珠江口盆地陆丰A油田低渗砂岩油藏储层分类评价

王继成，姜春艳，代云娇，张 辉，戴 宗，袁丙龙.

(1.中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东湛江 524057；2.中海石油(中国)有限公司深圳分公司，广东深圳 518067)

目前我国已探明低渗透油田地质储量52.14×108t，占全部探明储量的26.1%；已动用低渗透油田地质储量25.5%，其中低渗透砂岩油层占大部分；目前我国新增的油气储量相当部分也为低渗透砂岩油气储层[1-2]。低渗透砂岩油气储层的勘探开发将是未来我国石油勘探开发的主战场。

此类储层具有孔隙结构复杂、孔喉细微、渗流阻力大、泥质含量高、非均质性强等特点[3-4]，这些内在因素反映在油田生产上即表现为油井产能低、稳产状况差和压力下降快等，因此，通过加强对低渗砂岩储层孔隙结构特征的研究，建立其分类评价标准，有助于在现有经济技术条件下针对不同类别的低渗砂岩储层采取更有针对性的开发策略，进而助力油田的合理高效开发[5]。

1 研究区概况

陆丰A油田区域上位于珠江口盆地陆丰凹陷，发育于南西—北东方向收敛的鼻状构造带上(图1)。受拉张应力作用，构造范围内发育多条正断层，断层为张性特征并具有多期活动的特点。本次研究的目的层位于古近系文昌组下部，岩性主要为细砂岩、粉砂岩，少量含砾中砂岩。文昌组沉积时期，陆丰凹陷周边有四大凸起区，包括西南部的惠陆低凸起区、北部的陆丰中低凸起区、东部的惠陆东低凸起区、东南部的东沙隆起区都对陆丰凹陷具有稳定的供源能力。该时期近物源区发育辫状河三角洲沉积，远端发育滨浅湖沉积，研究区位于近物源区，储层以辫状河三角洲水下分流河道沉积为主。

图1 珠江口盆地陆丰A油田区域构造位置Fig.1 Tectonic location of Lufeng A oilfield, Pearl River Mouth basin

2 储层基本特征

2.1 储层岩石学特征

据铸体薄片分析鉴定，陆丰A油田文昌组储层岩性主要为石英砂岩和长石石英砂岩，少量岩屑石英砂岩。砂岩的成分主要为石英(占66.6%)，其次为长石(斜长石占14.8%，钾长石占9.5%)，少量菱铁矿、方解石和黄铁矿等(图2)。

图2 文昌组储层岩石组分分布Fig.2 Rock mineral components of reservoir in Wenchang formation

文昌组岩石颗粒风化程度中等，分选中等，次圆—次棱状，岩石粒度较细，岩性以细砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩为主。统计显示，细砂岩占比最大，为60.6%；其次为泥质粉砂岩，为25.9%；粉砂岩，中、粗砂岩，占比均小于8%(图3)。

图3 文昌组储层岩性占比Fig.3 Histogram of reservoir lithology in Wenchang formation

文昌组砂岩储层的支撑类型为颗粒支撑结构，岩石结构受压实作用影响较大，随着储层埋深的增加，胶结类型由孔隙式胶结渐变为孔隙—压嵌式胶结，碎屑颗粒的接触关系由点—线接触渐变为凹凸—线接触。由LF-A-1井4 035.0 m样品点砂岩铸体薄片照片可见，该样品点岩性为细—中粒石英砂岩，颗粒接触性质为点—线接触(图4a)；而4 168.2 m样品点岩性为中—粗粒石英砂岩，颗粒接触性质为凹凸—线接触(图4b)，表明随埋深增加，压实作用有所增强。上述样品中均未见缝合接触，表明压溶作用不强。

