杭锦旗东部盒1段储层宏观非均质性与气藏类型关系研究
时间：2023-02-17 22:20:05 来源：千叶帆 本文已影响人
范玲玲
（中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006）
鄂尔多斯盆地上古生界天然气勘探主要集中在盆地中北部，天然气资源量为13.32×108m3，先后发现有苏里格、大牛地、柳杨堡、东胜等多个大型气田[1−2]。中国石化在伊陕斜坡北部构造转换带东胜气田已累计提交探明地质储量超千亿立方米，提升了盆缘天然气资源价值，拓展了勘探领域[3]。
杭锦旗地区东部位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部（图1），泊尔江海子断裂以南，区内构造平缓，宏观上呈北东高、南西低的西倾单斜，坡降为7.8 m/km，发育少数鼻状构造[4]。目前已在二叠系山西组山1段和山2段，下石盒子组盒1段和盒3段发现4套特低—低渗透砂岩岩性气藏[5]。其中，盒1 段属于冲积平原辫状河沉积环境，河道方向近南北向，水体纵横向变化快，多期分流河道相互叠置，心滩和河道充填砂体发育，地层厚度在60～70 m左右，砂体厚度在20～50 m左右[6]，该区盒1 段储层物性较西部的新召和独贵加汗好，但是钻井钻遇气层的概率低于西部邻区，该区累计提交控制和预测地质储量达4 400×108m3。盒1段试气结果东西差异大，从西向东，产气量降低，产液量升高，井口平均产气量小于1.0×104m3/d，出水井出水量为2～20 m3/d，液气比为13 m3/104m3。
图1 杭锦旗地区构造位置及地层分布Fig.1 Construction location and stratum distribution of Hangjinqi
盒1段气藏呈现出不同程度的含水，东部气水关系复杂，低产、低效井多，储量动用难度大是近期勘探开发面临的关键问题，主要原因是对气藏类型及其富集主控因素认识不够清楚。随着特低—低渗透砂岩储层精细地质研究的深入，认为碎屑岩储层普遍具有非均质性，然而，在勘探尺度的油气运聚和成藏研究中，储层非均质性被忽略，致使储层非均质性特征及其对油气运聚和地层流体分布的作用没有被重视[7]。近年来的勘探实践表明，地下油气的赋存状态十分复杂。一般认为，油气藏中普遍存在的油水界面倾斜[7−11]及储层中存在的复杂油水关系[12−13]是水动力作用的结果，或由圈闭不同位置的储层物性差异所造成[7]，但许多研究[14−16]证实并非如此。在目前的重要油气发现中，有相当一部分都不属于油气地质学认识的有利区，许多盆地的凹陷部位和斜坡部位均发现有油气聚集[17−19]。一些学者认为，这些现象可能与地层在沉积方面的非均质性密切相关[7，20−21]，所以，深入研究该区盒1 段储层宏观非均质性特征，对认识气藏类型、分布特征、提高钻井成功率及储量动用率有很大的意义。
裘亦楠等[22]将碎屑岩储集层非均质性由小到大分为储层微观孔隙非均质性和宏观非均质性，储层宏观非均质性又可以分为层内非均质性、层间非均质性和平面非均质性[23]。对于常规砂岩，常用的储层宏观非均质性表征参数有砂地比、分层系数、渗透率突进系数、隔层相关参数等。刘金华等[24]提出一种在超强非均质性储层定量表征中的渗透率滑度指数法，该方法需要基于各个深度段大量岩心测试渗透率实验数据分析，运用熵权数学算法计算非均质综合指数，实现储层非均质性定量描述储层层间、层内、平面非均质性。但该方法成本高，已经不能满足气田勘探开发需求，而从钻井参数获取储层及隔层参数，开展储层宏观非均质性研究的方法，操作简便，适用性更强。
1.1 砂地比
在常规砂岩发育区，由于砂体物性好，砂岩厚度与储层基本相当，砂地比可以表征储层连通性。裘亦楠等[22]与罗晓容等[23]认为存在一个砂地比门限值，低于该门限值时砂体之间基本不连通，砂地比越高砂体连通性越好，当全部砂地比达到该门限值时，砂体全部连通，为油气运移输导层。通过对实际砂地比统计研究认为：当砂地比小于0.3 时，多属于孤立的砂体；
当砂地比介于0.3～0.5 时，可能会有局部连通；
当砂地比大于0.5时，砂体大面积连通。
研究区盒1段储层属于特低—低渗透砂岩气藏，中北部盒1 段地层砂地比介于0.31～0.72，平均为0.51，说明盒1段砂体大面积连通；
