查干凹陷苏一段碎屑岩有效储层物性下限及其主控因素研究

康婷婷，王亚明，沈禄银，康　华，祝令敏

（1.长江大学地球科学学院，湖北武汉430100；2.中国石化中原油田分公司勘探开发科学研究院，河南濮阳457001）

查干凹陷苏一段碎屑岩有效储层物性下限及其主控因素研究

康婷婷1，王亚明2，沈禄银1，康华2，祝令敏2

（1.长江大学地球科学学院，湖北武汉430100；2.中国石化中原油田分公司勘探开发科学研究院，河南濮阳457001）

综合运用岩心、物性数据、钻采资料、试油和测井解释等资料，运用分布函数曲线法、含油产状法、孔隙度—渗透率交会法及试油法，共同确定查干凹陷苏一段碎屑岩有效储层物性下限值，并根据试油结果进行验证。在此基础上分析了岩性、成岩作用和沉积相对有效储层的影响。结果表明，辫状河三角洲前缘水下分流河道砂体物性最好，其次为扇三角洲前缘水下分流河道砂体，滑塌浊积扇砂体物性最差；从不同岩性的孔隙度分布区间来看，有效储层主要发育在砂砾岩及细砂岩中，含砾砂岩次之，砾状砂岩及粉砂岩有效储层发育最差。压实作用减少的孔隙度平均为16.96%，胶结作用减少的孔隙度平均为8.5%，对有效储层物性变差影响较大；酸性溶蚀作用增加的孔隙度平均为5.28%，可改善储层物性。总体上，储层物性主要受到沉积相和成岩作用两大因素控制，沉积相对有效储层的控制作用强于成岩作用。

查干凹陷；苏一段；有效储层；物性下限；主控因素

有效储层指已有烃类流体聚集且在后期开发中可以开采的储层，有效储层物性下限是指储层能够成为有效储层应具有的最小有效孔隙度和最小渗透率。识别有效储层的关键在于确定物性下限。有效储层不同于有效油层，它的范围较大，包括了油层、含油水层、油水同层和水层，无效储层就是指干层［1］。

储层有效厚度下限的确定有多种方法，目前较成熟的有测试法、经验统计法、钻井液侵入法、泥质含量法、最小有效孔喉法等。单一方法确定的有效厚度下限只能从一个方面反映储层的特征，在实际应用时具有一定的局限性并具有特定适用范围，不能真正代表储层实际的下限，因此确定储层有效厚度下限时应该应用多种方法相互验证，确定储层的实际物性下限，从而反映储层的特征［2-8］。本文根据查干凹陷苏一段测井解释物性资料及碎屑岩油气综合地质解释结果 （油层、油水同层、干层等），应用分布函数曲线法、试油法、孔隙度—渗透率交会法和含油产状法分别确定了苏一段有效储层物性下限，同时探讨了有效储层的主要控制因素，对储层的解释评价、储层有效厚度的划分及储量计算有着重要意义［9］。

1　地质背景

查干凹陷构造位置东起楚干凸起，东南邻近狼山，南部为本巴图隆起，西与西尼凸起相接，北部为盆地中央隆起带。进一步可分为西部次凹、毛敦次凸和东部次凹3个二级构造单元。查干凹陷是一个长轴呈东北向的典型箕状凹陷，长60km，宽40km，面积约为 2000km2，基底最大埋深为6400m。凹陷内自然地理地貌为戈壁滩，气候比较干燥炎热，昼夜温差和季节温差都很大，地势南高北低，海拔高度大致从1100m至1300m［10］。

查干凹陷盆地基底为上古生界二叠系，岩性主要有变质砂岩、板岩、花岗岩、花岗斑岩、云母片岩等浅变质岩，为沉积岩经过区域变质作用形成。储层和盖层包括中生界下白垩统巴音戈壁组、苏红图组、银根组碎屑岩系，以及上白垩统乌兰苏海组及新生界古近系—新近系，第四系最大埋深6400m，缺失三叠系和侏罗系。

