任杰，姜淑霞，羅周亮，焦伊豐，張紀喜，崔長鵬，翟芳芳

（中國石化中原油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南 濮陽 457001）

0 引言

四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組致密砂巖氣資源相對豐富［1］，近年來，隨著勘探開發(fā)投入的增加、地質(zhì)認識的深化和工程工藝技術(shù)水平的提升，在須家河組先后發(fā)現(xiàn)了廣安、合川、安岳、新場、元壩、通南巴等多個致密砂巖氣田［2-3］。雖然須家河組氣藏大多具有較大規(guī)模儲量，但須家河組氣藏儲層致密、非均質(zhì)性強，儲量高效動用困難，開發(fā)效果相對較差［4-5］，亟需在氣藏基礎(chǔ)地質(zhì)和高產(chǎn)主控因素深入研究的基礎(chǔ)上，通過對儲層的分類評價實現(xiàn)對儲層甜點的準確認知，為須家河組致密砂巖儲層高效開發(fā)奠定基礎(chǔ)。

目前國內(nèi)外學者對四川盆地須家河組致密砂巖儲層的分類評價做過一些研究工作，儲層分類參數(shù)和方法也越來越多，比如最常用的利用孔隙度、滲透率作為儲層的分類界限。王禮常等［6］優(yōu)選孔隙度、滲透率、流動帶指數(shù)等參數(shù)采用聚類分析的方法將儲層劃分為5類；周曉峰等［7-8］在致密砂巖地層中優(yōu)選孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)建立了儲層的分類標準；周林等［9］運用因子分析法建立致密砂巖儲層甜點定性識別模型，并結(jié)合生產(chǎn)數(shù)據(jù)提出儲層分類評價標準。利用這些方法，對通南巴氣田須家河組致密砂巖儲層嘗試分類的過程中，存在優(yōu)選部分參數(shù)不確定、分類結(jié)果與產(chǎn)能匹配性差等缺陷。實踐表明，這些分類評價方法有一定的區(qū)域適用性。

針對通南巴氣田須家河組不同層系致密砂巖儲層特征，本文優(yōu)選出能夠反映儲能和滲流能力品質(zhì)的物性、壓汞參數(shù)、沉積相帶、主控巖性、裂縫發(fā)育情況、氣測等關(guān)鍵參數(shù)，在分層系儲層儲能品質(zhì)分類的基礎(chǔ)上，建立儲層綜合分類標準，綜合有利沉積微相的展布、地震儲層預(yù)測分類儲層空間展布和裂縫發(fā)育程度等成果，實現(xiàn)了分層系分類儲量區(qū)的精細刻畫。該研究成果為通南巴地區(qū)致密砂巖氣藏的合理高效開發(fā)提供了一定的理論與技術(shù)支撐。

1 研究區(qū)概況

通南巴氣田地處四川盆地東北緣，構(gòu)造上位于通南巴構(gòu)造帶的馬路背背斜帶和通江凹陷的興隆斷褶帶，經(jīng)過多年的勘探和開發(fā)，在須家河組已建成具有一定儲量和產(chǎn)能規(guī)模的致密砂巖氣田［10-11］。通南巴氣田在須家河組沉積時期，周緣造山活動強烈，物源充足，發(fā)育辮狀河三角洲-湖泊沉積體系。

須家河組地層具有砂巖、泥巖互層的千層餅式結(jié)構(gòu)特征，源儲配置好，成藏條件相對優(yōu)越。縱向上須三段、須五段以深灰色泥巖、灰黑色碳質(zhì)泥巖、煤層為主，是重要的烴源巖層系；須二段、須四段以砂巖為主，是現(xiàn)階段致密砂巖儲層的重點開發(fā)層系。因受燕山早期、燕山晚期與喜馬拉雅期3 期構(gòu)造作用的疊加影響，構(gòu)造變形強烈，斷裂褶皺發(fā)育，形成了現(xiàn)今北北東向構(gòu)造帶疊加了北西向斷裂的構(gòu)造格局［12］（見圖1）。

