高邮凹陷南断阶沉积成岩对储层产能控制评价

钟思瑛，丁圣

高邮凹陷南断阶沉积成岩对储层产能控制评价

钟思瑛1*，丁圣2

1.中国石化江苏油田勘探开发研究院，江苏扬州225009
2.中国石化江苏油田采油二厂，江苏淮安211600

影响低渗透储层产能的因素众多而复杂，因此，正确分析和评价这些因素对于低渗透储层开发有重要的指导意义。排除工程因素影响，从地质因素考虑，重点分析和评价沉积与成岩作用对产能的影响，并利用恒速压汞和核磁共振特殊实验数据对其机理进行剖析。研究表明，高邮凹陷南断阶储层产能主要受后期成岩作用控制，局部小范围内，成岩环境相同的受沉积作用控制，究其机理，南断阶储层主要受压实、胶结、溶蚀等成岩作用形成不同的微观孔隙结构，导致南断阶储层产能显著的差异性。

高邮凹陷；沉积微相；成岩相；微观孔隙结构；产能

引言

对油气储层的产能进行定性或者定量的评价一直是油气勘探与开发领域的一个基本任务。正确评价储层产能有助于落实油气勘探成果和科学地指导油气田合理开发。对储层产能估计过高会造成储层开发失误和严重的经济损失，估计过低导致石油资源的浪费，因此，产能准确评价对工程措施和提高油气开发经济效益都具有重要的意义［1］。储层油气产能的影响因素受生产工艺、开发政策以及储层本身性质等多种因素控制［2-4］，本文排除生产工艺以及开发政策等影响因素，研究储层本身性质对产能的影响作用，为储层经济有效开发提供准确依据。

1 工区概况

高邮凹陷南断阶目前发现的油藏以E1f1为主，主要是层状构造油藏，构造复杂、单块含油面积小、储量规模小、丰度低、中-中深层埋深的小型油藏；自然产能低，需压裂投产，但油井压裂后，有效期短，产量递减快，且初期产量递减大，地层能量严重不足。综合利用岩芯、测井、录井、地震等资料，结合古地形、古气候、古物源等沉积背景情况，通过对沉积构造等方面的分析，认为南断阶E1f1沉积环境为湖盆构造沉降减弱、物源供应增加情况下的扇三角洲沉积，可进一步划分为水下分流河道、水下分流河道侧缘、河口砂坝、前缘席状砂等沉积微相。河口坝微相是有利的沉积相带，水下分流河道属于中等有利相带，水道侧缘和前缘席状砂属于不利相带。

南断阶储层岩石碎屑组成相似，填隙物主要为黏土和碳酸盐，砂岩的成分成熟度中等偏低。石英含量变化较大，最低为20.00%，最高为77.00%，平均含量为63.37%，长石平均含量和岩屑相近。颗粒间以线-点接触为主。砂岩的碎屑颗粒以极细-细粒为主，分布少量不等粒或其他粒级的砂岩。磨圆度以次棱-次圆状为主，分选程度较好。填隙物组分中黏土平均含量为3.98%，胶结物含量较高，平均为14.74%，其中方解石和白云石含量近似，硅质胶结少见，另外方巷地区分布有少量高岭石和硬石膏，许庄地区分布有少量高岭石和铁矿，竹墩地区偶见片钠铝石。综合多种因素，成岩相划分为弱压实成岩相、溶蚀成岩相、中等胶结成岩相、强胶结成岩相等4种成岩相类型［5-11］。

根据岩芯物性实测资料分析，如表1所示，方巷地区储层为特低孔、低渗储层；许庄地区储层为低-中孔、特低渗-低渗储层；竹墩地区储层为中孔、中渗储层，物性相对较好。

表1 研究区目的层段物性参数表Tab.1 Physical parameters of objective interval in study region

2 沉积微相与产能的关系

将不同沉积相的平均采油强度做直方图（图1），从中可以看出，水下分流河道，在每个产能区间都有数据点，产能分布广，由于受后期成岩作用的影响，相同沉积相带，产能差异仍然很大；河口坝微相只分布在产能大于0.3 t/（m·d）区域，水道侧缘与前缘席状砂主要分布在低产能区域，但是前缘席状砂可能受建设性成岩作用影响，也可能有较高产能。

