苏北盆地东台坳陷碳酸盐岩热储层特征研究与评价

鲁 辉

(1.江苏长江地质勘查院，南京 210046； 2.中国地质大学地球物理与空间信息学院，武汉 430074)

0 引言

干热岩是指一般温度大于150℃，埋深数千米，内部不存在流体或仅有少量地下流体的高温岩体[1]，是一种清洁可再生特殊地热资源。我国对这种资源的勘查与开发尚在起步阶段[2]。本文主要根据江苏某干热岩井现场取心、冲冼液消耗量、录井气显、测井曲线和井温特征等对苏北盆地热储层地质特点如盖层、热储层、地温梯度、热储孔隙度、渗物性的分析研究，得出苏北盆地东台坳陷寒武-奥陶系温度高，储层裂隙为低孔、低渗透率类型，属于较好的干热岩储层。

1 区域地质概况

研究区干热岩井位于苏北盆地东台坳陷中段柘垛低凸起北东部(图1)。苏北盆地是下扬子区前中生代基底之上经历了印支、燕山和喜马拉雅构造运动而发展起来的中、新生代坳陷。朱光等认为，印支-早燕山期华北与华南板块的拼合，郯庐断裂以转换断层的形式开始活动，控制区域应力场以左旋挤压为主[3]。作为重要的转折阶段，强烈的前陆变形使得逆冲和褶皱系统奠定了海相残留盆地的构造基础，伴随着广泛的剥蚀夷平，主体形成北东向带状山地地貌。大致以长江为界，下扬子区形成南北对冲的构造格局。晚燕山-喜马拉雅期太平洋-库拉板块向NW俯冲消减于欧亚板块之下，在发生逆时针旋转情况下，使郯庐断裂两侧表现为右行拉张走滑，即区域应力场转变为右旋拉张为主。古生代地层先经历了逆冲推覆运动，后又发生拉张，部分早期逆断层的反转[4]，构造较为复杂。干热岩井地处兴化市北，存在中古生界大型推覆体，推覆体地层为下古生界，叠置于正常的下古生界之上。距研究区干热岩井北偏西方向约4km的兴参1井钻遇的寒武-奥陶系表明存在逆冲推覆构造。

2 某干热岩井寒武-奥陶系碳酸盐岩地质特征

某干热岩井寒武-奥陶系岩石类型以碳酸盐岩为主，岩性主要为石灰岩、含云质灰岩，微晶白云岩、含灰微晶白云岩、泥晶白云岩、粉晶白云岩。主要岩石分类及岩性特征如表1所示。

图1 苏北盆地区域构造略图Figure 1 Regional tectonics sketch of North Jiangsu Basin

表1 寒武-奥陶系地质特征

3 热储层综合研究与评价

3.1 盖层条件分析

区内干热岩井揭露三套盖层，分别为东台组-盐城组、三垛组-泰州组和浦口组盖层。东台组-盐城组盖层厚度为1 000.8m，三垛组-泰州组盖层厚度为1 451.3m，浦口组盖层厚度为1 367.0m，上部盖层累计厚度大于3 819.1m，盖层厚度较大，盖层条件较好[5]，具有较好的隔热性和隔水性。

3.2 热储层条件

区内干热岩热储层为寒武-奥陶系碳酸盐岩，兴参1井揭露该套储层585.7m，反映本区热储层厚度较大。干热岩储层882.58m，该套碳酸盐岩热导率为3.62～4.57Wm-1K-1，具有非常好的储热条件。前人对苏北地区的碳酸盐岩地层研究认为古生代碳酸盐岩地层为较好的干热岩资源储层[6]。

3.3 热储层厚度、中部温度特征研究与评价

利用测井数据和地温梯度计算，获取热储中部温度，评价中部温度类型[7](表2)。

表2 热储中部温度类型划分依据表

ΔT=100(T-t0)/(H-h0)

(1)

中部地温梯度Tz可用下式：

ΔT=100(TZ-t0)/(Hz-h0)

(2)

推导出

Tz=t0+[(Hz-h0)/100]×ΔT

(3)

式中：ΔT为地温梯度，℃/100m；t0为恒温带温度，℃，取15℃；H为井底深度，m,本井为4 701.68m；Hz为为热储中部深度，m。

Hz=(H1+H2)/2

(4)

式中：H0为恒温带深度，m，本区取80m；TZ为热储中部温度，℃；H1为热储顶板埋深，m；H2为热储底板埋深，m。

某干热岩井热储顶板为白垩系浦口组二段(K2p2)3 819.1m，底板为寒武系炮台山组(2p)4 701.68m，热储层厚度882.58m，厚度大于100m，属于厚层热储。通过测井获得井底4 701.68m温度为155.5℃，通过计算，全井段平均地温梯度为3.04℃/100m,热储中部为4 260.39m。采用热储层段井温数据计算得到：奥陶系地温梯度平均2.67℃/100m，其中，红花园组地温梯度平均2.59℃/100m，仑山组地温梯度平均2.74℃/100m。寒武系地温梯度平均2.31℃/100m，其中，观音山组地温梯度平均2.13℃/100m，炮台山组地温梯度平均2.79℃/100m(表3)。