圖1 通南巴氣田須二段頂面構(gòu)造綱要Fig.1 Structural drawing of the top surface in the second Member of Xujiahe Formation in Tongnanba Gas Field

2 儲層特征

2.1 沉積及巖性特征

通南巴氣田不同位置、不同層系的致密砂巖儲層，因沉積環(huán)境的差異可表現(xiàn)出不同的巖性特征［13］。須二下亞段主要為濱淺湖亞相，只在M101 井、M10 井等馬路背背斜井區(qū)鉆遇，主要分布在灘壩微相中，巖性主要是中、細粒的石英砂巖，發(fā)育塊狀層理，自然伽馬曲線呈箱形低值，但須二下亞段局部含有泥礫，導(dǎo)致局部高自然伽馬曲線特征。

須二上亞段主要為辮狀河三角洲前緣亞相，分布相對穩(wěn)定，儲層主要分布在水下分流河道和河口壩微相中，巖性主要是中、細粒巖屑石英砂巖和巖屑砂巖，發(fā)育塊狀層理、交錯層理，局部有沖刷構(gòu)造，自然伽馬曲線呈鐘形、齒化鐘形的相對高值特征。

須四段在馬路背背斜構(gòu)造帶主要為辮狀河三角洲平原亞相沉積，在興隆褶皺帶主要為辮狀河三角洲前緣亞相沉積?？v向上多期砂體疊置發(fā)育，平面上廣泛分布，儲層主要分布在辮狀河道、水下分流河道和河口壩微相中，巖性主要為中、細?；虻[狀的巖屑石英砂巖、巖屑砂巖、長石巖屑砂巖。其中：辮狀河道微相以厚層砂礫巖為主，發(fā)育塊狀層理，底部見沖刷面，自然伽馬曲線呈箱形、鐘形的低值特征；水下分流河道和河口壩微相以中—細砂巖為主，發(fā)育塊狀、平行層理，河道底部有泥礫，自然伽馬曲線呈鐘形、齒化鐘形的相對中、高值特征（見圖2）。

2.2 儲集空間類型

對取心巖樣的鑄體薄片和掃描電鏡分析表明，須二段和須四段致密砂巖儲層的儲集空間類型都以殘余粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔及微裂縫為主，殘余粒間孔主要發(fā)育在石英砂巖、巖屑石英砂巖中，其孔隙空間周邊多保留黏土包膜，該包膜在沉積過程中有利于殘余粒間孔的保存。孔隙空間在薄片中往往呈三角形、條狀或縫狀等形態(tài)，多分布在顆粒之間（見圖3a，3b）。

圖3 通南巴地區(qū)須家河組典型儲集空間類型照片F(xiàn)ig.3 Photos of typical reservoir space types in Xujiahe Formation in Tongnanba area

粒間溶孔是研究區(qū)分布最廣泛的儲集空間類型，孔隙空間主要是砂體在成巖過程中酸性流體對巖石粒間膠結(jié)物溶蝕形成的孔隙［14-15］，以及殘余粒間孔在酸性流體作用之下進一步擴大溶蝕形成的（見圖3a，3b，3c）。另外，溶蝕孔隙中充填有伊利石和綠泥石等黏土礦物，這些自生礦物發(fā)育晶間孔隙，在孔隙空間的邊緣多具有明顯溶蝕痕跡，形態(tài)多呈不規(guī)則狀，局部連通性相對較好。

粒內(nèi)溶孔主要發(fā)育在巖屑砂巖、長石巖屑砂巖的儲層中，孔隙空間類型多為巖屑、長石等易溶礦物在成巖過程中受到不同程度的溶蝕形成的（見圖3c，3d，3e），且膠結(jié)物內(nèi)部也存在溶蝕形成粒內(nèi)溶孔的現(xiàn)象［16］。該孔隙空間多分布不均勻，連通性較差。

