張伙蘭 裴健翔 謝金有 于俊峰 艾能平

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司）

鶯歌海盆地東方區(qū)黃流組一段超壓儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征*

張伙蘭 裴健翔 謝金有 于俊峰 艾能平

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司）

利用鑄體薄片、掃描電鏡觀察及壓汞曲線分析等多種技術(shù)手段，對鶯歌海盆地東方區(qū)上中新統(tǒng)黃流組一段超壓砂巖儲(chǔ)層的空間分布、物性、孔隙類型、孔隙結(jié)構(gòu)以及含氣性等進(jìn)行了深入研究，結(jié)果表明，該層段超壓儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，中孔、高滲至低孔、特低滲儲(chǔ)層均有出現(xiàn)；孔隙類型、孔喉大小是控制儲(chǔ)層滲透率的主要因素，孔喉半徑、分選系數(shù)、變異系數(shù)、歪度對滲透率影響較大；根據(jù)物性和孔隙結(jié)構(gòu)特征將東方區(qū)黃流組一段儲(chǔ)層分為Ⅰb、Ⅱa、Ⅱb、Ⅲ、It等5類，其中Ⅰb、Ⅱa、Ⅱb類儲(chǔ)層位于有利的峰點(diǎn)結(jié)構(gòu)區(qū)，有利于天然氣聚集，為中高產(chǎn)能儲(chǔ)層。

鶯歌海盆地；東方區(qū)；黃流組一段；超壓儲(chǔ)層；空間分布；物性；孔隙類型；孔隙結(jié)構(gòu)；含氣性

1 研究區(qū)概況

鶯歌海盆地位于我國海南島與越南之間海域，呈北西向展布，面積約11.3萬km2，沉積沉降速率快，為典型的欠壓實(shí)型高溫高壓新生代含油氣盆地。研究表明，中新世—上新世的右旋走滑拉張作用在該盆地中央產(chǎn)生了一系列泥-流體底辟構(gòu)造［1-2］，其中東方區(qū)位于盆地中北部底辟帶之上（圖1）。上世紀(jì)90年代在東方區(qū)上新統(tǒng)常溫常壓地層中發(fā)現(xiàn)了DF1-1底辟背斜淺層氣田，近期在東方區(qū)中深層高溫超壓地層的勘探中于DF13區(qū)上中新統(tǒng)黃流組一段相繼發(fā)現(xiàn)了DF13-1、DF13-2等大型巖性＋構(gòu)造復(fù)合型氣田，為盆地天然氣產(chǎn)量和儲(chǔ)量儲(chǔ)備做出了重要貢獻(xiàn)。

圖1 鶯歌海盆地東方區(qū)黃流組氣田地理位置圖

前人對東方區(qū)儲(chǔ)層的沉積成因或成巖成因做了許多研究工作［3-6］，認(rèn)為沉積微相是黃流組一段儲(chǔ)集層質(zhì)量的主控因素，高溫?zé)崃黧w活動(dòng)和強(qiáng)超壓產(chǎn)生的溶蝕以及強(qiáng)超壓對孔隙的保護(hù)是該地區(qū)超壓砂巖形成優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層的主要成巖因素。過去10多年間，東方區(qū)僅有少數(shù)井鉆遇黃流組儲(chǔ)層，且?guī)r心資料極缺，故該地區(qū)有關(guān)中深層超壓儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)的研究幾乎屬于空白。筆者利用近幾年新探井所取得的資料，采用鑄體薄片和掃描電鏡觀察、常規(guī)物性測試、壓汞曲線分析等技術(shù)手段，對東方區(qū)黃流組一段超壓儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征進(jìn)行深入研究，闡述儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)類型與油氣的關(guān)系，以期為鶯歌海盆地中深層的進(jìn)一步勘探與氣田開發(fā)提供依據(jù)。

