Question

柯柯亚地区水西沟群致密砂岩气藏沉积储层特征与控藏要素

Answer 1

孙玉凯^1，3 王劲松^2，3 潘红芳³ 刘护创³ 胡军³

（1.中国石油大学（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）

摘 要：吐哈盆地北部山前带柯柯亚地区水西沟群天然气成藏于致密砂岩储层当中，砂岩孔隙度平均为 4.8％，渗透率平均为0.07×10^-3μm²（覆压渗透率小于0.02×10^-3μm²）。对柯柯亚气藏勘探开发表明，在 相似的井筒工艺条件下，不同砂体成因类型和构造部位的探井、开发井单井产量差异较大。本文通过研究致 密砂岩的沉积相带特征、不同成因砂体成因类型、岩石成分、成岩演化作用、塑性岩屑及泥质含量等特征，认为各种因素影响的综合反映在砂岩的粒度上，储层粗相带（主流线附近）控制着高产带的分布，平面上构 造高点和裂缝发育发育也是决定油气富集和天然气产能高低的重要因素，在分析影响产能的控制因素基础上，对有利储集相带的分布和高产富集带进行了预测，明确了天然气控藏要素，对柯柯亚地区致密砂岩气勘探与 开发具有较好的指导意义。

关键词：致密砂岩气；沉积储层；控藏要素

Deposition Reservoir Characteristics and Controlled Factors of Reservoir of Tight Sand Gas Reservoir of Shuixigou Group in Kekeya Area

Song Yukai¹³，Wang Jingsong^2，3，Pan Hongfang³，Liu Huchuang³，Hu Jun³

（1，China University of Petroleum，Qingdao，Shandong 266555；2.Resources Institute，China University of Geology，Wuhan，Hubei 430074；3.Research Institute of Exploration and Development，Tuha Oilfield Company，Hami，Xinjiang 839009）

Abstract：Natural gas of Shuixigou Group in Kekeya area in the mountain front in northern Tuha basin is accumulated in tight sand reservoir.Its average porosity and permeability is 4.8％ and 0.07×10^-3μm² respectively（overburden permeability less than 0.02×10^-3μm²）.The exploration for gas reservoir in the area shows that individual well production is quite different with genetic type of various sandbodies and various structural levels of prospecting wells and development wells in the similar borehole technology condition.This paper studies the sedimentary facies features of tight sand，genetic type of sandbodies with different genesis，rock composition，diagenetic evolution，plastic cuttings and shale content.It is thought that grain grade of sand rock is the key affecting factor，coarse phase belt of reservoir（near main stream line）controls the distribution of prolific zone，structure high on the plane and fracture development is an important factor for determining the oil and gas accumulation and natural gas production.Based on analyzing the factors affecting the control of production the fvorable reservoir facies distribution and high enrichment zone is predicted，reservoir of controlled factors of natural gas is understood.It can guide the exploration and development of tight sand gas in Kekeya area.

Key words：tight sand gas；deposition reservoir；controlled factors of reservoir

柯柯亚地区位于吐哈盆地台北凹陷北部山前带的中部，为吐哈盆地前陆冲断褶皱带，柯柯亚地区经 过近几年的油气勘探，已发现了K19、K21、K24、K28等多个含气构造，发现了J₂x、J₁s、J₁b₁、J₁b₂ 四个含气层系，其中以J₁b₁、J₁b₂为最主要的含气层系，柯柯亚地区已在近2年的开发中已经建有初步 的产能，从目前探井及开发井的钻探效果来看，不同地区、不同层位、不同地质条件下，天然气的富集 程度、单井产量都有着巨大的差异，而且在不同的气藏之间也有着十分明显的差距，因此，本文主要从 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 控制因素，通过刻画主要地质条件的平面展布，深入研究柯柯亚气藏，预测有利的天然气高产富集带，对下一步的扩展勘探选择提供依据。

