山西地区临兴区块上古生界储层微观特征及分类

2017-11-06杜少波中海油田服务股份有限公司油田生产事业部研究院天津300450

化工管理 2017年31期

杜少波(中海油田服务股份有限公司油田生产事业部研究院，天津 300450)

杜少波(中海油田服务股份有限公司油田生产事业部研究院，天津 300450)

临兴区块储层受沉积埋藏及后生成岩作用影响明显，孔隙类型多样，结构复杂，通过岩心观察、薄片鉴定、压汞分析等方法，可详细弄清该区块致密储层所发育的孔隙及储层微观特征；进一步结合产能及覆压孔渗数据，运用K-means聚类方法，对该区块储层进行分类，有助于为该区块致密气藏勘探开发提供科学依据。

临兴区块;致密砂岩气;储层微观特征;储层分类评价

0 引言

临兴区块位于鄂尔多斯盆地东北部伊陕斜坡东段、晋西挠褶带西缘。钻探发现，该区块致密气藏储层物性差，非均质性强，低阻气层发育，具有极大的开发难度，同时储层孔隙的微观结构直接影响着储层储集流体的渗流能力，并最终决定气藏产能的差异分布[1]。因此，本文对临兴区块上古生界储层微观特征进行分析并合理分类，为该区块致密气藏勘探开发提供了科学依据。

1 岩石矿物特征

临兴区块上古生界由老到新依次发育有本溪组、太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组及石千峰组地层；主要发育岩石类型有中-粗砂岩，其次为细砂岩及少量粗砂岩，受河流冲刷作用影响，除石盒子组砂岩分选较差外，其它各层均处于中等程度，磨圆中等-较好，随着埋深的不断增加，矿物之间接触关系由短线接触逐渐向凹凸接触过渡(表1)；颗粒组分主要为石英、长石及岩屑，石英含量30～90%，长石含量0～58%，岩屑含量10～30%；地层由老到新，长石含量逐渐增加，石英含量逐渐减少，石千峰组及太原组砂岩粒度较粗，石盒子组次之，山西及本溪组砂岩粒度最细。

临兴区块主要发育有高岭石、绿泥石、伊利石及伊/蒙混层等粘土矿物(图1)，书片状高岭石及丝发状伊利石填充于孔隙之间或吸附于孔隙壁面，在流体冲刷下，极易松散脱落，随流体在储层中运移，在狭窄吼道处形成堵塞，使储层渗透率变差[2、3]，叶片状绿泥石遇酸后反应生成沉淀，降低渗透率；伊/蒙混层遇水易膨胀脱落，运移至孔吼处易发生堵塞，降低储层渗透率。研究区填隙物中方解石、白云石以交结形式存在，其次还发育有少量菱铁矿、黄铁矿，方解石含量0～24%，白云石含量0～14%，菱铁矿含量0～9%，黄铁矿含量0～34%。

随着地层由来到新发育，临兴区块上古生界高岭石、伊利石含量逐渐减少，绿泥石与伊/蒙混层含量逐渐增加，此现象反映了研究区上古生界地层由老到新在沉积相上经历了潮坪环境-浅水三角洲-辫状河的变化过程。

表1 临兴区块铸体薄片统计表

2 孔隙结构特征

2.1 孔隙类型

临兴区块主要发育有残余粒间孔隙、粒间、粒内溶蚀孔隙、晶间孔隙及少量微裂缝(图2)。其中，溶蚀孔隙占主体部分，随着埋深增加，残余粒间孔隙减少，晶间孔隙增多。次生溶蚀作用贯穿于各个层段，对于该地区致密气储层具有突出的贡献，属建设性成岩作用；机械压实作用则导致孔隙空间变小，渗透率变差，且随着储层深度增加程度加深且不可逆转；局部裂缝能够改善储层渗透性，但裂缝数量很少，对油气储集意义不大[4]。

