通南巴气田须家河组致密砂岩储层特征及分类评价

2023-11-30任杰姜淑霞罗周亮焦伊丰张纪喜崔长鹏翟芳芳

断块油气田 2023年6期

任杰，姜淑霞，罗周亮，焦伊丰，张纪喜，崔长鹏，翟芳芳

（中国石化中原油田分公司勘探开发研究院，河南濮阳 457001）

0 引言

四川盆地上三叠统须家河组致密砂岩气资源相对丰富［1］，近年来，随着勘探开发投入的增加、地质认识的深化和工程工艺技术水平的提升，在须家河组先后发现了广安、合川、安岳、新场、元坝、通南巴等多个致密砂岩气田［2-3］。虽然须家河组气藏大多具有较大规模储量，但须家河组气藏储层致密、非均质性强，储量高效动用困难，开发效果相对较差［4-5］，亟需在气藏基础地质和高产主控因素深入研究的基础上，通过对储层的分类评价实现对储层甜点的准确认知，为须家河组致密砂岩储层高效开发奠定基础。

目前国内外学者对四川盆地须家河组致密砂岩储层的分类评价做过一些研究工作，储层分类参数和方法也越来越多，比如最常用的利用孔隙度、渗透率作为储层的分类界限。王礼常等［6］优选孔隙度、渗透率、流动带指数等参数采用聚类分析的方法将储层划分为5类；周晓峰等［7-8］在致密砂岩地层中优选孔隙结构参数建立了储层的分类标准；周林等［9］运用因子分析法建立致密砂岩储层甜点定性识别模型，并结合生产数据提出储层分类评价标准。利用这些方法，对通南巴气田须家河组致密砂岩储层尝试分类的过程中，存在优选部分参数不确定、分类结果与产能匹配性差等缺陷。实践表明，这些分类评价方法有一定的区域适用性。

针对通南巴气田须家河组不同层系致密砂岩储层特征，本文优选出能够反映储能和渗流能力品质的物性、压汞参数、沉积相带、主控岩性、裂缝发育情况、气测等关键参数，在分层系储层储能品质分类的基础上，建立储层综合分类标准，综合有利沉积微相的展布、地震储层预测分类储层空间展布和裂缝发育程度等成果，实现了分层系分类储量区的精细刻画。该研究成果为通南巴地区致密砂岩气藏的合理高效开发提供了一定的理论与技术支撑。

1 研究区概况

通南巴气田地处四川盆地东北缘，构造上位于通南巴构造带的马路背背斜带和通江凹陷的兴隆断褶带，经过多年的勘探和开发，在须家河组已建成具有一定储量和产能规模的致密砂岩气田［10-11］。通南巴气田在须家河组沉积时期，周缘造山活动强烈，物源充足，发育辫状河三角洲-湖泊沉积体系。

须家河组地层具有砂岩、泥岩互层的千层饼式结构特征，源储配置好，成藏条件相对优越。纵向上须三段、须五段以深灰色泥岩、灰黑色碳质泥岩、煤层为主，是重要的烃源岩层系；须二段、须四段以砂岩为主，是现阶段致密砂岩储层的重点开发层系。因受燕山早期、燕山晚期与喜马拉雅期3 期构造作用的叠加影响，构造变形强烈，断裂褶皱发育，形成了现今北北东向构造带叠加了北西向断裂的构造格局［12］（见图1）。

图1 通南巴气田须二段顶面构造纲要Fig.1 Structural drawing of the top surface in the second Member of Xujiahe Formation in Tongnanba Gas Field

2 储层特征

2.1 沉积及岩性特征

通南巴气田不同位置、不同层系的致密砂岩储层，因沉积环境的差异可表现出不同的岩性特征［13］。须二下亚段主要为滨浅湖亚相，只在M101 井、M10 井等马路背背斜井区钻遇，主要分布在滩坝微相中，岩性主要是中、细粒的石英砂岩，发育块状层理，自然伽马曲线呈箱形低值，但须二下亚段局部含有泥砾，导致局部高自然伽马曲线特征。

须二上亚段主要为辫状河三角洲前缘亚相，分布相对稳定，储层主要分布在水下分流河道和河口坝微相中，岩性主要是中、细粒岩屑石英砂岩和岩屑砂岩，发育块状层理、交错层理，局部有冲刷构造，自然伽马曲线呈钟形、齿化钟形的相对高值特征。

