东海平湖油气田放鹤亭平湖组P11层低渗储层成藏特征

张 兵

（上海石油天然气有限公司，上海 200041）

随着油气资源勘探开发程度的加大，以低渗透为特征的油气藏开发逐步成为老油田产量接替、新区产能建设的关键。一般而言，将渗透率小于10×10-3μm2的油藏定义为低渗油藏[1]。我国在低渗油藏开发有很好的先例，如长庆油田，在渗透率小于1×10-3μm2的延长组砂岩中良好见产。目前，研究低渗储层主要从微观孔喉结构[2-4]、渗流特征入手，开展低渗储层成因机理[5-7]、分级评价[8-9]和非达西渗流规律、压裂注水[10-11]等研究。平湖油气田放鹤亭地区平湖组P11层钻遇低渗油藏 [（0.04 ~ 4.6）×10-3μm2]，有一定储量规模，但产能较低，难以经济开发。文章从物性演化入手，结合包裹体实验及理论研究，解释P11层低渗低产机理、储层致密-油气成藏史的匹配关系，揭示成藏过程。

1 地质背景

平湖油气田位于西湖凹陷保俶斜坡中段，西靠平湖主断裂，东临三潭深凹[12]。钻遇地层自下而上为始新统平湖组、渐新统花港组，以及上覆上第三系龙井组、玉泉组、柳浪组和三潭组。其中平湖组中下部为主力烃源岩层，上覆平湖组中上部和花港组为目的储层，从流体性质来看，花港组为产油层，平湖组为产气层。

平湖组为河流-三角洲-滨浅海沉积体系。下部为潮控河口湾-滨浅海沉积，中部为三角洲-潮坪沉积，上部为河流-三角洲沉积[13-15]。P11层沉积时期，主断裂以西发育扇三角洲沉积体系，以东过渡到正常三角洲（图1）。在放一断块目前钻遇P11层的有4口井，PH1、PH4、PH5井3口探井和一口开发井BB5井。但该层产出极少（油：3 m3/d，水：3 ~ 10 m3/d），经济效益低下。

图1 P11层沉积相平面图

2 储层特征

平湖组P11层主要为一套中-细粒的长石岩屑石英砂岩（图2），平均石英含量占碎屑组分的63.8%，平均长石含量20.4%，岩屑含量15.7%，岩屑以硅质岩屑和花岗岩屑为主。胶结物以自生石英（4.4%）和黏土矿物（2.16%）为主，碳酸盐胶结较少。点线接触，孔隙-接触式胶结。P11层孔隙类型有原生孔（34%）、溶蚀孔（65%）。岩石物性实验和测井解释下，P11层孔隙度7.2%~14.2%，平均11.2%，渗透率分布在（0.04 ~ 4.6）×10-3μm2间，均值2.09×10-3μm2，为中孔低渗储层，结构和成分成熟度较高。

图2 P11层岩石矿物成分三角图

3 储层演化

储层物性变化因素多样。沉积作用是基础，成岩作用是关键，构造作用是补充。压实作用是平湖组储层物性下降的首要因素。随着砂岩埋藏的加深，半塑性岩屑变形明显，部分颗粒夹杂基化，使粒间原生孔隙减小，孔隙度降低。

根据铸体薄片资料，结合面孔率与实测孔隙度，在薄片中识别各种孔隙类型，统计划分原生孔、次生溶蚀孔、胶结物所占比例，计算各类型孔隙变化[16-18]，反映储层物性演化过程。

式中：S0为粒度分选系数，无因次；d25、d75为粒度半径，μm；φ为孔隙度，%；P为百分含量，%。

图3 PH5井不同深度成岩作用导致的孔隙度变化

四个层段的薄片资料孔隙度恢复结果表明，初始孔隙度相差不大，基本为37% ~39%；随着埋深加大，压实损失孔隙度增大趋势；胶结损失孔隙度有先增大后减小趋势；溶蚀作用增加孔隙度相差变化不大。从图3中可以明显看出，压实作用是孔隙损失的最重要因素，其损失的孔隙度达到25% ~ 35%；胶结作用损失的孔隙度2% ~ 8.5%；溶蚀作用增加的孔隙度7% ~ 10.5%。

根据压实率（φ压实损失/φ初始）、胶结率 [φ胶结/（φ胶结+φ胶结后粒间孔）]、溶解率 [φ溶蚀/（φ溶蚀+φ胶结后粒间孔）] 的特征，借鉴鄂尔多斯盆地陇东地区标准[19]，划分放鹤亭地区储层成岩相，P11储层压实率达到88%，溶解率75%，归为强压实中胶结中溶解相（表1）。

表1 放鹤亭储层成岩相类型

平湖组地层为典型的海陆过渡相煤系地层。煤系地层因富含大量的有机质，早期演化过程中形成腐殖酸，使得水介质呈酸性，致使砂岩储层具有碳酸盐低、硅质含量高、黏土矿物富含高岭土为特征，从而使得地层抗压实能力减弱。因此，煤系地层的该项特点是平湖组地层抗压实能力不足的重要原因。

3 油气充注

根据包裹体发育位置及与碎屑颗粒或环带、或切割等关系进行成岩序列或油气充注期次进行判断[20]。均一温度可以反映包裹体被捕获时流体古温度，其假设前提是包裹体捕获时的流体为均一相态。本次样品未测试到气液烃同期的盐水包裹体均一温度，因包裹体气液比小，测试了含烃盐水包裹体升温加热均一至液相时的温度。

