規(guī)儲層,應是勘探開發(fā)儲層地質“甜點”目標。

靖邊氣田含氣面積超過11 000 km2,探明儲量超過6 900×108m3。選取靖邊氣田西部致密白云巖儲集體作為樣本區(qū),區(qū)塊面積5 875 km2,共有1 401塊孔隙度和滲透率實測分析樣品,樣品深度3 291.59～3 897.47 m。孔隙度譜系值分布在6.3%～32.5%,其中2%～8%之間占總數(shù)的77.5%(圖2a)。儲層孔隙度數(shù)據譜系也具有正態(tài)分布特征,但是數(shù)據峰值具有靠近譜系左端、譜系峰值左偏特征,說明儲集性能具有向更致密儲層譜系方向過渡發(fā)展的趨勢。若以孔隙度作為儲層質量宏觀參數(shù)進行對比分析,譜系分布特征表明致密砂巖儲集性能優(yōu)于低滲透致密白云巖儲層。靖邊氣田白云巖儲層的滲透率譜系值分布在(5.8～28.4)×10-3μm2,(0.01～10)×10-3μm2之間占總數(shù)的77.0%,大于1.0×10-3μm2的譜系值分布占總數(shù)的26.6%,小于0.1×10-3μm2的致密儲層譜系值分布占總數(shù)的35%。滲透率譜系峰值寬緩,顯示出白云巖儲層滲透率譜系值分布區(qū)間較分散,且滲透率較高的區(qū)間分布譜系值比砂巖高,說明白云巖儲層表現(xiàn)為相對低的孔隙度和相對高的滲透率的儲層質量特征,而砂巖表現(xiàn)出相對高的孔隙度和相對較低的滲透率的儲層質量特征。綜合上述孔隙度與滲透率數(shù)值譜系分布,結合致密砂巖和致密碳酸鹽巖儲層定義[1,6],靖邊大氣田實質上屬于致密低滲透白云巖大氣田,而蘇里格大氣田實質上屬于低滲透致密砂巖大氣田。由此進一步推斷分析,靖邊大氣田年產55×108m3天然氣中,致密儲層產層大約占35%;蘇里格大氣田常規(guī)產層占16.1%～22.5%。

圖1 研究區(qū)塊分布地理位置和構造區(qū)劃(圖中注明的西一區(qū)和靖邊氣田西部)Fig.1 Geographical location and structural division of the studied blocks(Western 1 block of Sulige gas field and western Jingbian gas field as shown in the figure)

從孔隙度與滲透率的散點關系圖(圖3)分析,蘇里格西一區(qū)致密砂巖儲層的孔隙度與滲透率之間呈現(xiàn)出良好的線性相關關系(圖3a),即隨著孔隙度的增大滲透率也在增大,反映了研究區(qū)塊致密砂巖儲集體以孔隙性儲層為主,高孔隙度儲層滲流能力也相對較好,孔隙度增高可提高儲層儲集和滲流能力。但值得一提的是,致密砂巖孔隙度增加在10%以內并不改變儲層致密的滲流特征,這也進一步驗證了致密儲層一般是實驗室滲透率為1×10-3μm2、對應的孔隙度為10%的統(tǒng)計規(guī)律。靖邊氣田西部區(qū)塊致密低滲透白云巖的孔隙度和滲透率的相關性差(圖3b),在孔隙度較低的情況下,滲透率卻較高,顯示出裂縫對儲層滲透能力貢獻較大,滲透率不受孔隙度控制。因此,致密白云巖儲層,只有疊加裂縫網絡,才能提高儲層滲流能力。

圖2 蘇里格氣田和靖邊氣田致密砂巖與白云巖儲集體質量譜系特征Fig.2 Characteristics of quality continuums of tight sandstone and dolomite reservoirs in Sulige and Jingbian gas fieldsa.孔隙度譜系;b.滲透率譜系