图1 南断阶不同微相产能分布直方图Fig.1 Capacity of different facies distribution histogram in south fault terrace

从3个断块产能数据表（表2）可以看出，同一小断块水下分流河道、河口坝微相的单井产能相近，但是明显比前缘席状砂、水道侧缘高，注水井位于水下分流河道比位于水道侧缘微相注水效果明显好，同一断块、局部范围内，后期成岩作用相似，沉积微相对储层产能也存在较强的控制作用。

表2 不同断块不同微相产能数据表Tab.2 Different block and different facies capacity tables

前人研究表明，不同微相储层物性差异较大［12-14］。从图2可以看出，不同沉积微相孔渗数据点存在差异，水下分流河道主要由含砾砂岩、不等粒砂岩、细砂岩组成，砾石成分中含有大量的深灰色泥砾，岩芯中冲刷现象频繁，说明受间歇性洪水影响，其孔渗低值部分与水道侧缘、前缘席状砂重叠，高值部分与河口坝重叠，物性参数分布范围广。水道侧缘主要以粉砂岩、泥质粉砂岩、泥岩沉积为主，前缘席状砂主要受波浪搬运再沉积作用的控制，是扇三角洲前缘水下分流河道前端形成的河口砂坝受到波浪和岸流的改造后重新分布而形成的，粒度细，砂层薄，以粉砂岩、泥质粉砂岩、泥岩互层沉积，水道侧缘和前缘席状砂物性相对都比较差，孔隙度基本小于15.00%，渗透率小于10.00 mD。河口坝位于分支河道的末端，是河流注入湖泊水体时，由于湖水的顶托作用或地形的突然改变，河流携带的大量载荷快速堆积而成，砂质较纯，主要由粉砂岩、粉细砂岩、细砂岩等组成，物性最好，孔隙度一般大于15.00%，渗透率大于10.00 mD。因此，沉积微相整体上控制着砂体的展布，整体对储层最终物性大小控制作用不强，在局部小的区域内，对储层物性又具有一定的控制作用，这是造成沉积微相对产能影响作用弱的原因之一。

图2 南断阶不同微相孔渗参数散点图Fig.2 Porosity and permeability parameters scatter diagram of different facies in south fault terrace

储层物性参数的大小是评价储层质量高低的重要标准，对产能的影响作用众所周知［15-20］，将不同微相的物性参数与产能表征参数做交会图分析，由于水下分流河道微相物性分析样品较多，选取水下分流河道微相做典型分析，如图3所示，平均采油强度与孔隙度、渗透率呈正相关的乘幂函数关系，相关系数都大于0.68。

图3 平均采油强度与孔、渗交会图Fig.3 Average intensity of production and porosity-permeability crossplot

从图3可以看出，当孔隙度大于20.00%时，随着孔隙度的增加，平均采油强度增大的幅度迅速增高，但是平均采油强度与孔隙度的交会数据点较分散；当渗透率大于50.00 mD以后，随着渗透率的增加，平均采油强度显著上升，说明产能与物性呈正相关，当孔隙度小于15.00%、渗透率小于50.00 mD后，产能随着物性参数增大而提高的幅度较低，当孔隙度大于15.00%，渗透率大于50.00 mD后，产能随着物性参数增大而提高幅度较大。

根据恒速压汞和核磁共振实验数据，将不同沉积微相的平均喉道半径与可动流体百分数进行分类统计如表3。

表3 不同沉积微相孔隙结构参数统计表Tab.3 Statistical tables of pore structure parameters in different sedimentary microfacies

从表3可以看出，水下分流河道，平均喉道半径一般在0.138 0～1.907 0 μm，平均0.440 0 μm，水下分流河道侧缘一般0.038 0～1.102 0 μm，平均为0.320 0 μm，前缘席状砂一般为0.061 3～0.619 8 μm，平均为0.290 0 μm，分布范围相近，只有前缘席状砂最低，而水下分流河道可动流体百分数一般为8.38%～49.32%，平均为35.00%；河口坝一般为19.19%～67.36%，平均为43.80%，河道侧缘一般为9.67%～40.15%；平均为35.30%，前缘席状砂一般为15.47%～43.70%，平均为34.00%，不同微相可动流体百分数分布范围比较广泛，但是整体平均值差别不大，河口坝微相可动流体百分数要略高，这是造成不同沉积微相产能差别不大的根本原因。