2 儲(chǔ)層空間分布

研究表明，東方區(qū)黃流組一段氣藏是發(fā)育在底辟構(gòu)造背景上的高溫強(qiáng)超壓優(yōu)質(zhì)大型巖性氣藏。高精度生物地層層序及古環(huán)境分析揭示，晚中新世黃流組一段沉積時(shí)期東方區(qū)處于相對平坦、穩(wěn)定的淺海環(huán)境［4］，來自西部（越南馬江、藍(lán)江等）物源的低位三角洲沉積物經(jīng)鶯西斜坡的坡折帶受重力流作用改造再次搬運(yùn)至盆地較低洼部位，形成了海底扇復(fù)合體［5］，并向東超覆尖滅于DF1-1底辟構(gòu)造西翼；海底扇水道砂以細(xì)—極細(xì)砂巖為主，儲(chǔ)層物性好、厚度大、分布廣，具有多期次發(fā)育的特征，組成DF13-1、DF13-2氣田主體。來自東部（海南島）物源的沉積物搬運(yùn)至東方底辟區(qū)，形成了淺海灘壩砂，并向西尖滅，儲(chǔ)層規(guī)模小、厚度薄，儲(chǔ)集性能差，以石英粉砂巖為主，是DF1-1氣田主要儲(chǔ)層。這種儲(chǔ)集體處于泥巖包裹的“泥包砂”環(huán)境，與上覆厚度大、巖性純、塑性強(qiáng)、分布范圍廣、突破壓力高的海侵-高位體系域淺海泥巖構(gòu)成了良好的儲(chǔ)蓋組合（圖2）。

圖2 鶯歌海盆地東方區(qū)黃流組一段沉積相剖面（剖面位置見圖1）

3 儲(chǔ)層物性特征

根據(jù)東方區(qū)黃流組一段儲(chǔ)層樣品的物性分析結(jié)果（表1、圖3），該段儲(chǔ)層孔隙發(fā)育且分布較為集中，各氣藏平均孔隙度在17%～18%之間，具中孔特征，但儲(chǔ)層滲透率變化大，平均滲透率在0.35～45.74 mD之間；相同滲透率樣品的孔隙度相差5%～7%，而相同孔隙度樣品的滲透率可相差10～100倍；東方區(qū)黃流組一段儲(chǔ)層孔滲關(guān)系呈正相關(guān)，即滲透率隨孔隙度的增大而增大，分析認(rèn)為各氣藏儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)的差異，特別是孔喉的大小、分布，引起了孔滲相關(guān)性的差異。此外，統(tǒng)計(jì)結(jié)果（表1、圖3）還顯示，DF13-2氣田黃流組一段儲(chǔ)層物性最好，平均滲透率達(dá)45.74 mD，具中—高滲特征，孔滲相關(guān)性最好；DF1-1氣田物性最差，平均滲透率只有0.35 mD，表現(xiàn)出低—特低滲特征，孔滲相關(guān)性亦最差；DF13-1氣田該層段儲(chǔ)層物性居中，孔滲相關(guān)性也居中，平均滲透率為4.84 m D，具中—低滲特征。

表1 鶯歌海盆地東方區(qū)黃流組一段儲(chǔ)層物性參數(shù)分布

圖3 鶯歌海盆地東方區(qū)黃流組一段儲(chǔ)層滲透率與孔隙度的相關(guān)性

4 儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征及評價(jià)

4.1 孔隙類型

據(jù)鑄體薄片觀察，東方區(qū)黃流組一段儲(chǔ)層孔隙類型多樣（表2、圖4），主要包括：①原生粒間孔（圖4a）；②鑄?？祝▓D4b）；③長石粒內(nèi)溶孔（圖4c）；④粒間溶孔（圖4d）；⑤巖屑粒內(nèi)溶孔（圖4e）；⑥超大孔（圖4f）。統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，DF13-2氣田黃流組一段砂巖孔隙類型中原生孔隙最發(fā)育，占總孔的78%；DF1-1、DF13-1氣田該層段除保留較多的原生孔隙外，次生溶蝕孔隙也較為發(fā)育（占總孔的42%～43%，局部井區(qū)可達(dá)51%）。

表2 鶯歌海盆地東方區(qū)黃流組一段儲(chǔ)層孔隙類型統(tǒng)計(jì)