1 柯柯亚地区气藏基本特征

台北凹陷在长期的南缓北陡的古沉积地貌下，形成了北厚南薄的地层分布格局，水西沟群沉积时期 北部山前带柯柯亚地区形成了大套煤系地层，煤系地层厚度达500～1100m，在前陆洼陷区长期深埋状 态下，烃源岩演化成熟度最大，其Ro最高可达1.3％，胜北洼陷大范围厚层状成熟的烃源岩为柯柯亚 地区烃源岩具有良好的供烃条件。柯柯亚下侏罗统以发育北物源辫状河三角洲沉积砂体为主，主力气层 段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 4％～6％，渗透率峰值（0.1～0.5）×10^-3μm²，覆压渗透率小于0.02×10^-3μm²。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，分析认为柯柯亚气藏具有典型的后成型致密 砂岩气藏特点。

柯柯亚地区水西沟群纵向发育三套气藏，埋深2800～4300m。J₁s气藏：单层平均厚度18.4m；J₁b 一气藏：单层平均厚度55.2m，单井日产气（1.9～7.6）×10⁴m³；J₁b二气藏：单层平均厚度49.6m，单井日产气（2.9～5.9）×10⁴m³；累计厚度105～280m。对单井产量及含气性统计分析发现柯柯亚地 区气层富集高产具有以下规律：

（1）位于主力烃源岩煤层之下的储层，沉积相带越靠近河道，砂岩粒径越粗，气层产量越高，天 然气越富集，例如：K19井J₁b¹气层3393.8～3410m井段，在酸化后获得日产30192m³天然气、油 10.41m³的高产油气流，K24井J₁b¹气层3113～3120m井段酸化后获得日产202320m³天然气、油 6.34m³的高产油气流，对这两口井岩心分析统计结果表明，该段砂岩巨、粗、中粒级颗粒占据主要峰 值；而K23井J₁b¹差气层3991 ～3999m井段酸化后获得日产3600m³天然气的低产气流，岩心粒径统计 显示其粗、中粒级占据主要峰值。K22井J₁b¹、J₁b^Ⅲ油气显示段试油后均只见少量水，试油结果为干 层，岩石的中、细至极细粒级颗粒为主，分析认为该井储层以河口坝、分流间湾沉积为主。另一方面，K24井J₁b的3113 ～3177m段气层紧邻煤层，镜下观察可以明显看到岩石发育大量粒间孔和粒内溶蚀 孔，粒内溶蚀加大现象也比较常见，而远离煤层段的3161～3163m和3262～3265m粒间孔基本不发育，粒内孔也随着岩石远离煤层而变得比较少见。

（2）高产气层与构造部位和裂缝发育有密切关系。对K19块主要天然气探井八道湾一气层海拔高 低对比，可以看出构造高部位的K191、K19-6试气产量最高，K19-6井产气量接近8×10⁴m³/d，而 构造侧翼的K19较低、K20最低，K20井日产量不足2×10⁴m³。构造高部位产量较高的原因是：在构 造高部位地层产生裂缝和微裂缝，改善岩石内部孔隙的连通性，岩心观察也印证了这一点。位于构造高 部位的井，储层岩石普遍发育裂缝，K191井14.99m岩心发育裂缝78条，平均裂缝密度5.2条/m，压 后日产气9.79×10⁴m³、油7.15t，这些井的镜下薄片观察也可以见到广泛发育的构造缝和微裂隙。而 构造低部位的井裂缝并不多见。

2 储层沉积体系分布及砂体展布特征

沉积背景研究结果表明：侏罗系沉积时期，北部山前带形成“一隆两凹” 的古地貌格局控制了水 流的流向和砂体展布，在WS1井-A2井一线存在着一个近南北向的水下高地将台北凹陷一分为二，并 对这一地区下侏罗统的沉积砂体展布及油气聚集有明显控制作用，柯柯亚地区正处于该水下高地的西北 侧翼，高地与洼陷区的过渡带，因此该区既有良好的烃源岩发育条件，也有砂岩储层发育以及相带的变 化条件，本区以北部物源供源为主，主要目的层系八道湾组、三工河组的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、河口坝砂体及少量浊积砂体，厚层砂 体多为不同成因砂体相互叠置和拼合而成。