圖3 蘇里格氣田和靖邊氣田低滲透致密砂巖與白云巖儲層孔-滲關系Fig.3 Porosity-permeability relationship between low permeability tight sandstone and dolomite reservoirs in Sulige and Jingbian gas fieldsa.致密砂巖孔隙度-滲透率關系;b.低滲透致密白云巖孔隙度-滲透率關系

2 儲集體質量微觀參數(shù)差異性

宏觀物性的差異性是由儲層微觀孔隙結構差異性所決定。以滲透率0.1×10-3μm2左右的白云巖與砂巖致密儲層的差異性為代表進行重點討論。

2.1 孔隙類型差異性

為了減少其他地質因素的影響,在盆地伊陜構造斜坡中西部,挑選都發(fā)育石英砂巖與白云巖致密儲層的L46井(圖4)進行分析。石英砂巖致密儲層孔隙度為6.4%,滲透率為0.116×10-3μm2,以火山巖的巖屑溶蝕大孔隙和小孔隙為主,孔隙直徑一般在10～200 μm,具有大孔隙和小孔隙形成的雙孔隙結構,這一孔隙結構是致密砂巖儲層典型的結構特征。白云巖儲層孔隙度為2.9%,滲透率0.066×10-3μm2,以晶間孔為主,次為晶間溶孔,孔隙直徑一般小于50 μm。在這一滲透率級別下,酸性溶蝕作用使石英砂巖一般發(fā)育較大溶孔[8],使得孔隙度高出白云巖兩倍多。而白云巖儲層往往發(fā)育晶間孔或晶間溶孔,儲集性能相對較差。

2.2 孔隙結構分析與對比

毛管壓力典線是研究孔隙結構經常采用的方法,特別是退汞曲線和退汞效率在研究儲層孔隙結構方面具有獨特的作用。退汞效率不僅反映非潤濕相的毛細管效應采收率,也反映油氣儲層產能的大小[9]。從圖5可以看出,白云巖與砂巖致密儲層的壓汞曲線特征差別較大,特別是退汞曲線特征上,致密白云巖儲層退汞曲線接近于直線而陡直下降,退汞效率幾乎為零,反映了儲層微觀非均質性強,孔隙連通性差,孔隙體積主要由微、小喉道控制。從曲線特征分析,白云巖儲層大孔喉(孔喉半徑:7.354 μm

圖6是致密砂巖和白云巖儲層巖樣的典型核磁共振曲線。一般情況下,弛豫時間(T2)小于1 ms的孔隙屬于微孔,介于1～10 ms的孔隙屬于小孔,10～100 ms的孔隙屬于中孔,100～1 000 ms的孔隙屬于大孔,大于1 000 ms的孔隙屬于洞[10-13]。從圖6a可以發(fā)現(xiàn),致密砂巖儲層主要由中、小孔隙構成,并具有雙峰特征,代表了發(fā)育雙孔隙結構,與鑄體薄片分析結果相一致,進一步驗證了雙孔隙結構的存在。圖6b是白云巖致密儲層巖樣典型的核磁共振曲線,其分布具有幅度小、多峰且集中靠右的顯著特征,表明儲層微觀孔喉數(shù)量少,晶間溶孔縫相對發(fā)育,非均質性嚴重,與砂巖的儲層特征完全不同。致密白云巖儲層的微觀孔隙主要由大孔喉組成,且含有少量的溶蝕孔洞,此外還有一定數(shù)量的中、小、微孔隙,所占比例較少。

圖4 鄂爾多斯盆地L46井致密砂巖和白云巖孔隙類型對比Fig.4 Comparison of pore types between tight sandstones and dolomites in Well L46,Ordos Basina.L46井,埋深3 863.29 m,盒8下,石英砂巖,溶孔,孔隙度6.4%,滲透率0.116×10-3 μm2;b.L46井,埋深4 088.62 m,馬五5,白云巖, 晶間孔,孔隙度2.9%,滲透率0.066×10-3 μm2

