郑玥
中石化江汉油田分公司采气一厂，重庆 万州 404000
摘要：建南气田构造上处于四川盆地东缘的石柱复向斜中部建南构造，为一保存完整的膝状背斜构造，飞三段优质储层受沉积环境及古地貌控制主要集中发育在飞三中部，南、北飞三的滩主体形成期次不同，使得储层主要发育位置和岩性组合都有所区别，储层发育特征也相对复杂。本文通过对飞三段储层岩石类型、储集空间、物性及电性特征进行分析，厘清了建南飞三段优质储层发育特征，并在此基础上建立了飞三段优质储层评价标准，为本区精细储层描述提供了依据，为建南气田稳产和提高采收率提供有力支撑。
关键词：建南气田；飞三段；储集空间；优质储层；评价标准
Study on reservoir characteristics of Section three, Feixianguan formation ,Jiannan gas field in the eastern margin of Sichuan Basin
Zheng Yue 1,
(1. Zheng Yue, No.1 Gas Production Plant of Jianghan Oilfield Branch, Sinopec ,Wan zhou, Chong qing, 404000, China)
Abstract: The high quality reservoirs in the third member of Nanfei Formation are mainly developed in the middle part of the third member of Jiannanfei Formation under the control of sedimentary environment and palaeogeomorphology. The formation stages of the main bodies of the southern and northern banks are different, which makes the main development locations and lithologic assemblages of the reservoirs are different, and the development characteristics of the reservoirs are relatively complex. This article analyzes the reservoir rock type, reservoir space and physical and electrical characteristics of section three of Feixianguan, and clarified high quality reservoir development characteristics, setted up the high quality reservoir evaluation standard, provided the basis for fine reservoir description in this area, provided strong support for stable production and enhanced oil recovery of Jiannan Gas Field.
Keywords: Jiannan Gas Field; Section three of Feixianguan; Reservoir space; High quality reservoir; Evaluation standard
引言
建南气田构造上处于四川盆地东缘的石柱复向斜中部建南构造，为一保存完整的膝状背斜构造。建南构造存在南北两个高点，南高点位于建15井一带，北高点在建3井附近。构造轴线为北东方向，呈缓“S”型展布。建南飞三段为碳酸盐岩缓坡台地模式具有“南低北高”的古地貌格局：飞三期古地形由西南至东北方向呈逐步抬高的趋势，南飞三整体较北飞三地势低缓，这与长兴期“南滩北礁”的沉积格局密切相关。全区沉积格局相对稳定，但北飞三内部的微古地貌差异更加明显。受古地貌影响，南、北飞三的沉积环境表现出差异性：建南飞三期整体处于快速海进、缓慢海退的水体变化过程，海平面的变化对于南、北不同的古地势具有一定的影响。
自1970年发现以来，已开采40多年，先后有8个层系获工业气流：自流井组、须家河组、嘉陵江组、飞仙关组、长兴组、茅口组、黄龙组、志留系。目前气田开发的气藏有5个，分别是南飞三气藏、南长二气藏、北石炭系气藏、北长二气藏和北飞三气藏。其中受沉积环境及古地貌控制，建南飞三段优质储层主要集中发育在飞三中部即二亚段时期，南、北飞三的滩主体形成期次不同，使得储层主要发育位置和岩性组合都有所区别，储层发育特征也相对复杂。
