柯克亚地区水西沟组致密砂岩气藏沉积储层特征及储层控制因素
(1.中国尤氏大学(华东)，山东青岛266555；2.中国地质大学(武汉)资源学院，湖北武汉430074；3.吐哈油田公司勘探开发研究院，新疆哈密839009)
文摘:吐哈盆地北麓柯克亚地区水西沟组天然气产于致密砂岩储层中，平均孔隙度为4.8%，平均渗透率为0.07×10-3μm2(上覆地层渗透率小于0.02×10-3μm2)。柯克亚气藏的勘探开发表明，在类似的井筒技术条件下，不同砂体成因类型和构造部位的探井和开发井的单井产量差异较大。通过对沉积相带特征、不同成因砂体成因类型、岩石成分、成岩演化、塑性岩屑和致密砂岩泥质含量的研究，认为各种因素的综合影响体现在砂岩的粒度上，储层粗相带(主流线附近)控制高产带的分布，平面上构造高点和裂缝的发育也是决定油气富集和天然气产能的重要因素。通过对产能控制因素的分析，预测了有利储集相带和高产富集带的分布，明确了天然气藏的控制因素，对柯克亚地区致密砂岩气的勘探开发具有很好的指导意义。
关键词:致密砂岩气；沉积储层；储层控制因素
柯克亚地区水西沟组致密砂岩气藏沉积储层特征及储层控制因素
宋玉凯13，王劲松2，3，潘红芳3，刘虎闯3，胡军3
(1，中国石油大学，山东青岛266555；2.中国地质大学资源学院，湖北武汉430074；3.吐哈油田公司勘探开发研究院，新疆哈密839009)
文摘:吐哈盆地北部山前柯克亚地区水西沟组天然气主要聚集在致密砂岩储层中。其平均孔隙度和渗透率分别为4.8%和0.07×10-3μm2(覆盖层渗透率小于0.02×10-3μm2)。该区气藏勘探表明，在类似的井眼技术条件下，探井和开发井的不同砂体成因类型和不同构造层次，单井产量差异很大。研究了致密砂岩的沉积相特征、不同成因砂体的成因类型、岩石组成、成岩演化、塑料岩屑和泥质含量。认为砂岩粒度是关键影响因素，储层粗相带(靠近主流线)控制了多产带的分布，平面上的高部位构造和裂缝发育是决定油气聚集和天然气产量的重要因素。在分析影响产量控制因素的基础上，预测了有利储集相带和高富集带，认识了天然气的储层控制因素。对柯克亚地区致密砂岩气的勘探开发具有指导意义。
关键词:致密砂岩气；沉积储层；储层控制因素
柯克亚地区位于吐哈盆地台北凹陷北山前带中部，是吐哈盆地的一个前陆冲断褶皱带。经过近几年的油气勘探，柯克亚地区发现了K19、K21、K24、K28以及J2x、J1s、J1b655等多个含气构造。其中J1b1和J1b2是最重要的含气层系，柯克亚地区在近两年的开发中已经具备了初步的生产能力。从目前探井和开发井的钻井效果来看，不同地区、不同层位、不同地质条件，以及不同气藏之间，天然气富集程度和单井产量存在较大差异。主要从沉积相带、构造背景、岩石成分成熟度、裂缝发育程度及其配置关系等方面分析致密砂岩气藏富集高产的控制因素。通过对主要地质条件平面分布的刻画，对柯克亚气藏进行了深入研究，预测了有利的天然气高产富集带，为下一步扩大勘探选区提供了依据。
1柯克亚地区气藏基本特征
在长期南缓北陡的古沉积地貌下，台北凹陷形成了北厚南薄的地层分布格局。水西沟群沉积时期，北部山前带柯克亚地区形成了一套大型煤系地层，厚度为500 ~ 1100 m，在前陆凹陷长期埋藏状态下，烃源岩演化成熟度最高，最高Ro可达1。柯克亚下侏罗统以北部物源的辫状河三角洲沉积砂体为主，主要气藏砂体为辫状河三角洲前缘水下分流河道的中砂岩和粗砂岩，厚度大，横向分布稳定。储层孔隙度峰值为4% ~ 6%，渗透率峰值为(0.1 ~ 0.5) × 10-3 μ m2，覆盖层渗透率小于。该区水西沟群烃源岩与储层大面积紧密接触，源储呈“千层饼”结构。分析表明，柯克亚气藏具有典型的后成致密砂岩气藏特征。