表3 某井热储层地温计算

可以看出，以灰岩为主奥陶系地温梯度明显高于以白云岩为主寒武系，而炮台山组由于泥质含量增加，地温梯度有所增加。热储中部4 260.39m温度为142.1℃，根据划分依据，某干热岩井热储中部温度类型属于厚层中温热储层。

3.4 热储孔隙度特征研究与评价

1)利用测井资料对裂隙发育程度评价。

利用测井资料对裂缝进行评价，依据石油测井行业规范的要求，根据裂缝及溶洞的发育程度，将碳酸盐岩储层物性的评价级别分为Ⅰ类层(发育)、Ⅱ类层(较发育)、Ⅲ类层(欠发育)[7]。

Ⅰ类裂缝层：有效孔隙度(Φ)≥10%，裂缝、溶洞发育，渗透性好。

Ⅱ类裂缝层：有效孔隙度：5%≤Φ<10%，裂缝、溶洞较发育，渗透性较好。

Ⅲ类裂缝层：有效孔隙度：2%≤Φ<5%，裂缝、溶洞欠发育，渗透性一般。

井深4 015.2～4 067.2m，为灰岩，测井曲线响应特征：低密度、高中子、高声波时差和高背景下高电阻率特征，三孔隙度曲线呈齿状变化，测井曲线综合反映为裂缝层，计算孔隙度3.8%～4.9%，综合解释为Ⅲ类裂缝层。

井深4 199.6～4 205.2m，为白云岩质灰岩，测井曲线响应特征为：低密度、高中子、高声波时差和高背景下低电阻率特征，三孔隙度曲线呈齿状变化，测井曲线综合反映为裂缝层，计算孔隙4.9%，综合解释为Ⅲ类裂缝层。

井深4 234.6～4 492.5m，为白云岩，测井曲线响应特征：低密度、高中子、高声波时差和高背景下中等幅值电阻率特征，三孔隙度曲线呈齿状变化，测井曲线综合反映为裂缝层，计算孔隙3.3%～4.9%，综合解释为Ⅲ类裂缝层。

井深4 498.3～4 499.7m，为粉晶白云岩，测井曲线响应特征：低密度、高中子、高声波时差和高背景下低电阻率特征，三孔隙度曲线呈齿状变化，测井曲线综合反映为裂缝层，计算孔隙度3.1%，综合解释为Ⅲ类裂缝层(表4)。

表4 测井解释储层裂缝成果

通过对组合井段测井资料的处理与分析[8]，认为某干热岩井3 819.1～4 701.68m段，层厚882.58m皆为寒武-奥陶碳酸盐岩储集，在微球电阻率、深侧向、浅侧向电阻率曲线值变化剧烈[9]，划分Ⅲ类裂缝，裂缝、溶洞欠发育，渗透性一般，属低渗透率类型。

2)利用地质取心评价热储储集空间类型。

从取心资料看，深度4 003.52～4 012.17m， 为泥晶灰岩(图2)。岩性特征：浅灰黄-灰色泥晶结构，块状构造，岩石主要由泥晶灰质组成，滴盐酸起泡强烈。岩石中微裂隙发育[10]，裂隙宽0.5～3mm，充填方解石为主，局部充填深灰色泥质物。岩石致密坚硬、性脆，贝壳状断口，破碎强烈[11]；岩石局部见油迹显示。

图2 奥陶系红花园组(4 003.52～4 012.17m)岩心照片Figure 2 Ordovician Honghuayuan Formation core photos(from depth 4,003.52～4,012.17m)

深度4 117.27～4 132.13m、4 548.34～4 556.84m，为含灰微晶白云岩、泥晶白云岩(图3)。岩性特征：灰-深灰色，微晶结构，块状构造，岩石主要由微晶白云岩组成[12]，粉末滴盐酸起泡。岩石中裂隙发育，裂隙宽0.2～2mm，充填物以黄铁矿为主，其次为方解石。岩石局部见灰白色白云岩砾石，大小5～15mm。岩石致密、坚硬、性脆、破碎，与下层接触面中轴角40°～45°。泥晶白云岩岩性特征：灰白色，泥晶结构，块状构造，岩石主要由泥晶白云岩组成，粉末滴盐酸起泡。岩石中裂隙发育，局部见网脉状裂隙[13]，裂隙宽0.1～1mm，充填物以黄铁矿为主，其次为方解石。岩石致密、坚硬、性脆、破碎，与下层接触面中轴角20°～30°。

图3 寒武系(4 117.27～4 132.13m、4 548.34～4 556.84m)岩心照片Figure 3 Cambrian System core photos(from depth 4,117.27～4,132.13m and 4,548.34～4,556.84)

3)利用录井评价裂缝。

从气测录井显示4 166～4 349m、4 463～4 529m两段存在多个“尖峰状”气显。其中4 166～4 297m段“尖峰状”气显尤其明显(图4)。说明该热储层段岩石裂缝局部发育，4 166～4 529m可作为后期储层压裂试验的首选层段。