2.1 储层沉积体系

依据沉积特征分析，柯柯亚地区水西沟群，发育较厚的泛滥平原、湖湾含煤建造。

八道湾组二段沉积时期：北部山前带沉积区内地形平缓，发育以河流、三角洲和浅水湖泊相为主的 沉积体系，同时在河流泛滥平原、三角洲平原以及滨浅湖等地区沼泽广布，堆积了一套含煤碎屑岩建 造。柯柯亚地区则主要以辫状河三角洲前缘亚相沉积为主（图1）。结合八道湾组J1b2地震相研究，柯 柯亚构造带及其北部以辫状河三角洲前缘水下分流河道、河口坝微相为主要的砂体沉积类型，砂体厚度 由南向北增厚，北部砂体富集程度高，砂体连片分布。柯柯亚构造及北部地区J1b2主要发育四支水系，以K22井北水系规模较大，砂体富集程度高，连片发育，向南砂体发育规模减弱。

图1 台北凹陷北部山前带J1b2沉积相图

八道湾组一段沉积时期：与二段沉积特征相似，仍是极浅水沉积环境，北部山前沉积体系以辫状河 三角洲-滨浅湖为主，砂体分布范围与二段近似。在柯柯亚地区，北部发育的两枝水系向南延伸，以 K22井北水系规模较大，砂体富集程度高，连片发育，向南砂体发育规模减弱。

三工河组沉积时期：湖盆的范围有所扩大，湖盆的沉积仍是一种平缓的浅水沉积格局。柯柯亚地区 坡度相对较陡，表现为辫状河三角洲前缘-滨浅湖沉积环境。

2.2 砂体平面展布

针对柯柯亚地区八道湾组一段和二段划分的7个中期旋回内的砂层，利用自然伽马-粒度中值关系 公式：

国际非常规油气勘探开发（青岛）大会论文集

式中：X为粒度中值；Y为伽马测井值。

利用粒度中值-自然伽马关系表，通过在平面上统计各井各砂层中粗砂岩在地层厚度所占的比例绘 制的平面图，可以反映出沉积时期河流主河道的大致位置及三角洲砂体主要富集区域。其中，八道湾组 二段4砂组，粗砂岩百分含量的高值区集中在H3、K22、K19、K23等地区，表明该时期自北而南发育 四支水系，粗砂岩百分含量的分布显示从盆地边缘向凹陷斜坡区增大继而向凹陷中央减小的趋势；八道 湾组二段3砂组砂岩厚度分布与4砂组继承性发育，K27、K28、K22、K19、K23一带是继承性厚砂岩 分布区；八道湾组二段2砂组，砂岩厚度的高值区主要分布在K22、K19、K23井区，并且砂岩累计厚 度比3、4砂组都有所增大，2砂组沉积时期北部陆源碎屑体系影响范围有向南扩大、增厚的趋势，在 K23井砂岩厚度大，最大达70m以上；八道湾组二段1砂组砂岩厚度的分布与2砂组有较大变化，砂岩 厚度的高值区主要分布在K27、K19井区，砂岩累计厚度比2砂组减薄，可以看出该时期北部陆源碎屑 体系影响范围有向北收缩的趋势，尤其在K22井区；八道湾组一段3砂组，该时期为基准面下降后的 上升初期，因此砂岩厚度高值区分布较广，主要分布在K27、K20、K19、K23井区，厚度增加。八道 湾组一段2砂组砂岩厚度高值区分布较局限，仅分布在K20、K19井区，北部陆源碎屑体系影响范围迅 速向北收缩。八道湾组一段1砂组，陆源碎屑影响柯柯亚的作用达到最小，中细以上砂岩累计厚度一般 为10 ～30m，高值区分布较局限，仅分布在K20、K19、K23井区。

