東海陸架盆地N氣田花港組儲層特征及分類評價

王猛，劉志杰，楊玉卿，張志強

中海油田服務(wù)股份有限公司油田技術(shù)事業(yè)部，廊坊 065201

隨著油氣田勘探開發(fā)的逐漸深入，常規(guī)油氣資源已不斷枯竭，低孔、低滲儲層，致密氣和煤層氣等非常規(guī)資源的開發(fā)已越來越受到重視[1-2]。目前，中國已探明儲量幾乎有一半是在低孔、低滲儲層中，顯示出巨大的勘探開發(fā)潛力。東海陸架盆地西湖凹陷經(jīng)過多年的勘探，已發(fā)現(xiàn)多個油氣田和含油氣構(gòu)造，其中的主力儲層花港組和平湖組就是較為典型的低孔、低滲儲層[3-5]。

在低孔、低滲儲層的綜合評價中，分類評價是最有效的評價方法之一，因此，建立適用于某個區(qū)域、能夠廣泛適用并科學有效的分類標準至關(guān)重要。專家學者在低孔、低滲儲層的分類方面做了大量研究，楊玉卿等對渤海灣盆地沙河街組低孔、低滲儲層從宏觀成因、微觀孔隙結(jié)構(gòu)和綜合評價3個方面進行評價和分類[6]；趙靖舟等結(jié)合孔隙結(jié)構(gòu)、物性和油藏厚度等劃分標準，將鄂爾多斯盆地延長組低滲透砂巖儲層分為四大類和兩個亞類[7]；孫建孟等在巖心分析實驗的基礎(chǔ)上，對某區(qū)塊低孔滲儲層提出孔滲關(guān)系圖譜的方法進行分類評價，為低孔滲儲層評價方法提供了參考[8]。但是目前還沒有一套適用性強、針對西湖凹陷低孔低滲儲層的分類標準。

本文以東海陸架盆地西湖凹陷花港組低孔、低滲儲層為研究對象，結(jié)合大量粒度、薄片和壓汞等實驗分析資料，對儲層巖性、物性、孔隙結(jié)構(gòu)和儲層綜合分類評價方法進行研究，提出一套適用于西湖凹陷的儲層級別劃分標準，為該區(qū)域低孔、低滲儲層進一步勘探開發(fā)提供依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

東海陸架盆地發(fā)育于東海大陸架之上，是一個復(fù)合型沉積盆地，總體地質(zhì)構(gòu)造格架表現(xiàn)為東西分帶、南北分塊的特征[9]。西湖凹陷位于東海陸架盆地東部坳陷的中部，面積為4.27萬km2，分為5個二級構(gòu)造帶，由西向東分別為西部斜坡帶、西次凹、中央翻轉(zhuǎn)帶、東次凹和東部斷階帶[10]。西湖凹陷是一個以新生代充填為主的沉積凹陷，主要地層層序自下而上分別為古近系寶石組、平湖組和花港組，新近系龍井組和玉泉組，主要烴源巖為始新統(tǒng)平湖組泥巖和煤層[11-15]。

西湖凹陷中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶及西次凹以花港組為主力含油氣儲層，沉積背景為辮狀河三角洲水下分流河道，部分井揭露平湖組頂部。本次研究以中央反轉(zhuǎn)構(gòu)造帶N氣田古近系花港組儲層為研究對象。該構(gòu)造帶花港組厚度能達到1.5 km，儲層埋深大于3.5 km，為中深儲層[8,16]，根據(jù)沉積環(huán)境及儲層發(fā)育特征，花港組自上而下分為12個層系，記為H1——H12，以H5底部為界，分為上段（H上）和下段（H下），眾多學者開展了花港組儲層沉積地層學研究[17-20]?；ǜ劢M上段巖性主要為褐灰色和灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖與淺灰色泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖、粉細砂巖、細砂巖，上部以泥夾砂或砂、泥互層為特征，下部以砂夾泥為特征，頂部發(fā)育棕紅色、紫紅色、棕黃色等雜色泥巖；花港組下段巖性主要為灰色和深灰色粉砂質(zhì)泥巖、泥巖，灰白色和淺灰色泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖、細砂巖、含礫砂巖、砂礫巖等，夾薄煤層及煤線，總體上呈現(xiàn)出砂夾泥的特征，局部砂泥互層。

2 儲層巖石學及儲集特征

儲層的巖石學特征和儲集特征是儲層精細評價的關(guān)鍵，包括儲層巖性、物性、微觀孔隙結(jié)構(gòu)等特征的分析。通過統(tǒng)計和分析儲層的巖石學特征和儲集特征，為儲層精細評價和分類，以及儲層參數(shù)精細建模和流體性質(zhì)識別奠定基礎(chǔ)。