受研究區(qū)斷裂、褶皺發(fā)育的影響，微裂縫也是研究區(qū)薄片觀察到的主要儲集空間類型。構(gòu)造形成的裂縫一般沿顆粒邊緣或節(jié)理面具有一定的延伸長度，呈長條狀，可貫穿多個顆粒，局部存在沿裂縫面孔隙溶蝕擴大現(xiàn)象的特征，也存在部分有壓實、壓溶等成巖作用形成的非構(gòu)造縫、成巖縫，多延伸不遠且無特定方向（見圖3f，3g）。

進一步的巖心觀察和電成像測井資料研究表明，砂巖段中規(guī)模發(fā)育具有一定開度且延伸長度較大的張開縫、半充填縫［17］（見圖3h，3i）。這些裂縫具有多期次、多類型的特征，裂縫寬度主要為0.01～0.04 mm，半充填縫中的石英或碳酸鹽礦物也一定程度上支撐了裂縫及溶孔壁，保證孔隙的有效開啟［18-19］；因此，研究區(qū)須家河組中的裂縫雖然對儲層儲能貢獻相對較小，但裂縫能夠起到有效溝通滲流通道的作用。已鉆井資料也證實了裂縫對儲層的高產(chǎn)至關(guān)重要［20］。

2.3 物性及孔喉特征

2.3.1 物性特征

須家河組691 塊巖樣的物性分析統(tǒng)計表明，孔隙度為0.2%～7.3%，主要集中于1.0%～4.0%，平均孔隙度為2.6%；滲透率分布在0.002×10-3～18.500×10-3μm2，主要集中于0.01×10-3～0.30×10-3μm2，平均滲透率為0.097×10-3μm2。滲透率分布范圍較廣，說明砂體具有較強的非均質(zhì)性，各層位孔隙度和滲透率整體上都具有一定的正相關(guān)性（見圖4），但相關(guān)系數(shù)較低，部分巖樣因裂縫發(fā)育導(dǎo)致巖心分析的滲透率較高。根據(jù)這些樣品的孔滲關(guān)系，可將儲層分為孔隙型儲層和裂縫-孔隙型儲層［21］。通南巴氣田須家河組致密砂巖儲層整體呈現(xiàn)為裂縫局部發(fā)育的特低孔、基質(zhì)致密的特征［22］。

圖4 通南巴氣田須家河組取心巖樣孔隙度和滲透率分布及交會關(guān)系Fig.4 Distribution and intersection relationship of porosity and permeability of core rock samples from Xujiahe Formation in Tongnanba Gas Field

2.3.2 孔喉特征

125 塊巖樣巖心壓汞資料統(tǒng)計表明：孔隙度分布在0.15%～5.83%，平均孔隙度為1.94%；平均孔喉半徑在0.02～0.98 μm，平均為0.09 μm；最大進汞飽和度分布在2.5%～96.1%，平均為41.5%。因部分巖樣的滲透能力較差，61 塊巖樣的最大進汞飽和度未達到50%，即未獲取有效的中值壓力數(shù)據(jù)；獲取有效中值壓力的64 塊巖樣中值喉道半徑為0.003～0.035 μm，平均為0.011 μm；相對分選系數(shù)為0.13～19.32，平均為3.51。儲層整體呈現(xiàn)以微孔微細喉為主的孔喉特征［23］。

巖樣的壓汞參數(shù)值分布范圍較廣，驗證了須家河組致密砂巖儲層非均質(zhì)性較強的特征，也說明僅僅依靠壓汞毛細管壓力曲線形態(tài)和參數(shù)差異對儲層進行分類是困難的?？紫缎秃土芽p-孔隙型儲層巖樣的壓汞參數(shù)差異對比發(fā)現(xiàn)，裂縫導(dǎo)致巖樣的排驅(qū)壓力進一步降低，退汞效率進一步提高。這也說明裂縫能夠顯著改善目的層段致密砂巖儲層的滲流能力。

3 儲層的儲能品質(zhì)分類

通南巴氣田須家河組儲層具有特低孔、基質(zhì)致密、非均質(zhì)性強的特征，不同層系因沉積微相差異具有不同的有利巖性。因此，首先，利用物性和壓汞參數(shù)等確定出儲層的物性下限和細分界線；然后，在各界限區(qū)間內(nèi)分析沉積微相和主控巖性的分布，分層系建立儲層的儲能品質(zhì)分類標準，為儲層的綜合分類奠定基礎(chǔ)。

