康婷婷，王亞明，沈祿銀，康　華，祝令敏

（1.長(zhǎng)江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北武漢430100；2.中國(guó)石化中原油田分公司勘探開發(fā)科學(xué)研究院，河南濮陽(yáng)457001）

查干凹陷蘇一段碎屑巖有效儲(chǔ)層物性下限及其主控因素研究

康婷婷1，王亞明2，沈祿銀1，康華2，祝令敏2

（1.長(zhǎng)江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北武漢430100；2.中國(guó)石化中原油田分公司勘探開發(fā)科學(xué)研究院，河南濮陽(yáng)457001）

綜合運(yùn)用巖心、物性數(shù)據(jù)、鉆采資料、試油和測(cè)井解釋等資料，運(yùn)用分布函數(shù)曲線法、含油產(chǎn)狀法、孔隙度—滲透率交會(huì)法及試油法，共同確定查干凹陷蘇一段碎屑巖有效儲(chǔ)層物性下限值，并根據(jù)試油結(jié)果進(jìn)行驗(yàn)證。在此基礎(chǔ)上分析了巖性、成巖作用和沉積相對(duì)有效儲(chǔ)層的影響。結(jié)果表明，辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂體物性最好，其次為扇三角洲前緣水下分流河道砂體，滑塌濁積扇砂體物性最差；從不同巖性的孔隙度分布區(qū)間來看，有效儲(chǔ)層主要發(fā)育在砂礫巖及細(xì)砂巖中，含礫砂巖次之，礫狀砂巖及粉砂巖有效儲(chǔ)層發(fā)育最差。壓實(shí)作用減少的孔隙度平均為16.96%，膠結(jié)作用減少的孔隙度平均為8.5%，對(duì)有效儲(chǔ)層物性變差影響較大；酸性溶蝕作用增加的孔隙度平均為5.28%，可改善儲(chǔ)層物性。總體上，儲(chǔ)層物性主要受到沉積相和成巖作用兩大因素控制，沉積相對(duì)有效儲(chǔ)層的控制作用強(qiáng)于成巖作用。

查干凹陷；蘇一段；有效儲(chǔ)層；物性下限；主控因素

有效儲(chǔ)層指已有烴類流體聚集且在后期開發(fā)中可以開采的儲(chǔ)層，有效儲(chǔ)層物性下限是指儲(chǔ)層能夠成為有效儲(chǔ)層應(yīng)具有的最小有效孔隙度和最小滲透率。識(shí)別有效儲(chǔ)層的關(guān)鍵在于確定物性下限。有效儲(chǔ)層不同于有效油層，它的范圍較大，包括了油層、含油水層、油水同層和水層，無效儲(chǔ)層就是指干層［1］。

儲(chǔ)層有效厚度下限的確定有多種方法，目前較成熟的有測(cè)試法、經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)法、鉆井液侵入法、泥質(zhì)含量法、最小有效孔喉法等。單一方法確定的有效厚度下限只能從一個(gè)方面反映儲(chǔ)層的特征，在實(shí)際應(yīng)用時(shí)具有一定的局限性并具有特定適用范圍，不能真正代表儲(chǔ)層實(shí)際的下限，因此確定儲(chǔ)層有效厚度下限時(shí)應(yīng)該應(yīng)用多種方法相互驗(yàn)證，確定儲(chǔ)層的實(shí)際物性下限，從而反映儲(chǔ)層的特征［2-8］。本文根據(jù)查干凹陷蘇一段測(cè)井解釋物性資料及碎屑巖油氣綜合地質(zhì)解釋結(jié)果 （油層、油水同層、干層等），應(yīng)用分布函數(shù)曲線法、試油法、孔隙度—滲透率交會(huì)法和含油產(chǎn)狀法分別確定了蘇一段有效儲(chǔ)層物性下限，同時(shí)探討了有效儲(chǔ)層的主要控制因素，對(duì)儲(chǔ)層的解釋評(píng)價(jià)、儲(chǔ)層有效厚度的劃分及儲(chǔ)量計(jì)算有著重要意義［9］。

1　地質(zhì)背景

查干凹陷構(gòu)造位置東起楚干凸起，東南鄰近狼山，南部為本巴圖隆起，西與西尼凸起相接，北部為盆地中央隆起帶。進(jìn)一步可分為西部次凹、毛敦次凸和東部次凹3個(gè)二級(jí)構(gòu)造單元。查干凹陷是一個(gè)長(zhǎng)軸呈東北向的典型箕狀凹陷，長(zhǎng)60km，寬40km，面積約為 2000km2，基底最大埋深為6400m。凹陷內(nèi)自然地理地貌為戈壁灘，氣候比較干燥炎熱，晝夜溫差和季節(jié)溫差都很大，地勢(shì)南高北低，海拔高度大致從1100m至1300m［10］。