2.2 储层物性特征

文昌组储层测井解释孔隙度主要分布在10.0%～14.0%之间，平均值为11.5%；测井解释渗透率主要分布在0.1～20.0 mD之间，平均值为15.7 mD(图5)。储层孔隙度和渗透率相关性较好，相关系数为0.86(图6)。由图可见，渗透率随孔隙度增大而增大的趋势比较明显，可以认为，孔隙度越大，储层岩石中较大的孔喉占比越高，相应的渗透率也会有增大的趋势；同时，当渗透率相同时，孔隙度可以相差±2%左右，分析认为这表明储层内对渗透率贡献较小的微孔隙较为发育。

图4 文昌组储层碎屑颗粒之间的接触关系Fig.4 Contact between the detrital grains of reservoir in Wenchang formation

图5 文昌组储层物性分布直方图Fig.5 Histogram of reservoir physical property in Wenchang formation

图6 文昌组储层孔隙度—渗透率关系Fig.6 Pore-permeability correlation of reservoir in Wenchang formation

3 储层孔隙结构特征

3.1 孔喉类型

如前所述，陆丰A油田文昌组储层成岩作用以压实作用为主，溶蚀作用相对较弱，胶结物含量总体较少，以方解石胶结为主，其次为石英加大边，自生黏土矿物和黄铁矿普遍存在，但含量不高。碎屑颗粒接触关系以点—线接触和凹凸—线接触为主。铸体薄片和扫描电镜分析显示储层孔隙较为发育，面孔率分布范围为0.5%～23%，平均面孔率为9.6%。铸体薄片观察显示，文昌组储层微观非均质性较强，孔喉分布较不均匀，孔隙类型多样，可见原生粒间孔、铸模孔、长石粒内溶孔和晶间孔等，以原生粒间孔为主，喉道类型主要为片状喉道、弯片状喉道、管束状喉道，局部为缩颈型喉道、孔隙缩小型喉道(图7)。

图7 文昌组储层孔隙类型Fig.7 Pore types of reservoir in Wenchang formation

3.2 孔隙结构特征

储层岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通情况，以及孔隙与喉道间的配置关系等，即为储层岩石的孔隙结构[6]，它是控制储层微观渗流特征的主要因素。通常采用压汞技术对储层的孔隙结构进行研究，压汞所测的岩石样品的毛管压力曲线即表征了该样品的孔喉大小及分布特征[7]。

3.2.1 毛管压力曲线特征

研究区储层的毛管压力曲线如图8所示，整体上储层孔隙结构特征表现为小—中孔、微—细喉型，压汞曲线平台稍明显，分选程度参差不齐，孔隙结构不均匀，微观非均质性较强，属于典型的低孔低渗储层。根据毛管压力曲线的排驱压力、孔喉半径均值、平台段分布等特征，将毛细管压力曲线定性划分为3种类型。

Ⅰ类：孔喉半径分布在0.06～53.48 μm，主峰分布在7.63～21.36 μm，孔喉特征表现为中孔细喉，发育少量粗喉；毛管压力曲线几乎无平台段，分选稍差，排驱压力pd<0.05 MPa，表明该类储层孔喉半径较大，渗流能力较强(图8a、8b)。

Ⅱ类：孔喉半径分布在0.06～53.48 μm，主峰分布在1.57～7.64 μm，孔喉特征表现为中小孔细喉；毛管压力曲线平台段较短，分选中等，排驱压力pd分布于0.05～0.40 MPa，表明该类储层孔喉半径中等，渗流能力有限(图8c、8d)。

Ⅲ类：孔喉半径分布在0.06～53.48 μm，主峰分布在0.36～1.59 μm，孔喉特征表现为微孔细喉；毛管压力曲线平台段较长，分选较好，排驱压力pd>1 MPa，表明该类储层孔喉较小，渗流能力较差(图8e、8f)。