圖4 鶯歌海盆地東方區(qū)黃流組一段儲(chǔ)層孔隙類型

表2、圖5也顯示了東方區(qū)黃流組一段不同孔隙類型和不同孔徑組成的儲(chǔ)集空間，其滲透性差別較大：①原生粒間孔發(fā)育、孔徑大的儲(chǔ)層，喉道半徑相對粗，連通性好，滲透率高。DF13-2氣田黃流組一段儲(chǔ)層原生孔隙最發(fā)育，以大孔隙為主（平均孔徑為115μm），喉道較粗（孔喉半徑均值為1.9μm），其滲透率居3個(gè)氣田之首。②DF13-1、DF1-1氣田該層段原生孔隙發(fā)育程度雖然基本相當(dāng)，但DF13-1氣田發(fā)育大孔隙（平均孔徑為118μm），喉道相對較粗（孔喉半徑均值為0.9μm），平均滲透率為4.84 mD；而DF1-1氣田發(fā)育中小孔隙（平均孔徑為58μm）、微喉道（孔喉半徑均值為0.17μm），平均滲透率只有0.35 mD。這反映出東方區(qū)黃流組超壓儲(chǔ)層物性除受沉積微相、碎屑組分、粒級(jí)及高溫強(qiáng)超壓特殊成巖環(huán)境影響外［3］，孔隙類型和孔隙大小也是決定儲(chǔ)層滲透性的重要因素。

圖5 鶯歌海盆地東方區(qū)黃流組一段儲(chǔ)層滲透率與原生面孔率的關(guān)系

4.2 儲(chǔ)層評價(jià)

125塊儲(chǔ)層樣品的壓汞測試分析顯示，東方區(qū)黃流組一段儲(chǔ)集層孔喉半徑細(xì)小，非均質(zhì)性強(qiáng)。根據(jù)毛細(xì)管壓力曲線形態(tài)（圖6）及孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)（表3），參考鑄體薄片及掃描電鏡資料，結(jié)合巖性和含氣性分析，將東方區(qū)黃流組一段儲(chǔ)層分為Ⅰb、Ⅱa、Ⅱb、Ⅲ、It等5類。統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示：DF13-2氣田黃流組一段儲(chǔ)層以Ⅱa類為主；DF13-1氣田該層段儲(chǔ)層以Ⅲ類為主，部分為Ⅱa、Ⅱb類；DF1-1氣田該層段儲(chǔ)層主要為Ⅲ—It類。

圖6 鶯歌海盆地東方區(qū)黃流組一段砂巖典型毛細(xì)管壓力曲線

表3 鶯歌海盆地東方區(qū)黃流組一段儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)統(tǒng)計(jì)

Ⅰb類（很好）儲(chǔ)層：以DF13-2-E井3 130 m樣品的毛細(xì)管壓力曲線為代表（圖6a），毛細(xì)管壓力曲線呈粗歪度，孔喉粗，進(jìn)汞始位低，曲線平臺(tái)明顯，排驅(qū)壓力為0.07 MPa，中值壓力為0.14 MPa，R50為5.36μm，孔隙度21.7%，滲透率330 m D。此類曲線的排驅(qū)壓力和中值壓力均較低，滲透率高，表明儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)和滲流能力好，為具備高產(chǎn)能的很好儲(chǔ)層。代表該類儲(chǔ)層的樣品大約占到了所有樣品的7%，這類儲(chǔ)層出現(xiàn)于海底扇水道微相，其巖性以巖屑石英細(xì)砂巖為主，孔隙類型以原生粒間孔為主，僅見于DF13-2氣田Ⅰ氣組。

Ⅱa類（好）儲(chǔ)層：以DF13-1-D井2 868.87 m樣品的毛細(xì)管壓力曲線為代表（圖6b），毛細(xì)管壓力曲線仍呈粗歪度，孔喉較粗，曲線平臺(tái)明顯，排驅(qū)壓力為0.2 MPa，中值壓力為0.61 MPa，R50為1.23μm，孔隙度20%，滲透率18.2 mD。此類曲線反映的儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)各項(xiàng)參數(shù)略差于Ⅰb類，表明儲(chǔ)層仍然擁有較好孔隙結(jié)構(gòu)和滲流能力，為具備較高產(chǎn)能的好儲(chǔ)層。代表該類儲(chǔ)層的樣品大約占到了所有樣品的33%，這類儲(chǔ)層多分布在海底扇水道中，巖性為分選較好的巖屑石英細(xì)砂巖，泥質(zhì)含量較少，以原生粒間孔為主，是DF13-2氣田的主要儲(chǔ)層。