3 成岩相与产能的关系

将不同成岩相的平均采油强度和日产油数据进行交会图分析，如图4所示，弱压实成岩相与溶蚀成岩相平均采油强度相近，分别为0.64 t（/m·d）和0.68 t（/m·d），而日产油分别为5.86 t和9.10 t，其中弱压实相未压裂，中等胶结成岩相平均采油强度和压裂后日产油分别为0.15 t和4.00 t，相比前两种成岩相，显著降低，强胶结成岩相平均采油强度和压裂后日产油分别为0.07 t和2.39 t。整体上，不同成岩相的产能关系为：溶蚀成岩相弱压实成岩相＞中等胶结成岩相＞强胶结成岩相。

图4 不同成岩相平均采油强度与日产油交会图Fig.4 Average intensity of production and daily oil production capacity of different diagenetic facies crossplot

从高邮凹陷南断阶E1f11砂组成岩相平面分布（图5）可以看出，方巷断块都属于中等胶结成岩相类储层，徐31块属于强胶结成岩相类储层；许庄断块溶蚀、弱压实、中等胶结或岩相共存，竹墩地区弱压实、溶蚀成岩相共存，而方巷、许庄、竹墩断块初期采油强度分别为0.217、0.610、0.630 t（/m·d）；平均累积采油强度分别为0.250、0.600、0.640 t（/m·d），比较3个地区的成岩相和产能特征，可以看出，成岩相对南断阶储层产能的控制作用显著［13-14，20］。

图5 高邮凹陷南断阶E1f11成岩相平面分布图Fig.5 Diagenetic facies plane distribution map of E1f11layer in south fault terrace Gaoyou sag

将不同成岩相的孔、渗数据统计分析如表4所示，弱压实成岩相的孔隙度>22.00%，平均28.00%，渗透率0.50～351.80 mD，平均46.20 mD；溶蚀成岩相孔隙度14.80%～22.00%，平均17.00%，渗透率0.10～223.00 mD，平均18.80 mD；中等胶结成岩相孔隙度为10.00%～14.80%，平均为11.50%，渗透率为0.09～20.00 mD，平均为3.90 mD；强胶结成岩相孔隙度610.00%，平均孔隙度为7.20%，渗透率一般小于5.00 mD，平均为1.47 mD，从表4可以看出，成岩相对储层物性控制作用强。不同的成岩相，物性存在明显的差异，通过不同成岩相的划分，能够较好地区分不同孔隙条件的储层，参考碎屑岩孔隙分类标准，弱压实成岩相属于高孔优类储层，溶蚀成岩相属于中孔良好类储层，中等胶结成岩相属于低孔一般类储层，强胶结成岩相属于特低孔差类储层。

表4 不同成岩相孔渗数据表Tab.4 The porosity and permeability data in different diagenetic facies

成岩相对储层物性控制作用主要表现为两个方面。一是受压实作用控制，南断阶阜一段由于埋深不同，所经历的压实作用强度也有所差别，根据颗粒接触关系以及压实率可以将压实作用划分为弱压实、中等压实以及强压实等3类，弱压实作用颗粒呈点状接触，压实率小于10%，中等压实作用，颗粒呈点线接触，压实率10%～25%，强压实作用颗粒呈线接触，压实率大于25%。对不同压实作用类型的深度及声波时差数据进行统计分析，随着埋深的增大，声波时差值呈直线下降；二是受胶结作用控制，特别是受碳酸盐胶结作用控制，从图6碳酸盐胶结物含量与储层物性参数交会图看，随着碳酸盐含量增高，孔隙度与渗透率数值迅速降低。

图6 碳酸盐含量与孔、渗交会图Fig.6 Carbonate content and porosity and permeability Crossplot

根据恒速压汞实验数据可知，弱压实成岩相平均喉道半径2.358 μm，主流喉道半径2.140 μm；溶蚀成岩相平均喉道半径2.000 μm，主流喉道半径1.890 μm；中等胶结成岩相平均喉道半径0.950 μm，主流喉道半径0.914 μm；强胶结成岩相平均喉道半径0.820 μm，主流喉道半径0.770 μm；如图7不同成岩相喉道半径分布频率所示，弱压实成岩相、溶蚀成岩相喉道半径频率分布区间最宽1.000～4.000 μm，中等胶结成岩相类频率分布区间0.500～1.500 μm，强胶结成岩相类频率分布区间小于1.000 μm。