柯克亚地区水西沟组有三套气藏，埋深2800～4300米..J1s气藏:单层平均厚度为18.4m；；J1b气藏:单层平均厚度55.2m，单井日产气量为(1.9 ~ 7.6)×104 m3；J1b气藏:单层平均厚度49.6m，单井日产气(2.9 ~ 5.9)×104 m3；累计厚度105 ~ 280米。单井产量和含气性统计分析表明，柯克亚地区气藏富集高产具有以下规律:
(1)对于位于主力烃源岩煤层下的储层，沉积相带越靠近河道，砂岩粒度越粗，产气量越高，天然气越丰富，如K19井J1b1气藏3393.8 ~ 3410m层段，酸化后出现日产3060的高产油气流而K23井J1b1贫气层3991 ~ 3999m层段酸化后获得3600m3/d天然气低产气流，岩心粒度统计显示其粗、中粒级占据主峰。经试油，K22井J1b1和j 1bⅲ油气显示段仅发现少量水，试油结果为干层，岩石为中细至细粒。据分析，该井储层主要沉积在河口坝和分流间湾。另一方面，K24井J1b井段3113 ~ 3177m段的气层靠近煤层。显微观察表明，岩石中存在大量的粒间孔和晶内溶孔，晶内溶孔增多的现象也很普遍，但与3161 ~ 366煤层段相差甚远。
(2)高产气藏与构造部位和裂缝发育密切相关。对比K19区块主力天然气探井八道湾的气层可以看出，构造高部位的K191和K19-6的试气产量最高，K19-6井的产气量接近8×104m3/d，而构造侧翼的产气量最高。构造高部位产量高的原因是构造高部位地层产生裂缝和微裂缝，改善了岩石中孔隙的连通性，这也是岩心观察所证实的。在位于构造高部位的井中，裂缝通常在储集岩中发育。K1井65438+14.99m岩心裂缝78条，平均裂缝密度5.2条/m，压裂后日产气9.79×104m3，产油7.15t，这些井的微观观察也表明，然而，在构造下部的井裂缝是罕见的。
沉积体系分布及储层砂体分布特征
沉积背景研究结果表明，侏罗系沉积时期，北部山前带形成的“一隆两凹”古地貌格局控制了水流方向和砂体分布，ws 1-A2井沿线存在一个近南北向的水下高地，将台北凹陷一分为二，明显控制了该区沉积砂体的分布和油气聚集，柯克亚地区位于该水下高地的西北翼。高地与洼陷的过渡带，因此，该区具有良好的烃源岩、砂岩储层和相带发育条件。北部物源为本区主要物源，主要目的层为八道湾组和三工河组沉积体系类型，包括辫状河三角洲、正常三角洲和湖泊沉积体系。沉积砂体主要为水下分流河道、河口坝砂体和少量浊积砂体，厚层砂体多由不同成因的砂体组成。
2.1储层沉积体系
根据沉积特征分析，柯克亚地区水西沟群在湖湾发育了巨厚的河漫滩和含煤建造。
八道湾组二段沉积时期:北部山前带地形平缓，沉积体系以河流、三角洲和浅水湖泊为主。同时，在河漫滩、三角洲平原和沿海浅水湖泊中广泛分布着沼泽，并堆积了一套含煤碎屑岩。可可地区主要由辫状河三角洲前缘亚相组成(图1)。结合八道湾组J1b2地震相研究，柯克亚构造带及其以北主要砂体沉积类型为辫状河三角洲前缘水下分流河道和河口坝微相。砂体厚度由南向北增加，北部砂体高度富集，砂体呈连片分布。柯克亚构造和北部地区J1b2主要有四个水系，其中K22井北部水系较大，砂体富集程度高，持续发育，南部砂体发育规模减弱。
图1台北凹陷北山前带沉积相图J1b2
八道湾组一段沉积时期:与二段沉积特征相似，仍是很浅的沉积环境。北部山前沉积体系主要为辫状河三角洲-滨浅湖，砂体分布范围与二段相似。在柯克亚地区，北部发育的两套水系向南延伸。K22井北部水系大，砂体富集度高，持续发育，南部砂体发育规模减弱。
三工河组沉积时期:湖盆范围扩大，湖盆沉积仍为平缓的浅水沉积格局。柯克亚地区坡度较陡，显示辫状河三角洲前滨浅湖沉积环境。
2.2砂体平面分布
根据柯克亚地区八道湾组一、二段划分的七个中旋回的砂层，采用自然伽马-粒度中值关系公式:
非常规油气勘探与开发国际会议论文集(青岛)
其中:x是中值粒度；y是伽马测井值。
利用粒度中值-自然伽马关系表，在平面上统计各井各砂层中粗砂岩在地层厚度中所占比例绘制的平面图，可以反映沉积时期河流主航道和三角洲砂体主要富集区的大致位置。其中，八道湾组二段第四砂组粗砂岩含量高值区集中在H3、K22、K19、K23等地区，表明该时期自北向南发育四个水系，粗砂岩含量分布呈现从盆地边缘向凹陷斜坡区增加，再向凹陷中心降低的趋势。八道湾组二段三段砂岩厚度分布和第四砂组继承性发育，K27、K28、K22、K19、K23为继承性厚砂岩分布区；八道湾组二段砂岩厚度高值区主要分布在K22井、K19井和K23井，砂岩累积厚度大于3、4砂组。在2砂组沉积时期，北部陆源碎屑体系的影响范围有向南扩大增厚的趋势，K23井砂岩厚度较大，最大达到70m以上。八道湾组二段1砂组砂岩厚度分布与二砂组有较大差异。砂岩厚度高值区主要分布在K27井区和K19井区，砂岩累计厚度比第二砂组薄。可以看出，在此期间，北部陆源碎屑系统的影响范围有向北缩小的趋势，尤其是K22井区。八道湾组一段3号砂层处于基准面下降后上升的初始阶段，因此砂岩厚度高值区分布广泛，主要在K27、K20、K19、K23井区，厚度增加。八道湾组一段砂岩厚度高值区分布有限，仅在K20和K19井区，北部陆源碎屑体系影响范围向北迅速缩小。八道湾组一段1砂组中，陆源碎屑对柯克亚的影响最小，中细及以上砂岩累计厚度一般为10 ~30m，高值区分布有限，仅在K20、K19和K23井区。
储层动态及其主要控制因素分析
3.1 J1b储层物性特征
J1b是柯克亚地区唯一大规模成藏的主力油藏。根据该区219岩心常规物性分析资料统计结果，八道湾组孔隙度在2.2%-8.4%之间，平均为4.8%，大部分样品孔隙度在3.0%-7.0%之间。渗透率为(0.002 ~ 3.614)×10-3 μm 2，平均为0.070×10-3μm2。大多数样品的渗透率小于0.640×10-3μm2(图2)，而覆盖层渗透率为。
八道湾组一段含气砂层有效孔隙度范围为4.3%-8.4%，平均5.9%，渗透率范围为0.077×10-3 μm 2-3.614×10-3 μm 2，平均0.373× 10。少数样品孔隙度为8.0% ~ 10.0%，渗透率为1.00×10-3 μm 2 ~ 100.00×10-3 μm 2，渗透率大于10.00×。总体来看，该套储层为超低孔隙度、超低渗透率。八道湾组二段孔隙度范围为2.5%-6.3%，平均为4.7%，渗透率范围为0.002×10-3 μm 2-11.123×10-3 μm 2，平均为0.358×。含气砂层有效孔隙度在4.1%-6.3%之间，平均为5.1%，渗透率为0.002×10-3 μm 2 ~ 1.123×10-。
图2柯克亚地区八道湾组储层物性直方图
3.2油藏动态主控因素分析
实验分析资料表明，柯克亚地区储层的沉积相带决定了岩石的原始储集性能，岩石的塑性岩屑和伊利石含量是影响储集性能的最重要因素，其影响主要体现在砂岩的粒度上，粒度是决定储集性能的主要参数，其次是成岩作用的强弱。
3.2.1沉积相带对储层性质的控制
柯克亚地区下侏罗统沉积体系属于典型的辫状河三角洲沉积体系。砂体成因类型主要为水下分流河道、河口坝砂体和少量浊积砂体，沉积作用对储层粒度有明显的控制作用。水下分流河道中下部和河口坝上部是有利的储集相带，物性特别是渗透率较好。在岩性粗的相带，水动力强，矿物成分成熟度高，塑料岩屑含量低，伊利石含量也低，基质含量更低。如K19井位于三角洲干流线附近，岩性较粗，物性明显较好(图3)。K20井位于三角洲的侧缘，物性有偏差，特别是K22井，岩心为中细砂岩，伊利石相对含量高达93%，渗透率大多小于0.05×10-3μm2。