3.1 儲層物性下限的確定

目的層段致密砂巖儲層的物性、壓汞分析、試氣資料相對豐富，且具有非均質(zhì)性較強的地質(zhì)特征，因此優(yōu)選啟動壓力法和測試法確定儲層物性下限［24］。

3.1.1 啟動壓力法

壓汞毛細管壓力曲線獲取的啟動壓力反映巖石儲集性能的好壞，整體上啟動壓力越小，巖石的儲能品質(zhì)就越好［25］?；诖?，由巖樣的分析孔隙度和啟動壓力交會關(guān)系（見圖5a）可看出：隨著儲層孔隙度的增大，當孔隙度在3%以上時，開始出現(xiàn)啟動壓力顯著下降的樣點。因此，把交會拐點對應(yīng)的孔隙度3%作為儲層的孔隙度下限。利用儲層測井解釋的基質(zhì)滲透率模型，確定儲層的基質(zhì)滲透率下限為0.025×10-3μm2。

圖5 啟動壓力法和測試法確定儲層物性下限Fig.5 Schematic diagram of determining the lower limit of reservoir physical properties by start-up pressure method and testing method

3.1.2 測試法

須家河組中單套砂體測試段的平均孔隙度和試氣無阻流量交會分析表明（見圖5b）：須四段中，單套砂體測試獲得工業(yè)產(chǎn)能的最小儲層平均孔隙度是M5井，對應(yīng)的平均孔隙度為3.05%；須二段中，單套砂體測試獲得工業(yè)產(chǎn)能的最小儲層平均孔隙度是M103井，平均孔隙度3.11%。這驗證了利用啟動壓力法確定的儲層孔隙度下限3%是可靠的。

除此之外，試氣段的儲層平均孔隙度和試氣無阻流量并未表現(xiàn)出顯著的正相關(guān)關(guān)系，說明研究區(qū)須家河組致密砂巖儲層產(chǎn)能并不只受儲層孔隙度單一因素控制。綜上所述，儲層產(chǎn)能大小和裂縫發(fā)育程度關(guān)系密切，在儲層綜合分類中應(yīng)充分考慮儲層裂縫發(fā)育程度的影響。

3.2 儲層細分界線的確定

壓汞毛細管壓力曲線中，最大進汞飽和度50%時的毛細管壓力為中值壓力。中值壓力能夠反映儲層儲能和滲流能力高低，中值壓力越小，儲層的儲能和滲流能力越高［26］。

研究區(qū)致密砂巖巖樣的孔喉半徑相對較小，在實際壓汞毛細管壓力曲線中確定的最大進汞飽和度未達到50%，即未能獲取有效的中值壓力數(shù)據(jù)［27］。巖樣的最大進汞飽和度與巖樣分析孔隙度關(guān)系表明（見圖6），孔隙度4%以上樣點的最大進汞飽和度都能達到50%以上，能夠獲取有效的中值壓力。這說明孔隙度在4%以上的儲層都具有較好的滲流能力，且須二段和須四段中未發(fā)育在水下分流河道、辮狀河道和灘壩微相內(nèi)測井解釋孔隙度都小于4%。因此，優(yōu)選孔隙度4%作為一類氣層和二類氣層的分類界線，孔隙度4%的儲層基質(zhì)滲透率為0.06×10-3μm2。由于研究區(qū)裂縫相對發(fā)育，孔隙度小于4%的樣點也存在部分最大進汞飽和度大于50%的樣點，說明孔隙度在3%～4%的二類氣層在裂縫發(fā)育的條件下，同樣具有較好的儲能和滲流能力。

圖6 最大進汞飽和度與取心分析孔隙度的關(guān)系Fig.6 The relationship of maximum mercury saturation and porosity by core analysis