南部盒1段地层砂地比介于0.22～0.45，平均为0.45，说明盒1段砂体可能会有局部连通。研究表明：盒1段砂体纵向多期叠置，横向叠合连片分布，中北部砂体连通性比南部砂体连通性好（图2、图3）。
图2 杭锦旗东部盒1段顺河道方向砂体连井剖面Fig.2 Sectional view of connected wells along channel direction sand body of He-1 Member in eastern Hangjinqi
图3 杭锦旗东部盒1段砂体厚度等值线平面图Fig.3 Plane map of sand body thickness contours of He-1 Member in eastern Hangjinqi
1.2 储地比
钻井数据揭示控制杭锦旗地区盒1 段储层连通性的是有效砂体发育规模而非砂体发育规模。砂地比参数在研究区特低—低渗透砂岩领域具有一定的局限性，不能精确表征特低—低渗透砂岩储层连通性，同时，由于隔夹层差异发育致使储层纵向层内非均质性复杂化。因此，提出采用有效砂体厚度，即储层厚度与地层厚度的比值（简称储地比）来表征储层连通性。
受辫状河沉积环境影响，研究区内盒1段砂体纵向上发育有薄层孤立砂体、多期叠置砂体，同时不同砂体叠置样式下砂体厚度、物性、连通性以及含气性也具有一定的差异性。而储层是油气储集的主要空间和载体，储层的厚度、分布以及物性对油气的聚集成藏有重要的作用。因此，开展盒1段特低—低渗透砂岩储层下限标准以及砂体组合关系分析是储层非均质性研究的基础。
1.2.1 砂岩分类标准
研究区盒1段岩石类型为（含砾）粗—中粒石英砂岩和岩屑石英砂岩。南部孔隙类型以粒间溶孔和原生粒间孔为主，其次为粒内溶孔和晶间微孔；
北部孔隙类型以原生粒间孔为主，其次为粒间溶孔。统计南部盒1段108个砂岩样品，其孔隙度介于1.71%～19.26%，以5 %～15 %为主，平均为9.54 %；
渗透率分布在（0.05～3.53）×10−3µm2，以（0.15～2.50）×10−3µm2为主，平均为0.80×10−3µm2，属于特低孔—特低渗透砂岩储层，统计北部盒1 段统计56 个砂岩样品，其孔隙度分布在2.3 %～19.9 %，以5.0 %～18.0 %为主，平均为12.8 %；
渗透率介于（0.09～6.71）×10−3µm2，以（0.15～3.00）×10−3µm2为主，平均为1.08×10−3µm2，属于低孔—低渗透砂岩储层，北部盒1段砂岩物性较南部物性好。
通过四性关系分析，将盒1 段砂岩分为三类，分别对应着3 种不同的电性特征，建立了盒1 段砂岩分类标准。Ⅰ类砂岩和Ⅱ类砂岩的物性和含气性较Ⅲ类砂岩好，因此，Ⅰ类和Ⅱ类砂岩为盒1 段主要的储层，Ⅲ类砂岩物性和含气性差，一般测井解释为致密层，也称之非储层。储层孔隙度下限值为5%；
渗透率下限值为0.15×10−3µm2；
电性特征为自然伽马曲线呈箱型或钟型（图4、图5），自然伽马上限值为75 API，声波时差下限值为220 µs/m，电阻率下限值为15 Ω·m，补偿密度上限值为2.55 g/cm3；
含气性特征采用气测全烃来表征，其下限值为1%（表1）。钟型的河道充填砂体物性及含气性较差，由于沉积微相的变化造成盒1 段砂岩纵向上储层段的致密层砂岩与泥岩作用类似，在气田开发过程中对流体运动具有隔挡作用，即为隔层[22]（图2、图4、图5），致密层段和泥岩段相互叠合，而研究发现：盒1 段Ⅰ类储层主要以光滑箱型心滩微相砂体为主；
Ⅱ类储层占比较少，以齿化箱型河道充填微相砂体为主。因此，统计得出砂体厚度不等于储层厚度。
表1 杭锦旗盒1段砂体分类标准Table 1 Reservoir lower limit standard of He-1 Member in Hangjinqi
图4 J51井盒1段储层及隔层划分Fig.4 Reservoir and barrier layer division of He-1 Member of Well-J51
图5 J77井盒1段储层及隔层划分Fig.5 Reservoir and barrier layer division of He-1 Member of Well-J77
1.2.2 砂体组合模式
根据盒1 段砂岩物性、电性及其含气性特征，单井纵向上可识别出储层段、隔层段，其中，隔层段进一步划分为致密层与泥岩层。
