东海陆架盆地N气田花港组储层特征及分类评价

王猛，刘志杰，杨玉卿，张志强

中海油田服务股份有限公司油田技术事业部，廊坊 065201

随着油气田勘探开发的逐渐深入，常规油气资源已不断枯竭，低孔、低渗储层，致密气和煤层气等非常规资源的开发已越来越受到重视[1-2]。目前，中国已探明储量几乎有一半是在低孔、低渗储层中，显示出巨大的勘探开发潜力。东海陆架盆地西湖凹陷经过多年的勘探，已发现多个油气田和含油气构造，其中的主力储层花港组和平湖组就是较为典型的低孔、低渗储层[3-5]。

在低孔、低渗储层的综合评价中，分类评价是最有效的评价方法之一，因此，建立适用于某个区域、能够广泛适用并科学有效的分类标准至关重要。专家学者在低孔、低渗储层的分类方面做了大量研究，杨玉卿等对渤海湾盆地沙河街组低孔、低渗储层从宏观成因、微观孔隙结构和综合评价3个方面进行评价和分类[6]；赵靖舟等结合孔隙结构、物性和油藏厚度等划分标准，将鄂尔多斯盆地延长组低渗透砂岩储层分为四大类和两个亚类[7]；孙建孟等在岩心分析实验的基础上，对某区块低孔渗储层提出孔渗关系图谱的方法进行分类评价，为低孔渗储层评价方法提供了参考[8]。但是目前还没有一套适用性强、针对西湖凹陷低孔低渗储层的分类标准。

本文以东海陆架盆地西湖凹陷花港组低孔、低渗储层为研究对象，结合大量粒度、薄片和压汞等实验分析资料，对储层岩性、物性、孔隙结构和储层综合分类评价方法进行研究，提出一套适用于西湖凹陷的储层级别划分标准，为该区域低孔、低渗储层进一步勘探开发提供依据。

1 地质概况

东海陆架盆地发育于东海大陆架之上，是一个复合型沉积盆地，总体地质构造格架表现为东西分带、南北分块的特征[9]。西湖凹陷位于东海陆架盆地东部坳陷的中部，面积为4.27万km2，分为5个二级构造带，由西向东分别为西部斜坡带、西次凹、中央翻转带、东次凹和东部断阶带[10]。西湖凹陷是一个以新生代充填为主的沉积凹陷，主要地层层序自下而上分别为古近系宝石组、平湖组和花港组，新近系龙井组和玉泉组，主要烃源岩为始新统平湖组泥岩和煤层[11-15]。

西湖凹陷中央反转构造带及西次凹以花港组为主力含油气储层，沉积背景为辫状河三角洲水下分流河道，部分井揭露平湖组顶部。本次研究以中央反转构造带N气田古近系花港组储层为研究对象。该构造带花港组厚度能达到1.5 km，储层埋深大于3.5 km，为中深储层[8,16]，根据沉积环境及储层发育特征，花港组自上而下分为12个层系，记为H1——H12，以H5底部为界，分为上段（H上）和下段（H下），众多学者开展了花港组储层沉积地层学研究[17-20]。花港组上段岩性主要为褐灰色和灰色泥岩、粉砂质泥岩与浅灰色泥质粉砂岩、粉砂岩、粉细砂岩、细砂岩，上部以泥夹砂或砂、泥互层为特征，下部以砂夹泥为特征，顶部发育棕红色、紫红色、棕黄色等杂色泥岩；花港组下段岩性主要为灰色和深灰色粉砂质泥岩、泥岩，灰白色和浅灰色泥质粉砂岩、粉砂岩、细砂岩、含砾砂岩、砂砾岩等，夹薄煤层及煤线，总体上呈现出砂夹泥的特征，局部砂泥互层。

2 储层岩石学及储集特征

储层的岩石学特征和储集特征是储层精细评价的关键，包括储层岩性、物性、微观孔隙结构等特征的分析。通过统计和分析储层的岩石学特征和储集特征，为储层精细评价和分类，以及储层参数精细建模和流体性质识别奠定基础。

2.1 岩石学特征

（1）岩性

N气田主力储层为花港组，如图1所示，通过统计构造内5口井1347块岩心和井壁心样品的岩性描述信息，花港组储层岩性主要为细砂岩，占比85.6%，局部发育中砂岩、粗砂岩、砂砾岩等岩性较粗的储层（图1a）；由X衍射实验资料可知，黏土矿物以绿泥石为主，其次为伊利石和伊蒙混层，高岭石含量较少（图1b）。

（2）泥质含量

通过粒度分析资料可以获得泥质体积（sh ），如式（1）所示，其是由细粉砂体积（si）和湿黏土体积（cl a y ） 组成，则岩石泥质含量（Vsh）由式（2）计算：

式中：Vsi—— 粒度分析实验细粉砂含量，%；Vclay——粒度分析实验湿黏土含量，%；φ——岩石孔隙度，%。

如图1c和图1d泥质含量统计结果可知，花港组储层泥质含量较小，普遍小于20%，上段主要集中在14%以下，下段集中在6%以下，上段泥质含量普遍大于下段，即随着埋藏变深，花港组储层泥质含量有减小趋势。