查干凹陷盆地基底為上古生界二疊系，巖性主要有變質(zhì)砂巖、板巖、花崗巖、花崗斑巖、云母片巖等淺變質(zhì)巖，為沉積巖經(jīng)過區(qū)域變質(zhì)作用形成。儲(chǔ)層和蓋層包括中生界下白堊統(tǒng)巴音戈壁組、蘇紅圖組、銀根組碎屑巖系，以及上白堊統(tǒng)烏蘭蘇海組及新生界古近系—新近系，第四系最大埋深6400m，缺失三疊系和侏羅系。

查干凹陷蘇一段具 “水火共生”特點(diǎn)，即火山巖與碎屑巖互層分布，蘇一段的沉積展布受到火山巖的控制。從砂體展布范圍及厚度來看，烏力吉地區(qū)的毛11—祥6區(qū)塊扇體規(guī)模最大，砂體最為發(fā)育，其次為毛3、毛4井區(qū)，以及圖拉格一側(cè)的意3井區(qū)和工區(qū)北部的意6—意8井區(qū)。結(jié)合砂地比、紅色泥巖平面展布、紅色或灰色泥巖平面圖及測(cè)井、錄井資料，綜合認(rèn)為圖拉格下降盤及毛西斷層下降盤均有連片扇三角洲相發(fā)育，而在虎勒斷層一側(cè)則發(fā)育分選較好、淘洗較干凈的、牽引流沉積為主的辮狀河三角洲［11］。

2　有效儲(chǔ)層物性下限的確定

2.1分布函數(shù)曲線法

分布函數(shù)曲線法從統(tǒng)計(jì)學(xué)角度出發(fā)，在同一坐標(biāo)系內(nèi)分別繪制有效儲(chǔ)層和無效儲(chǔ)層的孔隙度、滲透率頻率分布曲線，兩條曲線交點(diǎn)所對(duì)應(yīng)的數(shù)值為有效儲(chǔ)層物性下限值。

收集查干凹陷蘇一段綜合地質(zhì)解釋結(jié)果，參考完井報(bào)告等資料，采用分布函數(shù)法求取本區(qū)深層有效儲(chǔ)層物性下限。由圖1可知，查干凹陷蘇一段有效儲(chǔ)層孔隙度下限為9.25%，滲透率下限為0.126mD。

2.2試油法

試油法是根據(jù)試油結(jié)果，將無效儲(chǔ)層 （干層）和有效儲(chǔ)層 （油層、油水層和水層等）對(duì)應(yīng)的各種物性指標(biāo)繪制在同一坐標(biāo)系內(nèi)，有效儲(chǔ)層和無效儲(chǔ)層的分界處對(duì)應(yīng)的物性值為有效儲(chǔ)層物性下限值。在所有研究方法中，試油法是動(dòng)態(tài)和靜態(tài)資料相結(jié)合的相對(duì)直觀、可靠的方法，尤其是物性下限附近數(shù)據(jù)點(diǎn)越多時(shí)，確定的下限結(jié)果就越準(zhǔn)確可靠。

查干凹陷蘇一段油氣顯示、試油結(jié)果、電阻率與物性的數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，油氣顯示主要為油跡和油斑，其對(duì)應(yīng)的孔隙度分布范圍大于5% （圖2a）。在試油結(jié)果與物性關(guān)系圖上可看出，低產(chǎn)油層的孔隙度為9.5%以上 （圖2b）。

壓汞參數(shù)法表明，當(dāng)孔隙度小于6.5%后，排驅(qū)壓力急劇增大 （圖3a）。由此確定研究區(qū)有效儲(chǔ)層物性下限：一類儲(chǔ)層孔隙度為9.5%，滲透率為0.121mD，聲波時(shí)差為225μs/m；二類儲(chǔ)層孔隙度為6.5%，聲波時(shí)差為215μs/m（圖3b）。

圖1　分布函數(shù)曲線法確定有效儲(chǔ)層物性下限圖Fig.1　Defining lower property limit by distribution function curve method

圖2　蘇一段油氣顯示和試油結(jié)果與物性關(guān)系圖Fig.2　Correlation between the oil and gas showand potential test results and the reservoir property of the first member of Suhongtu Formation

圖3　蘇一段排驅(qū)壓力和聲波時(shí)差與孔隙度關(guān)系圖Fig.3　Correlation between the displacement pressure and acoustic time difference and the property of the first member of Suhongtu Formation