储层段与致密层或泥岩相互叠置（图4、图5），因此，根据盒1 段砂岩纵向上的沉积特征、厚度及叠置关系（图2），将研究区盒1 段划分为3 种砂岩组合模式（图6）：Ⅰ类砂岩组合模式为迁移弱叠置型，纵向上发育多个储层段，自然伽马曲线呈箱型特征，隔层较发育，常被致密层和泥岩封隔，如J51 井、J77P3H井；
Ⅱ类砂岩组合模式为弱迁移强叠置型，纵向上多期心滩叠置，储层厚度大，隔层主要是泥岩和致密层，隔层厚度相对较薄，夹层发育，在盒1段底部储层较发育，如J77井；
Ⅲ类砂岩组合模式为强叠置型，储层厚度大、连通性好，隔夹层欠发育，如J77P2H井。
图6 杭锦旗东部盒1段砂岩组合模式Fig.6 Model diagram of sand body combination of He-1 Member in eastern Hangjinqi
研究结果显示：在平面上，研究区内南部砂体组合模式以Ⅰ类和Ⅱ类为主，北部砂体组合模式以Ⅲ类为主。
1.2.3 储地比
砂体组合模式可以直观地表征储层与非储层的纵向叠置样式和连通性，但是不能表征砂体和储层的横向连通程度。钻井资料揭示出盒1 段南部储层相对孤立，隔夹层发育，连通性相对较差，而北部储层连通性较好，整体呈现出叠合连片的特征，因此，通过计算储层厚度与地层厚度比值来表征储层的横向连通性。研究发现盒1 段储地比值呈现出南北分区的特点，以储地比值0.3 为界。北东部较高，储层连通性好，天然气富集拥有有效的遮挡条件，储地比介于0.25～0.71，平均为0.40；
南部相对较低，连通性较中北部储层连通性差，上倾方向存在物性或泥岩遮挡，但局部甜点富集，因此，局部存在储层物性较好的井区，如J51—J122 井区、J56—J77 井区（图7），储地比介于0.12～0.40，平均为0.26。
1.3 隔层个数、分布频率和分布密度
储层与储层之间非均质性的差异，从一定程度上可以通过隔层的发育程度和分布规律来分析。通过单井岩性剖面及物性参数的分析统计，认为研究区盒1 段储层之间隔层发育，隔层岩性主要为泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩和细砂岩。南部盒1段隔层一般为1～6 个，平均为3.6 个，隔层总厚度介于11.1～35.6 m，平均为24.0 m；
中北部盒1 段隔层一般为0～3个，平均为2.1个，隔层总厚度介于0～30.7 m，平均为17.2 m。隔层分布频数是指每米储集层内非渗透性隔层个数[22]。南部盒1 段隔层分布频数介于0.05～0.13 个/m，平均为0.09 个/m；
中北部盒1 段隔层分布频数介于0～0.12 个/m，平均为0.05 个/m。隔层分布密度是每米储集层内非渗透性隔层厚度[22]。北部隔层分布密度在0～0.52，平均值为0.25；
南部隔层分布密度介于0.13～0.65，平均值为0.42，整体大于0.4。因此，南部隔层分布密度较中北部大。
隔层分布频数和分布密度越大说明储层纵向层间非均质性越强。在J51—J122 井区及J55—J75 井区隔层分布密度大、隔层厚度大，说明该区储层段内因物性变化形成纵向和侧向遮挡，储层连通性差（图8）。同时，在平面上储层宏观非均质性南北差异性大，整体上呈现出储层宏观非均质性南强北弱的趋势。研究区北东部盒1段储地比值高，大于0.3，纵向上隔层个数少；
南部储地比值整体小于0.3，隔层个数多，局部储地比值大于0.3，如研究区南部J77 井区隔层分布密度相对小，储地比值相对较高，说明该区为储层段内隔层厚度小，储层厚度大，由于纵横向致密层或泥岩的遮挡，易形成物性甜点区。
图8 杭锦旗东部盒1段隔层分布密度等值线与试气成果叠合图Fig.8 Overlay map of barrier layer distribution density contours and gas test results of He-1 Member in eastern Hangjinqi zone
泊尔江海子断裂南部的研究区内，石炭系太原组和二叠系山西组的煤层及暗色泥岩是盒1 段气藏的主要烃源岩，煤层累计厚度为15～25 m，Ro值介于1.1 %～1.3 %，生烃强度为（15～40）×108m3/km2，呈现“广覆式”生烃的特征。北部什股壕区带烃源岩发育差，下石盒子组气藏却能大规模聚集。孙晓[20]对什股壕区带大量天然气的组分特征、同位素特征及成藏条件的研究，认为该区带具有运移距离远、成藏晚、甲烷含量高、干燥系数较大、相对密度小、异构烷烃与正构烷烃比值大、甲烷与乙烷碳同位素较重等异地运聚特征，且存在与断裂南部相似的特征。综合什股壕区带烃源岩发育特征分析认为，长距离侧向运移天然气是断裂北部什股壕区带主要气源，盒1段厚层砂体以及断裂和不整合面是天然气向北部侧向运移的主要通道[3]。因此，从储地比和隔层2 个参数来分析盒1段储层宏观非均质性对气藏类型的影响。