3.2.2 孔隙结构参数特征

本次研究对多个样品点的孔隙和喉道分布、孔隙和喉道的大小、孔隙和喉道的连通性参数进行了统计和分析。表征孔隙和喉道分布特征的参数包括孔喉分选系数、均质系数、孔隙和喉道歪度等。分选系数反映了孔隙和喉道大小以及分布的均匀程度，分选系数越低，表明孔喉分选越好，孔喉大小越均匀。均质系数反映孔隙网络中每一个孔喉半径与最大连通孔喉半径的偏离程度，其数值位于0～1之间，均值系数越高，喉道分布越均匀；孔喉歪度反映孔喉频率分布的对称度，对储层而言，歪度值越大越好。压汞分析资料显示，文昌组储层样品点孔喉分选系数分布在2.65～4.96之间，均质系数分布在0.23～0.40之间，分选程度总体较差，储层以发育中小孔喉为主，部分发育中粗孔喉和微细孔喉，孔喉结构不均匀，微观非均质性较强。

反映孔喉大小的参数主要为孔喉半径均值、最大孔喉半径等。文昌组储层样品点中，孔喉半径分布范围较广，孔喉半径均值分布于0.2～10.7 μm，最大孔喉半径分布于0.5～35.6 μm，表明储层中粗孔喉、中小孔喉、微细孔喉都有发育，但以中小孔喉为主。

图8 Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层孔喉分布直方图和毛管压力曲线图Fig.8 Pore throat distribution histogram and capillary pressure curves of reservoir Ⅰ, Ⅱ, Ⅲ

孔喉连通特征参数的大小直接反映储层的储渗能力，这些参数主要有排驱压力、中值压力、最大进汞饱和度、退汞效率和退汞饱和度等。研究区储层压汞数据表明：最大进汞饱和度分布于68.5%～94.6%，退汞饱和度分布于38.9%～74.5%，表明储层储集能力相对较强；排驱压力分布于0.02～1.36 MPa，退汞效率分布于13%～50.9%，表明储层中存在少量的中粗孔喉，对储层的渗流能力具有一定的改善作用。

3.3 孔隙结构参数与物性相关性

如前所述，孔隙结构特征一方面体现了储层渗流条件的好坏，另一方面也影响着开采工艺的决策[8]。通过对储层孔隙结构参数与储层物性参数相关性的分析，建立基于储层孔隙结构参数分类的低渗储层综合分类评价标准，对总体开发方案的合理制定具有一定的指导意义[9-11]。

从陆丰A油田文昌组储层各孔隙结构参数与孔隙度的相关性(表1)来看，分选系数、最大孔喉半径、孔喉半径均值、排驱压力、最大进汞饱和度与孔隙度都有一定相关性，相关系数分布于0.44～0.53之间；而对渗透率影响较大的孔隙结构参数分别为：分选系数、最大孔喉半径、孔喉半径均值、排驱压力和退汞效率，其相关系数分布于0.67～0.88之间。

表1 文昌组储层孔隙结构参数与物性相关性统计Table 1 Correlation of pore throat parameters and physical properties of reservoir in Wenchang formation

其中，分选系数与渗透率呈正相关性(图9a)，相关系数为0.78。分选系数越低，表明储层分选性越好，孔喉大小分布越集中。而对于特低渗—低渗储层而言，由于其喉道类型主要为微细喉道，因此，分选越好，渗透性越差；分选系数变大，则大孔喉分布比例增加，渗流能力会有所改善。研究区分选系数分布于4.8～5.0区间的储层，大孔喉占比较大，物性较分选系数低的储层好。

最大孔喉半径、孔喉半径均值都与渗透率呈正相关性(图9b、9c)，相关系数分别为0.83和0.87。最大孔喉半径和孔喉半径均值越大，表明具有渗流能力的有效孔喉占比越大，油气越易通过喉道而被采出。研究区最大孔喉半径大于13 μm、孔喉半径均值大于3.9 μm的储层，大孔喉占比较大，物性相对较好。

排驱压力和退汞效率都与渗透率呈负相关性(图9d、9e)，相关系数分别为-0.87和-0.61。排驱压力越小，岩石的渗流性能越好，油气产出能力越高；毛管力小的大孔喉比例越高，退汞过程中阻力的影响越弱，表现为退汞效率越小，则储层渗流能力越强。研究区排驱压力小于0.05 MPa、退汞效率小于15%的储层，物性相对较好。