3.2.2储层的岩石学特征和储层动态
柯克亚地区水西沟组储层具有成分成熟度低、结构成熟度高、填隙物含量低、溶蚀作用发育、填隙物中普遍存在伊利石的特征。八道湾群岩屑主要由火山碎屑岩、岩浆和变质岩组成，一般占50% ~ 65%。在强压实成岩背景下，岩屑中的塑性岩屑(千枚岩、低变质泥岩和板岩)易发生压实变形，尤其是千枚岩，强烈破坏原生孔隙，造成孔隙度和渗透率急剧下降。塑料钻屑含量与孔隙度和渗透率之间有很好的相关性。
此外，伊利石含量也与储层性能密切相关。一般来说，伊利石含量越低，储层性能越好。八道湾组粘土矿物主要成分为伊利石，相对含量为63% ~ 92%，其次为伊蒙混合层，约占65，438+00%，其他粘土矿物含量较低。伊利石往往占据孔隙和喉道的位置，对物性影响很大。
3.2.3粒度是储层动态的主要影响因素。
塑料岩屑和伊利石的相对含量仍由砂岩矿物的粒度决定。粒度越粗，塑料钻屑含量越低，储层性能越好。相同粒度的砂岩粘土矿物中伊利石相对含量越低，物性越好。因此，粒度是决定储层性能的真正控制参数，粒度越粗，储层物性越好。粒度与孔隙度相关性较好，但与渗透率相关性较差，主要是该区孔隙类型以溶孔为主，粒间孔较少，多为伊利石充填，微裂缝发育。
此外，砂岩的粒度决定了孔隙结构。粗粒度砂岩抗压能力强，粘土矿物含量低，预留孔喉较多，孔喉匹配关系良好。粒度越粗，喉道半径越大，驱替压力越低。孔隙结构决定了储层基质的渗透率，孔隙结构越好，储层渗透率越高。
3.2.4成岩作用对储层物性的影响因素
成岩压实和压溶作用是该区八道湾组储层性能下降的主要原因。由于早期快速埋藏和成岩作用中有机酸的影响，八道湾组储层砂岩的碎屑颗粒被压碎和破碎，使颗粒间接触紧密。此外，颗粒接触点存在压力溶解，尤其是应时颗粒接触点。由于有机酸的作用，促进了压力溶解，颗粒间的点接触逐渐演变为线接触和凹凸接触；胶结类型由孔隙型向压嵌型演化。溶解组分和压溶组分主要以应时次生加大、微晶应时和片状伊利石粘土的形式充填在颗粒溶孔和残余粒间孔中。
储层中流体流动是否顺畅对成岩作用有明显的影响。砂岩中流体流动是否顺畅影响自生粘土矿物的类型。对于具有明显酸性地层水作用(煤系地层)的储层砂岩的成岩演化，压实作用、压溶作用和长石等碎屑颗粒的溶解作用较强。
从以上分析可以看出，储层粒度是决定储层动态的真正控制因素，粒度越粗，储层物性越好。沉积相决定了砂岩的粒度，粗粒砂砾岩多位于水下分流河道的中下部和辫状河三角洲的河口坝上部。
图3k 191井取心段沉积储层综合直方图。
储层控制因素分析及有利区带预测
4.1构造带整体含气，构造背景(构造高部位)控制天然气富集。
自燕山期柯克亚构造带形成以来，两侧凹陷侏罗系生成的石油开始聚集，喜马拉雅期侏罗系生成的天然气开始聚集。断层与砂体同构形成油气运移的输导体系，断层背斜、断块等圈闭是天然气聚集的好场所。
该区八道湾组粗粒砂体天然气富集高产基本受断层背斜、断块等圈闭控制，圈闭范围内砂体普遍产气量较高。而断层的侧向屏蔽能力相对较差，油气不会完全充满圈闭范围，低部基本不含气。如K19井区断块封闭程度为620m，但气柱高度只有200m左右；K23区块气柱高度为200米，K24区块气柱高度为250米。此外，断层封闭性不足以封闭气柱高度过高的气藏，在断层发育区不易形成大规模高产气藏。总的来说，本区的构造背景(高构造部位)控制了天然气的富集。
柯克亚地区气测和试气结果表明，该地区27口探井和开发井普遍含气，构造和沉积粗相带对产量有明显的控制作用。高产井主要位于构造高部位裂缝发育带和粗相带的重叠区。根据该区测试的19井，K24、K191、K19等高产井和工业气井主要位于构造轴的高部位，其裂缝也较发育。相反，与K19井具有相同岩性和物性的K19-3井八道湾组，压裂后日产天然气只有1008m3。该井位于构造翼部，裂缝不发育，压裂效果差。
