胡文革

(中國石化西北油田分公司開發(fā)處,烏魯木齊830011)

雅克拉凝析氣田是中國近年來發(fā)現(xiàn)的少數(shù)幾個大中型凝析氣田之一,位于塔里木盆地沙雅隆起雅克拉斷凸之上(圖1),其主產(chǎn)層為白堊系亞格列木組砂巖[1-7]。雅克拉凝析氣藏開發(fā)過程中壓降快,需要注氣維持地層的壓力和能量。因此,開展雅克拉凝析氣藏亞格列木組儲層特征及控制因素研究,弄清儲層的發(fā)育規(guī)律,為注氣方案的編制提供地質(zhì)依據(jù)成為必要。

圖1 雅克拉凝析氣田區(qū)位圖Fig.1 The location of the Yakela condensate gas field

1 亞格列木組儲層特征

雅克拉地區(qū)亞格列木組與下伏侏羅系不整合接觸,與上覆舒善河組整合接觸。亞格列木組下部為淺灰、灰白色細(xì)砂巖、含礫砂巖、砂礫巖夾棕褐色及灰色泥巖,即通常所稱的“底塊砂巖”;亞格列木組中部為棕色泥巖與灰綠、淺灰色粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖互層;亞格列木組上部為棕色泥巖與粉-細(xì)砂巖等厚互層。根據(jù)巖性特征、測井響應(yīng)特征,亞格列木組可分為2個段,第一段為扇三角洲相,第二段為辮狀河三角洲相(圖2)。

1.1 儲層巖石學(xué)特征

1.1.1 儲層巖石類型

亞格列木組第一段扇三角洲巖石類型主要為巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖,顏色為灰色、灰白色。砂巖為含礫中砂巖、中-細(xì)砂巖。礦物以石英為主,但質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般不超過75%;長石、巖屑含量則相對較高(表1)。統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明亞格列木組第一段石英含量較低,長石、巖屑含量較高,石英、長石、巖屑含量變化較大。砂巖分選較差,磨圓度多呈次棱狀,表明其沉積時離物源較近。

圖2 雅克拉地區(qū)S4井亞格列木組沉積相-層序-砂層組-油層組綜合柱狀圖Fig.2 Synthetic column of sedimentary facies-sequence-sand layers-oil layers in Yageliemu Formation of Well S4 in Yakela

表1 雅克拉地區(qū)亞格列木組第一段儲層礦物組分(w/%)Table 1 Statistics of reservoir mineral components of Member 1 of Yageliemu Formation in Yakela

亞格列木組第二段辮狀河三角洲巖石類型主要為巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖,其顏色為灰色、灰綠色。砂巖為中-細(xì)砂巖、含泥礫細(xì)砂巖、粉砂巖。巖石中以石英為主,含量較第一段高;長石、巖屑較第一段含量低(表2)。

亞格列木組巖屑成分復(fù)雜,沉積巖巖屑、火山巖巖屑、變質(zhì)巖巖屑均存在,其中沉積巖巖屑含量相對較高。沉積巖巖屑有:泥巖巖屑、粉砂巖巖屑、砂屑?；鹕綆r巖屑則較少。

1.1.2 儲層巖石成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度

亞格列木組第一段碎屑巖組分含量如表3、表4,石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般＜70%,長石、巖屑含量相對較高,表明砂巖的成分成熟度普遍較低。砂巖顆粒主要呈次棱狀,分選較差,膠結(jié)類型主要以接觸-孔隙式為主,其次為孔隙-接觸式,少量接觸式膠結(jié);顆粒以線、凹凸接觸為主:顯示其結(jié)構(gòu)成熟度較低的特點(diǎn)。

表2 雅克拉地區(qū)亞格列木組第二段儲層礦物組分(w/%)Table 2 Statistics of reservoir mineral components of Member 2 of Yageliemu Formation in Yakela

表3 雅克拉地區(qū)亞格列木組砂巖成熟度特征Table 3 The character of sandstone maturity of Yageliemu Formation in Yakela

表4 雅克拉地區(qū)亞格列木組儲層填隙物含量(w/%)Table 4 Statistics of the amount of interstitial materials of Yageliemu Formation in Yakela

亞格列木組第二段巖石成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度較亞格列木組第一段略高。亞格列木組第一段為扇三角洲沉積,碎屑顆粒分選性差,泥質(zhì)含量高;距物源近,搬運(yùn)距離相對較短,碎屑顆粒磨圓度差,主要為次棱狀。亞格列木組第二段為辮狀河三角洲相,巖石分選相對要好,泥質(zhì)含量低,搬運(yùn)距離長,碎屑顆粒磨圓度較好,為次棱-次圓狀。

