王繼成，姜春艷，代云嬌，張 輝，戴 宗，袁丙龍.

(1.中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057；2.中海石油(中國)有限公司深圳分公司，廣東深圳 518067)

目前我國已探明低滲透油田地質(zhì)儲量52.14×108t，占全部探明儲量的26.1%；已動用低滲透油田地質(zhì)儲量25.5%，其中低滲透砂巖油層占大部分；目前我國新增的油氣儲量相當部分也為低滲透砂巖油氣儲層[1-2]。低滲透砂巖油氣儲層的勘探開發(fā)將是未來我國石油勘探開發(fā)的主戰(zhàn)場。

此類儲層具有孔隙結(jié)構(gòu)復雜、孔喉細微、滲流阻力大、泥質(zhì)含量高、非均質(zhì)性強等特點[3-4]，這些內(nèi)在因素反映在油田生產(chǎn)上即表現(xiàn)為油井產(chǎn)能低、穩(wěn)產(chǎn)狀況差和壓力下降快等，因此，通過加強對低滲砂巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征的研究，建立其分類評價標準，有助于在現(xiàn)有經(jīng)濟技術(shù)條件下針對不同類別的低滲砂巖儲層采取更有針對性的開發(fā)策略，進而助力油田的合理高效開發(fā)[5]。

1 研究區(qū)概況

陸豐A油田區(qū)域上位于珠江口盆地陸豐凹陷，發(fā)育于南西—北東方向收斂的鼻狀構(gòu)造帶上(圖1)。受拉張應(yīng)力作用，構(gòu)造范圍內(nèi)發(fā)育多條正斷層，斷層為張性特征并具有多期活動的特點。本次研究的目的層位于古近系文昌組下部，巖性主要為細砂巖、粉砂巖，少量含礫中砂巖。文昌組沉積時期，陸豐凹陷周邊有四大凸起區(qū)，包括西南部的惠陸低凸起區(qū)、北部的陸豐中低凸起區(qū)、東部的惠陸東低凸起區(qū)、東南部的東沙隆起區(qū)都對陸豐凹陷具有穩(wěn)定的供源能力。該時期近物源區(qū)發(fā)育辮狀河三角洲沉積，遠端發(fā)育濱淺湖沉積，研究區(qū)位于近物源區(qū)，儲層以辮狀河三角洲水下分流河道沉積為主。

圖1 珠江口盆地陸豐A油田區(qū)域構(gòu)造位置Fig.1 Tectonic location of Lufeng A oilfield, Pearl River Mouth basin

2 儲層基本特征

2.1 儲層巖石學特征

據(jù)鑄體薄片分析鑒定，陸豐A油田文昌組儲層巖性主要為石英砂巖和長石石英砂巖，少量巖屑石英砂巖。砂巖的成分主要為石英(占66.6%)，其次為長石(斜長石占14.8%，鉀長石占9.5%)，少量菱鐵礦、方解石和黃鐵礦等(圖2)。

圖2 文昌組儲層巖石組分分布Fig.2 Rock mineral components of reservoir in Wenchang formation

文昌組巖石顆粒風化程度中等，分選中等，次圓—次棱狀，巖石粒度較細，巖性以細砂巖、粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖為主。統(tǒng)計顯示，細砂巖占比最大，為60.6%；其次為泥質(zhì)粉砂巖，為25.9%；粉砂巖，中、粗砂巖，占比均小于8%(圖3)。