图7 不同成岩相喉道半径分布频率图Fig.7 Different diagenetic facies distribution frequency of throat radius

将不同成岩相的岩芯分别测量饱和状态、200 psi压力离心后T2谱，将两次T2谱曲线对比分析确定T2截止值。弱压实成岩相T2截止值为14.12 ms，溶蚀成岩相为11.57 ms，中等胶结成岩相为8.03 ms，强胶结成岩相为7.61 ms。根据确定的T2截止值分析求取可动流体百分数，弱压实成岩相平均可动流体百分数为54.0%，溶蚀成岩相可动流体百分数为49.9%，中等胶结成岩相可动流体百分数为45.3%，强胶结成岩相为36.2%，弱压实成岩相与溶蚀成岩相可动流体百分数最高，比胶结类成岩相高10.0%，强胶结成岩相最低。

由于成岩相控制着储层物性以及微观孔隙结构参数，最终控制着储层质量，因此，成岩相对南断阶储层产能影响作用比较显著。

4 结论

（1）南断阶储层沉积微相控制着砂体的展布，在局部的小区域内，受沉积厚度影响，对储层产能具有一定控制作用。

（2）扇三角洲前缘相沉积特征的储层主要呈薄层状与泥岩互层产出，由于砂层薄，受后期成岩作用，使砂岩产生致密化，决定着最终的储层质量，从而控制着储层产能高低。

（3）对高邮凹陷南断阶低渗-特低渗透储层，将沉积、成岩相与微观孔隙结构参数结合分析评价储层产能具有较好的效果。

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编辑：杜增利

编辑部网址：http：//zk.swpuxb.com

Control of Sedimentary Diagenesis on Reservoir Production Capacity Evaluation in South Fault Terrace of Gaoyou Sag

ZHONG Siying1*，DING Sheng2
1.Exploration and Development Research Institute，Jiangsu Oilfield，SINOPEC，YangZhou，Jiangsu 225009，China
2 Second Production Plant，Jiangsu Oilfield，SINOPEC，Huai′an，Jiangsu 211600，China

Factors affecting low permeability reservoir productivity are numerous and complex，so the correct analysis and evaluation of these factors，for low permeability reservoir development have important significance.This article excludes engineering factors，from geological considerations，focuses on the analysis and evaluation of sedimentary and diagenetic effects on productivity，and analysis of its mechanism taking advantage of special data such as constant-pressure mercury and NMR.Research indicates that：the storage layer production capacity are mainly controlled by later diagenesis in Sag Gaoyou South broken bands，and controlled by sedimentation in local small scale and the same diagenetic environments，to study its mechanism，reservoir is mainly affected by diagenesis such as compaction，cementation，corrosion in South fault terrace of Gaoyou Sag，to form a variety of micro-pore structure，led to significant differences of reservoir production capacity in South fault terrace of Gaoyou Sag，so diagenetic facies studies for evaluation of low permeability reservoir productivity forecast is significant.

Gaoyou Sag；sedimentary microfacies；diagenetic facies；microscopic pore structure；productivity

钟思瑛，1963年生，女，汉族，湖北沙市人，教授级高级工程师，主要从事油气田开发地质方面的研究工作。E-mail：zhongsy.jsyt@sinopec.com

丁圣，1978年生，男，汉族，安徽潜山人，博士，主要从事油气田开发地质方面的研究工作。E-mail：ds3108@126.com

10.11885/j.issn.1674-5086.2013.11.05.01

1674-5086（2016）01-0030-07

TE132

A

http：//www.cnki.net/kcms/detail/51.1718.TE.20160104.1646.008.html

钟思瑛，丁圣．高邮凹陷南断阶沉积成岩对储层产能控制评价［J］．西南石油大学学报（自然科学版），2016，38（1）：30-36．

ZHONG Siying，DING Sheng．Control of Sedimentary Diagenesis on Reservoir Production Capacity Evaluation in South Fault Terrace of Gaoyou Sag［J］．Journal of Southwest Petroleum University（Science&Technology Edition），2016，38（1）：30-36．*

2013-11-05网络出版时间：2016-01-04

钟思瑛，E-mail：zhongsy.jsyt@sinopec.com