4 储层分类评价

4.1 储层分类标准的建立

4.1.1 标准井的选择

标准井的选择主要考虑钻遇地层较完整、取资料较全且代表性强的探井或评价井。LF-A-1井文昌组砂岩段共取芯18.6 m，取得各项岩心分析化验744块次，录井、测井资料齐全，是该区取资料最多、最全的井，选取该井为标准井，综合分析各项资料，确定研究区储层分类标准。

4.1.2 分类标准的建立

如前所述，陆丰A油田文昌组储层孔隙结构参数与物性之间的相关性分析(图9)显示孔喉分选系数、最大孔喉半径、孔喉半径均值、排驱压力和退汞效率与物性的相关性最好，其相关系数分别为0.78、0.83、0.87、-0.87和-0.61。因此，主要依据上述微观孔隙结构参数及压汞曲线特征，综合考虑沉积微相、岩性、物性、含油性及生产测试数据，建立了适合本区的低渗储层分类评价标准，将文昌组储层划分为3种类型(表2)。

Ⅰ类储层：岩性为中—粗粒砂岩，测井解释孔隙度大于11%，测井解释渗透率大于10 mD；压汞曲线特征为分选差、略粗歪度、排驱压力<0.05 MPa(图8)；孔隙类型以中孔细喉型为主，发育少量中粗孔喉，孔喉半径均值大于5.6 μm，分选系数大于4.8，孔喉类型多样，渗透率主要由较少数量的大孔喉贡献；测井解释为油层，沉积微相以水下分流河道主体沉积为主，比采油指数大于0.4 m3/(MPa·d·m)。储层综合评价为较好储层。

Ⅱ类储层：岩性为细—中粒砂岩，测井解释孔隙度分布于9.5%～11%之间，测井解释渗透率为3.0～10.0 mD，压汞曲线特征为分选中等、细歪度，排驱压力分布于0.05～0.2 MPa (图9)；孔隙类型以小孔细喉型为主，孔喉半径均值分布于3.9～5.6 μm，分选系数分布于4.0～4.8之间，此类储层孔喉主要分布在小孔喉区域，分布范围窄且集中；测井解释为油层，沉积微相以水下分流河道侧缘沉积为主，由于储层孔喉较细，渗流能力有限，比采油指数分布于0.1～0.4 m3/(MPa·d·m)之间。储层综合评价为中等储层。

图9 文昌组储层各参数与渗透率的关系Fig.9 The parameters and permeability correlation of reservoir in Wenchang formation

分类参数储层类型Ⅰ类Ⅱ类Ⅲ类沉积微相水下分流河道主体水下分流河道侧缘滨浅湖滩坝岩性中—粗粒砂岩细—中粒砂岩粉—细粒砂岩测井解释结论油层油层差油层测井物性特征渗透率/mD>10.03.0～10.0<3.0孔隙度/%>11.09.5～11.0<9.5岩心物性特征渗透率/mD>20.03.0～20.0<3.0孔隙度/%>13.012.0～13.0<12.0孔喉结构特征压汞曲线特征中孔细喉型小孔细喉型微孔微喉型分选系数>4.84.0～4.8<4.0最大孔喉半径/μm>20.013.0～20.0<13.0孔喉半径平均/μm>5.63.9～5.6<3.9排驱压力/MPa<0.050.05～0.1>0.1退汞效率/%<1515～18>18产能特征比采油指数/ [m3·(MPa·d·m)-1]>0.40.1～0.4<0.1储层综合评价好中等差

Ⅲ类储层：岩性为粉—细粒砂岩，测井解释孔隙度小于9.5%，测井解释渗透率小于3.0 mD，压汞曲线特征为分选好、细歪度，排驱压力>0.2 MPa(图9)； 孔隙类型以微孔微喉型为主，孔喉半径均值小于3.9 μm，分选系数小于4.0，此类储层孔喉细微且分布均匀；测井解释为差油层，沉积微相以滨浅湖滩坝沉积为主，比采油指数小于0.1 m3/(MPa·d·m)，不具有工业性自然产能。综合评价为差储层，需采取压裂等储层改造措施对其进行开发。

