0 引 言

赛汉塔拉凹陷位于二连盆地腾格尔坳陷的西部,整个凹陷具有两洼一隆一斜坡、东深西浅、东断西超的基本构造格局和构造特点^[1]。该凹陷主要分为赛东洼槽区、赛四构造带、扎布构造带和伊和构造带。目前,赛汉塔拉凹陷资源转化率为16.1%,是二连盆地剩余资源量较多的凹陷之一,具有较大的勘探潜力。

赛东洼槽区发育的都是近物源陆相沉积体系,发育了大量低孔隙度、低渗透性储集层,不利于油气的开采,需要对储集层进行压裂改造。本文通过对赛东洼槽30口探井精细地层对比,对阿尔善组、腾一段、腾二段储集层的岩性、物性、含油性等特征进行分析,并根据该地区的试油、试采资料,研究油气产能与储集层特征的关系,建立了该地区碎屑岩储集层压裂录井参数标准。该标准对低孔隙度、低渗透性储集层采取一定的压裂优化设计方案获得工业油气流的井具有指导意义。

1 储集层砂体分布特征

对赛东洼槽30口探井进行精细地层对比,开展基础性研究,得出该区主力储集层为阿尔善组、腾一段、腾二段Ⅴ砂层组。其中,赛东洼槽中部以阿尔善组为主要目的层,阿尔善组地层以近岸水下扇、扇三角洲前缘砂体为主,砂体以薄互层为主,单层厚度一般1~3 m,最厚可达5 m,含油层主要分布在S 81井及以北地区,沿着扎布断层一直延伸到S 30井,其他井区不太发育;北部以腾一段为主要目的层,腾一段地层以近岸水下扇、扇三角洲、辫状河三角洲砂体为主,砂体厚度小,泥岩夹层厚度大,单层厚度一般1~3 m,最厚可达12 m,含油层主要分布在S 27井及其以北地区;南部以腾二段Ⅴ砂层组为主要目的层,腾二段地层以近岸水下扇、扇三角洲前缘砂体为主,砂体叠加厚度比较大,夹层少,变化快,单层厚度一般10~25 m,最厚可达29 m,含油层主要分布在S 79井及其以西地区。通过砂体分布规律的研究,及区域储集层特征分析,为单井压裂录井选层提供更好的方向,也为研究该区岩性地层圈闭的勘探提供更好的依据。

2 压裂录井选层方法研究

根据赛东洼槽压裂试油井各层段储集层岩性、物性、含油性以及试油、试采等资料的综合分析,发现碎屑岩储集层岩性、碎屑颗粒成分、孔隙度、渗透率、显示厚度、含油级别、全烃、压裂设计方案等多项因素与油气产能关系密切,对压裂选层起到了关键性的作用,为此开展了各项录井参数的研究,为压裂选层提供录井解释评价标准和依据。

2.1 岩性

统计该地区的试油资料发现,压裂后为油层的岩性主要为砂砾岩、含砾砂岩、砾状砂岩,其次为细砂岩,压裂后为含油水层的岩性主要为粉砂岩,少量为砂砾岩。大量岩心资料分析表明,压裂后获工业油流的井岩矿成分中石英含量一般为40%~50%,长石含量一般为33%~48%,岩屑成分以花岗岩、变质岩为主,胶结物以方解石、黏土自生(杂基)为主。胶结类型以孔隙型为主,主要为粒间孔、高岭石晶间孔、长石溶孔等。岩石类型以细粒岩屑长石砂岩为主,次为长石不等粒砂岩、砂砾岩、细砂岩等。砂岩粒度分布在砾级、砂级、粉砂级范围内,分选性差-中等,磨圆度次圆-次棱角状(表1)。

2.2 物性

根据赛东洼槽大量岩心铸体薄片及物性资料分析,研究区腾二段、腾一段、阿尔善组储集层评价为低孔特低渗型,部分为低孔低渗型、中孔低渗型。腾二段储集层孔隙度最小0.2%,最大25.1%,平均8.91%,渗透率最小0.038 mD,最大303 mD,平均5.38 mD;腾一段储集层孔隙度最小2.2%,最大18.7%,平均9.22%,渗透率最小0.03 mD,最大9.36 mD,平均1.56 mD;阿尔善组储集层孔隙度最小2.34%,最大19.8%,平均8.88%,渗透率最小0.046 mD,最大10.6 mD,平均2.17 mD。

对于储集层物性影响因素的分析,众多学者已做过深入研究,认为沉积相控制储集层的空间分布和原始物性,成岩作用决定储集层的最终物性,但对于沉积体系-构造条件和异常压力对储集层物性的影响研究较少^[2]。区内储集层物性受成岩作用影响较大,不同成岩作用对储集层的改造作用不同,下面主要从成岩作用的3个阶段探讨成岩作用对储集层物性的影响。

