東濮凹陷二疊系有效儲層主控因素及物性下限

周金龍，蔣有錄，劉景東(中國石油大學(華東)地球科學與技術學院，山東青島266580)

東濮凹陷二疊系有效儲層主控因素及物性下限

周金龍，蔣有錄，劉景東
(中國石油大學(華東)地球科學與技術學院，山東青島266580)

東濮凹陷二疊系儲層具有明顯的低孔低滲特征，地質條件的復雜性制約了儲層研究，有效儲層主控因素與物性下限有待進一步確定。通過分析沉積相、成巖作用等因素對儲層物性的影響，明確了有效儲層發育的主控因素。沉積相直接控制了儲層原始物性，河道亞相、分流河道微相及水下分流河道微相中的砂體物性較好，單層厚度大，利于儲層發育，分流間灣中的砂體物性較差。成巖作用中，壓實作用、膠結作用是造成儲層致密化的主要作用;兩次大規模溶蝕作用形成了大量溶蝕孔隙，是改善儲層物性的關鍵因素。利用儲層孔隙度、滲透率等物性資料及試油、壓汞等資料，采用試油法、經驗統計法及壓汞參數法確定了二疊系有效儲層孔隙度下限為4．8%，滲透率下限為0．04mD。

東濮凹陷;二疊系;有效儲層;主控因素;物性下限

有效儲層是指能夠儲集和滲流流體(包括烴類和地層水)，且在現有工藝技術條件下能夠采出具有工業價值產液量的巖層［1］。有效儲層物性下限是指儲集層能夠成為有效儲層應具有的最低物性，常用孔隙度、滲透率的某個確定值來表征［2］。確定有效儲層物性下限常用的方法有試油法、經驗統計法、分布函數曲線法、壓汞參數法、最小流動孔喉半徑法及鉆井液侵入法等方法［3］。儲層物性下限是儲層評價及儲量計算的重要參數，對油氣勘探和開發具有重要意義。

東濮凹陷的主力含油氣層系為古近系，但近十幾年來，古生界二疊系油氣勘探獲得了重要突破。2003年在中央隆起帶的文古2井二疊系石千峰組獲工業性油氣流，日產天然氣量11 000 m3，日產油量6．3 m3;2012年又相繼在西部斜坡胡慶潛山帶石千峰組、上石盒子組獲得工業氣流，說明二疊系具有良好的勘探前景［4］。由于二疊系儲層埋藏較深，儲層致密，鉆井資料較少，使得對二疊系儲層的研究相對薄弱，因此開展二疊系儲層物性研究對該區古生界油氣勘探具有重要意義。通過分析沉積相、成巖作用等因素對儲層物性的控制作用，分析了有效儲層發育的主控因素。并利用26口取心井的219個樣品的孔隙度及滲透率等物性資料，采用試油法、經驗統計法、壓汞參數法，綜合確定了二疊系有效儲層的物性下限，為該區古生界致密儲層評價、儲量計算及有利區帶預測提供依據。

1 地質背景

東濮凹陷位于渤海灣盆地東南部，面積約5 300 km2，呈NE-SW向延伸，東側以蘭聊斷裂為界與魯西隆起相鄰，西側超覆于內黃隆起之上，具有“東西分帶、南北分塊”的構造特征(見圖1)［5］。

圖1 東濮凹陷區域位置與構造單元劃分Fig．1 The location and structural units of Dongpu depression

東濮凹陷為一新生代凹陷，石炭-二疊系提供了豐富的煤型氣資源。上古生界二疊系自下而上可分為山西組、下石盒子組、上石盒子組和石千峰組［6］。其中，下石盒子組上部、上石盒子組下部及石千峰組下部砂巖含量較高，是二疊系的主要儲集層系。下、上石盒子組砂巖以中央隆起帶北部、西部斜坡帶最為發育，主要為巖屑石英砂巖和長石巖屑砂巖(見圖2)，累計厚度40～100 m，單層厚度多集中在2～10 m，最大可達20 m，平均最大孔喉半徑0．59～4．03 μm，中值半徑0．01～0．26μm，喉道分選系數2．15～4．68;而南部地區及蘭聊斷層上升盤由于遭受不同程度的剝蝕，砂巖厚度多小于40 m，單層厚度多集中在1～5m。石千峰組砂巖主要分布在東明集—高平集以北地區，多為巖屑長石砂巖，砂巖累計厚度為15～65 m，單層厚度1～10 m，最大孔喉半徑0．16～1．41μm，中值半徑0．01～0．16μm，喉道分選系數2．67～3．36;東明集—高平集以南該組已被完全剝蝕。二疊系儲層整體較致密，孔隙度在2%～12%，其中80%以上儲層孔隙度小于10%;滲透率分布在0．01～5．00 mD，其中90%以上小于1．00 mD，屬于特低孔-特低滲儲層。

