渤海灣盆地近源陡坡帶砂礫巖體儲層特征及分類評價
——以渤海海域 C 油田東三段為例1

周立業

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津 300452)

近些年來，渤海油田在砂礫巖沉積體系研究上有諸多重大發現，近物源陡坡帶砂礫巖沉積體系已經成為渤海油田增儲上產的重要關注點[1-5]。但是由于海上油田勘探具有井距大、井數少的特點，目前的研究手段主要是應用有限的地震資料，其主要在淺層河流相儲層研究中應用較多，在中深層砂礫巖相儲層中整體研究比較薄弱[6,7]。C油田于2014年年底發現，是渤海油田近幾年來最重要的油田之一，表現在儲層厚度大、儲量規模大、油品性質好。C油田主力含油層位為東三段，該層位巖性屬于砂礫巖混層，其中一口探井在該層位鉆遇了140余米的油層，其打破了渤海油田單井油層累計厚度、單層油層厚度、古近系碎屑巖測試產能等三項記錄的最高記錄[8]。油田目前尚處于產能建設階段，對該油田該區域儲層描述及分類評價開展較少，其儲層精細描述及評價是重要的研究方向。本文以C油田東三段儲層近源陡坡帶砂礫巖體儲層為研究對象，深入開展儲層精細描述并分類評價，為油田后續開發井部署、射孔方案選擇、優化注水等工作提供參考。

1 研究區概況

C油田位于渤海海域西部，區域構造位于石臼坨凸起石南一號主斷層下降盤陡坡帶。該區域具有十分有利的油氣聚集成藏條件，東側緊鄰渤中凹陷西生油次洼，西邊靠近南堡凹陷。地層上該區域自上而下揭示第四系平原組、新近系明化鎮組和館陶組、古近系東營組和沙河街組。本次研究層位東三段為C油田主力含油層位，屬于扇三角洲沉積。目前，油田平面上共5口井鉆遇，整體埋深大于2800 m，平均埋深3010 m(見圖1)。

圖1 C油田區域構造位置

2 儲層特征

2.1 儲層巖石學特征

以巖屑資料、巖心資料、壁心資料為基礎，與薄片鑒定等研究成果進行綜合分析發現，C油田東三段儲層巖性以含礫砂巖和中、粗粒巖屑長石砂巖為主，礦物成分主要為石英、長石、巖屑，如圖2所示。東三段碎屑顆粒分選中等，磨圓度為次棱-次圓狀。石英的質量分數為18.0%～48.0%，平均37.1%；長石的質量分數為24.0%～45.0%，平均33.8%；巖屑的質量分數為15.0%～59.0%，平均25.1%。

圖2 C油田東三段巖石類型

2.2 儲層物性特征

以巖心測試資料和測井解釋結果為依據，C油田東三段物性特征為低孔、低滲儲層，儲層物性統計如下：東三段共有巖心樣品的孔隙度、滲透率分析資料182塊，孔隙度分布范圍12.5%～23.1%，平均值為15.1%；滲透率分布范圍2.1～624.1 mD，平均值53.1 mD。油層段測井解釋孔隙度范圍10.5%～18.1%，平均值13.5%；滲透率范圍1.0～395.4 mD，平均值37.2 mD。

從東三段儲層物性統計結果來看，油田范圍內5個區塊對應的5口探井A1～A5物性各有不同，其中A1、A5井區物性較好，為13.1～52.1 mD；A2、A4井區物性較差，為1.1～10.1 mD；A3井區物性最差，為6.1 mD。A1井東三段連續鉆遇143.0 m油層，根據壁心、巖屑觀察，結合薄片鑒定等研究成果，將A1井東三段巨厚油層劃分為六期旋回(準層序組)。結合壁心分析資料、測壓分析資料、試井分析資料、測井解釋結果來看，每期旋回的物性均有所不同，總體上來看，下部旋回要好于上部。三、四、五期旋回的平均滲透率為51.1 mD，一期與二期旋回平均滲透率為19.4 mD。主要是由于分選性和粒間填隙物導致的縱向差異。針對東三段儲層物性差異，對其原因進行了分析，認為主要是由于以下三點原因導致的：各井位于不同扇體不同位置，導致了各井在巖性組合上有較大差異；各井距離物源區遠近不同，導致分選不同；后期成巖作用不同。

3 儲集空間類型

通過鑄體薄片鑒定與掃描電鏡的分析，發現儲層主要發育溶蝕粒間孔和粒間孔，其次發育溶蝕顆粒孔，粒間自生充物礦物均為伊利石、高嶺石、次生加大石英和云母等。礦物間接觸類型主要為點-線接觸，膠結類型為孔隙式，如圖3所示。

圖3 研究區東三段儲層砂巖掃描電鏡和鑄體薄片照片

巖心X射線衍射分析結果顯示，黏土礦物類型以伊利石為主，平均質量分數達31.7%，其次為高嶺石、伊/蒙混層、綠泥石。毛管壓力曲線呈現出中-粗歪度特征，排驅壓力0.031～0.415 MPa，飽和度中值壓力0.094～18.627 MPa，中值半徑0.038～7.685 μm，如圖4所示。