圖3 文昌組儲層巖性占比Fig.3 Histogram of reservoir lithology in Wenchang formation

文昌組砂巖儲層的支撐類型為顆粒支撐結(jié)構(gòu)，巖石結(jié)構(gòu)受壓實作用影響較大，隨著儲層埋深的增加，膠結(jié)類型由孔隙式膠結(jié)漸變?yōu)榭紫丁獕呵妒侥z結(jié)，碎屑顆粒的接觸關(guān)系由點—線接觸漸變?yōu)榘纪埂€接觸。由LF-A-1井4 035.0 m樣品點砂巖鑄體薄片照片可見，該樣品點巖性為細—中粒石英砂巖，顆粒接觸性質(zhì)為點—線接觸(圖4a)；而4 168.2 m樣品點巖性為中—粗粒石英砂巖，顆粒接觸性質(zhì)為凹凸—線接觸(圖4b)，表明隨埋深增加，壓實作用有所增強。上述樣品中均未見縫合接觸，表明壓溶作用不強。

2.2 儲層物性特征

文昌組儲層測井解釋孔隙度主要分布在10.0%～14.0%之間，平均值為11.5%；測井解釋滲透率主要分布在0.1～20.0 mD之間，平均值為15.7 mD(圖5)。儲層孔隙度和滲透率相關(guān)性較好，相關(guān)系數(shù)為0.86(圖6)。由圖可見，滲透率隨孔隙度增大而增大的趨勢比較明顯，可以認為，孔隙度越大，儲層巖石中較大的孔喉占比越高，相應(yīng)的滲透率也會有增大的趨勢；同時，當滲透率相同時，孔隙度可以相差±2%左右，分析認為這表明儲層內(nèi)對滲透率貢獻較小的微孔隙較為發(fā)育。

圖4 文昌組儲層碎屑顆粒之間的接觸關(guān)系Fig.4 Contact between the detrital grains of reservoir in Wenchang formation

圖5 文昌組儲層物性分布直方圖Fig.5 Histogram of reservoir physical property in Wenchang formation

圖6 文昌組儲層孔隙度—滲透率關(guān)系Fig.6 Pore-permeability correlation of reservoir in Wenchang formation

3 儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征

3.1 孔喉類型

如前所述，陸豐A油田文昌組儲層成巖作用以壓實作用為主，溶蝕作用相對較弱，膠結(jié)物含量總體較少，以方解石膠結(jié)為主，其次為石英加大邊，自生黏土礦物和黃鐵礦普遍存在，但含量不高。碎屑顆粒接觸關(guān)系以點—線接觸和凹凸—線接觸為主。鑄體薄片和掃描電鏡分析顯示儲層孔隙較為發(fā)育，面孔率分布范圍為0.5%～23%，平均面孔率為9.6%。鑄體薄片觀察顯示，文昌組儲層微觀非均質(zhì)性較強，孔喉分布較不均勻，孔隙類型多樣，可見原生粒間孔、鑄?？?、長石粒內(nèi)溶孔和晶間孔等，以原生粒間孔為主，喉道類型主要為片狀喉道、彎片狀喉道、管束狀喉道，局部為縮頸型喉道、孔隙縮小型喉道(圖7)。

圖7 文昌組儲層孔隙類型Fig.7 Pore types of reservoir in Wenchang formation

3.2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

儲層巖石所具有的孔隙和喉道的幾何形狀、大小、分布及其相互連通情況，以及孔隙與喉道間的配置關(guān)系等，即為儲層巖石的孔隙結(jié)構(gòu)[6]，它是控制儲層微觀滲流特征的主要因素。通常采用壓汞技術(shù)對儲層的孔隙結(jié)構(gòu)進行研究，壓汞所測的巖石樣品的毛管壓力曲線即表征了該樣品的孔喉大小及分布特征[7]。

3.2.1 毛管壓力曲線特征

研究區(qū)儲層的毛管壓力曲線如圖8所示，整體上儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征表現(xiàn)為小—中孔、微—細喉型，壓汞曲線平臺稍明顯，分選程度參差不齊，孔隙結(jié)構(gòu)不均勻，微觀非均質(zhì)性較強，屬于典型的低孔低滲儲層。根據(jù)毛管壓力曲線的排驅(qū)壓力、孔喉半徑均值、平臺段分布等特征，將毛細管壓力曲線定性劃分為3種類型。