圖2 二疊系砂巖組分三角圖Fig．2 The com position of Perm ian reservoirs

2 儲層物性主控因素

東濮凹陷二疊系儲層物性主要受沉積相帶、成巖作用等因素的影響。對比不同沉積相中砂體的孔滲性，可分析沉積相對儲層物性的影響;利用鑄體薄片鑒定結果，可對不同成巖作用對儲層孔隙演化的影響進行研究。

2．1沉積相

沉積作用控制了碎屑巖儲層的成分、結構、粒度、厚度及原始孔隙結構等特征，是深層有效儲層發育的內因［7］。東濮凹陷二疊系主要發育障壁島相和潮坪相(山西組)、三角洲相(石盒子組)及河流相(石千峰組)。同一深度段內(3 724～3 825 m)，不同沉積相帶中的儲層特征不同(見表1)。三角洲前緣與三角洲平原亞相中，水下分流河道及分流河道中的砂體多為細砂巖，單層厚度大，分選性及物性較好，而分流間灣水動力較弱，沉積物粒度細，砂體主要為粉砂巖、泥質粉砂巖，單層厚度小，整體物性較差，不利于有效儲層發育。河流相中，河道砂體粒度相對較粗，多為砂礫巖，單層厚度大，物性較好;河岸砂體主要為粉砂巖，物性相對較差。因此，三角洲相的水下分流河道微相及分流河道微相、河流相的河道亞相最有利于有效儲層發育。廣泛發育的河岸亞相及分流間灣微相也是二疊系儲層致密的重要原因。

表1 不同沉積亞相物性數據統計Table 1 Statistics of physical properties of different subfacies

除了直接控制儲層原始物性，沉積相還通過控制巖性、粒度、分選性等因素對后期成巖演化產生影響［8-9］。相比于分流間灣與河岸沉積的砂體，水下分流河道、分流河道及河道沉積的砂體溶蝕孔隙更為發育，主要原因是粒度粗、分選好的砂體，顆粒間的支撐力較大，抗壓實能力較強，且砂巖喉道粗，油氣及酸性流體可優先進入，抑制膠結物的沉淀并形成溶蝕孔隙，利于孔隙空間保存。因此，沉積相是控制儲層物性的根本因素。

2．2成巖作用

成巖作用對儲集空間改造具有雙重影響:一方面，壓實作用、膠結作用及重結晶作用會破壞儲集空間，使儲層物性變差;另一方面，溶蝕作用及交代作用可改善儲層物性［10-11］。東濮凹陷二疊系現今主要處于中成巖A期至中成巖B期，深度在3 000～5 300 m。利用鑄體薄片鏡下鑒定結果，通過孔隙度反演，恢復各成巖階段孔隙度演化史(見圖3)，由圖3可知，二疊系砂巖儲層整體上經歷了原生孔隙喪失-次生孔隙出現-次生孔隙減小的過程。

圖3 東濮凹陷二疊系儲層孔隙度演化史Fig．3 Porosity evolution of Perm ian reservoirs in Dongpu depression

2．2．1壓實作用壓實作用在早成巖A期對儲層物性影響顯著，顆粒間多為點接觸-線接觸，較深處常見凹凸接觸，部分石英與長石等剛性顆粒發生破碎，說明儲層遭受過強烈壓實。隨著埋深增加，壓實作用增強，顆粒間的孔隙空間被大幅壓縮，泥巖巖屑等塑性物質發生扭曲、膨脹及塑性變形并被擠入粒間孔隙，使原生孔隙逐漸消失，孔隙度從27．85%降至15．47%。

2．2．2膠結作用早成巖B期開始，碳酸鹽礦物、黏土礦物、黃鐵礦等膠結物以及石英次生加大邊形成，進一步充填原有孔隙，孔隙度降至11．6%。晚期形成的碳酸鹽膠結物主要為鐵方解石和鐵白云石，直接充填已有孔隙，使孔隙度降至10%以下，是晚期儲集性能降低的主要因素。

2．2．3交代作用東濮凹陷二疊系儲層交代作用主要為碳酸鹽礦物和黃鐵礦交代石英、長石等碎屑顆粒及顆粒間的膠結物。交代作用本身對儲層物性的影響較小，但方解石等碳酸鹽礦物交代石英等相對穩定的礦物后，更容易發生溶蝕，使儲層物性變好。