3 储层储集性能及其主控因素分析

3.1 J₁b储层物性特征

J₁b是柯柯亚地区唯一大规模成藏的主力储层。根据该区最新实验分析的219块岩心常规物性分析 资料统计结果，八道湾组孔隙度在2.2％～8.4％之间，平均4.8％，绝大部分样品孔隙度为3.0％ ～ 7.0％；渗透率为（0.002～3.614）×10^-3μm²，平均0.070×10^-3μm²，绝大部分样品渗透率小于 0.640×10^-3μm²（图2），而覆压渗透率则小于0.02mD，属特低孔特低渗储层。

八道湾组一段含气砂层有效孔隙度在4.3％～8.4％之间，平均5.9％，渗透率在0.077×10^-3μm²～ 3.614×10^-3μm²之间，平均0.373×10^-3μm²；有少部分样品孔隙度在8.0％～10.0％之间，渗透率在 1.00×10^-3μm²～100.00×10^-3μm²之间，渗透率大于10.00×10^-3μm²的都有明显裂缝发育。整体 上，该套储层为特低孔特低渗储层。八道湾组二段孔隙度在2.5％～6.3％之间，平均4.7％，渗透率在 0.002×10^-3μm²～11.123×10^-3μm²之间，平均0.358×10^-3μm²；含气砂层有效孔隙度在4.1％～ 6.3％之间，平均5.1％，渗透率在0.002×10^-3μm²～11.123×10^-3μm²之间，平均0.554×10^-3μm²，其储集性与一段没有明显的差异，也属特低孔特低渗储层。

图2 柯柯亚地区八道湾组储层物性直方图

3.2 储层储集性能主控因素分析

实验分析数据表明：柯柯亚地区储层沉积相带决定了岩石的原生储集性能，岩石的塑性岩屑和伊利 石含量的高低是影响储集性能最主要因素，其影响作用主要反映在砂岩的粒度上，砂岩粒度是决定储集 性能主控参量，其次为成岩作用的强弱。

3.2.1 沉积相带对储集性的控制作用

柯柯亚地区下侏罗统沉积体系类型属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、河口坝砂体及少量浊积砂体，沉积相对储层粒度有明显的控制作用，水下分流河道中下部、河口 坝上部岩性粗，为有利储集相带，物性较好，尤其是渗透率表现得更为明显。在岩性较粗的相带水动力 较强，矿物成分成熟度高，塑性岩屑含量低、伊利石含量也低，杂基含量更低。例如K19井区位于三 角洲主流线附近岩性较粗，物性明显较好（图3），K20井区位于三角洲侧缘岩性较细，物性则偏差，尤其是K22井表现得更为明显，岩心为中细砂岩，伊利石相对含量高达93％以上，渗透率绝大部分小 于0.05×10^-3μm²。

3.2.2 储层岩石学特征与储集性能

柯柯亚地区水西沟群储层总体表现为低成分成熟度、较高结构成熟度、较低填隙物含量、溶蚀作用 较发育、填隙物中普遍发育伊利石的特征，八道湾组的岩屑成分主要为火山碎屑岩、岩浆和变质岩等，其含量一般占到50％～65％。在较强的压实成岩作用背景下，岩屑中的塑性岩屑（千枚岩、低变质泥 岩和板岩）容易产生压实变形，尤其是千枚岩，从而强烈破坏原生孔，造成孔隙度和渗透率急剧下降，塑性岩屑含量与孔渗之间有较好的相关性。

另外，伊利石含量高低与储集性能也有密切的关系，一般情况下，伊利石含量越低，储集性越好。伊利石是八道湾组粘土矿物的主要成分，相对含量大部分为63％～92％，其次为伊/蒙混层含量较高，占到10％左右，其他粘土矿物含量低。由于伊利石常占据了孔隙和喉道的位置，对物性有着较大的 影响。