4.2砂岩的粒度、裂缝发育程度及其配置关系决定了产能。
从试气结果和岩心观察来看，在基本相同的构造条件下，高产井储层段不仅岩性粗、物性好，而且裂缝发育。最典型的例子是K24井3113 ~ 3120m井段酸化后，日产凝析油7.46t，天然气208800m3，水5.44m3，粒度较粗，裂缝发育的储层一般为中档，如k 100井3393.8 ~ 3410m段压裂后如K21井在3460 ~ 3475米酸化后，日产油5.04吨，气22026立方米，水7.12立方米。粒度细、裂缝不发育的储层一般为干层。K22井3681 ~ 3688米酸化压裂不产液。因此，砂岩粗相带与裂缝发育带的有效配合是获得高产能的关键因素。
平面上，粗相带(靠近主流线)控制着高产天然气带的分布。柯克亚地区粗砂岩分布范围与试油结果叠加图显示，在基本相同的构造背景下，大部分高产井分布在主河道内，砂体粒度相对较粗，砂岩粒度是决定产能的依据(图4)。
图4j 1b 22粗砂岩/地层厚度比等值线图
4.3柯克亚地区有利区带预测
通过对影响柯克亚气藏储层控制因素和产能的控制因素分析，明确了高产层的控制因素，有效预测了有利储集相带和高产富集带的分布。在有利相带的预测和优选中，选择的依据是:(1)沉积相带上，优选辫状河三角洲前缘地区；(2)储层矿物粒度选择粗-中粒度区；(3)位于构造背斜、鼻状构造、斜坡区和裂缝发育区的构造背景的选择是最有效的部分。将上述三个因素进行平面叠加，确定有利区带，重点预测了柯克亚地区两个主力储层J1b13和J1b21的有利区带分布。
J1b13，主要气层段:构造有利区主要沿K19-K20线和K21-K24-H3线，结合20 ~ 30m以上的裂缝发育区和煤岩分布区，可选择两个有利区；
ⅰ类有利区:位于构造隆起斜坡区，裂缝发育，八道湾组顶部煤岩厚度大，同时该区属于粗砂岩分布区。目前该区K21已在J1b3砂层获得工业气流。
ⅱ类有利区:位于构造隆起区，裂缝发育。目前K20和K19-6在J1b13获得高产油气流，属于辫状河三角洲内前缘和外前缘之间的区域，砂体和顶部煤岩厚度变化较大。
J1b21主要气层段:构造有利区主要沿K19-K20和K21-K24-H3一线，结合20 ~ 30m以上的裂缝发育区和煤岩分布区，可选择两个有利区；
ⅰ类有利区:位于构造隆起斜坡区，裂缝发育，八道湾组顶部煤岩厚度大，同时该区属于粗砂岩分布区。目前该区J1b21砂层未获得工业气流。
ⅱ类有利区:位于构造隆起区，裂缝发育。目前K19、K20、K19 -6已获得高产油气流。由于湖水入侵，该区砂体和顶部煤岩厚度变化较大，K19-3和K19-4均为低产。
5结论
柯克亚地区(1)水西沟组气藏是典型的致密砂岩气藏，根据构造位置、沉积相带、裂缝发育等因素，其丰度和单井天然气产能存在明显差异。
(2)柯克亚主要气层的沉积相带如J1b1、J1b2、J1s主要为辫状河三角洲前缘-浅湖，主要储层发育辫状河三角洲前缘水下分流河道、河口坝砂体及少量浊积砂体。
(3)储层的沉积相带决定了岩石的原生储集性能，岩石中塑料岩屑和伊利石的含量是影响储层性能的最主要因素，其影响主要体现在砂岩的粒度上，粒度是决定储层性能的主要参数，其次是成岩作用的强弱。
(4)油气的富集和高产受沉积相带、构造高点、砂体粒度、裂缝等因素控制。整个柯克亚构造带都含气，构造高部位是天然气的主要富集区。储层粗相带(主流线附近)控制了高产带的分布，与裂缝发育和形态的关系决定了天然气产能。
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