2.3孔隙度—滲透率交會(huì)法

收集研究區(qū)物性資料 （孔隙度取實(shí)測(cè)孔隙度值）做孔隙度—滲透率交會(huì)圖 （圖4）?？紫抖取獫B透率交會(huì)圖分為三段式：第一段，隨著孔隙度的增加，滲透率增加幅度不大，此段主要為低滲透儲(chǔ)層；第二段，隨孔隙度增大，滲透率呈明顯增大趨勢(shì)，此段為滲透率和孔隙度均比較好的有效儲(chǔ)層；第三段，隨孔隙度的增大，滲透率急劇增大，此類儲(chǔ)層為高孔、高滲儲(chǔ)層。通常取第一、第二段的轉(zhuǎn)折點(diǎn)為區(qū)分有效儲(chǔ)層與無效儲(chǔ)層的界限。由圖4可知查干凹陷蘇一段有效儲(chǔ)層物性下限為孔隙度7.6%、滲透率0.091mD。

圖4　孔隙度—滲透率交會(huì)法確定有效儲(chǔ)層物性下限圖Fig.4　Defining lower property limit by convergence method of porosity and permeability

2.4含油產(chǎn)狀法

考慮研究區(qū)試油資料匱乏，而巖心觀測(cè)比較詳細(xì)，以及記錄比較清晰、明確的特點(diǎn)，建立了巖心含油級(jí)別、物性與試油結(jié)果的關(guān)系，確定了含油產(chǎn)狀的出油下限。具體思路為：首先，根據(jù)試油和生產(chǎn)測(cè)試資料，分別對(duì)有效儲(chǔ)層、可疑儲(chǔ)層與干層在物性坐標(biāo)內(nèi)投點(diǎn)，初步確定有效儲(chǔ)層物性下限值；然后，利用巖心觀察中不同含油級(jí)別的數(shù)據(jù)點(diǎn)在同一坐標(biāo)系內(nèi)投點(diǎn)，共同確定有效儲(chǔ)層物性下限。

由圖5分析，查干凹陷蘇一段含油產(chǎn)狀與物性、試油結(jié)果具有一定的相關(guān)性，巖心觀測(cè)中含油級(jí)別在熒光之上的均可成為有效儲(chǔ)層，確定了有效儲(chǔ)層物性下限值為孔隙度 ?9.8%、滲透率0.112mD。

圖5　含油產(chǎn)狀法確定有效儲(chǔ)層物性下限圖Fig.5　Defining lower property limit by occurrence method of oiliness

3　有效儲(chǔ)層物性下限驗(yàn)證

利用查干凹陷8口井 （查參1井、毛1井、毛3井、毛11井、祥5井、意2井、意5井、意6井）蘇一段的試油資料和完井報(bào)告對(duì)各種方法計(jì)算的有效儲(chǔ)層物性下限值 （表1）進(jìn)行驗(yàn)證。驗(yàn)證過程中，試油結(jié)果為有效儲(chǔ)層的井段，其平均孔隙度和滲透率必須高于有效儲(chǔ)層物性下限值；試油結(jié)果為無效儲(chǔ)層，則物性值低于計(jì)算有效儲(chǔ)層物性下限值；符合此規(guī)律則說明下限值符合生產(chǎn)實(shí)踐，計(jì)算結(jié)果合理，反之結(jié)果錯(cuò)誤。

表1　不同方法確定的有效儲(chǔ)層物性下限表Table 1　Contrast between different methods of defining lower property limit

8口井18個(gè)試油井段驗(yàn)證結(jié)果中 （表2），存在兩個(gè)試油井段結(jié)果與計(jì)算物性下限不符，正確率為零。分別為：意2井3059.0～3081.5m井段，試油結(jié)果分析為干層，計(jì)算物性下限判別為有效儲(chǔ)層。分析其原因，計(jì)算采用的物性數(shù)值為電測(cè)解釋孔隙度，在研究區(qū)，電測(cè)解釋孔隙度普遍比實(shí)測(cè)孔隙度高。意2井2688～2698m井段，試油結(jié)果分析為含油水層，計(jì)算物性下限判別為無效儲(chǔ)層。分析認(rèn)為，造成誤判的原因可能是存在裂縫導(dǎo)致孔隙度下限值降低。

表2　有效儲(chǔ)層物性下限驗(yàn)證結(jié)果表Table 2　Validation results of valid lower property limit