图1 建南气田地理及构造位置图
1 岩石类型及储集空间
影响储层发育的主要地质因素，一是沉积特征、二是成岩特征，而沉积特征控制了岩相的分布、岩石结构，也影响了成岩变化。因而，沉积特征对于储层的发育和分布起着至关重要的作用。受沉积环境及古地貌控制，建南飞三段优质储层主要集中发育在飞三中部即二亚段时期，南、北飞三的滩主体形成期次不同，使得储层主要发育位置和岩性组合都有所区别。
建南地区飞三期属于中缓坡台地沉积，研究区由南自北依次发育颗粒浅滩、滩间洼地、白云岩浅滩等亚相，发育颗粒滩和云岩浅滩，飞三段储集类型为裂缝—孔隙型，储集空间是孔隙和裂缝，以孔隙为主，渗流通道为裂缝和喉道，非均质性较强。局部裂缝较为发育，可有效地改善储集性能。储层主要包含三种岩性：鲕粒灰岩、砂屑灰岩、泥晶灰岩。砂屑灰岩和鲕粒灰岩主要分布于飞三段中部，颗粒平均含量50%。泥晶灰岩纵向上分布于飞三上部及底部，属于一套致密岩性，在局部裂缝发育时物性明显变好。其中，南飞三为颗粒滩沉积，总厚60～80m左右，约占飞三段地层的40～60%；储层主要位于二亚段-A小层，发育亮晶砂屑/鲕粒灰岩（鲕粒灰岩储层占32.4%，砂屑灰岩储层占67.6%）。北飞三为颗粒滩和云岩浅滩沉积，较南飞三而言，颗粒滩厚度明显减薄，厚度20-40m，约占飞三段地层的15～30%；云岩浅滩在新店3井、建28井、建36井和新店1井区零星发育，厚度5～15m，约占飞三段地层的8～10%；储层分布于二亚段-B小层，发育亮晶砂屑/鲕粒灰岩、灰质云岩/云质灰岩、细晶云岩。受沉积相影响，南、北滩体储层岩石类型不同，造成南、北飞三储集空间类型也有所差异。通过系统观察飞三段储层薄片、扫描电镜及铸体薄片等化验资料，发现南飞三颗粒灰岩储层多发育粒内（间）溶孔（图2-a、b）；北飞三云质岩类储集空间以晶间孔和晶间溶孔为主（图2-c、d）。
a-粒内溶孔(建38井，鲕粒灰岩) b-粒间溶孔(建38井，鲕粒灰岩)
c-晶间孔（利川核桃园，云质鲕粒灰岩） d-晶间溶孔（建28井，细晶云岩）
图2 建南气田飞三段储层储集空间类型
2 储层物性与电性特征
2.1 岩心物性特征分析
建南地区渗透率样品分析资料十分有限，仅8口井有相关资料，渗透率0.001-853.0μm2，平均1.46×10-3μm2，其中特低渗（k＜0.1%）样品数占98.85%，其余样品中若裂纹或裂缝发育，能明显改善渗透性能。因此，本次物性特征描述将以孔隙度为重点，按岩石类型来分析不同岩类物性的差异性，并在此比对结果的基础上再按构造划分，找出南、北飞三优质储层岩性组合的不同处。建南地区针对飞三主力储层段岩心孔隙度分析井共计14口，涉及测试样品数880块次，其中，B小层833块、A小层47块。
通过小层划分的物性统计，可以看出B小层云质岩类物性总体较好，云岩孔隙度3.1～13.4%/平均8.8%，过渡性岩类（灰质云岩、云质灰岩）孔隙度0.63～11.9%/平均2.83%，其余依次为鲕粒灰岩、砂屑灰岩、石灰岩；A小层储层岩类相对单一，均为颗粒灰岩，且砂屑灰岩与鲕粒灰岩孔隙度大小相近。因A小层孔隙度样品数量有限，故该小层岩心孔隙度分析仅供参考，不具有代表性。
从南、北构造上来区分进行比对，可以看出三点不同：一是北飞三较南飞三的储层岩性组合更加多元化，其原因与沉积相带的变化有关；二是南飞三储层在A、B小层中均有分布，北飞三储层集中发育于B小层中；三是南飞三的优质储集岩性以鲕粒/砂屑灰岩为主，且B小层中鲕粒灰岩孔隙度好于砂屑灰岩，向北过渡则以云质岩类为主要的优势储层，且在样品统计中云岩类储集岩仅见于B小层。
2.1 测井响应特征分析
飞三段岩性主要有泥晶灰岩、鲕粒灰岩、砂屑灰岩、粒屑灰岩、白云岩、泥质灰岩。储集岩主要以鲕粒灰岩、砂屑灰岩、粒屑灰岩及白云岩为主，储层的地球物理特征：双侧向电阻率为高电阻率背景下的相对低值；伽玛为低值；声波时差大于上下致密灰岩；密度小于上下致密灰岩；中子孔隙度大于上下致密灰岩。在岩心孔隙度分析的基础上，通过岩心刻度测井，建立岩心实测孔隙度与声波时差的相关关系：
式中：φ—岩芯孔隙度 （%），△t—声波时差 （μs/m ）。
经研究认为，飞三段气层孔隙度φ≥1.5%，AC≥160μs/m；含气层孔隙度 1.0%≤φ＜1.5%，156μs/m≤AC＜160μs/m；孔隙度φ＜1.0%，AC＜156μs/m。统计分析实际产量与物性特征的关系，认为南飞三气藏试采日产量、累计产量与储层物性之间存在正相关的规律性。
3孔隙结构特征