Ⅰ類：孔喉半徑分布在0.06～53.48 μm，主峰分布在7.63～21.36 μm，孔喉特征表現(xiàn)為中孔細喉，發(fā)育少量粗喉；毛管壓力曲線幾乎無平臺段，分選稍差，排驅(qū)壓力pd<0.05 MPa，表明該類儲層孔喉半徑較大，滲流能力較強(圖8a、8b)。

Ⅱ類：孔喉半徑分布在0.06～53.48 μm，主峰分布在1.57～7.64 μm，孔喉特征表現(xiàn)為中小孔細喉；毛管壓力曲線平臺段較短，分選中等，排驅(qū)壓力pd分布于0.05～0.40 MPa，表明該類儲層孔喉半徑中等，滲流能力有限(圖8c、8d)。

Ⅲ類：孔喉半徑分布在0.06～53.48 μm，主峰分布在0.36～1.59 μm，孔喉特征表現(xiàn)為微孔細喉；毛管壓力曲線平臺段較長，分選較好，排驅(qū)壓力pd>1 MPa，表明該類儲層孔喉較小，滲流能力較差(圖8e、8f)。

3.2.2 孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)特征

本次研究對多個樣品點的孔隙和喉道分布、孔隙和喉道的大小、孔隙和喉道的連通性參數(shù)進行了統(tǒng)計和分析。表征孔隙和喉道分布特征的參數(shù)包括孔喉分選系數(shù)、均質(zhì)系數(shù)、孔隙和喉道歪度等。分選系數(shù)反映了孔隙和喉道大小以及分布的均勻程度，分選系數(shù)越低，表明孔喉分選越好，孔喉大小越均勻。均質(zhì)系數(shù)反映孔隙網(wǎng)絡(luò)中每一個孔喉半徑與最大連通孔喉半徑的偏離程度，其數(shù)值位于0～1之間，均值系數(shù)越高，喉道分布越均勻；孔喉歪度反映孔喉頻率分布的對稱度，對儲層而言，歪度值越大越好。壓汞分析資料顯示，文昌組儲層樣品點孔喉分選系數(shù)分布在2.65～4.96之間，均質(zhì)系數(shù)分布在0.23～0.40之間，分選程度總體較差，儲層以發(fā)育中小孔喉為主，部分發(fā)育中粗孔喉和微細孔喉，孔喉結(jié)構(gòu)不均勻，微觀非均質(zhì)性較強。

反映孔喉大小的參數(shù)主要為孔喉半徑均值、最大孔喉半徑等。文昌組儲層樣品點中，孔喉半徑分布范圍較廣，孔喉半徑均值分布于0.2～10.7 μm，最大孔喉半徑分布于0.5～35.6 μm，表明儲層中粗孔喉、中小孔喉、微細孔喉都有發(fā)育，但以中小孔喉為主。

圖8 Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層孔喉分布直方圖和毛管壓力曲線圖Fig.8 Pore throat distribution histogram and capillary pressure curves of reservoir Ⅰ, Ⅱ, Ⅲ

孔喉連通特征參數(shù)的大小直接反映儲層的儲滲能力，這些參數(shù)主要有排驅(qū)壓力、中值壓力、最大進汞飽和度、退汞效率和退汞飽和度等。研究區(qū)儲層壓汞數(shù)據(jù)表明：最大進汞飽和度分布于68.5%～94.6%，退汞飽和度分布于38.9%～74.5%，表明儲層儲集能力相對較強；排驅(qū)壓力分布于0.02～1.36 MPa，退汞效率分布于13%～50.9%，表明儲層中存在少量的中粗孔喉，對儲層的滲流能力具有一定的改善作用。

3.3 孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)與物性相關(guān)性

如前所述，孔隙結(jié)構(gòu)特征一方面體現(xiàn)了儲層滲流條件的好壞，另一方面也影響著開采工藝的決策[8]。通過對儲層孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)與儲層物性參數(shù)相關(guān)性的分析，建立基于儲層孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)分類的低滲儲層綜合分類評價標準，對總體開發(fā)方案的合理制定具有一定的指導意義[9-11]。