(1)压实作用:随着埋藏深度的增加,储集层的机械压实作用增强,碎屑颗粒间接触关系及塑性颗粒受到挤压变形。由浅至深碎屑颗粒间的接触关系表现为点接触到线-点状接触,点-线状接触,线-弱凹凸状接触,这种逐渐加深的接触关系,致使随埋深逐渐增加,压实作用逐渐增加,原生孔隙逐渐减小,导致渗透率逐渐变小,根据该区18口井596块样品点的分析结果看符合这个规律(图1)。

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图1   主力储集层物性和深度关系

   

(2)胶结作用:该区储集层的填隙物主要为碳酸盐胶结物、泥质杂基、自生黏土矿物等。碳酸盐胶结物主要为方解石,次为白云石;泥质杂基主要为高岭石与绿泥石;自生黏土矿物主要为高岭石与伊利石,少量绿泥石。根据镜下统计分析表明(图2),胶结物含量为5%~10%时,渗透率基本无规律,胶结物含量为10%~15%时,渗透率逐渐减小,而胶结物含量大于15%时,渗透率基本不变。这表明胶结作用对储集层岩石孔隙起着破坏性作用,但由于受成岩后生作用影响,造成次生孔隙发育。

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图2   主力储集层胶结物含量与渗透率关系

   

(3)溶蚀作用:受成岩后生作用影响,碎屑岩中的颗粒、杂基、胶结物和自生矿物等都可以发生一定的溶蚀作用,造成碎屑岩储集层次生孔隙发育。该区储集层岩石孔隙以孔隙式胶结为主,孔隙型空间类型又分为粒间孔、粒内孔、长石溶孔、高岭石晶间孔、铸模孔等(图3),而这些溶蚀孔隙对改善储集层的储集性能起到一定的作用。

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图3   孔隙空间类型

   

综合分析认为,成岩作用中的压实作用使孔隙空间由浅至深逐渐变小,碳酸盐胶结作用使原生和次生孔隙减少,堵塞喉道,自生黏土矿物和泥质杂基的充填作用,使渗透性降低,而溶蚀作用却能再造孔隙空间,增加孔隙度、渗透率,使物性变好。区内S 66井、S 81井等井主力含油显示层均为低孔低渗型,受成岩作用影响,次生孔隙较发育,通过对各井详细复查并结合整个区域研究发现,储集层中孔隙结构控制着含油性,而这些次生孔隙发育的含油显示层通过一定的压裂优化设计方案试油均获工业油流。压裂设计方案中各项参数分别为:压裂液用量250~680 m³,支撑剂类型一般为陶粒砂,用砂量35~66 m³(表2)。

2.3 含油性

(1)显示厚度及含油级别:压裂选层时,储集层显示厚度是一项重要指标。赛东洼槽压裂试油井几乎都是多层合压的,通过对赛东洼槽各主力储集层的多层显示厚度与压裂后产液量关系的分析可知(图4a),显示厚度越大,压裂后产液量越高,说明储集层物性越好。综合分析认为,当多层显示厚度≥7 m时,储集层才能进行压裂试油,有望获工业油流。

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图4   压裂后产液量与多参数的关系

   

(2)气测异常:气测录井可以根据全烃、峰基比以及全烃曲线的形态确定油气层的生产能力,再根据组分数据确定地层流体类型^[3]。本文通过研究赛东洼槽各主力储集层气测异常的全烃、峰基比与压裂产液量的关系及全烃曲线的形态(图4b、图4c),得出全烃值大于1.0%、峰基比大于4.3,且全烃曲线异常明显,形态较饱满,呈齿状、指状的情况下,有望获得工业油流。

(3)岩石热解:本区压裂试油井岩石热解资料有限,仍对岩石热解这项参数进行了研究分析,从几口井S₁与压裂后产液量关系可以看出(图4d),岩石热解S₁值越大,储集层物性相对好的情况下,压后产液量越高,易获工业油流,反之,不易获工业油流。

3 压裂选层参数方案建立

通过对赛东洼槽所有压裂试油井碎屑岩储集层的岩性、物性、含油性综合分析,结合储集层所采用压裂设计方案与产液量分析,最终建立了适合该区压裂选层的参数标准(表3)。其中,显示厚度、峰基比、岩矿成分等参数为该标准主要参数,其值必须超过该标准对应值,而全烃值、岩石热解等参数为次要参数,可作为辅助性资料。在显示厚度、峰基比等参数符合标准的情况下,通过一定的压裂优化设计方案,储集层的溶蚀孔隙发育的含油显示层试油均获工业油流。

