断陷盆地致密砂砾岩储层甜点综合评价及勘探成效——以松辽盆地北部徐家围子断陷下白垩统沙河子组为例

张大智 初丽兰 李 鑫 王晓莲

（ 中国石油大庆油田公司勘探开发研究院 ）

0 引言

致密气是非常规天然气勘探的重要领域，美国圣胡安、加拿大阿尔伯达等盆地致密气勘探开发已取得较好成效[1-6]。中国致密气勘探领域分布广泛，“十三五”以来随着工程改造技术的不断进步，鄂尔多斯盆地苏里格气田、神府气田等致密气田，以及四川盆地须家河组、沙溪庙组与塔里木盆地阿合组等致密气勘探领域也已取得较大进展，并提交规模储量[7-15]。当前国内外研究多关注前陆盆地、坳陷盆地及克拉通盆地[1]，断陷盆地关注较少，由于断陷盆地一般具有物源较近、相变较快的特点，甜点发育控制因素更为复杂[16-18]。下白垩统沙河子组是徐家围子断陷的主要烃源岩层，岩性以黑色、灰色泥岩为主，与灰色细砂岩、砂砾岩互层发育[19-21]，具有自生自储的致密气成藏特点。“十三五”以来，大庆油田深层天然气突出致密气勘探，创新了断陷盆地致密储层先分类、后分型的甜点评价方法，明确了甜点体分布，为徐家围子断陷致密气勘探不断拓展提供了技术支撑，累计指导部署探井22口，获工业气流井15口，已提交探明储量189×108m3。

1 沙河子组地质特征

1.1 物源近，砂砾岩成分、结构成熟度低

沙河子组沉积时处于徐家围子断陷强烈活动期，构造活动较强[20]。受徐西控陷断裂影响的东西短轴方向较窄，物源较近，砂砾岩快速堆积，分选、磨圆较差，砾石主要为基质支撑，见棱角状。砂岩类型主要为长石岩屑砂岩，其他类型较少，表明该时期沉降速度快、水动力强、物源较近。砂砾岩、砂岩母岩成分主要为两类，一是来自其下伏火石岭组凝灰岩、流纹岩等火山岩成分，二是火石岭组火山喷发间隙沉积的砂砾岩、砂岩。

1.2 相变快，岩性变化频繁、气层断续分布

徐家围子断陷西侧坡度较陡，东侧坡度较缓，整体为西断东超的断陷结构[19]。断陷主要为粗碎屑三角洲沉积，西侧为扇三角洲，东侧为辫状河三角洲，扇体呈裙带状叠置分布[21]。断陷东西短轴方向上沉积相类型变化快，岩性变化频繁，横向非均质性较强。同时，受砂砾岩分选、磨圆及支撑特征影响，同一相带储层具有不同的岩相特征，使得气层横向连续性变差，总体呈断续分布。

1.3 单层薄，纵向气层分布不集中

沙河子组气层单层厚度相对较薄，一般为5～20m，单层平均厚度为10.3m，不同气层之间存在泥岩隔夹层，纵向分布较分散。在物源相对稳定的厚层砂砾岩储层发育区，可发育多期河道的垂向连续叠置或间隔叠加，形成一个相对稳定的气层集中发育区。

2 致密砂砾岩储层甜点综合评价

2.1 储层宏观特征

2.1.1 储层岩性特征

岩心、薄片、X-射线衍射资料等综合分析表明，沙河子组发育含砾砂岩、砾质砂岩、含砂砾岩、砂质砾岩、纯砂岩、纯砾岩等岩石类型，含砾砂岩、砂质砾岩含量较高。砾岩发育砂基颗粒支撑型和砂泥杂基支撑型两种类型，成分成熟度、结构成熟度总体较低，主要为中酸性喷发岩，分别来自沙河子组下伏地层火石岭组火山岩、早期沉积的碎屑岩。砾石颗粒之间填隙物以泥质为主，黏土矿物主要是伊/蒙混层、伊利石。砂砾岩中岩浆岩岩屑含量最高，平均为46.24%，钾长石、石英含量较高，平均分别为21.5%、17.56%，斜长石、沉积岩岩屑、变质岩岩屑等含量总体较低（图1左）。砂岩中长石岩屑砂岩占绝大多数，少量为岩屑长石砂岩（图1右）。

图1 徐家围子断陷沙河子组砂砾岩岩石成分（左）及砂岩岩石类型（右）组成图Fig.1 Rock composition of glutenite (left) and rock type ternary chart of sandstone (right) of Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression

2.1.2 储层物性特征

沙河子组储层孔隙度为0.3%～10.9%，多集中在0.3%～6%之间；渗透率为0.001～10mD，多集中在0.01～0.1mD之间，主要为致密储层。含砾砂岩、砾质砂岩、含砂砾岩物性相对较好，纯砂岩及纯砾岩物性相对较差。镜下观察表明，沙河子组发育3种储集空间类型[22]：原生孔、次生溶蚀孔、微裂隙（图2），其中，原生晶间孔、粒间孔、微裂隙等规模较小，局部发育；粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔等次生溶蚀孔较常见。镜下常见微裂隙与粒间溶孔、粒间孔与粒内溶孔等不同类型组合而成的复合孔隙结构。

图2 徐家围子断陷沙河子组储集空间类型Fig.2 Reservoir space type of Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression

2.2 储层上、下限确定

2.2.1 储层下限

2.2.1.1 束缚水膜厚度法评价理论下限

储层水在岩石颗粒表面可以形成水膜，在降低孔喉半径的同时，对地层流体的渗流有较大影响[22]。当孔喉半径大于水膜厚度时，油气可以在孔隙间运移。一般认为水膜厚度代表了临界孔喉半径的下限值[17]。采用此种方法对沙河子组24块样品进行分析，结果表明：地层压力为34～47MPa，润湿角为50°，气水表面张力为0.02～0.028Pa，水膜厚度介于4.31～5.53nm、平均为4.67nm，即沙河子组致密储层临界孔喉半径下限约为5nm。

2.2.1.2 最小流动孔喉法评价流动下限

油气一般储存于岩石孔隙中，而其是否能够流出受孔喉半径大小影响[22]。一般可以根据压汞资料确定油气能够流出的最小孔喉半径，结合孔渗关系分析可知储层对应的孔隙度、渗透率下限。最小孔喉法计算得到的徐家围子断陷沙河子组最小流动孔喉半径为6.69～56.38nm，平均孔喉半径为20nm，即储层流动孔喉半径下限为20nm，只有当储层孔喉半径大于20nm时，天然气才能有效渗流并运移出储层。

2.2.2 储层上限

天然气能否向上运移主要受孔喉半径影响，一般将天然气不能向上运移时的孔喉半径称为临界孔喉半径，即为致密储层上限[23]。利用恒速压汞可以定量分析孔喉半径、孔喉比等特征，分析测试数据表明，沙河子组孔喉比一般为50～250，平均为154。沙河子组致密储层埋藏深度一般为2800～4000m，平均为3500m左右，气水表面张力大约为0.03Pa，气水密度差约为1000kg/m3。利用关键参数分别计算0.1°～90°等不同地层倾角下的临界孔喉半径，建立沙河子组致密储层天然气聚集物性临界图版（图3）。沙河子组地层倾角一般为5°～20°，简化取平均值12.5°进行分析。当地层倾角为12.5°时，临界孔喉半径为0.4μm，随地层倾角增加，沙河子组致密储层的临界孔喉半径逐渐减小。因此，推算沙河子组致密储层成储孔喉半径上限为0.4μm。

图3 徐家围子断陷沙河子组致密储层天然气聚集临界图版Fig.3 Critical condition for natural gas accumulation in tight reservoir of Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression

2.3 储层分级评价

从沙河子组储层样品核磁共振与高压压汞两个方面开展储层甜点分级评价，一是利用核磁共振分析致密储层的孔喉结构与可动性关系，指导储层分级；二是利用高压压汞资料确定储层分级的物性界限。

沙河子组致密储层样品核磁共振分析表明，致密储层孔喉半径分布范围为2nm～100μm，整体分布表现为双峰状，峰值分别集中在10～300nm、1～20μm，前者孔隙度分量明显高于后者。总体上，孔喉半径大于1μm的孔喉所占比例小于20%，孔喉半径几何均值多集中于50～150nm，揭示沙河子组致密储层以纳米级孔喉为主（图4）。

图4 徐家围子断陷沙河子组致密储层孔喉半径分布图Fig.4 Distribution of pore throat radius in tight reservoir of Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression

对于致密储层，控制岩石可动性的关键因素是整个孔喉系统中不同孔径的孔隙度分量。当平均孔喉半径大于20nm时，沙河子组致密储层流体可动性才有明显改善。利用核磁共振分析统计出平均半径大于20nm孔喉所占总孔喉的比例，建立其与储层可动流体饱和度之间的关系（图5）。图5中三类储层为无效储层，指孔喉半径小于储层孔喉流动下限的储层，这类储层的最大连通孔喉半径较小，流体可动性极差，可动流体饱和度不随半径大于20nm的孔喉占比而变化。其他储层样品的可动流体饱和度整体随大于20nm孔喉占比的增加而增大，但存在着明显变化的拐点，当占比小于75%时，可动流体增速较缓，可动流体饱和度基本在25%之下；当占比高于75%时，可动流体饱和度急剧增加，可动饱和度最高可达60%。整体而言，沙河子组致密储层可动流体饱和度增速的变化主要受连通孔喉半径的影响，随可流动孔喉占比增加，储层孔喉结构明显变好，连通孔喉半径增大。