從陸豐A油田文昌組儲層各孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)與孔隙度的相關(guān)性(表1)來看，分選系數(shù)、最大孔喉半徑、孔喉半徑均值、排驅(qū)壓力、最大進汞飽和度與孔隙度都有一定相關(guān)性，相關(guān)系數(shù)分布于0.44～0.53之間；而對滲透率影響較大的孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)分別為：分選系數(shù)、最大孔喉半徑、孔喉半徑均值、排驅(qū)壓力和退汞效率，其相關(guān)系數(shù)分布于0.67～0.88之間。

表1 文昌組儲層孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)與物性相關(guān)性統(tǒng)計Table 1 Correlation of pore throat parameters and physical properties of reservoir in Wenchang formation

其中，分選系數(shù)與滲透率呈正相關(guān)性(圖9a)，相關(guān)系數(shù)為0.78。分選系數(shù)越低，表明儲層分選性越好，孔喉大小分布越集中。而對于特低滲—低滲儲層而言，由于其喉道類型主要為微細喉道，因此，分選越好，滲透性越差；分選系數(shù)變大，則大孔喉分布比例增加，滲流能力會有所改善。研究區(qū)分選系數(shù)分布于4.8～5.0區(qū)間的儲層，大孔喉占比較大，物性較分選系數(shù)低的儲層好。

最大孔喉半徑、孔喉半徑均值都與滲透率呈正相關(guān)性(圖9b、9c)，相關(guān)系數(shù)分別為0.83和0.87。最大孔喉半徑和孔喉半徑均值越大，表明具有滲流能力的有效孔喉占比越大，油氣越易通過喉道而被采出。研究區(qū)最大孔喉半徑大于13 μm、孔喉半徑均值大于3.9 μm的儲層，大孔喉占比較大，物性相對較好。

排驅(qū)壓力和退汞效率都與滲透率呈負相關(guān)性(圖9d、9e)，相關(guān)系數(shù)分別為-0.87和-0.61。排驅(qū)壓力越小，巖石的滲流性能越好，油氣產(chǎn)出能力越高；毛管力小的大孔喉比例越高，退汞過程中阻力的影響越弱，表現(xiàn)為退汞效率越小，則儲層滲流能力越強。研究區(qū)排驅(qū)壓力小于0.05 MPa、退汞效率小于15%的儲層，物性相對較好。

4 儲層分類評價

4.1 儲層分類標準的建立

4.1.1 標準井的選擇

標準井的選擇主要考慮鉆遇地層較完整、取資料較全且代表性強的探井或評價井。LF-A-1井文昌組砂巖段共取芯18.6 m，取得各項巖心分析化驗744塊次，錄井、測井資料齊全，是該區(qū)取資料最多、最全的井，選取該井為標準井，綜合分析各項資料，確定研究區(qū)儲層分類標準。

4.1.2 分類標準的建立

如前所述，陸豐A油田文昌組儲層孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)與物性之間的相關(guān)性分析(圖9)顯示孔喉分選系數(shù)、最大孔喉半徑、孔喉半徑均值、排驅(qū)壓力和退汞效率與物性的相關(guān)性最好，其相關(guān)系數(shù)分別為0.78、0.83、0.87、-0.87和-0.61。因此，主要依據(jù)上述微觀孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)及壓汞曲線特征，綜合考慮沉積微相、巖性、物性、含油性及生產(chǎn)測試數(shù)據(jù)，建立了適合本區(qū)的低滲儲層分類評價標準，將文昌組儲層劃分為3種類型(表2)。