1.1.3 儲層填隙物

亞格列木組填隙物包括泥質(zhì)雜基和膠結(jié)物。亞格列木組扇三角洲沉積體系儲層填隙物總質(zhì)量分?jǐn)?shù)介于3%～35%,平均為7.28%(表3、表4),泥質(zhì)雜基含量較高,質(zhì)量分?jǐn)?shù)介于2%～16%,平均為4.8%。雜基以陸源為主,主要為(鐵)泥質(zhì);碳酸鹽膠結(jié)物的質(zhì)量分?jǐn)?shù)約為0.1%～25%,平均為2.48%(表4)。亞格列木組辮狀河三角洲沉積體系儲層填隙物總的質(zhì)量分?jǐn)?shù)介于1%～24%,平均為 8.44%(表 3、表 4);泥質(zhì)雜基的質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高,一般介于2%～8%,平均為3.6%。雜基以陸源為主,主要為(鐵)泥質(zhì),碳酸鹽膠結(jié)物的質(zhì)量分?jǐn)?shù)約為2%～15%,平均為4.23%。亞格列木組碳酸鹽膠結(jié)物主要以方解石為主,極少見白云石,其他類型膠結(jié)物如綠泥石、鐵質(zhì)、硬石膏含量則很少。

1.2 儲層物性特征

1.2.1 儲層孔隙類型

亞格列木組儲層鑄體薄片鑒定結(jié)果表明,孔隙類型有原生粒間孔隙、擴(kuò)大粒間孔、粒內(nèi)溶孔、溶縫、鑄模孔、貼?？p,主要孔隙類型為擴(kuò)大粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、原生粒間孔。

a.原生粒間孔隙

原生粒間孔隙是沉積時期或成巖過程中形成的粒間孔隙。成巖晚期,鈣質(zhì)膠結(jié)作用及交代作用明顯,原生粒間孔隙通常保存不完整。原生粒間孔隙多呈不規(guī)則的三角形或多邊形,且棱角較尖銳(圖3-A)。

b.擴(kuò)大粒間溶孔

亞格列木組擴(kuò)大粒間溶孔主要是由顆粒邊緣的溶蝕作用形成。孔隙壁呈明顯的凹坑,鄰近的顆粒邊緣常常被溶蝕(圖3-A),一些較大的擴(kuò)大粒間孔甚至沒有形成支撐結(jié)構(gòu),有的顆粒呈“漂浮狀”(圖3-B)。

c.粒內(nèi)溶孔、溶縫

亞格列木組的粒內(nèi)孔一般不發(fā)育,主要為長石顆粒內(nèi)部被溶蝕而成。一種是長石內(nèi)部不均勻溶蝕形成的小溶孔(圖3-C),另一種是沿著長石解理等薄弱環(huán)節(jié)發(fā)生溶解或溶蝕形成的孔隙,使得長石變?yōu)闅埡?圖3-D)。

圖3 雅克拉地區(qū)亞格列木組儲層儲集空間類型Fig.3 Reservoir space types of Yageliemu Formation in Yakela

d.收縮縫

亞格列木組中收縮縫一般不發(fā)育,主要出現(xiàn)在泥礫中(圖3-E)。主要特征為收縮縫順層分布,延伸不遠(yuǎn),斷續(xù)出現(xiàn)。

e.溶縫

亞格列木組溶縫較發(fā)育,一類是顆粒內(nèi)沿解理溶蝕形成的溶縫,另一類是顆粒間的溶縫。后一類溶縫較寬較長(圖3-F),對提高儲層孔滲性具有較大的作用。

1.2.2 儲層的孔隙度和滲透率

亞格列木組辮狀河三角洲沉積體系中平原亞相辮狀河道微相儲層取樣較少,平均孔隙度為11.67%,平均滲透率為14.43×10-3μ m2(表5)。亞格列木組扇三角洲體系中平原亞相辮狀河道微相儲層孔隙度介于2.4%～18.5%,平均孔隙度為12.76%,孔隙度分布范圍寬,集中分布于12%～14%,孔隙度大于16%的樣品較少;滲透率分布于(0.01～404.15)×10-3μ m2,平均滲透率為14.43×10-3μ m2。亞格列木組前緣亞相水下分支河道微相儲層的孔隙度介于3.9%～19.3%,平均孔隙度為13.25%,孔隙度分布范圍寬,集中分布于 12%～16%;滲透率分布于(0.36～244.6)×10-3μ m2,平均滲透率為 83.3×10-3μ m2(表5)。亞格列木組儲層屬中低孔中滲儲層。