2.1 气水分布特征
杭锦旗地区东部盒1 段单井产气量总体较西部邻区低、水层较多，如：J77 井日产气量为33 480 m3，日产水量为5.08 m3，综合评价为工业气层；
J6 井、J74井、J76井均不产气，日产水量分别为11、22.7、17.2 m3，为纯水层。横向上，该区高产气井主要集中在南部地区，且平面差异性明显，北部井产水量大；
纵向上，该区气层、含气层、气水同层、水层、干层相互叠置，天然气在砂体上倾方向富集，并且以盒1段下部为主要的富集层段，呈现出上气下水的分布特征（图9）。
2.2 储层宏观非均质性对气藏类型的影响分析
从砂岩储层条件看，下石盒子组盒1段由南向北储层物性变好，储层非均质性变弱，即向上倾方向砂体物性和连通性变好（图2），分析认为这是控制气藏类型变化的主要因素。由图7、图8可知：研究区北东部盒1 段产水量整体比南部高，该区砂体连片发育，储层厚度大、物性好、储地比值大于0.3，河道心滩以垂向加积叠置为主，河道充填不发育、隔层个数少、隔层分布密度小，说明储层宏观非均质性弱，储层厚度大且纵横向连通性强，上倾方向遮挡条件差，由连片心滩叠合构成的河道形成天然气向北运移的通道，不具备形成岩性气藏的条件，当河道砂体与局部构造相匹配时，天然气才能聚集成藏，可形成构造气藏、构造—岩性复合气藏。已钻井及其试气成果揭示，该区纵向上多为含气水层，局部优质储层与局部构造的复合部位含气性好，试气井产水量多，产气量少，为构造气藏、构造—岩性复合气藏区（图9）。
图9 过J77—J83井顺河道方向气藏剖面图Fig.9 Cross-sectional view of gas reservoirs along channel direction of Well-J77 to Well-J83
中部地区盒1砂体受沉积相差异控制，砂体连通性由南部缓坡区向北部隆起区逐渐变强，天然气运聚模式由南部岩性封堵向圈闭聚集过渡。在纵向上，南部盒1 段多为多套隔层分隔的砂体组合而成，由于侧向上泥岩或致密层发育，起遮挡作用，天然气易聚集成藏，物性好的Ⅰ类储层易形成气层、气水同层，物性差或者砂体孤立层段的Ⅱ类储层易形成含气层、孤立束缚水层。储层厚度小、储地比值低、隔层个数大、隔层分布密度大、局部储地比值大于0.3，说明储层宏观非均质性强，储层纵横向连通性差。已钻井及其试气成果揭示，该区纵向上气层—含气层—气水同层—干层—水层叠置互层分布格局，为岩性气藏区。
研究区内从南向北盒1段顺主河道方向，以Ⅰ类储层为主，局部为Ⅱ类储层。Ⅰ类储层厚度逐渐增大，隔层欠发育，储地比大于0.3，储层宏观非均质性弱，但连通性好、含气性整体较差，成为天然气向北侧向运移的主要通道，在局部构造发育区见明显的气水分异现象，高部位含气性较低，而低部含气性好，局部低部位以水层为主，局部构造高部位以气层和气水同层为主，发育范围小。Ⅱ类储层以含气层为主，整体含气饱和度较低。
研究区南部盒1段储层宏观非均质性强，含气性优于中部和北部，高储地比值的厚储层地区是岩性气藏发育区的井位部署有利目标区（图7、图8）。目前，依据储层宏观非均质性关键参数的描述及气藏类型分区方法已推广至杭锦旗探区，并依据气藏类型划分方法进行了不同层位的气藏类型平面分区，为井位部署工作提供了理论依据，同时也指明了勘探方向，使探井成功率从43%提高到59%。
1）盒1 段砂体纵向多期叠置，横向叠合连片分布，中北部砂体连通性比南部砂体连通性好。Ⅰ类储层为箱型心滩微相，Ⅱ类储层为齿化箱型河道充填微相，Ⅰ类储层物性较Ⅱ类储层物性好。通过储层纵向发育特征精细解剖，明确了3种砂体组合模式及其分布特征，南部以Ⅰ类和Ⅱ类为主，北部以Ⅲ类为主。
2）盒1段储层宏观非均质性呈现出南强北弱的特征：南部储地比小于0.3，隔层发育，隔层分布密度大于0.4；
北东部储地比大于0.3，隔层欠发育，隔层分布密度小于0.4。
3）储层宏观非均质性是影响盒1段储层气藏类型的主要因素。南部储地比小于0.3 的地区，储层宏观非均质性强，发育岩性气藏；
北东部储地比大于0.3 的地区，储层宏观非均质性弱，在局部微幅构造发育区有利于形成构造气藏、构造—岩性复合气藏。因此，南部岩性气藏区为井位部署有利目标区。