2．2．4溶蝕作用東濮凹陷二疊系儲層最主要的孔隙類型為溶蝕孔隙，由兩期大規模溶蝕作用產生。中成巖A1晚期，早期形成的碳酸鹽膠結物發生溶蝕，形成大量溶蝕孔隙，使孔隙度增至13．53%。中成巖A2晚期，長石、巖屑發生溶蝕，形成粒內、粒間溶蝕孔隙，使儲層物性有所改善。

總體而言，壓實作用在成巖早期使孔隙度大幅下降，膠結作用在成巖中后期使儲層進一步致密，而溶蝕作用是改善儲層物性的關鍵因素。

3 有效儲層物性下限確定

不同物性下限確定方法適用條件不同，針對研究區資料情況，根據儲層物性、試油、壓汞等資料，利用試油法、經驗統計法與壓汞參數法對二疊系有效儲層物性下限進行綜合分析。

3．1試油法

試油法根據孔隙度、滲透率等物性分析數據及分層試油試氣資料確定儲層物性下限［12］。該方法以有效儲層和非有效儲層分界處的孔隙度和滲透率作為物性下限。實際情況中，有效儲層與非有效儲層的分界往往不明顯，而是有一定程度的交叉，通常選取過渡帶中間值作為物性下限值［13］。

依據各單井的分層試油試氣結果，按照油氣層、水層和干層統計試油試氣井段的孔隙度和滲透率，繪制儲層孔隙度與滲透率關系如圖4所示。

圖4 二疊系儲層孔隙度與滲透率關系Fig．4 The relationship between porosity and permeability

of Perm ian reservoirs

從圖4中可以看出，油氣層和水層(即有效儲層)孔隙度主要分布在4%～12%，滲透率分布在0．01～10 mD;非有效儲層孔隙度主要分布在1%～6%，滲透率普遍小于1mD。在孔隙度為4%～6%及滲透率為0．01～0．20 mD，有效儲層和非有效儲層存在過渡區，利用過渡區域中間點的孔隙度和滲透率數值，可確定二疊系儲層孔隙度下限為5%，滲透率下限為0．04 mD。

3．2經驗統計法

對于中低滲孔隙型、裂縫-孔隙型儲層，可以利用經驗統計法求取有效儲層物性下限。該方法是在巖心分析孔隙度和滲透率的基礎上，分別繪制孔隙度和滲透率的頻率分布直方圖及累計頻率曲線、累計能力丟失曲線，并以低孔滲段累計儲滲能力丟失占總累計的5%左右為界限來確定有效儲層物性下限值的一種累計頻率統計法［14-15］。其中儲油能力、產油能力計算公式為［16］:式中，Qφi為儲油能力，%;Qki為產油能力，%;φi為第i個樣品孔隙度值，%;ki為第i個樣品滲透率值，mD;Hi為樣品長度，m。

利用研究區二疊系儲層的物性數據，按照式(1)和式(2)計算其儲能和產能，再分別繪制孔隙度和滲透率的頻率分布直方圖、累計頻率曲線及累計能力丟失曲線如圖5所示。從圖5(a)中可以看出，當累計儲能丟失為5%時，孔隙度約為4．5%，樣品丟失率為13．17%，若全部樣品取樣密度相同，即相當于厚度丟失13．17%。在孔隙度-滲透率交會圖上，孔隙度為4．5%處對應的滲透率約為0．03mD，從圖5(b)上可以看出，滲透率為0．03 mD時，累計產能丟失為0．37%，樣品丟失率為13．69%，若全部樣品取樣密度相同，即相當于厚度丟失13．69%。還可以看出，以孔隙度4．5%、滲透率0．03 mD作為物性下限，其儲能和產能丟失都很小，因此認為該物性下限值是較為合理的。

3．3壓汞參數法

排替壓力、飽和度中值壓力等壓汞參數可以反映儲層孔隙結構特征。其中，排替壓力是毛細管壓力曲線的一個主要參數，代表非潤濕相開始進入巖樣最大喉道時的壓力，也就是非潤濕相剛開始進入巖樣時的壓力［17］。

二疊系儲層孔隙度、滲透率與排替壓力關系如圖6所示。由圖6可以看出，當孔隙度小于5%及滲透率小于0．04 mD時，排替壓力急劇增大，表明孔隙度和滲透率小于此界限時，需要足夠大的壓力才能使儲層中非潤濕相開始驅替潤濕相形成油氣聚集，說明物性小于此界限時儲層很難成為有效儲層，因此確定孔隙度下限為5%，滲透率下限為0．04 mD。

圖5 二疊系儲層孔隙度及滲透率頻率分布直方圖Fig．5 Porosity and perm eability distribution frequency diagram of Perm ian reservoirs