2.2 孔隙结构

压汞法是将汞注入到岩石体内，汞对一般固体不润湿，欲使汞进入孔需要施加外压，外压越大，汞能进入的孔半径越小，在油藏物理模拟实验中，所绘制的毛细管压力曲线可以用来描述多项储层的特征[5、6]。渗透率是储层非常重要的参数之一，反映储层的渗流能力[7-9]。针对低孔低渗的致密储层，通过压汞曲线分析，结合物性参数，将研究区致密储层分为三类(图3)。

图1 临兴区块致密储层粘土矿物图

Ⅰ类孔吼结构：主要发育含砾粗砂岩，储层孔隙以残余原生孔、粒间溶孔为主，连通性好，孔隙度＞10%，渗透率＞1mD，排驱压力＜0.5MPa，中值半径＞0.2μm，最大孔隙半径＞1.2μm，毛管压力曲线呈下凹形态，中间段平缓。

Ⅱ类孔吼结构：主要发育粗砂、中砂岩，以粒间、粒内溶孔为主，孔隙度8%～10%，渗透率0.3～1mD，排驱压力较小，介于0.5～1.2MPa之间，中值半径0.05～0.2μm，最大孔隙半径0.5～1.2μm，毛管压力曲线呈平直形态。

Ⅲ类孔吼结构：孔隙以晶间微孔为主，孔隙度6%～8%，渗透率＜0.3mD，排驱压力＞1.2MPa，中值半径＜0.05μm，最大孔隙半径＜0.5μm，毛管压力曲线呈上凸形态。

图2 临兴区块储层微观孔隙类型

3 物性特征

临兴地区储层孔隙度主要分布在4～10%之间，平均7.65%，渗透率主要分布在0.01～1mD之间，平均0.72mD；受孔隙结构、粘土矿物组合、成岩演化等多因素影响，具有相同孔隙度的储层，渗透率差异极大，最大与最小值差异可达50～100倍。

K-means聚类方法很典型的基于距离的聚类算法，采用距离作为相似性的评价指标。该算法认为簇是由距离靠近的对象组成的，因此把得到紧凑且独立的簇作为最终目标[10]。其计算简单且具有伸缩性。

本文参照13口井88块岩心实验结果，得知覆压孔隙度与渗透率呈正相关关系(图4)，将实验数据进行K-means聚类方法进行计算，结合各井段产能情况，自然高产及压后高产储层段岩样覆压孔隙度大于10%，渗透率大于1mD；压后产能万方以下层段岩样覆压孔隙度介于8%～10%，渗透率介于0.3-1mD；压后低产层段岩样覆压孔隙度介于6%～8%，渗透率小于0.3mD。

4 储层分类评价

储层分类评价贯穿于整个油气田开发的始终[5]，针对临兴区块致密砂岩气资源量巨大，物性差，具有很大的开发难度，大部分井段需通过压裂技术获得高产，因此，对于储层的合理评价及分类能够对研究区压裂选井选层工作起到科学的指导作用。本文主要从微观角度运用岩样覆压孔渗数据、压汞实验数据及薄片分析，结合各单井产气能力，将临兴区块致密气储层分为三类(表2)：

Ⅰ类储层：此类储层自然高产或压裂后获得高产(＞10000方/天)，孔隙度＞10%，渗透率＞1mD，孔隙类型主要为残余原生孔及粒间溶孔，毛管压力曲线呈下凹形态，孔隙结构及连通性较好，属于好的储层。

Ⅱ类储层：储层段自然产气能力差，压裂后裂缝沟通良好，压后产气3000～10000方/天，孔隙度8%～10%，渗透率0.3mD～1mD，孔隙类型为粒间、粒内溶蚀孔隙，孔隙结构一般，毛管压力曲线呈平直状，属于中等储层。

Ⅲ类储层：此类储层无自然产极低，压裂后缝网体系发育差，产气能力仍很低(＜3000方/天)。该类储层孔隙度6%～8%，渗透率＜0.3mD，孔隙类型主要为晶间微孔，孔隙结构差，毛管压力曲线呈上凸形态，属于差储层。