根据6口井53块压汞资料分析显示，建南地区飞三段储集岩孔隙结构较差，其中有20块样品未达到饱和度中值压力或未进汞，占样品总数的37.7%。排驱压力0.0097-14.8742MPa、饱和度中值压力0-85.1374MPa，总体反映研究区排驱压力较高，饱和度中值压力高，进汞饱和度底的特征。根据孔隙结构参数特征和毛管压力曲线形态特征，研究区飞三段储层孔隙结构可划分为三种类型：
Ⅰ类毛细管压力曲线，主要代表为白云岩储层，如建南北建28井和新店3井等，白云岩样品孔隙度最大可以达到11.1%，分选好，排驱压力低（一般＜1.0MPa），汞饱和度可达到80%以上，孔喉主要为粗孔中喉型或细孔中喉型。
Ⅱ类毛细管压力曲线，主要代表为鲕粒灰岩和砂屑灰岩储层，如建南南建61井鲕粒灰岩、建南北新店3砂屑灰岩等，孔隙度一般±2.0%，分选较好，排驱压力一般1.0-10.0MPa，汞饱和度一般在50%-70%之间，孔喉主要为粗孔小喉型或细孔小喉型。
Ⅲ类毛细管压力曲线，主要代表为鲕粒灰岩、砂屑灰岩及灰岩储层，如建南南建61井鲕粒灰岩等，孔隙度一般＜2.0%，分选相对较差，排驱压力高，一般＞10.0MPa，未达到饱和度中值压力或未进汞，孔喉主要为微隙微喉型。
储层孔隙结构划分统计结果表明，研究区飞三段储层孔隙结构以Ⅲ类为主，占88.7%，说明研究区孔喉以分选较差、细歪度的微隙微喉型为主。
4 储层孔渗类型划分
通过岩芯，铸体薄片、扫描电镜和阴极发光等确定研究区飞三段碳酸盐岩储层主要成岩作用类型有：泥晶化作用、胶结作用、溶蚀作用、压实、压溶作用以及白云石化作用。另外，沥青的后期充填以及各期构造作用亦对碳酸盐岩储层的孔隙发育演化产生重要的影响。飞三颗粒灰岩早期经历胶结作用，压实、压溶作用等破坏性成岩作用，孔隙度快速降低，成为低孔低渗储层。溶蚀作用对本区储层的改造作用较弱，早期大气淡水溶蚀作用产生的溶蚀孔隙多被其后的大气淡水环境的等轴粒状胶结物及埋藏胶结物充填，后期微弱的埋藏溶蚀作用多继承发育于早期剩余的少量溶蚀孔隙中，为现今储层的主要孔隙类型。基于以上研究，可将该区储层储渗类型可划分为以下四类：
（1）孔隙型：仅见于建南构造北高点白云岩储层中，储集空间是孔隙，渗流通道为喉道。以建10井、新店1井和建41井等3口工业气井为例，储渗体为针孔状细晶白云岩，晶间溶孔十分发育，孔隙度可高达10%，孔隙结构以粗孔中喉型为主。该类储渗体多呈透镜状产出，由于规模小，虽单层产能大，但整体储气能力较小。
（2）裂缝—孔隙型：该类型的储集空间是孔隙和裂缝，以前者为主，渗流通道为裂缝和喉道，建南南高点颗粒灰岩为此种类型。孔隙结构为分选较好的细孔小喉型，基质渗透率较低，储层的储渗能力中等，非均质性较强。岩心观察裂缝较发育，密度一般10条/m，高者可达40条/m。该类储渗体可获得稳产、高产的工业气流。
（3）孔隙—裂缝型：该类型的储集空间是孔隙和裂缝，以后者为主，渗流通道为裂缝和喉道，以裂缝为主。建南北高点飞三中部颗粒灰岩及云质灰岩为该类型储层，其储渗特点表现为基质储渗能力较差，而在局部裂缝发育带储渗能力较好，可产出工业气流。建南北高点建3井和建51井的产层属于此类型储层。以建51井为例，孔隙—裂缝型颗粒灰岩及云质灰岩储层厚约30m，岩心孔隙度最大1.69%，最小0.37%，平均仅0.75%，因裂缝对储集物性的改造，测试气产量高达57×104 m3/d，但降压迅速，控制储量少。
（4）裂缝型：该类型储层储集空间和渗流通道均由裂缝组成，泥晶灰岩和建南北高点大部分颗粒灰岩储层为该类储渗体。孔隙结构多为微隙微喉型，基质渗透率很低，只在裂缝发育带具有一定产能，但很难获得稳定产量。
5结论
建南地区飞仙关组飞三段浅缓坡颗粒浅滩高能相带是油气聚集的有利相带，沉积相与颗粒（鲕粒）滩坝分布、颗粒（鲕粒）滩坝分布与储层之间都是密不可分的；建设性的成岩作用（白云石化作用和溶蚀作用）为后期储层改造的发生提供了基础；早燕山和喜山期飞三段的构造作用使得建南构造长轴、高点及挠曲部位易发生破裂形成裂缝系统，可以有效改善低孔、低渗储层的储集和渗滤能力。通过对建南飞三段储层特征研究得到以下结论：
（1）建南气田飞三段为中-内缓坡沉积，发育颗粒滩和云岩浅滩，储层主要包含三种岩性：鲕粒灰岩、砂屑灰岩、泥晶灰岩；飞三段储集类型为裂缝—孔隙型，储集空间是孔隙和裂缝，以孔隙为主，渗流通道为裂缝和喉道，非均质性较强，局部裂缝较为发育，可有效地改善储集性能。
（2）按构造划分，北飞三较南飞三的储层岩性组合更加多元化，其原因与沉积相带的变化有关南飞三储层在A、B小层中均有分布，北飞三储层集中发育于B小层中；南飞三的优质储集岩性以鲕粒/砂屑灰岩为主，且B小层中鲕粒灰岩孔隙度好于砂屑灰岩，向北过渡则以云质岩类为主要的优势储层。
（3）建南气田飞三段储层孔隙结构划分结果表明，研究区飞三段储层孔隙结构以Ⅲ类为主，占88.7%，孔喉以分选较差、细歪度的微隙微喉型为主
参 考 文 献
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