渤海B油田低渗储层“甜点”发育主控因素及分布模式

梁旭，刘畅，解超，高玉飞，高云峰

(1.海洋石油高效开发国家重点实验室， 北京 100028； 2.中海油研究总院有限责任公司， 北京 100028)

0 引言

前人针对B油田尚未做过相关“甜点”预测的研究工作。本文以渤海海域B油田沙一、沙二段辫状河三角洲储层为例，充分利用录井、测井、岩芯、微观分析及地震信息，从低渗储层影响因素分析出发，结合相对高渗储层渗透率界限，提出了适应油田实际的低渗储层“甜点”成因类型划分方案，并建立了“甜点”分布模式，对“甜点”分布预测，提高低渗油田注气采收率等起到了有效的指导作用。

1 地质概况

B油田位于渤海南部海域，西距塘沽约180 km，南距龙口80 km。构造位置上位于渤南潜山带南侧，受主控断层郯庐断裂右旋张扭活动的影响，断裂活动强烈，断裂系统复杂(周海燕等，2005；周立业等，2019)。目的层段为古近系沙河街组沙一、二段。

B油田沙河街组岩石成分成熟度较低，岩石类型以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主。砂岩粒径范围变化较大(粉砂、细砂、中砂、粗砂和不等粒结构均有)，分选中等、磨圆以次棱、次棱—次圆为主。该区块的孔隙类型多样，主要发育粒间孔、颗粒内孔(包括溶蚀孔、晶间孔)。溶蚀作用强烈，主要是长石溶蚀、岩屑溶蚀和碳酸盐等不稳定矿物经过碳酸和有机酸溶蚀作用改善物理性质，形成次生孔隙(图1)。研究区目的层储层主要以点状喉为主，局部可见片状喉、管状喉等。压汞资料分析结果，目的层喉道(孔喉)半径属于细喉，喉道分析系数为1.19，喉道分选系数中等。总体来看B油田沙一、二段储层具有中低孔、中低渗特征，且不同区块间储层物性有差异。其中B2区块平均渗透率为24 mD。

图1 BZ2-4D井低渗储层特征

2 低渗储层发育主控因素

低渗储层的发育往往由原始沉积条件和成岩改造共同控制，其中沉积条件包括储层沉积相带和砂岩成分、结构等，成岩改造条件包括压实、胶结、溶解等成岩作用以及构造活动形成的裂缝，两方面的作用共同控制着平面上不同区块、垂向上不同层位储层的质量差异(杨玉卿等,2010；刘丽园等，2019；汪鑫和柳成志，2019；高玉飞等，2019)。

2.1 原始沉积条件对储层的控制

沉积相分析表明沙一、二段发育受西南方向物源控制的辫状河三角洲沉积(图2)，从岩芯观察的结果来看，由西南向东北方向储层的碎屑粒径逐渐变细，分选变好，岩屑组分中石英含量逐渐增高，岩屑和长石降低，成分成熟度逐渐增加(图3)。因此在原始沉积条件的控制下，沙一段和沙二段储层的物性整体表现为西南向东北变好的趋势(丁晓琪等，2013；梁旭等，2020)。

图2 B油田沙二段沉积相分布特征

图3 B油田沙河街储层沿物源方向分选特征

2.2 成岩改造对储层的控制

成岩改造作用主要包括压实、胶结及溶解作用，其中压实和胶结作用为破坏性成岩作用，溶解作用为建设性成岩作用(彭志春等，2017；韩华峰等，2019；胡勇等，2019；曾晓华等，2021)。根据岩石类型、成岩作用类型、颗粒接触关系、胶结类型等将成岩相划分为五种主要类型，即强溶蚀相、中溶蚀弱胶结相、弱溶蚀中胶结相、钙质强胶结相和强压实相(表1)，形成的储层物性依次变差。

阳翰笙听后并不气恼，仍执意请茅盾作序。于是茅盾就在序中不客气地写道：“《地泉》在描写人物时用了脸谱主义手法，在结构和故事情节上出现了公式化现象；在语气上用标语口号式的言词来表达感情。因此，从整个作品来讲，《地泉》是很不成功的，甚至是失败的。”

表1 B油田沙河街储层成岩相划分

(1)强溶蚀相：此类成岩相主要分布于积水动力强、粒度较粗的微相当中，包括分流河道和河口坝的主体部分，沉积物的结构、成分成熟度也最高，早期有碳酸盐岩胶结，但没有形成致密胶结，残存的原始孔隙为后期的溶蚀作用提供了便利通道，使得大量碳酸盐岩、长石溶蚀，形成粒间溶孔和粒内溶孔。