图4 气测录井段(4 166～4 349m)气显特征Figure 4 Gas logging gas indication features(segment 4,166～4,349m)

综上所述，从现场取心、录井气显、测井曲线特征皆反映出寒武-奥陶系裂隙欠发育，孔隙度φ<15，热储孔隙度为低孔类型，属较好的干热岩储层。

3.5 热储层渗物性特征研究与评价

水文观测漏失量评价裂缝：钻进进入碳酸盐岩热储层3 840m寒武-奥陶系井底地层消耗明显,按照坐岗要求对3 840～4 701.68m井段消耗量情况进行了实际测量，共发现明显的消耗段共有22段，共消耗119.32m3，漏失速度最大达29.42m3/h。在经钻井洗井完成后，有少量来自井底裸井段(4 685.77～4 701.68m)涌水现象，约124.8L/d。消耗量统计见表5。结合测井解释和地温曲线，形成关系图如图5。

表5 寒武-奥陶系层段消耗量统计

图5 干热岩储层地温曲线、消耗量与测井解释裂缝段关系图Figure 5 Relationship between hot dry rock reservoir geotemperature curve, flush fluid consumption andlogging interpreted fissure segments

由表5可知，奥陶系灰岩层段泥浆消耗量相对较小，观音山组上部消耗量稍大。由于泥浆漏失存在一定的延迟现象，同一地层漏失段也一定的延续现象。因此，干热岩储层段泥浆消耗量与测井解释裂缝发育段是一种弱对应关系。

3.6 热储层各向异性特征

通过偶极声波测井获得了纵、横波时差和弹性模量等参数，结合其它岩石物理信息，进行了地层各向异性分析。

本井碳酸盐层储层段岩性主要为灰岩、白云岩，横波各向异性处理结果分析如下。

红花园组3 819.1～4 019.0m，地层各向异性明显，以北东—南西为主(图6)。

图6 红花园组各向异性图(3 819.1～4 019.0m)Figure 6 Honghuayuan Formation anisotropy result(depth 3,819.1～4,019.0m)

仑山组4 019.0～4 109.0m，地层各向异性明显，以北东东—南西西为主。观音山组4 019.0～4 506.0m，地层各向异性明显，以北西—南东为主(图7)。

图7 仑山组、观音山组各向异性成果(4 000.0～4 506.0m)Figure 7 Lunshan Formation, Guanyinshan Formationanisotropy result (depth 4,000.0～4,506.0m)

炮台山组4 506.0～4 693.0m，地层各向异性明显，以北西西—南东东为主(图8)。

图8 炮台山组各向异性成果图(4 506.0～4 693.0m)Figure 8 Paotaishan Formation anisotropy result(depth 4.506.0～4,693.0m)

3.7 热储层岩石力学参数特征

利用实测的声波曲线、密度、自然伽马和其它测井资料，建立岩石力学模型，该模型包括岩石的弹性参数、地层的应力、破裂压力梯度等数据。对碳酸盐岩层段进行岩石力学参数计算，获得的岩石力学参数，为后续储层改造压裂试验设计提供了可靠依据，主要处理参数如下。

红花园组和仑山组(3 819.1～4 109.0m)，杨氏模量平均值为73.0GPa，体积模量平均值为66.9GPa，剪切模量平均值为27.8GPa，泊松比平均值为0.32。

寒武系观音山组(4 109.0～4 506.0m)，杨氏模量平均值为91.4GPa，体积模量平均值为76.4GPa，剪切模量平均值为35.2GPa，泊松比平均值为0.30。

寒武系炮台山组4 506.0～4 693.0m，杨氏模量平均值为88.8GPa，体积模量平均值为73.3GPa，剪切模量平均值为34.2GPa，泊松比平均值为0.30。

4 结论

通过对苏北盆地热储层地质特征，如盖层、热储层、地温梯度、热储孔隙度、渗物性、各向异性、岩石力学参数等的分析，得出以下结论。

1)初步查明了本地区井干热岩资源盖层和储层的岩性、埋深及规模等。揭露干热岩目标层段奥陶系、寒武系碳酸盐岩盖层超过3 800m，碳酸盐岩储层厚达882.58m。热储层段地层裂缝、溶洞欠发育，渗透性一般，为Ⅲ类裂缝，是良好的干热岩储层。

2)苏北盆地碳酸盐岩拥有高的热导率和地温梯度，干热岩储层厚度大，显示出良好的地热资源潜力，具备深层干热岩赋存的地质条件。

3)评价了热储层各向异性特征、岩石力学参数特征，为后续储层改造压裂试验设计提供了可靠数据[14]，为苏北盆地东台坳陷后期开发利用干热岩资源提供了可靠的科学依据。

4)验证了苏北盆地干热岩预查区干热岩资源状况，为进一步评价研究苏北盆地干热岩赋存特征和成因机制，评价干热岩资源潜力[15-16]。

5)建议选取岩石裂缝局部发育的4 166～4 529m段可作为后期储层压裂试验的首选层段，以减少非裂隙发育段段压裂的不经济和施工难度。