圖6 儲層孔隙度、滲透率與排替壓力交會圖Fig．6 Correlation between the displacement pressure and the physical parameters

3．4物性下限檢驗

利用試油法、經驗統計法及分布函數曲線法確定的有效儲層物性下限略有不同，但差別較小(見表2)。

表2 不同方法確定的有效儲層物性下限結果Table 2 Contrast between differentmethods of defining lower property lim its

綜合分析各方法的特點，并結合實際地質特征，最終確定孔隙度下限為4．8%，滲透率下限為0．04 mD。利用東濮凹陷7口井的二疊系試油資料對該下限值進行驗證:試油結果為有效儲層的井段，其平均孔隙度和滲透率應高于有效儲層物性下限值;試油結果為非有效儲層的井段，其平均孔隙度和滲透率則應低于有效儲層物性下限值。

有效儲層物性下限驗證結果如表3所示。由表3可以看出，大部分試油層段的驗證結果與計算的有效儲層物性下限是符合的，但存在兩個試油井段的驗證結果與計算的物性下限不符，即胡古2井4 915．2 m深度處與馬17井3 468．29 m深度處，其試油結果顯示為干層，但其孔隙度和滲透率大于有效儲層物性下限。造成誤判可能有以下原因:一是部分井位缺少孔隙度和滲透率實測數據，是由測井資料計算所得，與實際地質情況存在一定偏差，從而影響判斷結果;二是不同構造單元內地質特征有所不同，南部地區遭受的抬升剝蝕程度大，使其物性下限值也存在一定的差異，如馬17等位于中央隆起帶南部的井埋藏深度比北部淺，其物性下限值也應比北部高，從而造成誤判。通過驗證，正確率為87．5%，因此認為將孔隙度和滲透率下限定為4．8%、0．04 mD是合理的。

表3 有效儲層物性下限驗證結果Table 3 Validation results of valid lower property lim its

4 結論

(1)東濮凹陷二疊系儲層物性受多種因素控制。其中，沉積相直接影響儲層原始物性，并通過巖性、粒度、分選性等因素對后期成巖演化產生影響，是控制儲層物性的根本因素。成巖作用控制了儲層孔隙演化，其中壓實作用是成巖早期破壞原生孔隙的主要作用，膠結作用是成巖中后期破壞儲集空間最主要的作用，兩期溶蝕作用形成大量溶蝕孔隙使儲層物性得以改善。

(2)東濮凹陷二疊系儲層較為致密，大部分儲層孔隙度小于10%，滲透率小于1 mD。有效儲層物性下限較低，利用試油法、經驗統計法及壓汞參數法確定其孔隙度下限為4．8%，滲透率下限為0．04 mD。試油資料對該下限值的檢驗結果表明該物性下限值是合理的。

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(編輯王亞新)

Controlling Factors and Lower Limits of Porosity and Permeability of Permian Reservoirs in Dongpu Depression

Zhou Jinlong，Jiang Youlu，Liu Jingdong
(School of Geosciences，China University of Petroleum，Qingdao Shandong 266580，China)

The reservoirs of permian in Dongpu depression are characterized by lower porosity and permeability．The complexity of geological conditions restricts the research of reservoirs．Combining the analysis of sedimentary characteristics and diagenesis characteristics，the controlling factors of physical properties of Permian reservoirswere discussed．It is indicated that the sand bodies of channel，distributary and underwater distributary channel are favorable for reservoir formation because of good porosity．Diagenesis is themost critical factor affecting the reservoir porosity evolution．On the one hand，compaction and cementation are themain causes for reservoir tightness．On the other hand，dissolution ismainly shown as the corrosion of feldspars and carbonate cement，and in turn，makes the physical property of reservoirs better．Based on the porosity and permeability data of 219 samples from 26 cored wells，production test data and mercury injection data，the lower property limits of effective reservoirswere determined by oil production test method，empirical statisticmethod andmercury injection curvemethod．The results show that the lower limitof porosity is 4．8%and the lower limit of permeability is 0．04 mD．

Dongpu depression;Permian;Effective reservoirs;Controlling factors;Lower limits of porosity and permeability

TE121

A

10．3969/j．issn．1006-396X．2017．04．012

1006-396X(2017)04-0062-07

2016-12-15

2017-01-03

“十三五”國家重大專項課題“渤海灣盆地深層油氣地質與增儲方向”(2016ZX05006-007)。

周金龍(1991-)，男，碩士研究生，從事油氣地質方面研究;E-mail:18765922530@163．com。

蔣有錄(1959-)，男，博士，教授，博士生導師，從事油氣地質方面研究;E-mail:jiangyl@upc．edu．cn。