圖5 鄂爾多斯盆地蘇里格氣田和靖邊氣田致密砂巖與白云巖毛管壓力曲線對比Fig.5 Comparison of capillary pressure curves between tight sandstones and dolomites in Sulige and Jingbian gas fields,Ordos Basina.S36井,埋深2 175.24 m,太原組,孔隙度6.4%,滲透率0.083×10-3 μm2;b.Q9井,埋深2 959.32 m,馬五1(3),孔隙度2.0%,滲透率0.078×10-3 μm2

對比鑄體薄片、壓汞和核磁共振分析結果,致密白云巖儲層不但發(fā)育晶間孔,也發(fā)育溶蝕孔,儲層非均質性強,孔隙連通性差、孔隙度較低是其基本特征。

3 儲層相對滲透率特征對比

相對滲透率曲線及其參數(shù)是反映儲層滲流質量的重要指標。致密砂巖和白云巖儲層氣-水相對滲透率曲線差異較大,盡管都是隨著含水飽和度的增加,氣相的相對滲透率在減小,水的相對滲透率在增加,符合一般變化規(guī)律,但是在具體變化特征上還是具有差異性。致密砂巖的氣-水相對滲透率等滲點含水飽和度(Sw)為90%,滲透率小于致密砂巖3倍的致密白云巖儲層氣-水相對滲透率等滲點Sw為73%(圖7),說明致密砂巖比致密白云巖儲層親水性較強,巖石表面水的潤濕性高于白云巖;白云巖致密儲層束縛水飽和度低,只有40%,而致密砂巖儲層束縛水飽和度高達65%。致密白云巖儲層的兩相滲流區(qū)間大于致密砂巖儲層,表明致密白云巖儲層天然氣更容易滲流,滲流能力較強。

4 討論

碳酸鹽巖是易于聚集油氣的巖石類型。據統(tǒng)計[14],全球碳酸鹽巖占沉積巖總面積約20%,在389個含油氣盆地中,有208個發(fā)育碳酸鹽巖油氣藏,占比57%,全球碳酸鹽巖層系中可采油氣當量占比超過37%。由此統(tǒng)計資料分析,無論是含油氣盆地方面還是油氣可采儲量方面,碳酸鹽巖油氣所占比重明顯高于分布面積所占比重。目前,我國已經在鄂爾多斯、四川和塔里木等盆地發(fā)現(xiàn)和探明了多個大型碳酸鹽巖油氣田。同時,也在這3個盆地探明了以蘇里格為代表的致密砂巖氣大氣田,但是還未見到碳酸鹽巖致密氣大氣田的發(fā)現(xiàn)報道,這與我國發(fā)育碳酸鹽巖特征不相匹配。究其原因,一是致密碳酸鹽巖儲層非均質極強,無裂縫儲層孔隙度低,儲滲空間有限,滲流能力較差,基本不具開發(fā)價值;二是研究程度較低;三是沒有給予足夠的重視。

圖6 鄂爾多斯盆地蘇里格氣田和靖邊氣田致密砂巖和白云巖核磁共振曲線對比Fig.6 Comparison of NMR curves between tight sandstones and dolomites in Sulige and Jingbian gas fields,Ordos Basina.砂巖核磁共振曲線,滲透率0.080×10-3 μm2;b.白云巖核磁共振曲線,滲透率0.083×10-3 μm2

圖7 鄂爾多斯盆地蘇里格氣田和靖邊氣田砂巖和白云巖致密儲層氣-水相對滲透率特征對比Fig.7 Comparison of gas-water relative permeability characteristics of tight sandstone and dolomite reservoirs in Sulige and Jingbian gas fields,Ordos Basina.M41井,埋深2 458.7 m,盒8,石英砂巖,滲透率0.114×10-3 μm2;b.S379井,埋深3 461.42 m,馬五2(2),白云巖,滲透率0.033×10-3 μm2