须四段在马路背背斜构造带主要为辫状河三角洲平原亚相沉积，在兴隆褶皱带主要为辫状河三角洲前缘亚相沉积。纵向上多期砂体叠置发育，平面上广泛分布，储层主要分布在辫状河道、水下分流河道和河口坝微相中，岩性主要为中、细粒或砾状的岩屑石英砂岩、岩屑砂岩、长石岩屑砂岩。其中：辫状河道微相以厚层砂砾岩为主，发育块状层理，底部见冲刷面，自然伽马曲线呈箱形、钟形的低值特征；水下分流河道和河口坝微相以中—细砂岩为主，发育块状、平行层理，河道底部有泥砾，自然伽马曲线呈钟形、齿化钟形的相对中、高值特征（见图2）。

2.2 储集空间类型

对取心岩样的铸体薄片和扫描电镜分析表明，须二段和须四段致密砂岩储层的储集空间类型都以残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔及微裂缝为主，残余粒间孔主要发育在石英砂岩、岩屑石英砂岩中，其孔隙空间周边多保留黏土包膜，该包膜在沉积过程中有利于残余粒间孔的保存。孔隙空间在薄片中往往呈三角形、条状或缝状等形态，多分布在颗粒之间（见图3a，3b）。

图3 通南巴地区须家河组典型储集空间类型照片Fig.3 Photos of typical reservoir space types in Xujiahe Formation in Tongnanba area

粒间溶孔是研究区分布最广泛的储集空间类型，孔隙空间主要是砂体在成岩过程中酸性流体对岩石粒间胶结物溶蚀形成的孔隙［14-15］，以及残余粒间孔在酸性流体作用之下进一步扩大溶蚀形成的（见图3a，3b，3c）。另外，溶蚀孔隙中充填有伊利石和绿泥石等黏土矿物，这些自生矿物发育晶间孔隙，在孔隙空间的边缘多具有明显溶蚀痕迹，形态多呈不规则状，局部连通性相对较好。

粒内溶孔主要发育在岩屑砂岩、长石岩屑砂岩的储层中，孔隙空间类型多为岩屑、长石等易溶矿物在成岩过程中受到不同程度的溶蚀形成的（见图3c，3d，3e），且胶结物内部也存在溶蚀形成粒内溶孔的现象［16］。该孔隙空间多分布不均匀，连通性较差。

受研究区断裂、褶皱发育的影响，微裂缝也是研究区薄片观察到的主要储集空间类型。构造形成的裂缝一般沿颗粒边缘或节理面具有一定的延伸长度，呈长条状，可贯穿多个颗粒，局部存在沿裂缝面孔隙溶蚀扩大现象的特征，也存在部分有压实、压溶等成岩作用形成的非构造缝、成岩缝，多延伸不远且无特定方向（见图3f，3g）。

进一步的岩心观察和电成像测井资料研究表明，砂岩段中规模发育具有一定开度且延伸长度较大的张开缝、半充填缝［17］（见图3h，3i）。这些裂缝具有多期次、多类型的特征，裂缝宽度主要为0.01～0.04 mm，半充填缝中的石英或碳酸盐矿物也一定程度上支撑了裂缝及溶孔壁，保证孔隙的有效开启［18-19］；因此，研究区须家河组中的裂缝虽然对储层储能贡献相对较小，但裂缝能够起到有效沟通渗流通道的作用。已钻井资料也证实了裂缝对储层的高产至关重要［20］。

2.3 物性及孔喉特征

2.3.1 物性特征

须家河组691 块岩样的物性分析统计表明，孔隙度为0.2%～7.3%，主要集中于1.0%～4.0%，平均孔隙度为2.6%；渗透率分布在0.002×10-3～18.500×10-3μm2，主要集中于0.01×10-3～0.30×10-3μm2，平均渗透率为0.097×10-3μm2。渗透率分布范围较广，说明砂体具有较强的非均质性，各层位孔隙度和渗透率整体上都具有一定的正相关性（见图4），但相关系数较低，部分岩样因裂缝发育导致岩心分析的渗透率较高。根据这些样品的孔渗关系，可将储层分为孔隙型储层和裂缝-孔隙型储层［21］。通南巴气田须家河组致密砂岩储层整体呈现为裂缝局部发育的特低孔、基质致密的特征［22］。

图4 通南巴气田须家河组取心岩样孔隙度和渗透率分布及交会关系Fig.4 Distribution and intersection relationship of porosity and permeability of core rock samples from Xujiahe Formation in Tongnanba Gas Field