图5 徐家围子断陷沙河子组致密储层可动流体饱和度与半径大于20nm孔喉关系图Fig.5 Relationship between movable fluid saturation and pore throat with radius of greater than 20 nm in tight reservoir of Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression

基于高压压汞方法对致密储层微米—纳米孔喉进行分级评价，明确其微观孔喉结构特征，建立储层评价标准。沙河子组致密储层样品高压压汞实验分析显示，毛细管压力曲线出现3个拐点，曲线形态表现为3种不同类型，分别对应一类储层、二类储层、三类储层。一类储层在毛细管压力较小时，汞开始迅速充注，在1.47MPa附近出现转折（图6a），其孔喉半径一般大于0.01μm，主要分布于0.1～1μm之间（图7a）。二类储层汞开始迅速充注拐点出现在14.7MPa附近（图6b），其孔喉半径主要分布于0.01～0.1μm之间（图7b）。三类储层汞开始迅速充注拐点出现在58.8MPa附近（图6c），其孔喉半径一般小于0.1μm，主要分布于0.005～0.02μm之间（图7c）。由一类储层至三类储层，孔喉半径峰值逐渐降低，主峰分布逐渐变窄。

图6 徐家围子断陷沙河子组致密储层压汞曲线图Fig.6 Mercury injection curve of tight reservoir in Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression

图7 徐家围子断陷沙河子组不同类型储层孔喉半径分布图Fig.7 Distribution of pore throat radius of different types in tight reservoirs of Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression

不同储层之间有明显的区分界线，其中一类储层最好，平均孔喉半径介于0.06～0.4μm，渗透率介于0.02～0.24mD；二类储层中等，平均孔喉半径介于0.02～0.06μm，渗透率介于0.005～0.02mD；三类储层较差，平均孔喉半径小于0.02μm，渗透率小于0.005mD（图8a）。通过划定的渗透率界线，结合孔隙度和渗透率图版厘定出孔隙度界线。由于孔隙度受沉积物粒径影响较大，需要通过区分岩性才能更好反映储层特征，从而给出孔隙度界线。综合分析，建立沙河子组致密砂岩、砂砾岩储层物性划分标准。其中砂岩类一类储层孔隙度大于7.3%，二类储层孔隙度介于4.8%～7.3%；砂砾岩类一类储层孔隙度大于5.2%，二类储层孔隙度2.7%～5.2%（图8b）。砂岩类、砂砾岩类三类储层孔隙度分别小于4.8%、2.7%，在目前技术手段下，属于无效储层。

图8 徐家围子断陷沙河子组储层分类图版Fig.8 Classification chart in reservoir of Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression

2.4 储层分型评价

整体上，从一类储层到二类储层，溶孔变小，储层逐渐被胶结或颗粒逐渐变细，孔喉半径峰值逐渐变小，裂缝变少，连通性变差。一类储层中，沉积微相多为（水下）分流河道，孔隙度平均大于6%；二类储层中，沉积微相多为分流河道间，孔隙度平均在4%左右。

单井日产量与各个影响因子交会图分析可知，储层累计厚度与单井日产量呈正相关，相关性中等，说明储层规模对产能有一定影响（图9a）。储层测井孔隙度与单井日产量相关性较弱，表明当孔隙度大于3%时，孔隙度大小与产量无关（图9b）。泥质含量与单井日产量呈负相关，相关性较弱，表明随泥质含量增加产量降低（图9c）。致密储层的有效渗透率基本小于1mD，无法用常规测井方法计算，因此单井试气储层渗透率采用该层段岩心渗透率，总体上岩心渗透率与产量相关性较弱，表明原始地层渗透性优劣对致密储层产能影响并不明显（图9d）。利用录井归档的气测曲线，读取试气单层的气测值，加权平均定义单井气测均值，分析表明气测与单井日产量相关性较弱，当气测均值大于2.5%时，气测大小不是决定产量的关键性因素（图9e）。对于致密低渗透储层，通常超压区产量较高，通过交会图可知，压力系数与产量呈正相关（图9f）。在产能影响因素分析基础上，综合分析各因素与产量关系，可知测井孔隙度乘以储层厚度再除以泥质含量，所获得的数值与单井日产量正相关关系较强，表明单井产量受孔隙度、储层厚度、泥质含量等因素综合影响（图9g）。