Ⅱb類（較好）儲(chǔ)層：以DF13-1-B井3 046.84 m樣品的毛細(xì)管壓力曲線為代表（圖6c），毛細(xì)管壓力曲線呈粗歪度，排驅(qū)壓力為0.3 MPa，中值壓力為0.92 MPa，R50為0.72μm，孔隙度18.9%，滲透率5.23 mD。此類曲線反映的儲(chǔ)層孔喉偏小，連通性變差，為中孔低滲儲(chǔ)層。代表該類儲(chǔ)層的樣品大約占到了所有樣品的12%，多為海底扇水道極細(xì)砂巖，分布在DF13-1氣田Ⅰ氣組和13-2氣田Ⅱ氣組。

Ⅲ類（中等偏差）儲(chǔ)層：以DF1-1-12井2 713.02 m樣品的毛細(xì)管壓力曲線為代表（圖6d），毛細(xì)管壓力曲線呈細(xì)歪度，平臺(tái)段不明顯，排驅(qū)壓力為0.32 MPa，中值壓力為10.2 MPa，R50為0.07μm，孔隙度20.2%，滲透率2.728mD。此類曲線反映的儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)各項(xiàng)參數(shù)都差于前3類，表明儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)和滲流能力較差，為中等偏差儲(chǔ)層，只具備中低產(chǎn)能。代表該類儲(chǔ)層的樣品大約占到了所有樣品的23%，這類儲(chǔ)層主要分布在海底扇分支水道微相中，以極細(xì)砂巖為主，是DF13-1氣田的主要儲(chǔ)層。

It類（特低滲）儲(chǔ)層：以DF13-1-C井2 899.84 m樣品的毛細(xì)管壓力曲線為代表（圖6e），毛細(xì)管壓力曲線呈細(xì)歪度，進(jìn)汞始位高，無平臺(tái)段，排驅(qū)壓力為7.0 MPa，中值壓力為26 MPa，R50為0.03μm，孔隙度15.8%，滲透率0.274 mD。此類曲線反映儲(chǔ)層排驅(qū)壓力、中值壓力高，孔隙度雖仍較發(fā)育，但孔喉極其細(xì)小，連通性差，表明儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)和滲流能力極差，為特低滲儲(chǔ)層甚至是非有效儲(chǔ)層。該類儲(chǔ)層見于淺海砂壩以及海底扇分支水道的極細(xì)砂巖、粉砂巖，代表該類儲(chǔ)層的樣品大約占到了所有樣品的25%。

5 儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)與物性的關(guān)系

5.1 孔喉半徑與物性的關(guān)系

孔喉大小決定儲(chǔ)層滲透率的高低［7］。東方區(qū)黃流組一段典型樣品的毛細(xì)管壓力曲線（圖6）及汞飽和度與孔喉半徑關(guān)系曲線（圖7）顯示，Ⅰb—Ⅱb類儲(chǔ)層進(jìn)汞過程排驅(qū)壓力較低，孔喉半徑較大（圖6a、b、c，圖7a、b、c）；Ⅲ—Ⅰt類儲(chǔ)層進(jìn)汞過程排驅(qū)壓力較高，孔喉半徑偏?。▓D6d、e，圖7d、e）。這反映大孔喉區(qū)域峰值高的儲(chǔ)層，其滲透率也高。

圖7顯示汞飽和度與滲透率貢獻(xiàn)值并不完全匹配，進(jìn)汞量遞增的幅度及峰值總是滯后于滲透率貢獻(xiàn)值遞增的幅度和峰值。這反映大孔喉雖然所占的體積小，卻貢獻(xiàn)了滲透率的絕大部分；而小孔喉雖有較大的儲(chǔ)集空間，卻只有較小或根本沒有滲流能力。研究中還發(fā)現(xiàn)，該層段儲(chǔ)層滲透率變化大，同一孔隙度具有不同的滲透率，可以相差上百倍（圖3），這也體現(xiàn)了孔隙度與滲透率不同的物理意義，即滲透率既受限于孔隙系統(tǒng)壁上小規(guī)模粗糙程度所給予流體帶來的拖曳作用，也受限制于砂巖內(nèi)2點(diǎn)間流體必須經(jīng)流的長度，這兩者或兩者之一的變化都會(huì)改變滲透率而不改變孔隙度［8］。