（3）矿物组成

基于N气田494个样品的薄片鉴定结果可知（表1），花港组上、下段岩石矿物组成接近，矿物以石英、长石为主，平均石英含量大于63%，平均长石含量大于23%，胶结物含量低，矿物成分构成稳定，成熟度一致，黏土含量低，岩性较纯。

2.2 物性特征

N气田钻遇花港组储层多，钻井取心多，分析化验资料丰富，分上、下段统计储层物性，绘制不同岩性孔渗关系图（图2）。由图中1347个岩心样品的统计结果可知，花港组储层孔隙度分布于1.9%～12%，平均孔隙度7.78%，其中有98.2%岩心的孔隙度都小于10%；渗透率变化范围大，分布于0.014～366 mD，平均为 1.35 mD，其中 96.7% 岩心的渗透率小于10 mD，总体属于典型的低孔、低渗型储层。对比上、下段物性特征，花港组上段孔隙度分布于2.3%～11.7%，平均孔隙度8.34%（图2a）；花港组下段孔隙度分布于1.9%～12%，平均孔隙度7.23%（图2b）；不难看出，虽然总体差异不大，但上段物性总体上略比下段好。

图1 N 气田花港组储层岩性特征统计a.岩性占比，b.黏土含量占比，c.上段泥质含量，d.下段泥质含量。Fig.1 Lithological characters of Huagang reservoirs in the gas field N a.lithological composition, b.clay proportion, c.mud content of Upper Formation, d.mud content of lower Formation.

表1 N气田花港组储层矿物成分统计Table 1 Mineral composition of Huagang reservoir in gas field N %

由图2分析可知，花港组储层孔渗关系复杂，相近孔隙度的岩心渗透率差别可达到两个数量级以上，其中砂砾岩储层渗透率普遍大于中砂岩一个数量级，而中砂岩渗透率普遍大于细砂岩一个数量级，含砾的细砂岩渗透率也明显大于细砂岩，甚至高出一个数量级以上。基于以上分析，花港组储层属于典型的低孔、低渗型储层，储层埋藏相对较深，储层物性相对较差，但局部仍发育甜点储层，其中含砾砂岩或者砂砾岩储层段渗透性明显好于其他储层，是花岗组储层的甜点。

2.3 孔隙结构特征

N气田主力储层为H3、H5、H8储层，分析了5口井573块样品铸体薄片照片。H3段储层样品显示孔隙发育一般，溶蚀现象普遍，孔隙以原生粒间孔、粒间溶孔为主，面孔率4.92%，主要喉道是可变断面的收缩部分，孔隙连通性一般，颗粒接触方式为点线接触（图3a）。H5段储层样品显示孔隙发育较差，溶蚀现象普遍，岩屑及长石溶蚀常见，孔隙连通性差，孔隙以粒内溶孔、粒间溶孔为主，面孔率4.08%，颗粒接触方式主要为线接触（图3b）；H8段储层样品显示孔隙发育较差，分布不匀，常见孔隙欠发育，孔隙连通差，溶蚀现象普遍，岩屑及长石溶蚀常见，孔隙以粒内溶孔、粒间溶孔为主，面孔率2.13%，颗粒接触方式主要为凹凸线接触（图3c）。

图2 N 气田花港组储层孔渗交会图a.上段，b.下段。Fig.2 The cross plots of porosity and permeability in Huagang reservoir of gas field N a.Upper Formation, d.Lower Formation.

图3 N 气田花港组储层铸体薄片a.H3 段（4 297.0 m），b.H5段（4 607.1 m），c.H8 段（5 119.1 m）。Fig.3 The microscopic characteristics of Huagang main reservoir in gas field N a.layer H3（4 297.0 m）, b.layer H5（4 607.1 m）, c.layer H8（5 119.1 m）.

综合大量铸体薄片实验的分析结果，花港组储层孔隙结构具有以下特点：孔隙发育总体较差，随着埋藏变深孔隙逐渐变差，粒间孔减少，溶蚀孔逐渐成为主要孔隙类型，孔喉半径减小，连通性变差。

3 储层分类评价

本文综合上述储层岩石学特征和储集特征的研究成果，结合国家能源局发布的石油天然气行业标准《致密砂岩气地质评价方法》[21]，以及国土资源部发布的地质矿产行业标准《海上石油天然气储量计算规范》[22]，研究西湖凹陷低孔、低渗储层地质特征，优选储层敏感参数，依据大量岩心分析实验统计结果，建立适用于西湖凹陷花港组储层综合分类标准（表2）。在分类标准中，总共优选4种储层特征参数，包括孔隙度、渗透率、饱和度参数和储层地质特征，建立的储层分类结果特征鲜明，分类依据科学可靠，为西湖凹陷储层级别的划分研究提供了有利依据。