(2)中溶蚀弱胶结相：主要分布在分选较好、泥质含量低的沉积微相。粒度较分流河道和坝主体细，且含有少量的泥质，影响了流体的渗滤，造成了中等的溶蚀作用。

(3)弱溶蚀中胶结相：主要分布在粒度较细但分选好、泥质含量低的坝缘和席状砂微相中。弱溶蚀中胶结成岩相与中溶蚀弱胶结成岩相沉积特征相似，所不同的是，由于水动力的影响，沉积砂体粒度更细，泥质含量增加。

(4)钙质强胶结相：沉积边缘微相中，由于边缘沉积主要是坝主体外缘向席状砂过渡沉积形成的结构成熟度相对较高的砂泥互层，砂泥岩压实过程中的孔隙流体压差，在流体从压力较高的滩向压力较低的坝主体渗滤时，坝侧缘是必经之路，从而容易持续形成致密胶结。

(5)强压实相：该类成岩相主要分布在席状砂和湖相泥微相中，沉积物粒度较细，以泥质粉砂岩和粉砂质泥岩、页岩为主，由于泥质含量较高，机械压实是最主要的成岩特征，孔隙度和渗透率都很低，储层物性差。

从成岩相的划分以及特征来看，好的沉积相带更有利于接受好的成岩作用改造进而发育优质储层。因此在低渗储层中寻找“甜点”储层，其主控因素主要是沉积作用。

3 低渗储层中“甜点”分布模式

低渗储层中寻找“甜点”，首先需要建立“甜点”的划分标准。B油田2区块北中块目的层平均渗透率约60 mD，属于相对中渗储层区块，南块P10井和4D井整体渗透率较小，为低渗储层。因此，本次在明确“甜点”储层界限标准基础上，重点分析其发育规律及分布模式。

3.1 “甜点”储层分类方案

“甜点”即相对高渗透条带，是指储集体内渗透率值明显高于储层平均渗透率值的岩层，既包括由沉积、成岩等作用形成的原生高渗透率岩层，也包含开发过程中由于注入介质、高速开采等因素影响形成的次生高渗透岩层。高渗透条带研究技术，指的是充分利用动静态资料来定量刻画高渗透条带在三维空间展布特征的精细描述技术，对注气开发中的驱替效率、评价注气开发效果具有重要意义(郭长春，2014)。

根据B油田沙河街组岩芯渗透率数据分析结果，南块低渗储层平均渗透率基本均小于15 mD，北中块高渗储层平均渗透率普遍大于10 mD(图4)。结合高渗、低渗纯岩芯孔、渗交会分析结果，并参考碎屑岩储层划分标准，认为10 mD可作为低渗储层与相对高渗条带间的渗透率界限值。

图4 B油田岩芯孔渗分布图

根据B油田沙二段各小层砂体渗透率分布图与沉积相图叠合对比分析结果，河道及河口坝砂体为主要砂体类型，物性较好，并且河道砂体物性略优于河口坝砂体。以2区块沙二段不同微相类型砂体为研究对象，根据渗透率大于10 mD的相对高渗储层厚度(h)所占该套砂体总厚度(H)比例的差异，结合2区块南块各储量单元相对高渗储层发育规律，将2区块低渗储层中相对高渗条带细分为3大类。

研究结果表明，低渗储层中相对高渗条带的发育主要受沉积微相的影响，包括河口坝、席状砂体，河道、河口坝砂体及河道主体砂3大类(表2)。其中，河口坝、席状砂体的相对高渗条带占比(h/H)分布范围为0～20%，河道、河口坝砂体相对高渗条带占比(h/H)分布范围为20%～60%，河道主体砂相对高渗条带占比(h/H)分布范围为60%～100%。

表2 B油田低渗储层相对高渗条带分类表

(1)河道型相对高渗条带：河道型相对高渗条带主要包括以下三方面特征：①发育典型河道砂体，厚度较大，下部渗透率较上部更大；②平面分布方面，相对高渗条带发育于主河道中间部位，渗透率相对较高；③杂基普遍充填，上部泥质含量相对较高，GR曲线具齿化特征。

(2)河口坝型相对高渗条带：河口坝型相对高渗条带主要包括以下两方面特征：①发育河口坝砂体，测井相型呈漏斗形，厚度较大，岩性整体下细上粗，相比河道型砂体，泥质含量相对较高；②相对高渗储层位于砂体上部，渗透率较大，下部渗透率相对较小。

(3)席状砂型相对高渗条带：席状砂型相对高渗条带主要包括以下两方面特征：①发育席状砂体，岩性整体较细，泥质含量相对较高，厚度相对较小，测井相型多呈指状；②相对高渗储层位于砂体中部，与顶底砂体相比渗透率相对较大。