圖7 鶯歌海盆地東方區(qū)黃流組一段砂巖汞飽和度和滲透率貢獻(xiàn)值與孔喉半徑的關(guān)系

該層段儲(chǔ)層Rmax（最大孔喉半徑）、R50、孔喉半徑均值與滲透率有較高的相關(guān)性，隨著孔喉半徑的增大，儲(chǔ)層物性變好（圖8a、b、c），也反映出大孔喉是決定和改善儲(chǔ)層滲透性的重要因素。由此可見，孔喉控制著儲(chǔ)層品質(zhì)，決定儲(chǔ)層流體的滲流能力，如果儲(chǔ)層大孔喉多，則流體滲流能力強(qiáng)，開發(fā)潛力大；反之，儲(chǔ)層小孔喉多、孔喉半徑細(xì)小，則流體滲流阻力大，開發(fā)難度大。

5.2 孔喉分選系數(shù)與物性的關(guān)系

東方區(qū)黃流組一段儲(chǔ)層物性與孔喉分選系數(shù)呈正相關(guān)關(guān)系（圖8d），即隨著分選系數(shù)增大，儲(chǔ)層物性變好，且滲透率與分選系數(shù)相關(guān)性好于孔隙度。研究區(qū)該層段儲(chǔ)層孔喉分選系數(shù)變化較大，在0.07～ 4.20之間，物性好的儲(chǔ)層分選系數(shù)較大，物性差的儲(chǔ)層分選系數(shù)較小，這是由于本區(qū)儲(chǔ)層是以細(xì)喉—微細(xì)喉為主，在孔喉普遍偏細(xì)的儲(chǔ)層中如果出現(xiàn)一些相對較粗的喉道，儲(chǔ)層滲透率可以得到極大的提高。由圖8b、c可以看出，DF13-1、DF13-2氣田該層段細(xì)砂巖儲(chǔ)層雖然出現(xiàn)較多微細(xì)孔喉（孔喉半徑平均值＜1μm），但也不乏相對較粗的孔喉（孔喉半徑平均值在1～5μm），使其孔喉分選差，正是這些相對較粗孔喉的出現(xiàn)才使這2個(gè)氣田儲(chǔ)層擁有較高的滲透率（表1）；而DF1-1氣田該層段粉砂巖儲(chǔ)層主要為微細(xì)孔喉，缺乏相對較粗大孔喉的溝通，這也是該氣田儲(chǔ)層滲透率低的原因之一。

圖8 鶯歌海盆地東方區(qū)黃流組一段儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)與物性的關(guān)系

5.3 變異系數(shù)與物性的關(guān)系

東方區(qū)黃流組一段儲(chǔ)層具有其物性隨著變異系數(shù)增大變好的特征（圖8e），并且變異系數(shù)對滲透率的影響要高于其對孔隙度的影響。對于孔喉偏細(xì)的儲(chǔ)層，若變異系數(shù)變低，反映對滲透率無貢獻(xiàn)的小孔喉增多，從而降低了儲(chǔ)層的滲透率；反之，若變異系數(shù)增大，反映孔喉分選差，相應(yīng)增加對滲透率貢獻(xiàn)大的大孔喉，從而提高了儲(chǔ)層的滲透率。

5.4 歪度與物性的關(guān)系

東方區(qū)黃流組一段儲(chǔ)層的歪度分布范圍在－1.5～1.5之間，歪度與滲透率具有一定的相關(guān)性，與孔隙度卻不具備相關(guān)性（圖8f）。當(dāng)歪度為正值時(shí)，孔隙分布偏向大孔喉，儲(chǔ)層滲透性變好；當(dāng)歪度為負(fù)值時(shí)，孔隙分布偏向小孔喉，儲(chǔ)層滲透性變差。例如DF13-2氣田該層段極細(xì)—細(xì)砂巖的歪度多為正值，平均為0.71，滲透率在1.66～330 mD，具中—高滲特征；而DF1-1氣田該層段粉砂巖的歪度多為負(fù)值，平均為－0.33，滲透率在0.06～0.83 mD，表現(xiàn)低滲—特低滲特征。