4 儲層分類標準

C油田夾層較發育，主要分布在不同期形成的砂壩體間，沉積位置是波浪回流形成的低能洼槽帶。物性夾層的測井響應特征回返一般在1/4～3/4之間，自然伽馬值相應增加，在分類方案中將物性隔夾層劃分在四類儲層中。

C-A2井巖心分析資料表明(見圖5)，物性最好的巖性為中-粗砂巖，含礫砂巖和中-細砂巖物性次之，砂礫巖和極細粒砂巖物性最差。孔隙度數值低于10%、滲透率數值低于5%的層段為非儲層，孔隙度數值介于10%～16%的以砂礫巖和含礫細砂為主，數值高于16%和低于20%的以中、細砂為主，孔隙度數值高于20%，滲透率數值高于200 mD巖性主要為中砂巖。

圖5 C-A2井巖心物性與巖性關系

本次研究在綜合分析東三段儲層各種因素的基礎上，選取儲層物性、巖性等參數對儲層進行分類。

通過作出取心井段孔滲數據的累計概率曲線圖(見圖6、圖7)，可以看出本段孔隙度和滲透率可以分為四段，孔隙度以10%、16%和20%為分界點，滲透率以5 mD、40 mD和200 mD為分界點，這和上述物性與巖性關系相對應。

圖6 C油田東三段滲透率累積概率曲線 圖7 C油田東三段孔隙度累積概率曲線

結合巖性與物性關系圖和取心井段孔滲數據的累計概率曲線圖，確定出儲層的分類標準如表1所示，一類儲層主要是粗砂巖和中砂巖，孔隙度大于20%，滲透率大于200 mD；二類儲層巖性以中砂巖和含礫中砂巖為主，孔隙度介于16%～20%，滲透率介于40～200 mD；

表1 C油田東三段儲層分類標準孔隙度(POR)滲透度(PERM)巖性一類>20%>200 mD粗砂巖、中砂巖二類16%～20%40～200 mD中砂巖,含礫中砂巖三類10%～16%5～40 mD砂礫巖、含礫細砂巖四類<10%<5 mD砂礫巖、粉砂巖

三類儲層巖性以中砂巖和含礫中砂巖為主，孔隙度介于10%～16%，滲透率介于5～40 mD；四類儲層主要是砂礫巖和粉砂巖，孔隙度小于10%，滲透率小于9mD，包括致密層和物性隔夾層。

5 單井儲層綜合評價

根據上述儲層分類標準，對油田A1井、A2井、A3井、A4井、A5井的儲層進行劃分，從圖6～8中可以看出，A1井區目的層儲層以一類、二類居多，泥巖隔夾層比較發育，優質儲層主要分布在PSS6準層序組。除A4井外，PSS6層序組以一類儲層為主，A4井的PSS6準層序組絕大部分是第三儲層，PSS5序組以二、三類儲層為主，PSS4準層序組主要是三類儲層，PSS3準層序組以三、四類儲層為主。

圖8 C-A1井儲層分類綜合評價

A2井儲層物性相對A1井較差，如圖6～9所示，優質儲層仍分布在PSS6和PSS5準層序組，下部儲層物性相對較差，主要為三、四類儲層。

圖9 C-A2井儲層分類綜合評價

6 結論

(1)C油田東三段儲層巖性以含礫砂巖和中、粗粒巖屑長石砂巖為主，礦物成分主要為石英、長石、巖屑，中等分選，次棱-次圓狀磨圓度。儲層物性為低孔、低滲，縱向非均質性很強。儲層孔隙以次生孔隙為主，類型主要為粒間孔和溶蝕顆粒孔。伊利石、高嶺石、次生加大石英和云母為粒間充填礦物，顆粒之間為點-線接觸，膠結類型為孔隙式，壓汞曲線呈現中-粗歪度特征。

(2)研究區內夾層較發育，主要有泥質夾層和物性夾層兩種類型。結合巖性與物性關系圖和取心井段孔滲數據的累積概率曲線圖，確定出儲層的分

類標準，一類儲層主要是粗砂巖和中砂巖，孔隙度大于20%，滲透率大于200 mD；二類儲層巖性以中砂巖和含礫中砂巖為主，孔隙度介于16%～20%，滲透率介于40～200 mD；三類儲層巖性以中砂巖和含礫中砂巖為主，孔隙度介于10%～16%，滲透率介于5～40 mD；四類儲層主要是砂礫巖和粉砂巖，孔隙度小于10%，滲透率小于9 mD，包括致密層和物性隔夾層。

(3)研究區A1井區目的層儲層以一類、二類居多，泥巖隔夾層比較發育，優質儲層主要分布在PSS6準層序組。其中除A4井外，PSS6層序組以一類儲層為主，A4井的PSS6準層序組絕大部分是第三儲層，PSS5序組以二、三類儲層為主，PSS4準層序組主要是三類儲層，PSS3準層序組以三、四類儲層為主，A2井儲層物性相對A1井較差，優質儲層仍分布在PSS6和PSS5準層序組，下部儲層物性相對較差，主要為三、四類儲層。