2.1 巖石學特征

（1）巖性

N氣田主力儲層為花港組，如圖1所示，通過統(tǒng)計構(gòu)造內(nèi)5口井1347塊巖心和井壁心樣品的巖性描述信息，花港組儲層巖性主要為細砂巖，占比85.6%，局部發(fā)育中砂巖、粗砂巖、砂礫巖等巖性較粗的儲層（圖1a）；由X衍射實驗資料可知，黏土礦物以綠泥石為主，其次為伊利石和伊蒙混層，高嶺石含量較少（圖1b）。

（2）泥質(zhì)含量

通過粒度分析資料可以獲得泥質(zhì)體積（sh ），如式（1）所示，其是由細粉砂體積（si）和濕黏土體積（cl a y ） 組成，則巖石泥質(zhì)含量（Vsh）由式（2）計算：

式中：Vsi—— 粒度分析實驗細粉砂含量，%；Vclay——粒度分析實驗濕黏土含量，%；φ——巖石孔隙度，%。

如圖1c和圖1d泥質(zhì)含量統(tǒng)計結(jié)果可知，花港組儲層泥質(zhì)含量較小，普遍小于20%，上段主要集中在14%以下，下段集中在6%以下，上段泥質(zhì)含量普遍大于下段，即隨著埋藏變深，花港組儲層泥質(zhì)含量有減小趨勢。

（3）礦物組成

基于N氣田494個樣品的薄片鑒定結(jié)果可知（表1），花港組上、下段巖石礦物組成接近，礦物以石英、長石為主，平均石英含量大于63%，平均長石含量大于23%，膠結(jié)物含量低，礦物成分構(gòu)成穩(wěn)定，成熟度一致，黏土含量低，巖性較純。

2.2 物性特征

N氣田鉆遇花港組儲層多，鉆井取心多，分析化驗資料豐富，分上、下段統(tǒng)計儲層物性，繪制不同巖性孔滲關(guān)系圖（圖2）。由圖中1347個巖心樣品的統(tǒng)計結(jié)果可知，花港組儲層孔隙度分布于1.9%～12%，平均孔隙度7.78%，其中有98.2%巖心的孔隙度都小于10%；滲透率變化范圍大，分布于0.014～366 mD，平均為 1.35 mD，其中 96.7% 巖心的滲透率小于10 mD，總體屬于典型的低孔、低滲型儲層。對比上、下段物性特征，花港組上段孔隙度分布于2.3%～11.7%，平均孔隙度8.34%（圖2a）；花港組下段孔隙度分布于1.9%～12%，平均孔隙度7.23%（圖2b）；不難看出，雖然總體差異不大，但上段物性總體上略比下段好。

圖1 N 氣田花港組儲層巖性特征統(tǒng)計a.巖性占比，b.黏土含量占比，c.上段泥質(zhì)含量，d.下段泥質(zhì)含量。Fig.1 Lithological characters of Huagang reservoirs in the gas field N a.lithological composition, b.clay proportion, c.mud content of Upper Formation, d.mud content of lower Formation.

表1 N氣田花港組儲層礦物成分統(tǒng)計Table 1 Mineral composition of Huagang reservoir in gas field N %

由圖2分析可知，花港組儲層孔滲關(guān)系復(fù)雜，相近孔隙度的巖心滲透率差別可達到兩個數(shù)量級以上，其中砂礫巖儲層滲透率普遍大于中砂巖一個數(shù)量級，而中砂巖滲透率普遍大于細砂巖一個數(shù)量級，含礫的細砂巖滲透率也明顯大于細砂巖，甚至高出一個數(shù)量級以上。基于以上分析，花港組儲層屬于典型的低孔、低滲型儲層，儲層埋藏相對較深，儲層物性相對較差，但局部仍發(fā)育甜點儲層，其中含礫砂巖或者砂礫巖儲層段滲透性明顯好于其他儲層，是花崗組儲層的甜點。