3.3 儲能品質(zhì)分類標準的建立

儲層的物性下限和細分界線的確定表明：對優(yōu)選的孔隙度、基質(zhì)滲透率、啟動壓力、最大進汞飽和度參數(shù)采用數(shù)理統(tǒng)計法可以實現(xiàn)對儲層的儲能品質(zhì)分類，這4 個參數(shù)界限在各層系具有普適性。考慮到須四段、須二上亞段、須二下亞段沉積微相和巖性特征的差異，進一步統(tǒng)計在各界限區(qū)間內(nèi)沉積微相和主控巖性的分布，同時參照前人在川東北地區(qū)須四段建立的儲層分類評價標準［7］，分層系建立了通南巴氣田須家河組致密砂巖儲層的儲能品質(zhì)分類標準（見表1）。

表1 通南巴氣田須家河組致密砂巖儲層儲能品質(zhì)分類標準Table 1 Classification criteria for reservoir quality of tight sandstone reservoirs in Xujiahe Formation in Tongnanba Gas Field

須四段儲層巖性主要為巖屑砂巖、巖屑石英砂巖、長石巖屑砂巖等。研究表明，儲層的儲能品質(zhì)和砂巖顆粒的粗細關(guān)系密切。砂礫巖儲層段的測井解釋成果以二類氣層為主，單獨對砂礫巖儲層段測試的氣產(chǎn)量都相對較低，表明砂礫巖的儲層品質(zhì)相對較差。一類氣層主要是中砂巖和細砂巖，儲能品質(zhì)最好；二類氣層主要是砂礫巖、細砂巖和中砂巖，儲能品質(zhì)中等。一、二類氣層在水下分流河道、河口壩、辮狀河道微相中都有分布。非儲層的孔隙度小于3%，主要為分流間灣微相沉積的細砂巖、粉砂巖，儲層品質(zhì)差。

須二上亞段中一、二類氣層在巖屑石英砂巖或巖屑砂巖都有分布，隨著儲層石英含量的增大，儲層孔隙度也有一定的增大。這表明儲層石英含量一定程度影響儲層的品質(zhì)［28］。一類氣層主要為水下分流河道微相儲層，儲能品質(zhì)最好；二類氣層在水下分流河道和河口壩微相中都有分布，儲能品質(zhì)中等；非儲層的孔隙度小于3%，主要為分流間灣微相沉積的巖屑砂巖，儲能品質(zhì)差。

須二下亞段儲層的儲能品質(zhì)主要受控于石英砂巖 中的泥質(zhì)含量高低，一、二類氣層都為灘壩沉積微相儲層。一類氣層主要是石英砂巖，儲能品質(zhì)最好；二類氣層主要是石英砂巖和含泥礫的石英砂巖，儲能品質(zhì)中等；非儲層的孔隙度小于3%，主要為濱淺湖泥微相沉積的泥質(zhì)砂巖，儲能品質(zhì)差。

4 儲層綜合分類評價

4.1 儲層綜合分類結(jié)果及特征

裂縫在通南巴氣田須家河組致密砂巖儲層中能夠起到顯著改善儲層滲流的作用，研究區(qū)12 口電成像測井實現(xiàn)了對儲層裂縫的定量評價。前人也提出了針對四川盆地須家河組致密砂巖儲層的常規(guī)測井裂縫識別評價方法［29-31］，這些方法在研究區(qū)各井中的應(yīng)用也取得了一定的效果。以M103 井為例（見圖7），利用汪明銳等［31］提出的常規(guī)測井裂縫識別方法進行裂縫識別。即提取聲波時差增大因子、電阻率減小因子及電阻率幅度差因子等3 個裂縫敏感因子，采用灰色關(guān)聯(lián)確定敏感因子權(quán)重系數(shù)，加權(quán)計算裂縫綜合指示參數(shù)，利用閾值約束實現(xiàn)裂縫識別，識別的裂縫發(fā)育段與電成像測井解釋的裂縫成果基本一致，實現(xiàn)了研究區(qū)各井須家河組裂縫的識別評價。