3.2.3 粒度是储集性能的主要影响因素

决定塑性岩屑和伊利石相对含量的仍是砂岩矿物粒度，粒度越粗的砂岩塑性岩屑含量越低，储集性 也相应越好；同样粒度越粗的砂岩粘土矿物中的伊利石相对含量越低，物性也相应变好，因此，粒度才 是决定储集性能的真正主控参量，粒度越粗的储层物性越好。粒度与孔隙度的相关性较好，与渗透率偏 差，其主要因为本区孔隙类型以溶蚀孔为主，粒间孔很少，其内部多被伊利石充填，并发育微裂缝。

另外，砂岩粒度决定了孔隙结构，粒度粗的砂岩抗压能力强，而且粘土矿物含量低，保留的孔隙和 喉道较多，孔喉匹配关系较好，粒度越粗喉道半径就越大，排替压力也就越低。而孔隙结构决定了储层 基质的渗透性，孔隙结构越好的储层渗透率就越高。

3.2.4 成岩作用对储层物性影响因素

成岩压实、压溶作用是本区八道湾组储集性能降低的主要原因；八道湾组储层砂岩由于受早期快速 埋藏及成岩过程中有机酸的影响，碎屑颗粒发生压扁、碎裂等形变，使颗粒间接触紧密，另外，在颗粒 接触处，尤其在石英颗粒接触处，发生压溶作用；由于有机酸的作用，促进压溶作用的发生，使颗粒间 由点接触，逐步演化为线接触及凹凸接触；胶结类型由孔隙型演变成为压嵌型。溶蚀组分及压溶组分主 要以石英次生加大、微晶石英及片状伊利石粘土的形式充填于颗粒溶孔及剩余粒间孔中。

成岩过程中储层中流体流动是否通畅，对成岩作用影响较明显。砂岩中流体流动是否通畅，影响自 生粘土矿物的类型。对于酸性地层水作用较明显的（煤系地层）储层砂岩成岩演化中，压实、压溶及 长石等碎屑颗粒溶蚀作用较强。

由以上分析可知，储层粒度是决定储集性能的真正主控因素，粒度越粗的储层储集性越好。而决定 砂岩粒度的是沉积相，粗粒级的砂砾岩多位于辫状河三角洲水下分流河道中下部与河口坝的上部。

图3 K191井取心段沉积储层综合柱状图

4 控藏要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）控制着天然气的富集

柯柯亚构造带自燕山期形成以来，就开始汇集了两侧凹陷侏罗系生成的石油，到喜马拉雅期聚集侏 罗系生成的天然气。断裂与砂体共同构成了油气运移的输导体系，断背斜和断块等类型圈闭是天然气良 好的聚集场所。

该区八道湾组粗粒级砂体天然气富集、高产基本受断背斜、断块等圈闭的控制，在圈闭范围内的砂 体一般气产量比较高。但断裂侧向遮挡能力相对较差，因此在圈闭范围内，油气一般也不会全部充满，而且低部位基本不含气，如K19井区断块闭合度为620m，但气柱高度只有200m左右；K23井块气柱 高度200m，K24井块气柱高度250m。另外，断层封闭性不足，不能封闭气柱高度太大的气藏，所以在 断裂发育区不易形成大规模、高产气藏，整体看，该区构造背景（构造高部位）控制着天然气富集。

柯柯亚地区气测和试气结果表明，该区探井、开发井27口井普遍含气，构造和沉积粗相带对产量 有明显控制作用，高产井主要位于构造高部位裂缝发育区与粗相带的叠合区域。从目前该区试采的19 口井看，K24、K191、K19等高产井及工业气流井主要位于构造轴部高部位，其裂缝也较为发育；相反 的与K19井具有同样岩性、物性条件的K19 -3井八道湾组压裂改造后日产天然气只有1008m3，该井 位于构造翼部，裂缝欠发育，压裂改造效果差。