2.3.2 孔喉特征

125 块岩样岩心压汞资料统计表明：孔隙度分布在0.15%～5.83%，平均孔隙度为1.94%；平均孔喉半径在0.02～0.98 μm，平均为0.09 μm；最大进汞饱和度分布在2.5%～96.1%，平均为41.5%。因部分岩样的渗透能力较差，61 块岩样的最大进汞饱和度未达到50%，即未获取有效的中值压力数据；获取有效中值压力的64 块岩样中值喉道半径为0.003～0.035 μm，平均为0.011 μm；相对分选系数为0.13～19.32，平均为3.51。储层整体呈现以微孔微细喉为主的孔喉特征［23］。

岩样的压汞参数值分布范围较广，验证了须家河组致密砂岩储层非均质性较强的特征，也说明仅仅依靠压汞毛细管压力曲线形态和参数差异对储层进行分类是困难的。孔隙型和裂缝-孔隙型储层岩样的压汞参数差异对比发现，裂缝导致岩样的排驱压力进一步降低，退汞效率进一步提高。这也说明裂缝能够显著改善目的层段致密砂岩储层的渗流能力。

3 储层的储能品质分类

通南巴气田须家河组储层具有特低孔、基质致密、非均质性强的特征，不同层系因沉积微相差异具有不同的有利岩性。因此，首先，利用物性和压汞参数等确定出储层的物性下限和细分界线；然后，在各界限区间内分析沉积微相和主控岩性的分布，分层系建立储层的储能品质分类标准，为储层的综合分类奠定基础。

3.1 储层物性下限的确定

目的层段致密砂岩储层的物性、压汞分析、试气资料相对丰富，且具有非均质性较强的地质特征，因此优选启动压力法和测试法确定储层物性下限［24］。

3.1.1 启动压力法

压汞毛细管压力曲线获取的启动压力反映岩石储集性能的好坏，整体上启动压力越小，岩石的储能品质就越好［25］。基于此，由岩样的分析孔隙度和启动压力交会关系（见图5a）可看出：随着储层孔隙度的增大，当孔隙度在3%以上时，开始出现启动压力显著下降的样点。因此，把交会拐点对应的孔隙度3%作为储层的孔隙度下限。利用储层测井解释的基质渗透率模型，确定储层的基质渗透率下限为0.025×10-3μm2。

图5 启动压力法和测试法确定储层物性下限Fig.5 Schematic diagram of determining the lower limit of reservoir physical properties by start-up pressure method and testing method

3.1.2 测试法

须家河组中单套砂体测试段的平均孔隙度和试气无阻流量交会分析表明（见图5b）：须四段中，单套砂体测试获得工业产能的最小储层平均孔隙度是M5井，对应的平均孔隙度为3.05%；须二段中，单套砂体测试获得工业产能的最小储层平均孔隙度是M103井，平均孔隙度3.11%。这验证了利用启动压力法确定的储层孔隙度下限3%是可靠的。

除此之外，试气段的储层平均孔隙度和试气无阻流量并未表现出显著的正相关关系，说明研究区须家河组致密砂岩储层产能并不只受储层孔隙度单一因素控制。综上所述，储层产能大小和裂缝发育程度关系密切，在储层综合分类中应充分考虑储层裂缝发育程度的影响。

3.2 储层细分界线的确定

压汞毛细管压力曲线中，最大进汞饱和度50%时的毛细管压力为中值压力。中值压力能够反映储层储能和渗流能力高低，中值压力越小，储层的储能和渗流能力越高［26］。

研究区致密砂岩岩样的孔喉半径相对较小，在实际压汞毛细管压力曲线中确定的最大进汞饱和度未达到50%，即未能获取有效的中值压力数据［27］。岩样的最大进汞饱和度与岩样分析孔隙度关系表明（见图6），孔隙度4%以上样点的最大进汞饱和度都能达到50%以上，能够获取有效的中值压力。这说明孔隙度在4%以上的储层都具有较好的渗流能力，且须二段和须四段中未发育在水下分流河道、辫状河道和滩坝微相内测井解释孔隙度都小于4%。因此，优选孔隙度4%作为一类气层和二类气层的分类界线，孔隙度4%的储层基质渗透率为0.06×10-3μm2。由于研究区裂缝相对发育，孔隙度小于4%的样点也存在部分最大进汞饱和度大于50%的样点，说明孔隙度在3%～4%的二类气层在裂缝发育的条件下，同样具有较好的储能和渗流能力。