圖7 M103 井儲層裂縫識別與電成像測井綜合評價部分成果Fig.7 Partial comprehensive evaluation results from reservoir fracture recognition and electroimaging logging in Well M103

砂巖段錄井氣測全烴值和儲層的關(guān)系分析表明，儲層段的全烴值都相對較高，全烴值和儲層的整體品質(zhì)有一定的正相關(guān)性。因此，在儲層的儲能品質(zhì)分類基礎(chǔ)上，綜合各井裂縫識別評價成果和錄井氣測全烴值等，建立了通南巴氣田須家河組致密砂巖儲層綜合分類標準（見表2）。

表2 通南巴地區(qū)須家河組致密砂巖儲層綜合分類標準Table 2 Comprehensive classification criteria for tight sandstone reservoirs in Xujiahe Formation in Tongnanba area

4.1.1 Ⅰ類層

Ⅰ類層的整體品質(zhì)最好。該類層包含一類氣層和裂縫發(fā)育的二類氣層。錄井氣測全烴值都在0.5%以上，該類層大多通過常規(guī)測試即可獲得工業(yè)氣流，一類氣層孔隙度都在4%以上。

巖心壓汞資料也表明，Ⅰ類層具有較低的啟動壓力和較高的最大進汞飽和度，無論該類儲層裂縫是否發(fā)育，其儲能和滲流能力品質(zhì)都相對較好。以M101 井須二下亞段為例，該段儲層為石英砂巖的一類氣層，平均孔隙度為4.4%，儲層厚度為15.7 m，對應(yīng)氣測全烴值穩(wěn)定在0.8%以上，常規(guī)測試獲得60.1×104m3/d 的高產(chǎn)工業(yè)氣流。

裂縫發(fā)育的二類氣層雖然儲能品質(zhì)中等，但裂縫有效溝通了儲層內(nèi)部的滲流通道，導(dǎo)致該類儲層滲流能力品質(zhì)較好。以M10 井須二上亞段為例，該段儲層為巖屑砂巖的二類氣層，平均孔隙度為3.5%，儲層厚度為13.4 m，電成像測井和常規(guī)測井裂縫識別都表明儲層裂縫發(fā)育，氣測全烴值穩(wěn)定在1.1%以上，高值達56.3%，常規(guī)測試獲得3.5×104m3/d 的高產(chǎn)工業(yè)氣流。

4.1.2 Ⅱ類層

Ⅱ類層的整體品質(zhì)中等。該類層主要為裂縫欠發(fā)育的二類氣層，錄井氣測全烴值都在0.3%以上。該類層最大進汞飽和度多在50%以下，滲流能力有限，多通過加砂壓裂測試才能獲取相對穩(wěn)定的產(chǎn)能。以M9井須二下亞段和M301 井須四段為例，電成像測井和常規(guī)測井裂縫識別評價都表明，兩井段裂縫欠發(fā)育。M9 井的須二下亞段儲層為石英砂巖的二類氣層，平均孔隙度為3.6%，儲層厚度為8.3 m，加砂壓裂測試僅獲得0.58×104m3/d 的產(chǎn)氣量。M301 井的須四段儲層為中、細砂巖的二類氣層，平均孔隙度為3.7%，儲層厚度為11.1 m，加砂壓裂測試獲得0.79×104m3/d 的產(chǎn)氣量。

4.1.3 Ⅲ類層

Ⅲ類層的整體品質(zhì)較差。該類層主要為裂縫發(fā)育的非儲層砂巖段，該類層壓汞的啟動壓力較高，儲能品質(zhì)差。該類層巖樣壓汞資料的最大進汞飽和度多在50%以下，滲流能力也有限，只是該類層受裂縫發(fā)育的影響，砂巖段錄井氣測值相對較高，氣測全烴值在0.3%以上。四川盆地致密砂巖地層大多具有砂包氣的地質(zhì)特征，即大段砂體內(nèi)部的儲層非均質(zhì)性強、連續(xù)性差［32-43］，因此，該類層多為在縱向或橫向砂體展布方向上鄰近Ⅰ，Ⅱ類層，通過加砂壓裂手段存在獲取一定產(chǎn)氣量的可能。在實際單井試氣或投產(chǎn)選層中，優(yōu)選Ⅰ，Ⅱ類層砂巖段的同時，應(yīng)兼顧其鄰近的Ⅲ類層段。