查干凹陷苏一段具 “水火共生”特点，即火山岩与碎屑岩互层分布，苏一段的沉积展布受到火山岩的控制。从砂体展布范围及厚度来看，乌力吉地区的毛11—祥6区块扇体规模最大，砂体最为发育，其次为毛3、毛4井区，以及图拉格一侧的意3井区和工区北部的意6—意8井区。结合砂地比、红色泥岩平面展布、红色或灰色泥岩平面图及测井、录井资料，综合认为图拉格下降盘及毛西断层下降盘均有连片扇三角洲相发育，而在虎勒断层一侧则发育分选较好、淘洗较干净的、牵引流沉积为主的辫状河三角洲［11］。

2　有效储层物性下限的确定

2.1分布函数曲线法

分布函数曲线法从统计学角度出发，在同一坐标系内分别绘制有效储层和无效储层的孔隙度、渗透率频率分布曲线，两条曲线交点所对应的数值为有效储层物性下限值。

收集查干凹陷苏一段综合地质解释结果，参考完井报告等资料，采用分布函数法求取本区深层有效储层物性下限。由图1可知，查干凹陷苏一段有效储层孔隙度下限为9.25%，渗透率下限为0.126mD。

2.2试油法

试油法是根据试油结果，将无效储层 （干层）和有效储层 （油层、油水层和水层等）对应的各种物性指标绘制在同一坐标系内，有效储层和无效储层的分界处对应的物性值为有效储层物性下限值。在所有研究方法中，试油法是动态和静态资料相结合的相对直观、可靠的方法，尤其是物性下限附近数据点越多时，确定的下限结果就越准确可靠。

查干凹陷苏一段油气显示、试油结果、电阻率与物性的数据统计发现，油气显示主要为油迹和油斑，其对应的孔隙度分布范围大于5% （图2a）。在试油结果与物性关系图上可看出，低产油层的孔隙度为9.5%以上 （图2b）。

压汞参数法表明，当孔隙度小于6.5%后，排驱压力急剧增大 （图3a）。由此确定研究区有效储层物性下限：一类储层孔隙度为9.5%，渗透率为0.121mD，声波时差为225μs/m；二类储层孔隙度为6.5%，声波时差为215μs/m（图3b）。

图1　分布函数曲线法确定有效储层物性下限图Fig.1　Defining lower property limit by distribution function curve method

图2　苏一段油气显示和试油结果与物性关系图Fig.2　Correlation between the oil and gas showand potential test results and the reservoir property of the first member of Suhongtu Formation

图3　苏一段排驱压力和声波时差与孔隙度关系图Fig.3　Correlation between the displacement pressure and acoustic time difference and the property of the first member of Suhongtu Formation

2.3孔隙度—渗透率交会法

收集研究区物性资料 （孔隙度取实测孔隙度值）做孔隙度—渗透率交会图 （图4）。孔隙度—渗透率交会图分为三段式：第一段，随着孔隙度的增加，渗透率增加幅度不大，此段主要为低渗透储层；第二段，随孔隙度增大，渗透率呈明显增大趋势，此段为渗透率和孔隙度均比较好的有效储层；第三段，随孔隙度的增大，渗透率急剧增大，此类储层为高孔、高渗储层。通常取第一、第二段的转折点为区分有效储层与无效储层的界限。由图4可知查干凹陷苏一段有效储层物性下限为孔隙度7.6%、渗透率0.091mD。

图4　孔隙度—渗透率交会法确定有效储层物性下限图Fig.4　Defining lower property limit by convergence method of porosity and permeability

2.4含油产状法

考虑研究区试油资料匮乏，而岩心观测比较详细，以及记录比较清晰、明确的特点，建立了岩心含油级别、物性与试油结果的关系，确定了含油产状的出油下限。具体思路为：首先，根据试油和生产测试资料，分别对有效储层、可疑储层与干层在物性坐标内投点，初步确定有效储层物性下限值；然后，利用岩心观察中不同含油级别的数据点在同一坐标系内投点，共同确定有效储层物性下限。

由图5分析，查干凹陷苏一段含油产状与物性、试油结果具有一定的相关性，岩心观测中含油级别在荧光之上的均可成为有效储层，确定了有效储层物性下限值为孔隙度 ϕ9.8%、渗透率0.112mD。

图5　含油产状法确定有效储层物性下限图Fig.5　Defining lower property limit by occurrence method of oiliness