图6 最大进汞饱和度与取心分析孔隙度的关系Fig.6 The relationship of maximum mercury saturation and porosity by core analysis

3.3 储能品质分类标准的建立

储层的物性下限和细分界线的确定表明：对优选的孔隙度、基质渗透率、启动压力、最大进汞饱和度参数采用数理统计法可以实现对储层的储能品质分类，这4 个参数界限在各层系具有普适性。考虑到须四段、须二上亚段、须二下亚段沉积微相和岩性特征的差异，进一步统计在各界限区间内沉积微相和主控岩性的分布，同时参照前人在川东北地区须四段建立的储层分类评价标准［7］，分层系建立了通南巴气田须家河组致密砂岩储层的储能品质分类标准（见表1）。

表1 通南巴气田须家河组致密砂岩储层储能品质分类标准Table 1 Classification criteria for reservoir quality of tight sandstone reservoirs in Xujiahe Formation in Tongnanba Gas Field

须四段储层岩性主要为岩屑砂岩、岩屑石英砂岩、长石岩屑砂岩等。研究表明，储层的储能品质和砂岩颗粒的粗细关系密切。砂砾岩储层段的测井解释成果以二类气层为主，单独对砂砾岩储层段测试的气产量都相对较低，表明砂砾岩的储层品质相对较差。一类气层主要是中砂岩和细砂岩，储能品质最好；二类气层主要是砂砾岩、细砂岩和中砂岩，储能品质中等。一、二类气层在水下分流河道、河口坝、辫状河道微相中都有分布。非储层的孔隙度小于3%，主要为分流间湾微相沉积的细砂岩、粉砂岩，储层品质差。

须二上亚段中一、二类气层在岩屑石英砂岩或岩屑砂岩都有分布，随着储层石英含量的增大，储层孔隙度也有一定的增大。这表明储层石英含量一定程度影响储层的品质［28］。一类气层主要为水下分流河道微相储层，储能品质最好；二类气层在水下分流河道和河口坝微相中都有分布，储能品质中等；非储层的孔隙度小于3%，主要为分流间湾微相沉积的岩屑砂岩，储能品质差。

须二下亚段储层的储能品质主要受控于石英砂岩中的泥质含量高低，一、二类气层都为滩坝沉积微相储层。一类气层主要是石英砂岩，储能品质最好；二类气层主要是石英砂岩和含泥砾的石英砂岩，储能品质中等；非储层的孔隙度小于3%，主要为滨浅湖泥微相沉积的泥质砂岩，储能品质差。

4 储层综合分类评价

4.1 储层综合分类结果及特征

裂缝在通南巴气田须家河组致密砂岩储层中能够起到显著改善储层渗流的作用，研究区12 口电成像测井实现了对储层裂缝的定量评价。前人也提出了针对四川盆地须家河组致密砂岩储层的常规测井裂缝识别评价方法［29-31］，这些方法在研究区各井中的应用也取得了一定的效果。以M103 井为例（见图7），利用汪明锐等［31］提出的常规测井裂缝识别方法进行裂缝识别。即提取声波时差增大因子、电阻率减小因子及电阻率幅度差因子等3 个裂缝敏感因子，采用灰色关联确定敏感因子权重系数，加权计算裂缝综合指示参数，利用阈值约束实现裂缝识别，识别的裂缝发育段与电成像测井解释的裂缝成果基本一致，实现了研究区各井须家河组裂缝的识别评价。

图7 M103 井储层裂缝识别与电成像测井综合评价部分成果Fig.7 Partial comprehensive evaluation results from reservoir fracture recognition and electroimaging logging in Well M103

砂岩段录井气测全烃值和储层的关系分析表明，储层段的全烃值都相对较高，全烃值和储层的整体品质有一定的正相关性。因此，在储层的储能品质分类基础上，综合各井裂缝识别评价成果和录井气测全烃值等，建立了通南巴气田须家河组致密砂岩储层综合分类标准（见表2）。

表2 通南巴地区须家河组致密砂岩储层综合分类标准Table 2 Comprehensive classification criteria for tight sandstone reservoirs in Xujiahe Formation in Tongnanba area

4.1.1 Ⅰ类层

Ⅰ类层的整体品质最好。该类层包含一类气层和裂缝发育的二类气层。录井气测全烃值都在0.5%以上，该类层大多通过常规测试即可获得工业气流，一类气层孔隙度都在4%以上。