图9 徐家围子断陷沙河子组产能影响因子与单井日产量交会图Fig.9 Cross plot of productivity influencing factors and daily production of single well of Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression

为了准确分析储层类型与产能关系，需要进一步计算试气层段单位产量。目前沙河子组已试气层段岩性主要为砂砾岩类，如前文所述，对于砂砾岩而言，孔隙度小于2.7%为三类储层，孔隙度介于2.7%～5.2%为二类储层，孔隙度大于5.2%为一类储层。将计算结果与产能影响因素交会分析可知（图10）：当孔隙度小于2.7%时，随孔隙度增大，折算单位产量增加，但当孔隙度大于或等于2.7%时，折算单位产量在孔隙度为3%～6%时存在高峰期。无论是哪种类型储层，折算单位产量均随泥质含量的增加而下降，但当泥质含量大于20%后，下降速率变缓。试气单层厚度与折算单位产量呈正相关，当单层厚度大于15m时，相关性变弱。3类储层的测井孔隙度乘以单层厚度再除以泥质含量的值与折算单位产量正相关较强，当值介于0～4时，产量增幅较大，大于4后，增幅变小。

图10 徐家围子断陷沙河子组储层类型与折算单位产量交会图Fig.10 Cross plot of reservoir type and equivalent production per unit of Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression

沙河子组试气产量与储层厚度之间密切的关系表明，厚储层、薄储层均有可能获得较高产量，因此，将砂砾岩储层按照单层或组合厚度划分为3类6亚类（图11）。互层型储层孔隙度和含气性好于厚层型、薄层型，不同类型储层物性与含气性呈明显正相关，物性越好，含气饱和度越高，互层型、薄层型相关性更好，厚层型略差。

图11 徐家围子断陷沙河子组砂砾岩组合类型划分图版Fig.11 Classification chart of combination type in glutenite reservoir of Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression

3 勘探成效

依据烃源岩分布、构造位置、已有勘探效果等基础条件，综合砂砾岩厚度、砂地比、沉积体系展布等要素，明确了徐家围子断陷沙河子组不同类型砂砾岩甜点体的平面分布。厚层型砂砾岩累计厚度大于50m，砂地比大于70%，主要为扇三角洲平原分流河道或扇三角洲前缘水下分流河道。互层型砂砾岩累计厚度为20～50m，砂地比为30%～70%，主要为（扇）辫状河三角洲前缘水下分流河道+分流河道间或水下分流河道+席状砂+河口沙坝。薄层型砂砾岩单层厚度小于5m，累计厚度小于20m，砂地比小于30%，主要为辫状河三角洲平原河漫滩、湖泊相席状砂。

将全区砂砾岩类型、储层厚度，结合储层物性分布叠合分析，明确四级层序下4类储层甜点分布，其中，厚层型多发育二类甜点体，互层型一类、二类甜点体均发育。整体上，全区共识别230个甜点体，划分为31个甜点区，以互层型二类为主，不同甜点区错叠连片分布，奠定了沙河子组致密气连续、准连续分布基础（图12）。断陷北部安达地区一类甜点更发育，是首选有利区带；该地区扇三角洲前缘水下分流河道微相、席状砂微相、河口沙坝微相孔隙度和含气性更好，甜点体更发育。在SS9H井区已提交探明储量189×108m3，三级储量近千亿立方米，展示了沙河子组致密气巨大的勘探潜力。

图12 徐家围子断陷沙河子组生气强度与甜点分布叠合图Fig.12 Superimposed map of gas generation intensity and sweet spot distribution of Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression

4结论

本文提出了一种断陷盆地致密砂砾岩储层先分类、后分型的甜点评价方法，划分了徐家围子断陷沙河子组甜点区、甜点段，在徐家围子断陷深层致密气勘探中取得良好生产效果。

（1）徐家围子断陷沙河子组具有物源近、成熟度低、相变快的特点，储层致密，基于微观孔隙结构分析，将沙河子组致密储层划分为3种类型，由一类储层至三类储层，平均孔喉半径逐渐减小，渗透率逐渐降低。由于沙河子组储层孔隙度与沉积物粒径关系较大，按照砂岩、砂砾岩等不同岩性建立了储层物性划分标准。

（2）沙河子组已有试气成果表明，厚度较大、物性较差的含气层位，以及厚度较小、物性较好的含气层位，均可以获得工业气流。

（3）目前沙河子组试气层位岩性多为砂砾岩，纯砂岩还未进行针对性试气。同时松辽盆地深层致密气勘探还处于起步阶段，钻井、试气层位均较少，甜点评价方法还需要在以后的工作中进一步完善。