1.2.3 儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征

圖4為亞格列木組典型壓汞曲線,儲層的毛管壓力曲線排驅(qū)壓力較低,為0.306 MPa,中值壓力pc50為2.54 MPa。曲線呈略粗歪度,曲線平緩部分長,且?guī)缀跗叫袡M坐標(biāo),說明孔喉集中,分選性較好,表明亞格列木組巖石儲集性能較好。

1.3 儲層成巖作用

圖4 雅克拉地區(qū)亞格列木組儲層壓汞曲線Fig.4 Typical reservoir capillary pressure curve of Yageliemu Formation in Yakela Y4井,深度5 364.87 m

亞格列木組儲層的儲集性能除了受沉積環(huán)境的控制之外,還與儲層所處的成巖作用密切相關(guān),其中對儲層性能起破壞性的成巖作用主要有壓實(shí)作用和膠結(jié)作用,對儲層性能起建設(shè)性作用的主要是溶蝕作用。

1.3.1 破壞性成巖作用

a.壓實(shí)作用

壓實(shí)作用是砂巖儲層的孔隙度和滲透率減小的主要因素。壓實(shí)作用使巖石脫水脫氣,巖石孔隙度變小,變得致密。壓實(shí)作用是通過顆粒的下沉,顆粒之間距離變小,沉積物體積收縮進(jìn)行的。壓實(shí)作用主要發(fā)生在成巖作用的早期。

亞格列木組碎屑沉積物中柔性巖屑含量較高,壓實(shí)作用相對較強(qiáng)且明顯,主要表現(xiàn)為:(1)碎屑顆粒間以線狀接觸為主,凹凸?fàn)罱佑|也較常見(圖5-A)。(2)柔性物質(zhì)(如黑云母、雜基及少量巖屑等)在壓實(shí)作用下發(fā)生壓扁、拉長、揉皺等塑性變形,如黑云母、千枚巖壓實(shí)彎曲。(3)顆粒發(fā)生壓實(shí)定向排列。(4)剛性碎屑顆粒破碎,如長石顆粒沿解理面壓實(shí)破碎(圖5-B)。

表5 雅克拉地區(qū)亞格列木組各微相儲層物性對比Table 5 Comparison between sedimentary micro-facies and reservoir properties of Yageliemu Formation in Yakela

圖5 雅克拉地區(qū)亞格列木組儲層成巖作用類型Fig.5 Diagenesis of Yageliemu Formation reservoir in Yakela

b.膠結(jié)作用

亞格列木組主要膠結(jié)物是碳酸鹽,碳酸鹽膠結(jié)物是影響該段儲層發(fā)育的重要因素之一。碳酸鹽膠結(jié)物主要以方解石為主,早成巖期形成的膠結(jié)物多呈顆粒狀分布于碎屑顆粒之間,有時局部可呈嵌晶式膠結(jié);晚期碳酸鹽膠結(jié)物是在溶蝕作用發(fā)生后再沉淀且多為孔洞及裂隙充填物。鑄體薄片鑒定表明,方解石膠結(jié)物一般呈斑點(diǎn)狀分布于溶蝕孔隙中(圖5-E),主要是在晚成巖期形成。

1.3.2 建設(shè)性成巖作用

a.溶蝕作用

亞格列木組儲層孔隙類型主要為溶蝕孔隙。溶蝕孔隙類型主要有4種:擴(kuò)大粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、晶內(nèi)溶孔、溶縫。主要的溶蝕礦物為長石。原生孔隙接觸的長石顆粒邊緣被溶蝕形成擴(kuò)大粒間溶孔(圖5-C)及部分長石顆粒內(nèi)的溶蝕形成粒內(nèi)溶孔(圖5-D)。

b.交代作用

交代作用有兩個過程,首先是礦物被溶解,同時被孔隙沉淀出來的礦物所置換,新形成的礦物與被溶礦物沒有相同的化學(xué)組分,交代礦物可以交代顆粒邊緣,將顆粒溶蝕成鋸齒狀或雞冠狀不規(guī)則的邊緣;也可以完全交代碎屑顆粒,從而成為它的“假象”。亞格列木組儲層交代作用表現(xiàn)為方解石交代長石,并且呈“假象”交代(圖5-F)。

