低渗透储层微观孔隙结构识别苏里格气田低渗透储层微观孔隙结构特征及其分类评价方法

低渗透储层微观孔隙结构识别苏里格气田低渗透储层微观孔隙结构特征及其分类评价方法

低渗透性砂岩气是非常常见的天然气资源，该气藏已成为重要的天然气来源。低渗透储层在沉积、埋藏、成岩等地质因素的影响下,具有独特的渗流机理和微观孔隙结构,如果沿用碎屑岩储层的评价方法,则不能完全反映低渗透致密储层的本质特征[10,11,12,13,14,15,16]。因此本文采用压汞分析和扫描电镜成像技术等手段对储层微观孔隙结构进行分类评价,为致密气藏后期的高效开发提供科学依据。苏里格气田位于鄂尔多斯盆地靖边气田的苏里格庙地区,天然气的探明地质储量6000多亿方。工区为一平缓的西倾单斜,位于伊陕斜坡西北部。储层平均孔隙度为8.62%,平均渗透率为3.1×10-3μm2,为低孔特低渗气藏。上古生界是本区的重要含气层系。本次研究的目的层段为上古生界下二叠统山西组的山1段和中二叠统石盒子组盒8段。根据取心井的各类相标志综合分析表明,工区为辫状河三角洲沉积相,主要发育辫状河三角洲前缘亚相,包括4种微相类型:水下分流河道、河道间、河口坝和远砂坝(图1)。1胶结物及储层储层评价的核心问题在于对储集体的有利孔、渗带进行预测,而成岩作用的研究则是这方面的重点内容。根据工区102块铸体薄片图像分析,结合扫描电镜和埋藏史,认为盒8段和山1段的后期成岩作用较强。使储层的物性变好的有交代和溶蚀作用,而压实和胶结作用使储层物性变差。盒8段和山1段曾为深埋藏环境,较高的地温(高于150℃)使成熟度较高的有机质逐渐脱羧基,进一步使地层水酸化,促使溶解作用的发生。发生溶解的胶结物主要有长石和方解石以及小部分岩屑和粘土杂基。溶解形成如图2a所示的次生溶孔。本区交代作用主要为方解石、铁方解石、铁白云石交代岩屑、长石及部分石英。其中以硅酸盐对岩屑的交代作用最为普遍,对长石的交代次之;晚成岩期形成的粒表绿泥石包膜(图2b)抑制石英形成次生加大,对孔隙保存有利。盒8段和山1段现今埋深为3200~3800m,古埋深超过3800m,压实作用较为强烈,颗粒以线点接触为主,原生粒间孔基本已经消失,还有少量残余粒间孔。本区储层胶结作用主要包括硅质、碳酸盐、自生粘土矿物胶结3种类型。石英次生加大为硅质胶结的主要类型,部分石英次生加大可达Ⅱ~Ⅲ级(图2c)。碳酸盐胶结包括3种类型(含铁方解石、方解石和铁白云石胶结),以方解石胶结为主,镜下可见方解石连晶胶结和嵌晶胶结(图2c)。粘土矿物主要有高岭石、绿泥石和伊利石。高岭石(图2e)、针叶状绿泥石、搭桥状和丝缕状伊利石(图2b、d、f),充填于孔隙之中阻塞了孔喉。这些成岩作用是造成工区储层低渗的重要原因。2石英原生孔隙根据工区铸体薄片图像分析(5口取心井共102块资料),盒8段和山1段发育原生和次生孔隙,盒8段和山1段的主要储集空间为次生孔隙。工区储层普遍发育石英次生加大,除少量残余粒间孔外,原生孔隙基本消失。次生孔隙为盒8段和山1段的主要孔隙类型,包括粒内溶孔、粒间溶孔、铸模孔、填隙物内孔隙等(图3)。本区最发育的是粒间溶孔,由成岩流体溶解石英、长石、岩屑等骨架颗粒而形成,它使孔隙度增大到3%~12%。盒8段和山1段还发育少量长石粒内溶孔(长石溶解成蜂窝状,图2a)和填隙物内溶孔。其孔隙度为4%~9%,平均6.31%。3低渗储层d应用压汞测试分析了盒8段和山1段52块样品,储层微观特征如下。(1)孔隙度:为特低孔,平均为8.6%,一般2~18%;(2)渗透率:平均为3×10-3μm2,一般(0.01~35)×10-3μm2,反映了低渗储层特征;(3)排驱压力:一般为0.29~1.82MPa,平均为1.03MPa;(4)最大孔喉半径:一般为0.38~1.5μm,平均为0.92μm,个别大于2.5μm;(5)孔喉半径均值:一般为0.09~0.39μm,平均为0.24μm,个别大于0.6μm;(6)最大进汞饱和度:一般为20~65%,平均为43%。本次研究依据储集层砂岩利用压汞法所测定的微观孔喉参数特征,并结合压汞毛管压力曲线的形态特征(图4),将盒8段和山1段微观孔隙结构分为4类(表1),Ⅰ类为中—高孔中渗储层,Ⅱ类为中孔低渗储层,Ⅲ类为中—低孔低渗储层,Ⅳ类为低孔特低渗储层。4孔隙度对各参数的影响本次研究对孔隙度和渗透率与毛管压力曲线特征参数分别进行了单相关分析,渗透率与各参数的相关性均比孔隙度好,相关系数均在0.9以上(图5)。影响盒8段和山1段储层物性的主要因素为喉道分选程度和孔喉大小,包括排驱压力(Pd)、最大孔喉半径(Rd)、孔喉半径均值(Rm)、分选系数(Sp)、均质系数(α)等参数。