4.2 储层分类评价研究

在井点储层分类的基础上，结合平面储层预测成果及沉积相研究成果，刻画了主力油组W5-1L油组的储层分类平面展布图(图10)。从图10中可见，储层在平面上总体呈北东—南西向条带状展布，优质储层展布受沉积微相分布控制，Ⅰ类储层为辫状河三角洲前缘水下分流河道主体沉积，在研究区内呈北东—南西向条带状展布，为多个朵叶体侧向叠加，单个朵叶体横向宽度约为0.5～1.0 km，纵向延伸长度约为1.0～2.0 km；Ⅱ类储层为辫状河三角洲前缘水下分流河道侧缘沉积，呈裙边状分布于分流河道主体北部边缘，纵向长度约为0.1～1.0 km，横向宽度约为10.0 km；Ⅲ类储层主要为滨浅湖滩坝沉积，局部为分流间湾沉积，滨浅湖滩坝主要分布于研究区北部，呈北东—南西向条带状展布，纵向长度约为0.5～1.0 km，横向自西向东贯穿整个研究区，分流间湾仅在研究区南部局部发育。

图10 文昌组W5-1L油组储层分类平面图Fig.10 Reservoir classification map of W5-1L oil layer, Wenchang formation

建议总体开发方案的制定主要考虑动用Ⅰ类储层，兼顾动用Ⅱ类储层，对Ⅲ类储层开展储层改造措施研究，后期对其进行挖潜；井网部署方面，充分考虑Ⅰ、Ⅱ类储层平面展布特征，选取合理的注采井距对其进行开发。

5 结论

(1)珠江口盆地陆丰A油田文昌组储层属于辫状河三角洲沉积，岩性以石英砂岩和长石石英砂岩为主。孔隙类型主要为原生粒间孔，喉道类型以弯片状、片状以及管束状为主，孔隙度为3.1%～15.4%，渗透率为0.1～69.6 mD，为低孔低渗砂岩储层。

(2)储层岩石孔隙结构的非均质性决定了其储渗性能的差异性。文昌组储层孔隙结构特征分析表明，其孔喉半径均值分布于0.2～10.7 μm，主要为小—中孔、微—细喉；分选系数分布在2.65～4.96之间，分选中等—好；最大进汞饱和度分布于68.5%～94.6%，排驱压力分布于0.02～1.36 MPa。储层具有一定的储渗能力。

(3)文昌组储层孔隙结构参数与渗透率相关性较高，其中，分选系数、最大孔喉半径、孔喉半径均值、排驱压力和退汞效率与渗透率的相关系数分别为0.78、0.83、0.87、-0.87和-0.61。主要依据上述参数及压汞曲线特征，综合考虑沉积微相、岩性、物性、含油性，及生产测试数据，建立了适合本区的低渗储层分类评价标准，将文昌组储层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三类，并对主力油组的有利储层平面展布特征进行了刻画。

(4)Ⅰ类储层为中—粗粒砂岩，测井解释孔隙度大于11%，渗透率大于10 mD，比采油指数大于0.4 m3/(MPa·d·m)，为水下分流河道主体沉积；Ⅱ类储层为细—中粒砂岩，测井解释孔隙度为9.5%～11%，渗透率为3.0～10.0 mD，比采油指数为0.1～0.4 m3/(MPa·d·m)，为水下分流河道侧缘沉积；Ⅲ类储层为粉—细粒砂岩，测井解释孔隙度<9.5%，测井解释渗透率<3.0 mD，比采油指数<0.1 m3/(MPa·d·m)，为滨浅湖滩坝沉积。

(5)建议总体开发方案主要考虑动用Ⅰ类储层，兼顾动用Ⅱ类储层，暂不动用Ⅲ类储层，并充分考虑Ⅰ、Ⅱ类储层平面展布特征，确保对该油田的合理高效开发。