3　有效储层物性下限验证

利用查干凹陷8口井 （查参1井、毛1井、毛3井、毛11井、祥5井、意2井、意5井、意6井）苏一段的试油资料和完井报告对各种方法计算的有效储层物性下限值 （表1）进行验证。验证过程中，试油结果为有效储层的井段，其平均孔隙度和渗透率必须高于有效储层物性下限值；试油结果为无效储层，则物性值低于计算有效储层物性下限值；符合此规律则说明下限值符合生产实践，计算结果合理，反之结果错误。

表1　不同方法确定的有效储层物性下限表Table 1　Contrast between different methods of defining lower property limit

8口井18个试油井段验证结果中 （表2），存在两个试油井段结果与计算物性下限不符，正确率为零。分别为：意2井3059.0～3081.5m井段，试油结果分析为干层，计算物性下限判别为有效储层。分析其原因，计算采用的物性数值为电测解释孔隙度，在研究区，电测解释孔隙度普遍比实测孔隙度高。意2井2688～2698m井段，试油结果分析为含油水层，计算物性下限判别为无效储层。分析认为，造成误判的原因可能是存在裂缝导致孔隙度下限值降低。

表2　有效储层物性下限验证结果表Table 2　Validation results of valid lower property limit

4　有效储层发育的控制因素

岩性、沉积、成岩作用等多种因素共同控制和制约了储层的发育［1］。沉积作用决定着沉积物颗粒的大小、分选、磨圆、充填方式、胶结类型及砂岩的原始结构状态等；从而控制了砂体类型，决定了砂岩原始孔隙度的大小和渗透性的高低［9］。成岩作用决定了储层的胶结类型及后期改造。

4.1沉积相对有效储层的影响

沉积相是控制储层发育的宏观因素，在断陷湖盆中，砂体沉积时所处的古地理环境和水动力条件等不同，储集性能存在差异。查干凹陷苏一段发育的沉积相类型主要包括辫状河三角洲相、扇三角洲相、滑塌浊积扇相及滩坝相。微相类型有：扇三角洲平原水上辫状河道、扇三角洲前缘席状砂、扇三角洲前缘水下分流河道、前缘河口坝及辫状河三角洲前缘水下分流河道。对不同微相类型砂体的实测物性统计 （图6）发现，辫状河三角洲前缘水下分流河道砂体物性最好，其孔隙度大于8%的样品占57.5%；其次为扇三角洲前缘水下分流河道砂体，其孔隙度大于8%的样品占24%。该区扇三角洲平原辫状河道、前缘河口坝砂体及前缘席状砂物性也较差，孔隙度主要分布于3%～5%。总体来说，不同的沉积微相砂体孔隙度大小依次为：辫状河三角洲前缘水下分流河道＞扇三角洲前缘水下分流河道＞前缘河口坝＞扇三角洲平原水上辫状河道＞扇三角洲前缘席状砂。

图6　不同沉积微相孔隙度分布频率图Fig.6　Porosity distribution frequency diagram of different sedimentary microfacies

4.2岩性对有效储层的影响

查干凹陷苏一段可作为储层的岩性主要有砂砾岩、砾状砂岩、含砾砂岩、细砂岩及粉砂岩等。各种岩性的物性统计分析 （表3）表明，砂砾岩的孔隙度为2%～6%的占样品总数的40%以右，大于8%的高达33%；砾状砂岩和含砾砂岩整体分选性较差，压实作用较强，其孔隙度主要为2%～8%，大于8%的占样品总数的18%及30%；细砂岩的孔隙度主要为4%～10%，大于8%的占36%。粉砂岩孔隙度主要在6%以下，大于8%的仅占17%。从不同岩性孔隙度分布区间来看，有效储层主要发育在砂砾岩及细砂岩中，含砾砂岩次之，砾状砂岩及粉砂岩最差。

表3　不同岩性物性数据表Table 3　The comparison table of reservoir physical property of different lithology

续表

4.3成岩作用对有效储层的影响

有些成岩作用在一定程度上可以改善储层物性，如溶蚀作用；而有些则会使孔隙减少，如压实作用和胶结作用，称为破坏性成岩作用［12］。成岩作用阶段是埋藏深度、温度、压力、有机质演化等综合因素的总体体现，能够全面地反映成岩作用对有效储层的影响［13］。

4.3.1压实减孔作用最明显

压实作用减小孔隙体积，缩小喉道尺寸，破坏储层的孔渗性［14］。通过对目的层段岩石薄片、铸体薄片的定量统计分析，苏一段的压实强度较强，压实作用减少的孔隙度平均达16.96%，是储层物性变差的主因 （表4）。