4　有效儲(chǔ)層發(fā)育的控制因素

巖性、沉積、成巖作用等多種因素共同控制和制約了儲(chǔ)層的發(fā)育［1］。沉積作用決定著沉積物顆粒的大小、分選、磨圓、充填方式、膠結(jié)類型及砂巖的原始結(jié)構(gòu)狀態(tài)等；從而控制了砂體類型，決定了砂巖原始孔隙度的大小和滲透性的高低［9］。成巖作用決定了儲(chǔ)層的膠結(jié)類型及后期改造。

4.1沉積相對(duì)有效儲(chǔ)層的影響

沉積相是控制儲(chǔ)層發(fā)育的宏觀因素，在斷陷湖盆中，砂體沉積時(shí)所處的古地理環(huán)境和水動(dòng)力條件等不同，儲(chǔ)集性能存在差異。查干凹陷蘇一段發(fā)育的沉積相類型主要包括辮狀河三角洲相、扇三角洲相、滑塌濁積扇相及灘壩相。微相類型有：扇三角洲平原水上辮狀河道、扇三角洲前緣席狀砂、扇三角洲前緣水下分流河道、前緣河口壩及辮狀河三角洲前緣水下分流河道。對(duì)不同微相類型砂體的實(shí)測(cè)物性統(tǒng)計(jì) （圖6）發(fā)現(xiàn)，辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂體物性最好，其孔隙度大于8%的樣品占57.5%；其次為扇三角洲前緣水下分流河道砂體，其孔隙度大于8%的樣品占24%。該區(qū)扇三角洲平原辮狀河道、前緣河口壩砂體及前緣席狀砂物性也較差，孔隙度主要分布于3%～5%?？傮w來說，不同的沉積微相砂體孔隙度大小依次為：辮狀河三角洲前緣水下分流河道＞扇三角洲前緣水下分流河道＞前緣河口壩＞扇三角洲平原水上辮狀河道＞扇三角洲前緣席狀砂。

圖6　不同沉積微相孔隙度分布頻率圖Fig.6　Porosity distribution frequency diagram of different sedimentary microfacies

4.2巖性對(duì)有效儲(chǔ)層的影響

查干凹陷蘇一段可作為儲(chǔ)層的巖性主要有砂礫巖、礫狀砂巖、含礫砂巖、細(xì)砂巖及粉砂巖等。各種巖性的物性統(tǒng)計(jì)分析 （表3）表明，砂礫巖的孔隙度為2%～6%的占樣品總數(shù)的40%以右，大于8%的高達(dá)33%；礫狀砂巖和含礫砂巖整體分選性較差，壓實(shí)作用較強(qiáng)，其孔隙度主要為2%～8%，大于8%的占樣品總數(shù)的18%及30%；細(xì)砂巖的孔隙度主要為4%～10%，大于8%的占36%。粉砂巖孔隙度主要在6%以下，大于8%的僅占17%。從不同巖性孔隙度分布區(qū)間來看，有效儲(chǔ)層主要發(fā)育在砂礫巖及細(xì)砂巖中，含礫砂巖次之，礫狀砂巖及粉砂巖最差。

表3　不同巖性物性數(shù)據(jù)表Table 3　The comparison table of reservoir physical property of different lithology

續(xù)表

4.3成巖作用對(duì)有效儲(chǔ)層的影響

有些成巖作用在一定程度上可以改善儲(chǔ)層物性，如溶蝕作用；而有些則會(huì)使孔隙減少，如壓實(shí)作用和膠結(jié)作用，稱為破壞性成巖作用［12］。成巖作用階段是埋藏深度、溫度、壓力、有機(jī)質(zhì)演化等綜合因素的總體體現(xiàn)，能夠全面地反映成巖作用對(duì)有效儲(chǔ)層的影響［13］。

4.3.1壓實(shí)減孔作用最明顯

壓實(shí)作用減小孔隙體積，縮小喉道尺寸，破壞儲(chǔ)層的孔滲性［14］。通過對(duì)目的層段巖石薄片、鑄體薄片的定量統(tǒng)計(jì)分析，蘇一段的壓實(shí)強(qiáng)度較強(qiáng)，壓實(shí)作用減少的孔隙度平均達(dá)16.96%，是儲(chǔ)層物性變差的主因 （表4）。

表4　查干凹陷蘇一段壓實(shí)作用定量數(shù)據(jù)表Table 4　Quantitative data of compaction of the first member of Suhongtu Formation in Chagan sag