1.4 儲層非均質(zhì)性

1.4.1 層內(nèi)非均質(zhì)性

層內(nèi)非均質(zhì)性是指一個小層規(guī)模內(nèi)縱向上的儲層性質(zhì)變化,包括層內(nèi)滲透率在垂向上的差異程度、最高滲透率段所處的位置、層內(nèi)粒度韻律、滲透率韻律和滲透率的非均質(zhì)程度以及層內(nèi)不連續(xù)的泥質(zhì)薄夾層的分布等。表征儲層非均質(zhì)程度常用的指標(biāo)有滲透率變異系數(shù)、突進(jìn)系數(shù)、級差,各砂層組小層滲透率非均質(zhì)性參數(shù)如表6。根據(jù)儲層非均質(zhì)性劃分標(biāo)準(zhǔn)(表6、圖2),亞格列木組3個砂層組層內(nèi)縱、橫向非均質(zhì)性均很強(qiáng),且第2砂層組層內(nèi)非均質(zhì)性比第1、第3砂層組層內(nèi)非均質(zhì)性更強(qiáng)。

表6 儲層非均質(zhì)性判斷標(biāo)準(zhǔn)[8]及砂層組指標(biāo)值Table 6 Criteria of reservoir heterogeneity and the value of sand group

1.4.2 層間非均質(zhì)性

層間非均質(zhì)性是對一套砂泥巖交互的含油層系的總體而言,屬層系規(guī)模的儲層的描述,包括各種環(huán)境下的砂體在剖面上交互出現(xiàn)的規(guī)模,以及作為隔層的泥質(zhì)巖類的發(fā)育和分布規(guī)律,即砂體間滲透率的非均質(zhì)程度的差異。

層間非均質(zhì)性是劃分開發(fā)層系、決定開發(fā)工藝的依據(jù),也是注水開發(fā)過程中層間干擾和水驅(qū)差異的重要原因。

a.剖面砂層密度

砂層密度是指垂向上砂巖總厚度與地層總厚度之比,比值越大砂體越發(fā)育。數(shù)值越大,砂體連續(xù)性越好。雅克拉地區(qū)亞格列木組第1砂層組砂層密度為0.7～0.98;第2砂層組砂層密度為0.52～0.88;第3砂層組砂層密度為0.72～0.9(表7)。3個砂層組砂層密度大,表明砂體較發(fā)育,連續(xù)性好。第1砂層組和第3砂層組砂層密度變化較小,第2砂層組砂層密度變化較大,非均質(zhì)性相對較強(qiáng)。

表7 雅克拉地區(qū)亞格列木組砂層組砂層密度統(tǒng)計Table 7 Statistics of sandstone density of sand layers of Yageliemu Formation in Yakela

b.分層系數(shù)

分層系數(shù)是指被描述層系內(nèi)砂層的層數(shù)

由于相變的原因,平面上同一層系內(nèi)的砂層層數(shù)會發(fā)生變化,可用平均單井鉆遇砂層層數(shù)表示。分層系數(shù)愈大,層間非均質(zhì)性愈嚴(yán)重,開采效果一般愈差。雅克拉地區(qū)亞格列木組第1砂層組分層系數(shù)為3.24,第2砂層組分層系數(shù)為2.82,第3砂層組分層系數(shù)為3.12:分層系數(shù)大(表8),表明亞格列木組層間非均質(zhì)性很強(qiáng)。

1.4.3 平面非均質(zhì)性

平面非均質(zhì)性主要指砂體的幾何形態(tài)、規(guī)模、連續(xù)性以及砂體內(nèi)儲層物性平面上變化而引起的非均質(zhì)性[9]。

圖6 雅克拉地區(qū)亞格列木組砂巖泥質(zhì)含量與面孔率關(guān)系圖Fig.6 Relationship of shale content and areal porosity of sandstone of Yageliemu Formation in Yakela

表8 雅克拉地區(qū)亞格列木組砂層組分層系數(shù)統(tǒng)計Table 8 Statistics of stratification coefficient of sand layers of Yageliemu Formation in Yakela

a.砂體幾何形態(tài)