4.2 砂岩粒度粗细和裂缝发育程度及其配置关系决定了产能高低

从试气结果和岩心观察看，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。最为典型的例子为K24井3113～3120m井段酸化后，日产凝析油7.46t，天然气208800m³，水 5.44m³。粒度粗、裂缝较发育的储层一般为中产，例如K19井3393.8～3410m段压裂后日产油19.76t，天然气53682m³，水5.44m³。储层粒度中等、裂缝发育则为中低产，例如K21井3460～3475m酸化后 日产油5.04t，气22026m³，水7.12m³。粒度细、裂缝不发育的储层一般为干层，K22井3681～3688m 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。

在平面上，粗相带（主流线附近）控制着天然气高产带的分布。柯柯亚地区粗砂岩分布范围与试 油结果叠合图上显示，在基本相同的构造背景下，高产井多分布在主河道上，砂体粒级相对较粗，砂岩 粒度粗细是决定产能高低的基础（图4）。

图4 J₁b²²粗砂岩/地层厚度比等值线图

4.3 柯柯亚地区有利区带预测

在对影响柯柯亚气藏控藏要素和产能的控制因素分析的基础上，明确了高产带的控制因素，据此可 有效预测有利储集相带的分布和高产富集带。有利相带预测优选中，选取的依据为：(1)在沉积相带上，优选位于辫状河三角洲前缘的地区；(2)对储层矿物颗粒粒级选取粗-中粒级以上的地区；(3)构造背景 的选择，选取位于构造背斜、鼻状构造、斜坡区及裂缝发育区为最有效的部位。并进行上述三个因素的 平面叠合来确定有利区带，重点预测了柯柯亚地区J₁b¹³、J₁b²¹两套主力储层的有利区分布。

J₁b¹³、主力气层段：构造有利区主要在K19-K20一线和K21-K24-H3一线，结合裂缝发育区和 20～30m以上煤岩分布区，可以选出两个有利区：

Ⅰ类有利区：处于构造隆起和斜坡区，该地区裂缝发育，八道湾组顶部煤岩厚度大，同时，该地区 属于粗粒级砂岩分布区。目前该地区K21在J₁b³砂层已经获得工业气流。

Ⅱ类有利区：处于构造隆起区，裂缝发育，目前K20、K19-6在J₁b¹³获得高产油气流，该地区属 于辫状河三角洲内前缘-外前缘之间，砂体、顶部煤岩厚度变化大。

J₁b²¹主力气层段：构造有利区主要在K19-K20一线和K21-K24-H3一线，结合裂缝发育区和 20～30m以上煤岩分布区，可以选出两个有利区：

Ⅰ类有利区：处于构造隆起和斜坡区，该地区裂缝发育，八道湾组顶部煤岩厚度大，同时，该地区 属于粗粒级砂岩分布区。目前该地区J₁b²¹砂层尚未获得工业气流。

Ⅱ类有利区：处于构造隆起区，裂缝发育，目前K19、K20、K19 -6获得高产油气流，由于湖水入 侵导致该地区砂体、顶部煤岩厚度变化大，K19-3、K19-4均为低产。

5 结论

（1）柯柯亚地区水西沟群气藏为典型的致密砂岩气藏，该气藏的丰度及单井天然气产能情况依据 构造位置、沉积相带、裂缝的发育等多种因素有着明显的差异。

（2）柯柯亚主力气层段J₁b¹、J₁b²、J₁s段沉积相带以为辫状河三角洲前缘-浅湖为主，主力储层 发育有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）储层沉积相带决定了岩石的原生储集性能，其岩石的塑性岩屑和伊利石含量的高低是影响储 集性能最主要因素，其影响作用主要反映在砂岩的粒度上，砂岩粒度是决定储集性能主控参量，其次为 成岩作用的强弱。

（4）油气富集高产受到沉积相带、构造高点、砂体颗粒粗细、裂缝等因素控制，柯柯亚构造带整 体含气，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）控制着高产带的分布，并与 裂缝发育及配置关系共同决定了天然气产能高低。

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