镜下检测及均一温度结果表明（图4、图5），P11层含油气包裹体可分为两期次。第Ⅰ期，见于成岩石英、长石次生加大早期，发育丰度中等（GOI=4%），包裹体主要沿石英及长石颗粒次生加大边内侧成带状分布，灰褐色-深褐色，并见有含丝网状沥青的液烃包裹体，同期含烃盐水包裹体均一温度为130 ~ 150℃。第Ⅱ期，见于成岩石英、长石矿物次生加大后期，以切穿碎屑颗粒及加大边为分布特征，发育丰度低，气相球形度好，气液比小，表明原油黏度小，为中轻质原油，测试的含烃盐水包裹体均一温度峰值约为160℃。两期包裹体丰度差异较大，以第Ⅰ期为主要充注期，第Ⅱ期次之。

结合该井的埋藏史（图6），第Ⅰ期油气充注发生在9 ~ 2 Ma间，高峰时间约在4 ~ 2 Ma前左右，此时埋藏深度约在3 300 m，根据前面计算的孔隙度演化趋势，可以得到压实损失孔隙度约26.5%，碳酸盐及硅质早期胶结损失孔隙度8.5%，溶蚀增加孔隙度约7.25%，以原始孔隙度39%计算，此时剩余孔隙度约11.25%，达到致密储层标准（12%）。因此在第Ⅰ期油气充注时，储层已经致密化或致密化过程中。随着油气充注和进一步埋深，储层致密化加剧。

图4 PH5井P11层单偏光镜下包裹体照片

图5 PH5井P11层包裹体均一温度分布

4 成藏史

PH4及PH5井的试井和BB5井生产资料显示，PH4井试井以产水为主，少量天然气；PH5井附近的BB5井生产显示，该井生产高蜡原油（含蜡量26%），产量低（油：3 m3/d，水：3 ~ 10 m3/d）。C29甾 烷 20S/（20S+20R）=0.43，CPI=1.04，Ph/nC18=0.14，Pr/Ph=5.4，P11原油并非低熟油，而是成熟油（图7）。且P11层原油未遭受生物降解，组份齐全。从图8平湖组凝析油-原油密度变化关系中看出，平湖组中下段随深度增加，凝析油密度增加，研究认为气侵是造成P11层高蜡高密度油特征的原 因。

图6 PH5井埋藏-油气充注史图

图7 P11层原油饱和烃色谱图

图8 平湖油气田凝析油-原油密度随层位变化

综合埋藏史及油气流体性质及充注史，总结成藏过程（图9）如下：

（1）与常规油藏不同，P11层致密砂岩油藏原油充注时储层致密，原油一方面难以进入储层，另一方面进入后难以形成饱和油藏，毛细管力对原油的束缚能力大于浮力作用，因此只能通过下伏烃源岩生烃增压形成运移动力。

（2）原油充注第Ⅰ期，储层致密，受非均质性影响[隔夹层密度PH4（0.17）＞PH5（0.08）]，主要充注PH5井区，饱和度较低，无统一油水界面。

（3）储层致密化持续加剧，原油充注区受烃类保护，物性变差程度较弱，而无油气聚集区物性变差程度强。

（4）第Ⅱ期，地层快速沉降，深部烃源岩中心进入生气阶段。天然气运移充注，气侵已充注的原油储层，在气侵分馏作用下，PH5井区残留高蜡高密度原油；因天然气突破能力较原油强，可运移至多隔夹层PH4区，充注饱和度低。

（5）受非均质性影响，P11层内部油水界面分布混乱，无统一油气水界面。

先致密后成藏的聚集特点是深盆连续性油气资源的典型特征（图10）。从宏观上来看，深盆连续性岩性油气藏的形态、大小和边界不受构造等高线的控制，虽然储量丰度较低，但有可能形成满盆含气[21]。因此P11致密储层的研究可能揭示了平湖组深部（P12及以下）广阔的连续气藏资源，但深度大、储层低渗、气饱低等特征也突出，所以深部勘探依然以局部甜点为重点目标。

图9 P11低渗储层油气成藏过程

图10 平湖油气田常规与非常规成藏模式

5 结论

（1）放鹤亭深部P11层钻遇的中孔低渗低产的油层非沉积作用先天形成，而是后期成岩作用造成。孔隙度演化过程表明，压实作用在整个破坏性成岩作用中占主导地位，为强压实中胶结中溶解相。

（2）P11层发育两期油气充注，第Ⅰ期发生在9 ~ 2 Ma前，高峰期在4 ~ 2 Ma，主要聚集在石英、长石等碎屑颗粒的次生加大边的内侧；第Ⅱ期约发生在第四纪，丰度较第Ⅰ期低，主要表现为切穿石英、长石等颗粒及次生加大边。均一温度实验和埋藏史研究，P11储层在第Ⅰ期油气充注时储层致密或致密过程中，储层油气充注受阻，含油饱和度低。

（3）P11层高蜡高密度原油非低成熟度熟油或生物降解成因，而是气侵分馏作用。该低渗储层油气成藏过程可概括为：Ⅰ期，储层致密化使得原油充注不充分，含油饱和度低；Ⅱ期，天然气气侵分馏，残留高蜡高密度原油；受非均质性影响，无统一油气水界面。

（4）P11以下深部储层形成连续性岩性气藏可能性较大，埋深大、低渗透、饱和度低是深部连续性岩性气藏的特征，寻找局部甜点，是深部勘探的重点。