川东高峰场气田石炭系储层评价及分布特征

2018-09-20崔恒远

山东化工 2018年17期

舒赢,周平,崔恒远,王旭

(1.中国石油集团川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院，四川成都 610051；2.成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610059)

受加里东运动和风化剥蚀的影响，四川盆地东部石炭系近存上石炭统，为一套碳酸盐岩地层，是现今川东地区主力储层之一[1]。川东地区高峰场气田于1990年10月投入试采，探明储量约140.0×108m3，日产约90×104m3/d，采出程度为16.48%[2]。正是由于前人对高峰场气田研究较少，特别是石炭系储层研究的缺乏限制了气田的进一步开发，导致采出程度偏低。本文通过钻井及薄片分析等资料对川东高峰场气田石炭系储层进行评价并研究其分布特征，为气田的进一步勘探与开发提供依据。

1 区域地质概况

高峰场气田地跨重庆万州区的河口、龙宝、高峰、凉风等镇，构造上与川东断褶带大池干井构造东北倾没端错鞍相接，西北方向与云安厂构造带以向斜相隔，东南方向与方斗山构造带北段(寨沟湾潜伏构造)相邻，属于万县向斜东南部坡带上的潜伏构造[3](图1)。三叠系以上为单斜构造，倾向西北，断层较少，地表出露最老地层为侏罗系沙溪庙组砂泥岩。

高峰场构造范围内石炭世黄龙期的沉积主要经历了膏湖、咸化潟湖、正常咸度海湾三种沉积相的演化[4]。石炭系地层假整合超覆于志留系风化壳上，顶部遭受剥蚀，仅存上石炭统黄龙组地层[5]。按川东地区石炭系黄龙组三分标准，高峰场地区缺失黄龙组三段(C2hl3)，仅存在黄龙组二段(C2hl2)和黄龙组一段(C2h1)。

图1 高峰场气田构造位置图

2 储集岩及储集空间类型

表1 高峰场气田碳系各类岩石孔隙度统计表

通过对各井孔隙度大于3%的各类储集岩的厚度、孔隙度和储能系数分布统计发现(表1)，角砾云岩、细粉晶颗粒云岩、颗粒细粉晶云岩、细粉晶云岩等四类岩石储层占整个石炭系储层的89.29%，储能系数占整个石炭系储层储能系数的91.3%，因此，它们是高峰场气田石炭系气藏的主要储集岩。

根据岩心及薄片观察结果分析，石炭系储层储集空间有孔隙、洞穴、喉道和裂缝四大类，其中孔隙类型主要为粒(砾)间溶孔、粒(砾)內溶孔、晶间溶孔及晶间孔。洞穴也是较为重要的储集空间；喉道作为孔隙中气体渗流通道，宽窄不一，发育众多，但储集能力远不及孔隙。内裂缝发育程度一，裂缝储集能力低，但却大大增加了储层的渗滤能力，是极为重要的天然气渗流通道。

3 储层物性及分类

3.1 孔隙度

据12口取心井岩心样品的煤油法孔隙度分析结果，孔隙度最高16.79%，最低0.29%，算术平均值为3.65%。在所有储层岩样中，孔隙度为3%～6%的占55.8%，在6%～12%之间的占42.2%，大于12%的岩样仅占2.0%(图2a)，可见石炭系储层为中-低孔储层。

3.2 基质渗透率

岩石基质渗透率较低，最小值<0.0001×10-3μm2，最大为174×10-3μm2，平均0.712 ×10-3μm2，其中渗透率小于1.0×10-3μm2，的样品占了93.6%(图2b)。孔隙度小于3.0%的岩样基质渗透率一般都小于0.01×10-3μm2，孔隙度大于3.0%岩样的基质渗透率平均0.255×10-3μm2，可知，石炭系储层为低渗储层。

图2 高峰场气田碳系储层物性分布直方图

3.3 储集岩分类

根据石炭系储集岩的储集空间类型、孔隙结构、孔隙度及渗透率值，将储集岩划分为四类(表2)。

表2 高峰场石炭系气藏储集岩分类

4 储层分布特征

纵向上，石炭系气藏储层主要分布在C2hl2段，气井C2hl2有效储层厚度占石炭系储层总厚度的85.03%～100%。C2hl1段仅零星分布，最厚是峰6井1.83 m，一般为0.5～0.7 m，峰7、11两井的C2hl1中没有储层。从各类储层看，Ⅰ类储层零星分布，且厚度较小，分布在C2hl2段中部，有4口井无Ⅰ类储层，即峰7、20、8和13井。峰6-12井区Ⅰ类储层连片分布；Ⅱ类储层在气田范围内连片分布，主要分布在C2hl2段中部和下部，横向上可追踪对比；Ⅲ类储层在气田范围内广泛分布，主要分布在C2hl2段上部和底部。

平面上，气井中储层最厚的是位于构造高点的峰6井，达29.28 m，最薄是翼部峰8井，仅4.61 m，其他各井变化在16～24 m之间(表3)，呈层或透镜状分布，非均质特征明显。