珠江口盆地L油田礁灰岩孔洞缝型储层评价

陈敏政，戴 宗，唐 辉，潘石坚，李 珙

（中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳 518000）

珠江口盆地L油田礁灰岩孔洞缝型储层评价

陈敏政，戴 宗，唐 辉，潘石坚，李 珙

（中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳 518000）

利用岩心CT扫描和GVR成像测井资料，从微观和宏观两个方面，对珠江口盆地L油田礁灰岩储层孔洞缝分布特征进行了描述，基于储层储集空间和物性的差异性，将其划分为四类储层并分别进行评价。裂缝型储层孔隙度小于 10%，渗透率（1～50）×10–3μm2，CT扫描图像中表现为裂缝网络，测井成像上以成组缝特征为主；孔洞–裂缝型储层孔隙度 10%～25%，渗透率（10～100）×10–3μm2，CT扫描图像表现为以裂缝发育为主，成像测井上表现为孔洞局部发育；裂缝–孔洞型储层孔隙度15%～30%，渗透率（10～50）×10–3μm2，CT扫描图像表现为以孔洞为主，裂缝局部贯通孔洞分布，测井成像上以溶蚀缝为主；孔洞型储层孔隙度大于25%，渗透率（10～500）×10–3μm2，CT扫描图像表现为以发育孔洞为主，成像测井上孔洞成团块状或蜂窝状分布。

珠江口盆地；L油田；孔洞缝；礁灰岩；储层评价

生物礁灰岩是碳酸盐岩中一种重要的储层类型，世界上大约一半的油气储量蕴含在生物礁及其相关的碳酸盐岩中[1–3]。L油田位于我国南海东部珠江口盆地东沙隆起，是我国最大的生物礁油藏。礁灰岩储层位于新近系中新统珠江组，属于在台地边缘上发育起来的生物礁地层圈闭[4]，地震剖面上有明显的岩隆现象，属于大型底水整装油藏。由于受构造和成岩作用双重控制，储层内部孔隙普遍发育，溶洞、裂缝局部发育，非均质性极强，目前开采程度只有约10%，孔洞缝的发育是制约油田有效开发的关键地质因素。前人对该油藏的沉积过程、成岩演化及储层特征都做过分析[4–5]，但针对储层孔洞缝系统发育特征缺少研究。本文利用岩心资料、岩心CT扫描资料及GVR成像测井数据对储层孔洞缝的分布特点进行了详细的研究，在此基础上进行了储层的分类和评价。

1 储层基础物性参数

以X1取心井的岩心分析数据为基础，研究礁灰岩储层的孔隙度和渗透率分布特征。实验样品为162块直径2.5 cm的标准岩样，在300 psi覆压下进行测试，实验结果如图1所示。图1a表明礁灰岩储层孔隙度主要为 10%～40%，平均孔隙度 19.5%，部分样品因溶蚀孔洞发育，孔隙度高达41.7%。图1b表明礁灰岩储层渗透率主要为（1～500）×10–3μm2，平均渗透率84.9×10–3μm2，渗透率的变化范围较大，表明储层内部的非均质性较强。这主要是由于储层内部孔洞缝的分布情况差异较大引起的，孔洞缝系统发育的样品渗透率可高达 790×10–3μm2。储层物性参数的差异性主要是由储层内部的非均质性引起，而孔洞缝的分布特征是影响储层非均质性的最主要地质因素[6-9]。

图1 岩心分析储层物性分布直方图

2 CT扫描研究储层孔洞缝分布

近年来，在石油地质和开发领域，CT技术的应用日益增加。该技术可以在岩石不被破坏的状态下测量和描述岩石物理参数，能有效分析储层内部的微观结构；对于非均质性强、储集空间复杂的岩石，能有效研究其内部微观孔洞缝的发育和连通情况。实验样品为全直径10m2岩心，实验设备为某医院飞利浦螺旋CT设备，实验条件为120 kV、341 mA的高能条件，扫描装置的最小切片厚度为 6 mm，CT扫描照片由代表不同X射线密度单位的各种灰度组成，照片分辨率为0.1 mm。

样品为X1井全直径岩心，共有8段完整的全岩心用于CT扫描，为了便于研究，分别编号1～8，每段岩心有对应的岩心切面照片，切面照片按岩心号和扫描顺序编号，如1–1、1–2、2–1等。选取典型的1号岩心和4号岩心用于分析储层内部孔洞缝的分布情况。图2a为1号岩心表面照片，从外部结构上观察，该段岩心较为完整，局部有一些裂缝发育，图2b～图2d为该段岩心的CT扫描切面照片，从岩心切面上可以观察到内部发育的裂缝和溶蚀孔洞。分别对岩心CT扫描切面进行分析：图2b基本上全部为裂缝，有少量的溶蚀孔，面孔率为8.2%，裂缝相互交织发育成裂缝网络，可以作为有效的储集空间和主要的渗流通道；图2c以溶蚀孔为主，有少量裂缝，面孔率为2.1%，溶蚀孔孤立发育，互不联通，难以形成流体有效渗流的通道；图2d为溶蚀孔洞与裂缝相伴生，面孔率为 25.2%，溶蚀孔洞与裂缝互相交织联通，是储层的主要储集空间和渗流通道。