2.3 孔隙結(jié)構(gòu)特征

N氣田主力儲層為H3、H5、H8儲層，分析了5口井573塊樣品鑄體薄片照片。H3段儲層樣品顯示孔隙發(fā)育一般，溶蝕現(xiàn)象普遍，孔隙以原生粒間孔、粒間溶孔為主，面孔率4.92%，主要喉道是可變斷面的收縮部分，孔隙連通性一般，顆粒接觸方式為點線接觸（圖3a）。H5段儲層樣品顯示孔隙發(fā)育較差，溶蝕現(xiàn)象普遍，巖屑及長石溶蝕常見，孔隙連通性差，孔隙以粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔為主，面孔率4.08%，顆粒接觸方式主要為線接觸（圖3b）；H8段儲層樣品顯示孔隙發(fā)育較差，分布不勻，常見孔隙欠發(fā)育，孔隙連通差，溶蝕現(xiàn)象普遍，巖屑及長石溶蝕常見，孔隙以粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔為主，面孔率2.13%，顆粒接觸方式主要為凹凸線接觸（圖3c）。

圖2 N 氣田花港組儲層孔滲交會圖a.上段，b.下段。Fig.2 The cross plots of porosity and permeability in Huagang reservoir of gas field N a.Upper Formation, d.Lower Formation.

圖3 N 氣田花港組儲層鑄體薄片a.H3 段（4 297.0 m），b.H5段（4 607.1 m），c.H8 段（5 119.1 m）。Fig.3 The microscopic characteristics of Huagang main reservoir in gas field N a.layer H3（4 297.0 m）, b.layer H5（4 607.1 m）, c.layer H8（5 119.1 m）.

綜合大量鑄體薄片實驗的分析結(jié)果，花港組儲層孔隙結(jié)構(gòu)具有以下特點：孔隙發(fā)育總體較差，隨著埋藏變深孔隙逐漸變差，粒間孔減少，溶蝕孔逐漸成為主要孔隙類型，孔喉半徑減小，連通性變差。

3 儲層分類評價

本文綜合上述儲層巖石學特征和儲集特征的研究成果，結(jié)合國家能源局發(fā)布的石油天然氣行業(yè)標準《致密砂巖氣地質(zhì)評價方法》[21]，以及國土資源部發(fā)布的地質(zhì)礦產(chǎn)行業(yè)標準《海上石油天然氣儲量計算規(guī)范》[22]，研究西湖凹陷低孔、低滲儲層地質(zhì)特征，優(yōu)選儲層敏感參數(shù)，依據(jù)大量巖心分析實驗統(tǒng)計結(jié)果，建立適用于西湖凹陷花港組儲層綜合分類標準（表2）。在分類標準中，總共優(yōu)選4種儲層特征參數(shù)，包括孔隙度、滲透率、飽和度參數(shù)和儲層地質(zhì)特征，建立的儲層分類結(jié)果特征鮮明，分類依據(jù)科學可靠，為西湖凹陷儲層級別的劃分研究提供了有利依據(jù)。

在建立的西湖凹陷花港組儲層分類標準中，將空氣滲透率＞10 mD作為Ⅰ類儲層，對應(yīng)行業(yè)標準中的中滲及以上的儲層；空氣滲透率1～10 mD的儲層作為Ⅱ類儲層，對應(yīng)行業(yè)標準中的低滲儲層；空氣滲透率＜1 mD的儲層作為Ⅲ類和Ⅳ類儲層，對應(yīng)行業(yè)標準中的特低滲儲層。

參照致密砂巖氣地質(zhì)評價方法行業(yè)標準，對于覆壓基質(zhì)滲透率小于或等于0.1 mD的砂巖氣層，單井一般無自然產(chǎn)能或自然產(chǎn)能低于工業(yè)氣流下限，但在一定經(jīng)濟條件及技術(shù)措施下可獲得工業(yè)天然氣產(chǎn)量，據(jù)此可建立儲層分類界限?；谖骱枷?6顆巖心覆壓滲透率和常壓空氣滲透率實驗及轉(zhuǎn)換關(guān)系，在覆壓滲透率小于0.1 mD時，對應(yīng)空氣滲透率小于0.5 mD的儲層屬于致密范疇，因此，在Ⅲ類特低滲儲層中以空氣滲透率0.5 mD為界，將儲層分為Ⅲ1和Ⅲ2兩類；進一步按照現(xiàn)場生產(chǎn)數(shù)據(jù)的統(tǒng)計認識，將空氣滲透率＜0.2 mD儲層定為Ⅳ類超低滲儲層，可以認為是儲層改造的極限值，低于該值即使改造也很難獲得良好的產(chǎn)能。依據(jù)制定的儲層分類標準，在實際生產(chǎn)中認為Ⅰ類和Ⅱ類儲層有自然產(chǎn)能；Ⅲ類儲層需進行儲層壓裂改造；Ⅳ類儲層即使進行儲層改造產(chǎn)能也較差。