4 应用效果

压裂选层录井参数标准在赛东洼槽S 108井、S 80井腾二段碎屑岩压裂井的应用表明,其应用效果较好。

4.1 S 108 井

以S 108井腾二段2 347.8~2 366.0 m 井段为例(图5),其岩性为褐灰色油浸砂砾岩、灰色油迹砂砾岩、灰色油斑细砂岩。录井显示厚度为17.2 m(油浸4.09 m+油斑1.03 m+油迹12.08 m);井壁取心2颗,均为油迹砂砾岩;钻井取心(井段2 349.51~2 354.63 m),含油岩心长5.12 m,其中油浸4.09 m,油斑1.03 m。钻井液密度1.2 g/cm³,粘度52 s。固井质量合格。

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图5   S 108 井录井解释成果

   

与赛东洼槽储集层压裂优选参数标准对比可知,S 108井腾二段2 347.8~2 366.0 m 井段主要参数显示厚度为17.2 m,峰基比为13,含油级别油迹以上,全烃值最高为2.131%,均大于标准值。该段储集层孔隙度一般为10.2%~13.5%,渗透率<5 mD,储集层评价为低孔特低渗型储集层。碎屑颗粒主要为石英38%~50%、长石41%~42%,岩屑成分以花岗岩、变质岩为主,胶结物主要为方解石、黏土自生、杂基。由于受成岩后生作用影响,该段储集层溶蚀孔隙很发育,主要为高岭石晶间孔、粒间溶孔(表4)。

因此,该井应采用的压裂设计方案分别为:压裂液用量487 m³,支撑剂类型使用陶粒砂,用砂量35~66 m³。该试油方案压裂抽汲试油结果表明,其压前为干层,压后抽汲产油3.46 t/d,产水2.67 m³/d(非地层水),累计产油12.15 t,试油结论为油层。综上可以看出,该层应用录井参数标准进行压裂选层取得了成功。

4.2 S 80 井

以S 80井腾二段2 179.0~2 299.1 m井段为例,其岩性为灰褐色油浸砂砾岩,油斑、油迹砾状砂岩,灰色油斑细砂岩。录井显示厚度为30.7 m(油浸3.4 m+油斑23.2 m+油迹2.5 m+荧光1.6 m)。钻井取心(井段2 180.16~2 200.79 m),心长17.21 m,含油岩心长14.45 m,其中油浸2.19 m,油斑10.11 m,油迹2.15 m;井段2 218.82~2 242.91 m,心长23.59 m,含油岩心长12.18 m,其中油斑10.47 m,油迹1.45 m,荧光0.26 m。固井质量合格。

综合分析,建议对S 80井腾二段2 179.0~2 299.1 m井段重新进行压裂试油。该段于1995年8月压裂后采取抽汲方式试油,产油0.78 t/d,产水5.8 m³/d,累计产油11.46 t,累计产水27.8 m³(表5)。

现对该段岩性、物性、含油性等各项参数与区域压裂选层标准对比来看,均符合区域标准(表2)。而且通过分析认为所产水也不一定是地层水,该井压井用液为CaCl₂,水为弱酸性,pH值为6,Ca²⁺、Cl^-含量均很高,而且邻井压裂后微量元素I^-的含量为0.8~4.8 mg/L,而S 80井压裂后I^-的含量为16.52 mg/L,B^-的含量为11.07 mg/L,S O42-的含量为2 126.77 mg/L,与全区特征相比,均为高异常^[4],综合分析对比,认为S 80井出水迹象不明显。而且与其他压裂井相比,该井压裂所采取的压裂设计方案也不够优化,该段压裂液用量100~110 m³,支撑剂类型为石英砂岩,用砂量为12~16 m³。邻井S 81井经过3次压裂才成功,而S 80井该段与S 81井前两次压裂所使用的压裂液配方及用量基本一样,S 81井第3次采取的压裂液配方及用量与全区压裂成功井一样。

综合分析认为,应对S 80井压裂措施的设计方案重新进行优化,采用压裂液用量250~680 m³,支撑剂选用陶粒砂,用砂量35~66 m³,以满足S 80井这种特殊储集层的需求,试油有望获工业油流。

5 结束语

通过对赛东洼槽各主力层段储集层的岩性、物性、含油性等特征进行分析,并结合该地区的试油、试采资料,研究该区油气产能与储集层特征的关系,最终建立了该地区碎屑岩储集层压裂录井参数标准。

该标准对低孔隙度、低渗透性储集层采取一定的压裂优化设计方案获得工业油气流的井具有指导意义,随着在赛东洼槽各层段碎屑岩压裂井的成功试验,有望在二连探区各富油凹陷主力储集层段进行推广,为赛东洼槽储集层综合评价奠定基础和提供评价依据。

The authors have declared that no competing interests exist.

参考文献

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