张伙兰 裴健翔 谢金有 于俊峰 艾能平

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司）

莺歌海盆地东方区黄流组一段超压储层孔隙结构特征*

张伙兰 裴健翔 谢金有 于俊峰 艾能平

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司）

利用铸体薄片、扫描电镜观察及压汞曲线分析等多种技术手段，对莺歌海盆地东方区上中新统黄流组一段超压砂岩储层的空间分布、物性、孔隙类型、孔隙结构以及含气性等进行了深入研究，结果表明，该层段超压储层非均质性强，中孔、高渗至低孔、特低渗储层均有出现；孔隙类型、孔喉大小是控制储层渗透率的主要因素，孔喉半径、分选系数、变异系数、歪度对渗透率影响较大；根据物性和孔隙结构特征将东方区黄流组一段储层分为Ⅰb、Ⅱa、Ⅱb、Ⅲ、It等5类，其中Ⅰb、Ⅱa、Ⅱb类储层位于有利的峰点结构区，有利于天然气聚集，为中高产能储层。

莺歌海盆地；东方区；黄流组一段；超压储层；空间分布；物性；孔隙类型；孔隙结构；含气性

1 研究区概况

莺歌海盆地位于我国海南岛与越南之间海域，呈北西向展布，面积约11.3万km2，沉积沉降速率快，为典型的欠压实型高温高压新生代含油气盆地。研究表明，中新世—上新世的右旋走滑拉张作用在该盆地中央产生了一系列泥-流体底辟构造［1-2］，其中东方区位于盆地中北部底辟带之上（图1）。上世纪90年代在东方区上新统常温常压地层中发现了DF1-1底辟背斜浅层气田，近期在东方区中深层高温超压地层的勘探中于DF13区上中新统黄流组一段相继发现了DF13-1、DF13-2等大型岩性＋构造复合型气田，为盆地天然气产量和储量储备做出了重要贡献。

图1 莺歌海盆地东方区黄流组气田地理位置图

前人对东方区储层的沉积成因或成岩成因做了许多研究工作［3-6］，认为沉积微相是黄流组一段储集层质量的主控因素，高温热流体活动和强超压产生的溶蚀以及强超压对孔隙的保护是该地区超压砂岩形成优质储集层的主要成岩因素。过去10多年间，东方区仅有少数井钻遇黄流组储层，且岩心资料极缺，故该地区有关中深层超压储层孔隙结构的研究几乎属于空白。笔者利用近几年新探井所取得的资料，采用铸体薄片和扫描电镜观察、常规物性测试、压汞曲线分析等技术手段，对东方区黄流组一段超压储层孔隙结构特征进行深入研究，阐述储层结构类型与油气的关系，以期为莺歌海盆地中深层的进一步勘探与气田开发提供依据。

2 储层空间分布

研究表明，东方区黄流组一段气藏是发育在底辟构造背景上的高温强超压优质大型岩性气藏。高精度生物地层层序及古环境分析揭示，晚中新世黄流组一段沉积时期东方区处于相对平坦、稳定的浅海环境［4］，来自西部（越南马江、蓝江等）物源的低位三角洲沉积物经莺西斜坡的坡折带受重力流作用改造再次搬运至盆地较低洼部位，形成了海底扇复合体［5］，并向东超覆尖灭于DF1-1底辟构造西翼；海底扇水道砂以细—极细砂岩为主，储层物性好、厚度大、分布广，具有多期次发育的特征，组成DF13-1、DF13-2气田主体。来自东部（海南岛）物源的沉积物搬运至东方底辟区，形成了浅海滩坝砂，并向西尖灭，储层规模小、厚度薄，储集性能差，以石英粉砂岩为主，是DF1-1气田主要储层。这种储集体处于泥岩包裹的“泥包砂”环境，与上覆厚度大、岩性纯、塑性强、分布范围广、突破压力高的海侵-高位体系域浅海泥岩构成了良好的储盖组合（图2）。