表2 東海盆地N氣田古近系花港組低滲儲層分類標準Table 2 The classification standard of Huagang low porosity and low permeability reservoir in gas field N of East China Sea Basin

4 應(yīng)用實例

應(yīng)用以上儲層評價和綜合分類方法對西湖凹陷花港組儲層進行分類。如圖4所示為西湖凹陷某井H8段儲層綜合分類效果圖。該段儲層厚31 m，錄井顯示為細砂巖，局部含薄泥質(zhì)夾層，井徑曲線穩(wěn)定，井況良好，因此測井曲線可靠。根據(jù)測井資料常規(guī)處理解釋方法計算儲層參數(shù)，計算結(jié)果與巖心分析結(jié)果對比良好，驗證了處理結(jié)果的準確性。根據(jù)常規(guī)曲線特征及錄井資料劃分儲層，結(jié)合自然伽馬、電阻率、中子密度交匯特征及計算儲層孔隙度、滲透率、泥質(zhì)含量和含水飽和度參數(shù)，綜合分析流體性質(zhì)，其中64號層孔隙度8.9%，深電阻率26.8 Ω·m，含水飽和度49.8%，綜合解釋為氣層；66號層孔隙度 7.8%，深電阻率 19.1 Ω·m，含水飽和度71.8%，綜合解釋為氣水同層。

綜合多種測井曲線和儲層特征參數(shù)，利用Fisher判別方法對儲層進行綜合分類。其中64號層上段泥質(zhì)含量較大，物性較差，孔隙度8.6%，泥質(zhì)含量11.5%，滲透率0.17 mD，綜合判斷儲層類型以Ⅳ類超低滲儲層為主；64號層下段巖性較純，物性相對較好，孔隙度9.3%，泥質(zhì)含量7.6%，滲透率0.42 mD，綜合判斷儲層類型為Ⅲ2類低滲儲層；66號層除下部較好的砂體判斷為Ⅲ2類儲層以外，其余部分物性較差，孔隙度7.8%，泥質(zhì)含量13.7%，滲透率0.05 mD，判斷儲層類型為Ⅳ類超低滲儲層。

該井段 64 號層下段 3959～3969 m 進行壓裂測試，油嘴 5.56 mm，日產(chǎn)氣 1591 m3/d，產(chǎn)水 60 m3/d，壓力系數(shù)1.206，產(chǎn)能極低。后經(jīng)橫波各向異性和近井帶徑向聲波層析成像等壓裂效果評價技術(shù)證實，壓裂縫貫穿整個儲層，從 3949 m 到 3980 m 均有分布，導致下部含水層產(chǎn)水，氣層產(chǎn)能下降，但由于儲層以Ⅲ類特低滲儲層為主，米采液指數(shù)依然很低，儲層產(chǎn)能較差。以上壓裂測試結(jié)果與儲層分類結(jié)果基本一致，驗證了儲層綜合分類評價標準的可靠性。

5 結(jié)論

（1）N氣田花港組儲層巖性以細砂巖為主，局部發(fā)育砂礫巖等較粗巖性；礦物以石英為主，成分構(gòu)成穩(wěn)定，成熟度一致，黏土含量低，巖性較純；孔滲關(guān)系復(fù)雜，其中砂礫巖儲層滲透率普遍大于普通砂巖一個數(shù)量級以上，可作為甜點儲層開發(fā)；孔隙發(fā)育總體較差，隨著埋藏變深，粒間孔變少，溶蝕孔逐漸成為主要孔隙，孔喉半徑減小，孔隙性和連通性變差。

（2）優(yōu)選儲層敏感參數(shù)，依據(jù)大量巖心分析實驗統(tǒng)計結(jié)果，建立適用于西湖凹陷N氣田花港組儲層的綜合分類標準，包含孔隙度、滲透率、飽和度和地質(zhì)特征4類重要參數(shù)，分類結(jié)果特征鮮明，分類依據(jù)科學可靠，為西湖凹陷儲層級別的劃分研究提供了有利依據(jù)。

圖4 儲層綜合分類效果圖Fig.4 The comprehensive reservoir classification for gas field N

（3）空氣滲透率0.5 mD可作為自然產(chǎn)能界限，空氣滲透率0.2 mD可作為改造工藝的下限值；在制定的綜合儲層分類標準中，認為Ⅰ類和Ⅱ類儲層有自然產(chǎn)能；Ⅲ類儲層需進行儲層壓裂改造；Ⅳ類儲層即使壓裂改造后產(chǎn)能也較差。