5.5 均質(zhì)系數(shù)與物性的關(guān)系

東方區(qū)黃流組一段儲(chǔ)層均質(zhì)系數(shù)小，分布在0.1～0.6之間，與滲透率有一定的傾向性關(guān)系，但對擁有不同孔喉的儲(chǔ)層其相關(guān)程度不一致（圖8g）。在孔喉較粗的儲(chǔ)層中出現(xiàn)均質(zhì)系數(shù)與物性的正相關(guān)，即均質(zhì)系數(shù)越大，孔喉的分選性越好，孔喉分布越均勻，儲(chǔ)層的滲透率越大，如DF13-2氣田；但在以微細(xì)喉為主的儲(chǔ)層中卻出現(xiàn)隨均質(zhì)系數(shù)增大滲透率反而略為降低的趨勢，如DF1-1氣田，這是由于在孔喉偏細(xì)的儲(chǔ)層中，均質(zhì)系數(shù)增大可使孔喉分選性變好，但也會(huì)引起對滲透率無貢獻(xiàn)的小孔喉增多，從而降低了儲(chǔ)層的滲透性。這一點(diǎn)與孔喉分選系數(shù)、變異系數(shù)有相同之處。

6 儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)與含氣性的關(guān)系

油氣從烴源巖生成并排出之后，在驅(qū)動(dòng)力作用下通過輸導(dǎo)層進(jìn)入儲(chǔ)層，油氣的非潤濕相取代儲(chǔ)層孔隙中的水；并隨著驅(qū)動(dòng)力的增加，油氣由大孔隙逐漸進(jìn)入小孔隙，最后到達(dá)毛細(xì)管壓力大于油柱的浮力位置時(shí)，油氣即被圈閉。Pittman在1992年提出了“峰點(diǎn)孔喉半徑”概念，認(rèn)為峰點(diǎn)孔喉半徑是成藏的必經(jīng)之路，其物理意義是單位壓差下進(jìn)汞量最大的位置。所以，一旦油氣突破峰點(diǎn)孔喉半徑時(shí)，含油（氣）飽和度能迅速增加，儲(chǔ)層才能成為有效的油氣層，可以說此值是油氣成藏的閾值［9-11］。

東方區(qū)黃流組一段氣藏產(chǎn)層統(tǒng)計(jì)表明，氣層峰點(diǎn)孔喉半徑分布優(yōu)勢區(qū)域?yàn)?.1～5.2μm，差氣層為0.15～2.34μm，氣水同層為0.75～1.60μm，含氣水層、水層為0.63～5.00μm，干層為0.04～0.09μm（圖9a），氣層、含氣水層、水層對應(yīng)的儲(chǔ)層峰點(diǎn)孔喉半徑較大，干層所對應(yīng)的儲(chǔ)層峰點(diǎn)孔喉半徑最小。由此可見，砂巖儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)的差異引起了儲(chǔ)層含氣性的差異。

研究該層段儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)與含氣性關(guān)系時(shí)發(fā)現(xiàn)，東方區(qū)Ⅰb、Ⅱa、Ⅱb類儲(chǔ)層位于有利的峰點(diǎn)結(jié)構(gòu)區(qū)，有利于油氣的聚集（圖9b），為中高產(chǎn)能儲(chǔ)層，經(jīng)測試獲日產(chǎn)40萬～120萬m3天然氣產(chǎn)能；Ⅲ類儲(chǔ)層位于中等偏差的峰點(diǎn)結(jié)構(gòu)區(qū)，只有部分儲(chǔ)層位于相對有利的油氣聚集區(qū)，一般為中低產(chǎn)能區(qū)（日產(chǎn)氣量小于10萬m3）；It類特低滲儲(chǔ)層雖不處于有利的峰點(diǎn)結(jié)構(gòu)區(qū)，但已鉆井氣層資料揭示，在峰點(diǎn)孔喉半徑細(xì)小的It類儲(chǔ)層中也發(fā)現(xiàn)了差氣層（圖9），在目前生產(chǎn)條件下這些差氣層產(chǎn)能偏低，但經(jīng)儲(chǔ)層改造可獲一定經(jīng)濟(jì)效益，是潛在產(chǎn)能區(qū)。