Ⅰ類儲層：巖性為中—粗粒砂巖，測井解釋孔隙度大于11%，測井解釋滲透率大于10 mD；壓汞曲線特征為分選差、略粗歪度、排驅(qū)壓力<0.05 MPa(圖8)；孔隙類型以中孔細喉型為主，發(fā)育少量中粗孔喉，孔喉半徑均值大于5.6 μm，分選系數(shù)大于4.8，孔喉類型多樣，滲透率主要由較少數(shù)量的大孔喉貢獻；測井解釋為油層，沉積微相以水下分流河道主體沉積為主，比采油指數(shù)大于0.4 m3/(MPa·d·m)。儲層綜合評價為較好儲層。

Ⅱ類儲層：巖性為細—中粒砂巖，測井解釋孔隙度分布于9.5%～11%之間，測井解釋滲透率為3.0～10.0 mD，壓汞曲線特征為分選中等、細歪度，排驅(qū)壓力分布于0.05～0.2 MPa (圖9)；孔隙類型以小孔細喉型為主，孔喉半徑均值分布于3.9～5.6 μm，分選系數(shù)分布于4.0～4.8之間，此類儲層孔喉主要分布在小孔喉區(qū)域，分布范圍窄且集中；測井解釋為油層，沉積微相以水下分流河道側(cè)緣沉積為主，由于儲層孔喉較細，滲流能力有限，比采油指數(shù)分布于0.1～0.4 m3/(MPa·d·m)之間。儲層綜合評價為中等儲層。

圖9 文昌組儲層各參數(shù)與滲透率的關(guān)系Fig.9 The parameters and permeability correlation of reservoir in Wenchang formation

分類參數(shù)儲層類型Ⅰ類Ⅱ類Ⅲ類沉積微相水下分流河道主體水下分流河道側(cè)緣濱淺湖灘壩巖性中—粗粒砂巖細—中粒砂巖粉—細粒砂巖測井解釋結(jié)論油層油層差油層測井物性特征滲透率/mD>10.03.0～10.0<3.0孔隙度/%>11.09.5～11.0<9.5巖心物性特征滲透率/mD>20.03.0～20.0<3.0孔隙度/%>13.012.0～13.0<12.0孔喉結(jié)構(gòu)特征壓汞曲線特征中孔細喉型小孔細喉型微孔微喉型分選系數(shù)>4.84.0～4.8<4.0最大孔喉半徑/μm>20.013.0～20.0<13.0孔喉半徑平均/μm>5.63.9～5.6<3.9排驅(qū)壓力/MPa<0.050.05～0.1>0.1退汞效率/%<1515～18>18產(chǎn)能特征比采油指數(shù)/ [m3·(MPa·d·m)-1]>0.40.1～0.4<0.1儲層綜合評價好中等差

Ⅲ類儲層：巖性為粉—細粒砂巖，測井解釋孔隙度小于9.5%，測井解釋滲透率小于3.0 mD，壓汞曲線特征為分選好、細歪度，排驅(qū)壓力>0.2 MPa(圖9)； 孔隙類型以微孔微喉型為主，孔喉半徑均值小于3.9 μm，分選系數(shù)小于4.0，此類儲層孔喉細微且分布均勻；測井解釋為差油層，沉積微相以濱淺湖灘壩沉積為主，比采油指數(shù)小于0.1 m3/(MPa·d·m)，不具有工業(yè)性自然產(chǎn)能。綜合評價為差儲層，需采取壓裂等儲層改造措施對其進行開發(fā)。