5为评价微观间隙结构5.1孔隙结构的判别别据取心井将本区微观孔隙结构划分为4类,然后以压汞法测定的孔喉参数作样本,应用聚类和Bayes判别分析,建立了4类判别函数。用上述公式通过渗透率求取各类微观参数,并将其带入下面的判别函数中,微观孔隙结构的归属类型以判别值最大的函数为准。4类储层微观孔隙结构判别函数分别为为了检验精度,应用上述函数对样本进行回判,52个样本的正判率为96.15%,说明判别函数的精度较高。5.2孔喉结构及储层精细排驱压力结合储集层沉积相、岩石相分析,综合考虑胶结作用、压实作用及溶解作用的程度等,根据求取的微观孔隙结构参数(最大孔喉半径Rd、排驱压力Pd、孔喉半径均值Rm、分选系数Sp和均质系数α),对全区各小层的孔隙结构类型进行识别后,总结了各类孔隙结构的主要特征。(1)Ⅰ类储层:中孔中—低渗储层。压汞曲线为具有一定斜率的平台型,最大进汞饱和度较高,平均为74.32%。储层孔隙度和渗透率中等,平均孔隙度为16.7%,渗透率变化大,在(10~40)×10-3μm2,一般大于15×10-3μm2;排驱压力低,平均排驱压力小于0.45MPa;最大孔喉半径为1~1.68μm,平均1.26μm,孔喉半径均值为0.417μm;平均分选系数为0.58,均质系数为0.183。孔喉以中孔中喉型为主,孔隙结构相对均匀,分选和连通性好,渗流能力强。(2)Ⅱ类储层:低孔低渗储层。压汞曲线为陡坡型,但最大进汞饱和度相对较高,平均为65.03%。储层平均孔隙度为12.4%,渗透率(1~10)×10-3μm2,孔隙度和渗透率较Ⅰ类低;最大孔喉半径平均为0.93μm,孔喉半径均值为0.324μm;平均排驱压力0.849MPa;平均分选系数为0.44,均质系数为0.121。孔喉以低孔小喉型为主,渗流能力较强,分选性较好。(3)Ⅲ类储层:特低孔特低渗储层。压汞曲线亦为陡坡型且斜率比Ⅱ类储层更高,最大进汞饱和度相对较低,平均为42.75%。储层孔隙度平均为8.1%,渗透率(0.1~1)×10-3μm2;最大孔喉半径平均为0.67μm,孔喉半径均值为0.21μm;平均排驱压力1.02MPa;平均分选系数为0.38,均质系数为0.096。孔喉以小孔细喉型为主,分选相对较差。(4)Ⅳ类储层:特低孔超低渗储层。压汞曲线为斜率比Ⅲ类储层更高的陡坡型,最大进汞饱和度很低,平均为25.58%。储层平均孔隙度为3.6%,渗透率(0.01~0.1)×10-3μm2;最大孔喉半径平均为0.42μm,均值为0.14μm;排驱压力高,平均排驱压力1.98MPa;平均分选系数为0.17,均质系数为0.058。孔喉组合类型以微孔微细喉型为主,表明储层渗流阻力大,物性极差。6储层类型及其储层结合储集空间类型、沉积微相、孔隙度、渗透率的平面分布特征,应用聚类和判别分析识别的各小层孔隙结构类型,实现了储层类型的平面展布。储层分布与沉积相的平面展布有一定关系,后期成岩作用对沉积物原始孔隙改造强烈。图6、图7为研究区盒8段和山1段储层综合评价成果图。从图6来看,盒8段中Ⅰ类储层主要分布在北部的S31、S22-15井区、中南部的S39-14、S41-8、S17井区,结合沉积微相的结果来看,北部的S22-15井区、中部的S39-14井区正是辫状河三角洲前缘的河口坝发育的位置,其砂体分选好、孔喉连通好、储集物性较好、产能高。北部的S31井区、中部的S41-8、S17井区正好位于河道中部,亦是物性相对较好的部位。Ⅱ类储层位于主水道中,为中等产能。Ⅲ类储层位于河道侧缘,其岩性相对较细,产能较低。Ⅳ类储层位于远砂坝、河道侧缘、河道中间。山1段中Ⅰ类储层主要发育在北部的S31井区、中部的T5、S41-8井区,其中T5井区为河口坝微相,其余为水下分流河道微相;Ⅱ类储层主要发育在中部和南部地区的水下分流河道微相的主水道中,部分位于河道侧缘中,Ⅲ类储层主要发育在河道侧缘中;Ⅳ类储层主要发育在远砂坝、河道侧缘和河道间中,其余区域为非储层(图7)。由上述分析可知,盒8段和山1段储层以Ⅱ类为主,其次是Ⅰ类和Ⅲ类储层,Ⅳ类储层较少。Ⅰ类和Ⅱ类储层对低渗透油藏勘探开发意义较大,应作为进一步勘探开发的重点。7储层微观孔隙结构类型的识别(1)盒8段和山1段溶蚀作用强烈,储层以次生孔隙为主,其成因机理为深埋藏环境下有机质释放的有机酸促进了溶蚀作用,使得微观孔隙结构异常复杂,严重影响了储集和渗流能力,总体上盒8段储层的孔隙发育比山1段储层要好。(2)选用宏观和微观非均质参数,应用聚类分析和Bayes判别分析方法,结合储集空间类型、沉积微相,可以较好地定量识别低渗透储集层的微观孔隙结构类型。(3)低渗透储层微观孔隙结构分类更精细地表征了影响流体流动的储集体地下结构,结果表明