表4　查干凹陷苏一段压实作用定量数据表Table 4　Quantitative data of compaction of the first member of Suhongtu Formation in Chagan sag

4.3.2胶结减孔作用影响大

研究区储层胶结物主要包括 （铁）方解石、（铁）白云石、自生黏土、硅质、长石及黄铁矿等。胶结物储层主要起破坏性作用，如铁白云石形成时间较晚，充填在剩余粒间孔中，并交代石英颗粒，占据了孔隙空间，降低了孔隙度，使储层物性变差。苏一段的胶结强度较强，胶结作用减少的的孔隙度平均达8.5%，对储层物性变差具有较大影响 （表5）。

表5　查干凹陷苏一段胶结作用定量数据表Table 5　The decrease of pore because of cementation of lower Suhongtu formation in Chagan sag

4.3.3溶蚀增孔分区作用明显

查干凹陷苏一段溶蚀作用包括酸性溶蚀作用和碱性溶蚀作用［15］。其中，碱溶增孔作用基本可以忽略，本文主要探讨酸性溶蚀作用对有效储层的影响。

酸性溶蚀作用的主要对象是碳酸盐胶结物、长石和方解石。有机酸随孔隙流体沿优势通道进入砂岩之后，容易促成方解石胶结物的溶解，此外，有机酸还会发生脱羧基作用，其生成的CO2溶于水中形成碳酸，也会使砂岩中易溶成分溶解，形成次生孔隙［16］。定量分析表明，苏一段的溶蚀作用较强，溶蚀作用增加的孔隙度平均达5.28%，对储层物性改善具有较大影响 （表6）。

表6　查干凹陷苏一段溶蚀作用定量数据表Table 6　Quantitative data of dissolution of the first member of Suhongtu Formation in Chagan sag

5　结束语

（1）运用4种方法对查干凹陷苏一段有效储层物性下限进行研究，所得出的有效储层物性下限虽有所偏差，但在误差允许范围内，试油结论验证了有效储层物性下限计算结果的有效性。

（2）有效储层物性下限值受很多因素影响，沉积相带是影响研究区苏一段有效储层发育的关键因素，在成岩作用中，压实减孔和胶结减孔对有效储层物性下限值的影响较大，溶蚀作用对储层的物性具有一定的改善作用。

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Lower Property Limit and Controls on Clastic Reservoirs of First Member of Suhongtu Formation in Chagan Sag

Kang Tingting1，Wang Yaming2，Shen Luyin1，Kang Hua2，Zhu Lingmin2
（1.College of Geosciences，Yangtze University，Wuhan，Hubei 430100，China；2.Research Institute of Exploration and Development，Sinopec Zhongyuan Oilfield Company，Puyang，Henan 457001，China）

Based on the drilling core，physical property，drilling，well testing and well logging data，the lower property limit of the first member of Suhongtu Formation in Chagan Sag was determined by applying distribution function curve method，occurrence method of oiliness，convergence method of porosity and permeability and production test method which were certificated by actual data measurement.On this basis，we analyzed the effects of lithology，sedimentary facies，and diagenetic on the formation of effective reservoir rocks.Results showed that：the physical property of braid river-deltaic front subaqueous distributary channel was the best，secondly was the fan-deltaic front subaqueous distributary channel，and the physical property of fluxoturbidite sand body was the worst.From different proportion area property occupied of different lithology of view，effective reservoir mainly developed in fine conglomerate and sandstone，pebbly sandstone was the second，and brecciated sandstones and siltstones were the worst.In diagenesis，compaction was 16.96%.The averaging decreasing property because of cementation was 8.5%and its influence to effective reservoir was obvious.The averaging decreasing property because of acidic corrosion was 5.28%，having significant results on reconstructing reservoir as preponderance valid reservoir.On the whole，reservoir properties were controlled mainly by raw material basis and diagenesis，and the control on valid reservoir of sedimentary facies was stronger than lithology.

Chagan sag；the first member of Suhongtu Formation；valid reservoir；lower property limit；major controlling factors

TE122.1

A

康婷婷 （1990年生），女，在读硕士，矿产普查与勘探专业，研究方向为沉积储层。邮箱：991170771 @qq.com。