圖9 鶯歌海盆地東方區(qū)黃流組一段儲(chǔ)層滲透率與峰點(diǎn)孔喉半徑的關(guān)系

7 結(jié)論

鶯歌海盆地東方區(qū)黃流組一段超壓砂巖儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，中孔、高滲至低孔、特低滲儲(chǔ)層均有出現(xiàn)。根據(jù)毛細(xì)管壓力曲線形態(tài)，參考鑄體薄片及掃描電鏡等資料，東方區(qū)該層段儲(chǔ)層可分為Ⅰb、Ⅱa、Ⅱb、Ⅲ、It等5類，其中Ⅱa、Ⅲ類儲(chǔ)層分布較廣，是研究區(qū)的主要儲(chǔ)集層?？紫额愋?、孔喉大小是控制儲(chǔ)集層滲透率的重要因素，孔喉半徑、分選系數(shù)、變異系數(shù)、歪度對儲(chǔ)層滲透率影響較大。東方區(qū)該層段Ⅰb、Ⅱa、Ⅱb類儲(chǔ)層物性好，位于有利的峰點(diǎn)結(jié)構(gòu)區(qū)，有利于油氣的聚集，為中高產(chǎn)能儲(chǔ)層；Ⅲ類儲(chǔ)層物性中等偏差，為中低產(chǎn)能儲(chǔ)層；It類儲(chǔ)層物性差，是潛在的產(chǎn)能儲(chǔ)層。

致謝：文中所使用的物性原始數(shù)據(jù)來源于中海油能源發(fā)展股份有限公司鉆采工程研究院湛江實(shí)驗(yàn)中心，壓汞測試原始數(shù)據(jù)來源于中國石化股份勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院石油地質(zhì)測試中心，在此表示感謝。

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Pore structure characteristics of Member 1 overpressured reservoir in Huangliu formation，Dongfang area，Yinggehai basin

zhang Huolan Pei Jianxiang Xie Jinyou Yu Junfeng Ai Nengping
（zhanjiang Branch of CNOOC Ltd.，Guangdong，524057）

By means of several tools such as cast thin sections，SEM（scanning electron microscope）observation and mercury intrusion curve analysis，the properties of Member 1 overpressured sandstone reservoir in Upper Miocene Huangliu formation of Dongfang area，Yinggehai basin，including spatial distribution，pore types，pore structure and gas concentration，were deeply researched．The results have indicated that：（1）this overpressured reservoir is highly heterogeneous，with various petrophysical parameters from middle porosity plus high permeability to low porosity plus exrtemely-low permeability coexistent；（2）the pore type and pore-throat size are the most important factors to control reservoir permeability，and the pore-throat radius，sorting coefficient，variation coefficient and skewness may also have great impacts on the reservoir permeability．According to the petrophysical properties and pore structure characteristics，this reservoir can be divided into five types，i．e．TypeⅠb，Ⅱa，Ⅱb，ⅢandⅠt，and TypeⅠb，Ⅱa，andⅡb are in the advantageous locations that are favorable to gas accumulation and could become the gas reservoirs with middle-high productivity．

Yinggehai basin；Dongfang area；Member 1 of Huangliu formation；overpressured reservoir；spatial distribution；petrophysical property；pore type；pore structure；gas concentration

2013-08-07改回日期：2013-10-24

（編輯：周雯雯）

*國家科技重大專項(xiàng)“鶯瓊盆地高溫高壓天然氣有利目標(biāo)評價(jià)研究（編號(hào)：2011z X05023-004）”部分研究成果。

張伙蘭，女，工程師，主要從事石油地質(zhì)方面研究工作。地址：廣東省湛江市坡頭區(qū)22號(hào)信箱湛江分公司研究院（郵編：524057）。E-mail：zhanghuol＠cnooc．com．cn。