基于对储层孔洞缝特征的描述，按照储层储集空间的差异性，将该礁灰岩储层分为裂缝型储层、孔洞–裂缝型储层、裂缝–孔洞型储层、孔洞型储层四类（图3）。以裂缝条数和孔洞个数为计数对象，对本次实验的8段完整全岩心的所有CT扫描切面进行了孔洞缝的定量统计，计算得到了每段岩心中裂缝和孔洞的所占比例（图4），按照统计结果，1号、3号岩心属于裂缝型储层；2号岩心属于裂缝–孔洞型储层；5号、6号岩心属于孔洞–裂缝型储层；4号岩心属于孔洞型储层。

图2 岩心CT扫描

图3 基于储集空间的储层分类

图4 岩心孔洞缝统计结果

3 GVR成像测井研究储层孔洞缝分布

GVR成像测井是schlumberger公司的随钻侧向电阻率成像测井技术，最大探测深度为123 cm，具有较高的分辨率，利用其成像图像能进行多项地质研究，如井旁构造分析、裂缝定性与定量分析、溶蚀孔洞定量计算等。由于成像测井要求孔洞缝的尺度较大才能探测识别，因此该技术主要研究宏观孔洞缝的分布情况。

根据裂缝在GVR成像测井图上的特征（图5），可将其分为三种：溶蚀缝、成组缝、孤立缝。溶蚀缝在GVR图像上表现为裂缝面不规则，沿裂缝面有溶蚀现象；溶蚀缝受大气淡水淋滤作用而形成，属于成岩成因，裂缝角度从低到高均有分布。成组缝在GVR图像上表现为成组出现，裂缝产状相似，以高角度为主。孤立缝在 GVR图像上以孤立形式出现，分布规律不明显。溶蚀孔洞在GVR图像上表现为暗黑色斑点或斑块，以沿裂缝溶蚀为主，也存在串珠状溶蚀。

图5 裂缝在GVR图像上特征

对4口井GVR测井解释结果进行了统计。本次利用schumacher公司Borview软件对裂缝进行了定量计算（表1），从计算结果来看，单井裂缝的发育程度存在较大差异，X2井裂缝发育程度最强，裂缝密度达到5.0条/m，而X4井裂缝发育程度较差，裂缝密度为 1.8条/m，表明裂缝在平面上发育的非均质性较强。

表1 孔洞缝参数统计

4 储层综合分析

基于CT扫描技术对储层的分类结果，结合GVR成像对孔洞缝特征的研究，对每类储层的物性、孔洞缝分布特征进行综合阐述（图6）。

裂缝型储层孔隙度一般小于10%，渗透率（1～50）×10–3μm2，CT扫描图像表现为裂缝网络，GVR成像上以成组缝特征为主；孔洞–裂缝型储层孔隙度一般为10%～25%，渗透率（10～100）×10–3μm2，CT扫描表现为裂缝发育为主，局部有孔洞，GVR成像上表现为孔洞局部发育；裂缝–孔洞型储层孔隙度一般为 15%～30%，渗透率（10～50）×10–3μm2，CT扫描图像表现为以孔洞为主，裂缝局部贯通孔洞分布，GVR成像上以溶蚀缝为主，孔洞沿裂缝溶蚀分布；孔洞型储层孔隙度一般大于25%，渗透率（10～500）×10–3μm2，CT扫描图像表现为以发育孔洞为主，GVR成像上孔洞成团块状或蜂窝状分布。

5 结论

本文利用实验技术及测井技术，从微观和宏观两个尺度对礁灰岩储层孔洞缝的分布特征进行了定性描述和定量统计。在此基础上，对储层进行了分类评价，并对每一类储层的孔洞缝特征进行了分析总结。这种基于多资料多尺度的评价方法，可以有效解决复杂礁灰岩储层评价问题。

图6 不同储集类型储层综合分析

[1] 陆亚秋，龚一鸣．海相油气区生物礁研究现状、问题与展望[J]．地球科学：中国地质大学学报，2007，32（6）：871–878.

[2] 郭泽清，钟建华，刘卫红，等．柴西第三纪湖相生物礁储层特征及意义[J]．沉积学报，2004，22（3）：425–433.

[3] 焦伟伟，李建交，田磊．中国海相碳酸盐岩优质储层形成的地质条件[J]．地质科技情报，2009，28（6）：64–70.

[4] 岳大力，吴胜和，林承焰，等．流花L油田礁灰岩油藏沉积——成岩演化模式[J]．石油与天然气地质，2005，26（4）：518–523.

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[6] 曾联波，柯式镇，刘洋．低渗透油气储层裂缝研究方法[M]．北京：石油工业出版社，2010：63–72.

[7] 曾联波．低渗透砂岩储层裂缝的形成与分布[M]．北京：科学出版社，2008：91–95.

[8] 李楚吟，吴意明，张永江，等．南海礁灰岩油藏裂缝电阻率成像特征分析及评价[J]．石油天然气学报，2012，34（10）：72–76.

[9] 曾联波．低渗透砂岩油气储层裂缝及其渗流特征[J]．地质科学，2004，39（1）：93–99.

TE122.23

A

1673–8217（2017）06–0065–04

2017–05–04

陈敏政，工程师，1987年生，2010年毕业于成都理工大学资源勘查专业；2013年毕业于中国石油大学（北京）地质工程专业，现从事油气田开发地质工作。

中海石油（中国）有限公司综合科研课题“南海东部生物礁灰岩油田提高采收率研究”（YXKY–2015–SZ–01）

赵川喜