在建立的西湖凹陷花港组储层分类标准中，将空气渗透率＞10 mD作为Ⅰ类储层，对应行业标准中的中渗及以上的储层；空气渗透率1～10 mD的储层作为Ⅱ类储层，对应行业标准中的低渗储层；空气渗透率＜1 mD的储层作为Ⅲ类和Ⅳ类储层，对应行业标准中的特低渗储层。

参照致密砂岩气地质评价方法行业标准，对于覆压基质渗透率小于或等于0.1 mD的砂岩气层，单井一般无自然产能或自然产能低于工业气流下限，但在一定经济条件及技术措施下可获得工业天然气产量，据此可建立储层分类界限。基于西湖凹陷96颗岩心覆压渗透率和常压空气渗透率实验及转换关系，在覆压渗透率小于0.1 mD时，对应空气渗透率小于0.5 mD的储层属于致密范畴，因此，在Ⅲ类特低渗储层中以空气渗透率0.5 mD为界，将储层分为Ⅲ1和Ⅲ2两类；进一步按照现场生产数据的统计认识，将空气渗透率＜0.2 mD储层定为Ⅳ类超低渗储层，可以认为是储层改造的极限值，低于该值即使改造也很难获得良好的产能。依据制定的储层分类标准，在实际生产中认为Ⅰ类和Ⅱ类储层有自然产能；Ⅲ类储层需进行储层压裂改造；Ⅳ类储层即使进行储层改造产能也较差。

表2 东海盆地N气田古近系花港组低渗储层分类标准Table 2 The classification standard of Huagang low porosity and low permeability reservoir in gas field N of East China Sea Basin

4 应用实例

应用以上储层评价和综合分类方法对西湖凹陷花港组储层进行分类。如图4所示为西湖凹陷某井H8段储层综合分类效果图。该段储层厚31 m，录井显示为细砂岩，局部含薄泥质夹层，井径曲线稳定，井况良好，因此测井曲线可靠。根据测井资料常规处理解释方法计算储层参数，计算结果与岩心分析结果对比良好，验证了处理结果的准确性。根据常规曲线特征及录井资料划分储层，结合自然伽马、电阻率、中子密度交汇特征及计算储层孔隙度、渗透率、泥质含量和含水饱和度参数，综合分析流体性质，其中64号层孔隙度8.9%，深电阻率26.8 Ω·m，含水饱和度49.8%，综合解释为气层；66号层孔隙度 7.8%，深电阻率 19.1 Ω·m，含水饱和度71.8%，综合解释为气水同层。

综合多种测井曲线和储层特征参数，利用Fisher判别方法对储层进行综合分类。其中64号层上段泥质含量较大，物性较差，孔隙度8.6%，泥质含量11.5%，渗透率0.17 mD，综合判断储层类型以Ⅳ类超低渗储层为主；64号层下段岩性较纯，物性相对较好，孔隙度9.3%，泥质含量7.6%，渗透率0.42 mD，综合判断储层类型为Ⅲ2类低渗储层；66号层除下部较好的砂体判断为Ⅲ2类储层以外，其余部分物性较差，孔隙度7.8%，泥质含量13.7%，渗透率0.05 mD，判断储层类型为Ⅳ类超低渗储层。

该井段 64 号层下段 3959～3969 m 进行压裂测试，油嘴 5.56 mm，日产气 1591 m3/d，产水 60 m3/d，压力系数1.206，产能极低。后经横波各向异性和近井带径向声波层析成像等压裂效果评价技术证实，压裂缝贯穿整个储层，从 3949 m 到 3980 m 均有分布，导致下部含水层产水，气层产能下降，但由于储层以Ⅲ类特低渗储层为主，米采液指数依然很低，储层产能较差。以上压裂测试结果与储层分类结果基本一致，验证了储层综合分类评价标准的可靠性。

5 结论

（1）N气田花港组储层岩性以细砂岩为主，局部发育砂砾岩等较粗岩性；矿物以石英为主，成分构成稳定，成熟度一致，黏土含量低，岩性较纯；孔渗关系复杂，其中砂砾岩储层渗透率普遍大于普通砂岩一个数量级以上，可作为甜点储层开发；孔隙发育总体较差，随着埋藏变深，粒间孔变少，溶蚀孔逐渐成为主要孔隙，孔喉半径减小，孔隙性和连通性变差。

（2）优选储层敏感参数，依据大量岩心分析实验统计结果，建立适用于西湖凹陷N气田花港组储层的综合分类标准，包含孔隙度、渗透率、饱和度和地质特征4类重要参数，分类结果特征鲜明，分类依据科学可靠，为西湖凹陷储层级别的划分研究提供了有利依据。

图4 储层综合分类效果图Fig.4 The comprehensive reservoir classification for gas field N

（3）空气渗透率0.5 mD可作为自然产能界限，空气渗透率0.2 mD可作为改造工艺的下限值；在制定的综合储层分类标准中，认为Ⅰ类和Ⅱ类储层有自然产能；Ⅲ类储层需进行储层压裂改造；Ⅳ类储层即使压裂改造后产能也较差。