實質上,我國已經在四川盆地川東北渠縣地區(qū)發(fā)現(xiàn)了下侏羅統(tǒng)自流井組大安寨段、川中磨溪三疊系和安岳氣田龍王廟組致密碳酸鹽巖含氣儲層[15],只是沒有發(fā)現(xiàn)規(guī)模工業(yè)天然氣儲量。如果對靖邊大氣田西部區(qū)塊滲透率譜系分布特征分析,滲透率小于1×10-3μm2占比大于73.4%,應屬于白云巖致密氣定義范疇[1],現(xiàn)已經投入工業(yè)開發(fā)。隨著勘探開發(fā)技術的進步,靖邊大氣田探明儲量孔隙度下限也由發(fā)現(xiàn)之初的3.5%下降到目前的1.5%,因此致密白云巖儲層具有一定的天然氣勘探開發(fā)潛力。需要說明的是,由于儲層孔隙度較低,靖邊氣田天然氣豐度只有0.7×108m3/km2,大氣田需要大面積儲層來彌補低孔隙度所帶來的儲集質量偏低的不足。

由于油氣儲集體儲層質量參數(shù)具有連續(xù)分布的特點,對于致密白云巖儲集體,也存在常規(guī)儲層“甜點”區(qū)。實例有鄂爾多斯盆地東部馬家溝組五段[1-2],儲層以泥粉晶-粗粉晶白云巖致密儲層為主,滲透率小于0.1×10-3μm2的致密儲層占80%以上,但發(fā)育孔隙度大于5%、滲透率大于1×10-3μm2的常規(guī)儲層,占10%～20%,一般分布于巖溶殘丘上,單井產量超過4×104m3/d。

致密白云巖儲層束縛水飽和度低,排驅壓力低,天然氣更容易滲流。從儲集體質量分析,致密砂巖儲層優(yōu)于致密白云巖儲層;但從滲流能力分析,致密白云巖儲層要優(yōu)于致密砂巖儲層。更重要的是,由于致密白云巖儲層一般為泥晶或粉晶級顆粒,抗拉、抗壓和抗剪強度低[16],在地質應力作用下易于產生裂縫,特別是處于不整合面附近的泥粉晶白云巖儲層,風化作用形成的裂縫疊加時,可以形成裂縫網絡,儲層滲流質量會得到進一步提高。鄂爾多斯盆地東部及靖邊氣田發(fā)育大面積這種具有裂縫網絡的致密白云巖含氣儲層[1-2,17-18]。因此,很有可能致密碳酸鹽巖儲層無裂縫發(fā)育時開發(fā)價值不大,但如果發(fā)育裂縫網絡,致密碳酸鹽巖儲層就具有很大的天然氣勘探開發(fā)潛力。值得一提的是,由于壓汞和核磁共振分析制樣時很難保留裂縫,裂縫網絡特征對儲層質量的貢獻也很難在相應的分析結果中得到充分體現(xiàn)。因此,采用巖心、測井和生產動態(tài)資料等評價裂縫網絡是致密白云巖儲層綜合評價的關鍵。

5 結論

1) 白云巖與砂巖致密儲集體質量參數(shù)均為隨機分布的連續(xù)譜系,符合正態(tài)分布,具有金字塔數(shù)據結構。處于譜系末端或金字塔底部的致密儲層質量品質變差,非均質性增強;而處于譜系前端或金字塔頂部的儲層為常規(guī)儲層,所占比例一般為15%～20%,是致密砂巖或致密白云巖儲層的地質“甜點”。

2) 相對于致密白云巖儲層,致密砂巖儲層微觀孔隙發(fā)育,孔、喉連通性較好,分布比較均勻,儲層孔、滲關系較好,表現(xiàn)為相對高孔和低滲。

3) 盡管致密白云巖儲層質量具有孔、喉連通性差和孔、滲關系較差等不利因素,但是它卻具有相對高滲、低束縛水飽和度、低排驅壓力及裂縫網絡發(fā)育等有利因素,天然氣滲流能力較強,易于進行開發(fā)。

4) 致密白云巖氣藏由于儲層孔隙度較低,氣藏豐度一般較低,大氣田需要大面積儲層來彌補低孔隙度所帶來的儲集質量偏低的不足。我國發(fā)育碳酸鹽巖沉積,應進一步加強致密白云巖氣藏成藏條件研究與勘探。