3.2 “甜点”储层分布模式

以相对高渗条带成因类型划分为基础，结合辫状河三角洲不同微相砂体纵向叠置与平面展布规律及地球物理响应特征，建立了不同类型相对高渗条带空间分布模式，为B油田2区块相对高渗条带分布预测奠定了基础。

根据井点砂体的纵向发育特征，划分出三大类、五小类相对高渗储层单井分布模式。首先，根据一套低渗储层中相对高渗储层发育的数量，划分为单层型、双层型、多层型三大类；再根据相对高渗砂体的发育位置，将单层型进一步细分为底部型、中部型和顶部型3类，分别对应河道型、席状砂型、顶部型相对高渗条带。

根据相对高渗条带厚度的差异，双层型分布模式也可细分为薄层型和厚层型两种，主要受不同微相砂体与不同成因类型相对高渗条带的纵向叠置程度的影响。类似地，多层型分布模式包括三层型、四层型等多种类型(图5)。

图5 B油田低渗储层相对高渗条带分布模式综合图

(1)单层顶部型(模式一)：井点发育一层相对高渗储层，位于一套低渗砂层的顶部，结合微相组合关系及平面展布规律，该类型相对高渗条带主要发育在辫状河三角洲前缘河口坝砂体顶部。

(2)单层中部型(模式二)：井点发育一层相对高渗储层，位于一套低渗砂层的中部，结合微相组合关系及平面展布规律，当在一支分流河道与另一支河道前缘河口坝侧向叠置，并且叠置程度较低时，相对高渗条带发育于大套低渗砂层中部。

(3)单层底部型(模式三)：井点发育一套相对高渗储层，位于一套低渗砂层的底部，结合微相组合关系及平面展布规律，该类型相对高渗条带主要发育在辫状河三角洲前缘前端的分流河道砂体底部。

(4)双层型(模式四)：井点发育两套相对高渗储层，结合微相组合关系及平面展布规律，该类型高渗条带主要是由于分流河道侧向叠置形成，主要发育于靠近三角洲前缘根部的位置，距离物源相对较近。

(5)多层型(模式五)：井点发育三套(及以上)相对高渗储层，结合微相组合关系及平面展布规律，当在一支分流河道与另一支河道前缘河口坝侧向叠置，并且叠置程度较高时，纵向上会发育多层叠置的相对高渗条带。

4 “甜点”储层分布预测

为更准确地表征并预测沙二段相对高渗条带的分布范围，开展基于相模式的振幅、波形聚类分析(井涌泉等，2014；黄凤祥等，2016；胡光义等，2018)。通过分析相对高渗储层厚度与不同地震属性的相关性，RMS振幅、平均瞬时振幅、波形面积、波形平均弯度对相对高渗条带较敏感。因此，采用多属性量化预测方法，以振幅类属性为主要自变量，并以平面沉积微相展布为约束，圈定了南块低渗储层中相对高渗条带的分布范围(图6)。分析表明沙二段相对高渗储层占比一般小于80%，属于模式三、模式四、模式五，其中，4D井属于双层型相对高渗条带(模式四)；P10井属于单层底部(模式三)或双层相对高渗条带(模式四)。

图6 B油田不同储量单元相对高渗条带分布预测图

依据地震预测“甜点”部署了1注3采注气井组，其中B20井为注气井，部署在高部位；B18井为采油井，与B20井之间有双层型高渗条带分布(模式四)，为避免气窜需要拉大注采井距至500 m；B19井和2-P10井为采油井，主要为单层底部型高渗条带(模式三)，可适当缩小井距至300 m。

5 结论

(1)以沉积相、物性、微观储层分析为基础，明确了B油田2区块低渗储层发育分别受原始条件和后天成岩改造的影响，但原始沉积相对于“甜点”储层的分布起到决定性作用。

(2)以岩芯分析渗透率统计结果，确定B油田2区块低渗储层中相对高渗储层渗透率界限为10 mD。低渗储层中相对高渗条带的发育主要受沉积微相的影响，包括河口坝、席状砂体，河道、河口坝砂体及河道主体砂3大类，并根据相对高渗储层厚度占比的差异，细分为5小类。

(3)B油田2区块低渗储层中相对高渗条带分布模式主要包括3大类5小类，其中，单层顶部型主要发育在河口坝砂体顶部，单层底部型主要发育在三角洲前缘前端的分流河道砂体底部，双层型主要发育再分流河道侧向叠置位置，单层中部型和多层型主要发育在分流河道与河口坝侧向叠置位置。

(4)采用多属性量化预测方法，圈定了2区块南块沙二段低渗储层中相对高渗条带的分布范围；其中4D井属于河道、河口坝砂体相对高渗条带，P10井属于河口坝、席状砂体相对高渗条带。