岩心压汞资料也表明，Ⅰ类层具有较低的启动压力和较高的最大进汞饱和度，无论该类储层裂缝是否发育，其储能和渗流能力品质都相对较好。以M101 井须二下亚段为例，该段储层为石英砂岩的一类气层，平均孔隙度为4.4%，储层厚度为15.7 m，对应气测全烃值稳定在0.8%以上，常规测试获得60.1×104m3/d 的高产工业气流。

裂缝发育的二类气层虽然储能品质中等，但裂缝有效沟通了储层内部的渗流通道，导致该类储层渗流能力品质较好。以M10 井须二上亚段为例，该段储层为岩屑砂岩的二类气层，平均孔隙度为3.5%，储层厚度为13.4 m，电成像测井和常规测井裂缝识别都表明储层裂缝发育，气测全烃值稳定在1.1%以上，高值达56.3%，常规测试获得3.5×104m3/d 的高产工业气流。

4.1.2 Ⅱ类层

Ⅱ类层的整体品质中等。该类层主要为裂缝欠发育的二类气层，录井气测全烃值都在0.3%以上。该类层最大进汞饱和度多在50%以下，渗流能力有限，多通过加砂压裂测试才能获取相对稳定的产能。以M9井须二下亚段和M301 井须四段为例，电成像测井和常规测井裂缝识别评价都表明，两井段裂缝欠发育。M9 井的须二下亚段储层为石英砂岩的二类气层，平均孔隙度为3.6%，储层厚度为8.3 m，加砂压裂测试仅获得0.58×104m3/d 的产气量。M301 井的须四段储层为中、细砂岩的二类气层，平均孔隙度为3.7%，储层厚度为11.1 m，加砂压裂测试获得0.79×104m3/d 的产气量。

4.1.3 Ⅲ类层

Ⅲ类层的整体品质较差。该类层主要为裂缝发育的非储层砂岩段，该类层压汞的启动压力较高，储能品质差。该类层岩样压汞资料的最大进汞饱和度多在50%以下，渗流能力也有限，只是该类层受裂缝发育的影响，砂岩段录井气测值相对较高，气测全烃值在0.3%以上。四川盆地致密砂岩地层大多具有砂包气的地质特征，即大段砂体内部的储层非均质性强、连续性差［32-43］，因此，该类层多为在纵向或横向砂体展布方向上邻近Ⅰ，Ⅱ类层，通过加砂压裂手段存在获取一定产气量的可能。在实际单井试气或投产选层中，优选Ⅰ，Ⅱ类层砂岩段的同时，应兼顾其邻近的Ⅲ类层段。

4.1.4 Ⅳ类层

Ⅳ类层的整体品质最差。该类层主要为裂缝欠发育的非储层砂岩段，压汞启动压力较高，最大进汞饱和度较低，储层的储能和渗流能力品质都较差，且录井气测值都较低。这也说明该类层与Ⅰ类层或Ⅱ类层无有效的渗流沟通通道，现阶段认为不具备产气潜力。

4.2 分类储量的刻画

在研究区须家河组各单井储层的储能品质分类和综合分类的基础上，分别在须二下亚段、须二上亚段、须四段中综合有利沉积微相展布、地震预测的分类储层空间展布和裂缝发育程度等成果，开展分类储量精细刻画（见图8）。

图8 通南巴气田须家河组不同层系分类储层展布Fig.8 Different strata of reservoir distribution in Xujiahe Formation in Tongnanba Gas Field

图8 中，以发育Ⅰ类层为主的储量区为Ⅰ类储量区，以发育Ⅱ类层为主的储量区为Ⅱ类储量区，Ⅲ类层主要局部分布在Ⅰ，Ⅱ类储量区内部。

综上所述，Ⅰ，Ⅱ类层是研究区须家河组单井上的优质储层，也是开发动用的重点储层类型，但在单井试气或投产选层中优选Ⅰ，Ⅱ类层的同时，应兼顾其邻近的Ⅲ类层砂岩段。Ⅰ，Ⅱ类储量区应分别采用有针对性的新井部署方式和储层改造方案：优先选择Ⅰ类储量区开展新井部署，对于分布连续、规模较大Ⅰ类储量区，采用水平井的部署方式，而对于单层系规模较小的Ⅰ类储量区，采用斜直井兼顾多层系 “甜点” 的部署方式；Ⅱ类储量区在已部署井网的基础上，考虑已有井的有效动用范围，采用以水平井为主的部署方式，且试气或投产的过程中应加大储层改造的规模，以确保合理高效动用各类储量。