4.3.2膠結(jié)減孔作用影響大

研究區(qū)儲(chǔ)層膠結(jié)物主要包括 （鐵）方解石、（鐵）白云石、自生黏土、硅質(zhì)、長(zhǎng)石及黃鐵礦等。膠結(jié)物儲(chǔ)層主要起破壞性作用，如鐵白云石形成時(shí)間較晚，充填在剩余粒間孔中，并交代石英顆粒，占據(jù)了孔隙空間，降低了孔隙度，使儲(chǔ)層物性變差。蘇一段的膠結(jié)強(qiáng)度較強(qiáng)，膠結(jié)作用減少的的孔隙度平均達(dá)8.5%，對(duì)儲(chǔ)層物性變差具有較大影響 （表5）。

表5　查干凹陷蘇一段膠結(jié)作用定量數(shù)據(jù)表Table 5　The decrease of pore because of cementation of lower Suhongtu formation in Chagan sag

4.3.3溶蝕增孔分區(qū)作用明顯

查干凹陷蘇一段溶蝕作用包括酸性溶蝕作用和堿性溶蝕作用［15］。其中，堿溶增孔作用基本可以忽略，本文主要探討酸性溶蝕作用對(duì)有效儲(chǔ)層的影響。

酸性溶蝕作用的主要對(duì)象是碳酸鹽膠結(jié)物、長(zhǎng)石和方解石。有機(jī)酸隨孔隙流體沿優(yōu)勢(shì)通道進(jìn)入砂巖之后，容易促成方解石膠結(jié)物的溶解，此外，有機(jī)酸還會(huì)發(fā)生脫羧基作用，其生成的CO2溶于水中形成碳酸，也會(huì)使砂巖中易溶成分溶解，形成次生孔隙［16］。定量分析表明，蘇一段的溶蝕作用較強(qiáng)，溶蝕作用增加的孔隙度平均達(dá)5.28%，對(duì)儲(chǔ)層物性改善具有較大影響 （表6）。

表6　查干凹陷蘇一段溶蝕作用定量數(shù)據(jù)表Table 6　Quantitative data of dissolution of the first member of Suhongtu Formation in Chagan sag

5　結(jié)束語

（1）運(yùn)用4種方法對(duì)查干凹陷蘇一段有效儲(chǔ)層物性下限進(jìn)行研究，所得出的有效儲(chǔ)層物性下限雖有所偏差，但在誤差允許范圍內(nèi)，試油結(jié)論驗(yàn)證了有效儲(chǔ)層物性下限計(jì)算結(jié)果的有效性。

（2）有效儲(chǔ)層物性下限值受很多因素影響，沉積相帶是影響研究區(qū)蘇一段有效儲(chǔ)層發(fā)育的關(guān)鍵因素，在成巖作用中，壓實(shí)減孔和膠結(jié)減孔對(duì)有效儲(chǔ)層物性下限值的影響較大，溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層的物性具有一定的改善作用。

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Lower Property Limit and Controls on Clastic Reservoirs of First Member of Suhongtu Formation in Chagan Sag

Kang Tingting1，Wang Yaming2，Shen Luyin1，Kang Hua2，Zhu Lingmin2
（1.College of Geosciences，Yangtze University，Wuhan，Hubei 430100，China；2.Research Institute of Exploration and Development，Sinopec Zhongyuan Oilfield Company，Puyang，Henan 457001，China）

Based on the drilling core，physical property，drilling，well testing and well logging data，the lower property limit of the first member of Suhongtu Formation in Chagan Sag was determined by applying distribution function curve method，occurrence method of oiliness，convergence method of porosity and permeability and production test method which were certificated by actual data measurement.On this basis，we analyzed the effects of lithology，sedimentary facies，and diagenetic on the formation of effective reservoir rocks.Results showed that：the physical property of braid river-deltaic front subaqueous distributary channel was the best，secondly was the fan-deltaic front subaqueous distributary channel，and the physical property of fluxoturbidite sand body was the worst.From different proportion area property occupied of different lithology of view，effective reservoir mainly developed in fine conglomerate and sandstone，pebbly sandstone was the second，and brecciated sandstones and siltstones were the worst.In diagenesis，compaction was 16.96%.The averaging decreasing property because of cementation was 8.5%and its influence to effective reservoir was obvious.The averaging decreasing property because of acidic corrosion was 5.28%，having significant results on reconstructing reservoir as preponderance valid reservoir.On the whole，reservoir properties were controlled mainly by raw material basis and diagenesis，and the control on valid reservoir of sedimentary facies was stronger than lithology.

Chagan sag；the first member of Suhongtu Formation；valid reservoir；lower property limit；major controlling factors

TE122.1

A

康婷婷 （1990年生），女，在讀碩士，礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)，研究方向?yàn)槌练e儲(chǔ)層。郵箱：991170771 @qq.com。