4.1.4 Ⅳ類層

Ⅳ類層的整體品質(zhì)最差。該類層主要為裂縫欠發(fā)育的非儲層砂巖段，壓汞啟動壓力較高，最大進汞飽和度較低，儲層的儲能和滲流能力品質(zhì)都較差，且錄井氣測值都較低。這也說明該類層與Ⅰ類層或Ⅱ類層無有效的滲流溝通通道，現(xiàn)階段認為不具備產(chǎn)氣潛力。

4.2 分類儲量的刻畫

在研究區(qū)須家河組各單井儲層的儲能品質(zhì)分類和綜合分類的基礎(chǔ)上，分別在須二下亞段、須二上亞段、須四段中綜合有利沉積微相展布、地震預(yù)測的分類儲層空間展布和裂縫發(fā)育程度等成果，開展分類儲量精細刻畫（見圖8）。

圖8 通南巴氣田須家河組不同層系分類儲層展布Fig.8 Different strata of reservoir distribution in Xujiahe Formation in Tongnanba Gas Field

圖8 中，以發(fā)育Ⅰ類層為主的儲量區(qū)為Ⅰ類儲量區(qū)，以發(fā)育Ⅱ類層為主的儲量區(qū)為Ⅱ類儲量區(qū)，Ⅲ類層主要局部分布在Ⅰ，Ⅱ類儲量區(qū)內(nèi)部。

綜上所述，Ⅰ，Ⅱ類層是研究區(qū)須家河組單井上的優(yōu)質(zhì)儲層，也是開發(fā)動用的重點儲層類型，但在單井試氣或投產(chǎn)選層中優(yōu)選Ⅰ，Ⅱ類層的同時，應(yīng)兼顧其鄰近的Ⅲ類層砂巖段。Ⅰ，Ⅱ類儲量區(qū)應(yīng)分別采用有針對性的新井部署方式和儲層改造方案：優(yōu)先選擇Ⅰ類儲量區(qū)開展新井部署，對于分布連續(xù)、規(guī)模較大Ⅰ類儲量區(qū)，采用水平井的部署方式，而對于單層系規(guī)模較小的Ⅰ類儲量區(qū)，采用斜直井兼顧多層系 “甜點” 的部署方式；Ⅱ類儲量區(qū)在已部署井網(wǎng)的基礎(chǔ)上，考慮已有井的有效動用范圍，采用以水平井為主的部署方式，且試氣或投產(chǎn)的過程中應(yīng)加大儲層改造的規(guī)模，以確保合理高效動用各類儲量。

5 結(jié)論

1）研究區(qū)儲層儲集空間類型以殘余粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔及微裂縫為主，孔喉以微孔微細喉為主。砂體中規(guī)模發(fā)育多期次、多類型的張開縫和半充填縫，裂縫主要起溝通有效滲流通道的作用，儲層整體上呈現(xiàn)裂縫局部發(fā)育的特低孔、基質(zhì)致密的特征。

2）須二下亞段有利巖性主要為灘壩微相沉積的石英砂巖，須二上亞段有利巖性主要為水下分流河道微相沉積的巖屑石英砂巖和巖屑砂巖，須四段有利巖性主要為水下分流河道微相沉積的中—細粒砂巖。

3）儲層的儲能品質(zhì)主要受控于孔隙度、基質(zhì)滲透率、啟動壓力、最大進汞飽和度、沉積微相、巖性等6 個關(guān)鍵參數(shù)。基于此，分層系建立了儲層的儲能品質(zhì)分類標準，并綜合裂縫識別評價成果和氣測全烴值等，將儲層綜合劃分為4 類。其中Ⅰ，Ⅱ類層是研究區(qū)的優(yōu)質(zhì)儲層，也是今后開發(fā)動用的重點儲層類型。