亞格列木組第1砂層組砂體分布穩(wěn)定,展布范圍廣;第3砂層組砂體分布范圍也較廣;第2砂層組砂體分布穩(wěn)定,但砂體厚度較小且分布范圍較小。3個砂層組的砂體形態(tài)主要呈帶狀或條帶狀分布。

b.砂體連通性

亞格列木組第1砂層組主要為辮狀河三角洲前緣水下分支河道沉積,砂體分布穩(wěn)定,展布范圍廣,砂體連通性好,各主力砂層全區(qū)連片分布。第2砂層組主要為扇三角洲前緣水下分支河道沉積,砂體厚度較小,砂體展布范圍相對要小。第3砂層組主要為扇三角洲平原辮狀河道沉積,砂體厚度大,連續(xù)性也好,多呈帶狀分布,連通性好。

2 儲層主要控制因素

2.1 沉積相對儲層的控制作用

亞格列木組第一段儲層砂體主要沉積微相為扇三角洲平原辮狀河道微相及前緣水下分支河道微相,第二段儲層砂體主要沉積微相為辮狀河三角洲平原辮狀河道微相及前緣水下分支河道微相、河口砂壩微相。水下分支河道受物源影響大,分選比河口砂壩差,泥質(zhì)含量較高,河口砂壩受波浪影響大。由于波浪的反復(fù)淘洗,分選較好,泥質(zhì)含量相對較低。因此,水下分支河道微相儲層孔隙度分布范圍寬,河口砂壩微相儲層孔隙度分布窄。水下分支河道微相儲層平均孔隙度、滲透率略好于河口砂壩微相儲層,水下分支河道微相儲層非均質(zhì)性強(qiáng)于河口砂壩(表5)。平原亞相儲層物性比前緣亞相儲層物性差。扇三角洲體系中扇三角洲平原亞相儲層物性比扇三角洲前緣亞相儲層物性差;辮狀河三角洲比扇三角洲物性好。扇三角洲環(huán)境物源充沛,泥質(zhì)含量更高,分選差,因此儲層的物性相對較差。

2.2 成巖作用對儲層的控制作用

亞格列木組成巖作用主要有壓實(shí)作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用、交代作用。壓實(shí)作用、膠結(jié)作用起破壞性作用;溶蝕作用和交代作用增加儲層孔隙度,對儲層具有建設(shè)性作用。

壓實(shí)作用主要發(fā)生在成巖早期,壓實(shí)作用極大地降低了儲層的原生孔隙度。

亞格列木組膠結(jié)作用的主要膠結(jié)物為方解石。膠結(jié)作用可以發(fā)生在成巖作用的各個階段,早成巖期和晚成巖期均有方解石膠結(jié)物存在。鏡下方解石膠結(jié)物主要為晚成巖期產(chǎn)物,早期方解石膠結(jié)物在晚成巖期早期溶蝕作用下基本上完全溶蝕掉,后來孔隙又被晚成巖期后期膠結(jié)物充填,但方解石膠結(jié)物含量較低;且方解石膠結(jié)物與面孔率相關(guān)關(guān)系一般,表明膠結(jié)作用不是影響亞格列木組儲層物性的主要因素。

亞格列木組溶蝕孔隙類型有溶縫、晶間溶孔、粒內(nèi)溶孔、擴(kuò)大粒間溶孔。粒內(nèi)溶孔、晶間溶孔在亞格列木組發(fā)育一般,但擴(kuò)大粒間溶孔發(fā)育且對改善儲層物性貢獻(xiàn)大。

2.3 黏土雜基對儲層的控制

砂巖中的雜基含量與砂巖的物性密切相關(guān)。亞格列木組儲層巖石中的雜基主要為泥質(zhì),通過鑄體薄片統(tǒng)計其中泥質(zhì)含量與面孔率呈負(fù)相關(guān)關(guān)系(圖6),表明泥質(zhì)含量越高,面孔率越低。

3 結(jié)論

a.亞格列木組儲層的巖性主要為巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖,結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度中等,屬中低孔中滲儲層,儲層孔隙類型主要為擴(kuò)大粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、原生粒間孔。儲層孔喉結(jié)構(gòu)表現(xiàn)為粗歪度,分選性好的特征。

b.亞格列木組儲層均表現(xiàn)為強(qiáng)的層內(nèi)、層間及平面非均質(zhì)性,第2砂層(油層組)組在3個砂層組中非均質(zhì)性最強(qiáng)。

c.控制亞格列木組儲層發(fā)育的主要因素是沉積微相、成巖作用及黏土雜基。壓實(shí)作用減小儲層的孔滲性,溶蝕作用提高了儲層的孔滲性。黏土含量越高,孔滲性越差。

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