4.2 儲層分類評價研究

在井點儲層分類的基礎(chǔ)上，結(jié)合平面儲層預(yù)測成果及沉積相研究成果，刻畫了主力油組W5-1L油組的儲層分類平面展布圖(圖10)。從圖10中可見，儲層在平面上總體呈北東—南西向條帶狀展布，優(yōu)質(zhì)儲層展布受沉積微相分布控制，Ⅰ類儲層為辮狀河三角洲前緣水下分流河道主體沉積，在研究區(qū)內(nèi)呈北東—南西向條帶狀展布，為多個朵葉體側(cè)向疊加，單個朵葉體橫向?qū)挾燃s為0.5～1.0 km，縱向延伸長度約為1.0～2.0 km；Ⅱ類儲層為辮狀河三角洲前緣水下分流河道側(cè)緣沉積，呈裙邊狀分布于分流河道主體北部邊緣，縱向長度約為0.1～1.0 km，橫向?qū)挾燃s為10.0 km；Ⅲ類儲層主要為濱淺湖灘壩沉積，局部為分流間灣沉積，濱淺湖灘壩主要分布于研究區(qū)北部，呈北東—南西向條帶狀展布，縱向長度約為0.5～1.0 km，橫向自西向東貫穿整個研究區(qū)，分流間灣僅在研究區(qū)南部局部發(fā)育。

圖10 文昌組W5-1L油組儲層分類平面圖Fig.10 Reservoir classification map of W5-1L oil layer, Wenchang formation

建議總體開發(fā)方案的制定主要考慮動用Ⅰ類儲層，兼顧動用Ⅱ類儲層，對Ⅲ類儲層開展儲層改造措施研究，后期對其進行挖潛；井網(wǎng)部署方面，充分考慮Ⅰ、Ⅱ類儲層平面展布特征，選取合理的注采井距對其進行開發(fā)。

5 結(jié)論

(1)珠江口盆地陸豐A油田文昌組儲層屬于辮狀河三角洲沉積，巖性以石英砂巖和長石石英砂巖為主?？紫额愋椭饕獮樵ｉg孔，喉道類型以彎片狀、片狀以及管束狀為主，孔隙度為3.1%～15.4%，滲透率為0.1～69.6 mD，為低孔低滲砂巖儲層。

(2)儲層巖石孔隙結(jié)構(gòu)的非均質(zhì)性決定了其儲滲性能的差異性。文昌組儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征分析表明，其孔喉半徑均值分布于0.2～10.7 μm，主要為小—中孔、微—細喉；分選系數(shù)分布在2.65～4.96之間，分選中等—好；最大進汞飽和度分布于68.5%～94.6%，排驅(qū)壓力分布于0.02～1.36 MPa。儲層具有一定的儲滲能力。

(3)文昌組儲層孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)與滲透率相關(guān)性較高，其中，分選系數(shù)、最大孔喉半徑、孔喉半徑均值、排驅(qū)壓力和退汞效率與滲透率的相關(guān)系數(shù)分別為0.78、0.83、0.87、-0.87和-0.61。主要依據(jù)上述參數(shù)及壓汞曲線特征，綜合考慮沉積微相、巖性、物性、含油性，及生產(chǎn)測試數(shù)據(jù)，建立了適合本區(qū)的低滲儲層分類評價標準，將文昌組儲層劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三類，并對主力油組的有利儲層平面展布特征進行了刻畫。

(4)Ⅰ類儲層為中—粗粒砂巖，測井解釋孔隙度大于11%，滲透率大于10 mD，比采油指數(shù)大于0.4 m3/(MPa·d·m)，為水下分流河道主體沉積；Ⅱ類儲層為細—中粒砂巖，測井解釋孔隙度為9.5%～11%，滲透率為3.0～10.0 mD，比采油指數(shù)為0.1～0.4 m3/(MPa·d·m)，為水下分流河道側(cè)緣沉積；Ⅲ類儲層為粉—細粒砂巖，測井解釋孔隙度<9.5%，測井解釋滲透率<3.0 mD，比采油指數(shù)<0.1 m3/(MPa·d·m)，為濱淺湖灘壩沉積。

(5)建議總體開發(fā)方案主要考慮動用Ⅰ類儲層，兼顧動用Ⅱ類儲層，暫不動用Ⅲ類儲層，并充分考慮Ⅰ、Ⅱ類儲層平面展布特征，確保對該油田的合理高效開發(fā)。