图2 莺歌海盆地东方区黄流组一段沉积相剖面（剖面位置见图1）

3 储层物性特征

根据东方区黄流组一段储层样品的物性分析结果（表1、图3），该段储层孔隙发育且分布较为集中，各气藏平均孔隙度在17%～18%之间，具中孔特征，但储层渗透率变化大，平均渗透率在0.35～45.74 mD之间；相同渗透率样品的孔隙度相差5%～7%，而相同孔隙度样品的渗透率可相差10～100倍；东方区黄流组一段储层孔渗关系呈正相关，即渗透率随孔隙度的增大而增大，分析认为各气藏储层孔隙结构的差异，特别是孔喉的大小、分布，引起了孔渗相关性的差异。此外，统计结果（表1、图3）还显示，DF13-2气田黄流组一段储层物性最好，平均渗透率达45.74 mD，具中—高渗特征，孔渗相关性最好；DF1-1气田物性最差，平均渗透率只有0.35 mD，表现出低—特低渗特征，孔渗相关性亦最差；DF13-1气田该层段储层物性居中，孔渗相关性也居中，平均渗透率为4.84 m D，具中—低渗特征。

表1 莺歌海盆地东方区黄流组一段储层物性参数分布

图3 莺歌海盆地东方区黄流组一段储层渗透率与孔隙度的相关性

4 储层微观孔隙结构特征及评价

4.1 孔隙类型

据铸体薄片观察，东方区黄流组一段储层孔隙类型多样（表2、图4），主要包括：①原生粒间孔（图4a）；②铸模孔（图4b）；③长石粒内溶孔（图4c）；④粒间溶孔（图4d）；⑤岩屑粒内溶孔（图4e）；⑥超大孔（图4f）。统计结果表明，DF13-2气田黄流组一段砂岩孔隙类型中原生孔隙最发育，占总孔的78%；DF1-1、DF13-1气田该层段除保留较多的原生孔隙外，次生溶蚀孔隙也较为发育（占总孔的42%～43%，局部井区可达51%）。

表2 莺歌海盆地东方区黄流组一段储层孔隙类型统计

图4 莺歌海盆地东方区黄流组一段储层孔隙类型

表2、图5也显示了东方区黄流组一段不同孔隙类型和不同孔径组成的储集空间，其渗透性差别较大：①原生粒间孔发育、孔径大的储层，喉道半径相对粗，连通性好，渗透率高。DF13-2气田黄流组一段储层原生孔隙最发育，以大孔隙为主（平均孔径为115μm），喉道较粗（孔喉半径均值为1.9μm），其渗透率居3个气田之首。②DF13-1、DF1-1气田该层段原生孔隙发育程度虽然基本相当，但DF13-1气田发育大孔隙（平均孔径为118μm），喉道相对较粗（孔喉半径均值为0.9μm），平均渗透率为4.84 mD；而DF1-1气田发育中小孔隙（平均孔径为58μm）、微喉道（孔喉半径均值为0.17μm），平均渗透率只有0.35 mD。这反映出东方区黄流组超压储层物性除受沉积微相、碎屑组分、粒级及高温强超压特殊成岩环境影响外［3］，孔隙类型和孔隙大小也是决定储层渗透性的重要因素。

图5 莺歌海盆地东方区黄流组一段储层渗透率与原生面孔率的关系

4.2 储层评价

125块储层样品的压汞测试分析显示，东方区黄流组一段储集层孔喉半径细小，非均质性强。根据毛细管压力曲线形态（图6）及孔隙结构参数（表3），参考铸体薄片及扫描电镜资料，结合岩性和含气性分析，将东方区黄流组一段储层分为Ⅰb、Ⅱa、Ⅱb、Ⅲ、It等5类。统计结果显示：DF13-2气田黄流组一段储层以Ⅱa类为主；DF13-1气田该层段储层以Ⅲ类为主，部分为Ⅱa、Ⅱb类；DF1-1气田该层段储层主要为Ⅲ—It类。

图6 莺歌海盆地东方区黄流组一段砂岩典型毛细管压力曲线

表3 莺歌海盆地东方区黄流组一段储层孔隙结构参数统计

Ⅰb类（很好）储层：以DF13-2-E井3 130 m样品的毛细管压力曲线为代表（图6a），毛细管压力曲线呈粗歪度，孔喉粗，进汞始位低，曲线平台明显，排驱压力为0.07 MPa，中值压力为0.14 MPa，R50为5.36μm，孔隙度21.7%，渗透率330 m D。此类曲线的排驱压力和中值压力均较低，渗透率高，表明储层孔隙结构和渗流能力好，为具备高产能的很好储层。代表该类储层的样品大约占到了所有样品的7%，这类储层出现于海底扇水道微相，其岩性以岩屑石英细砂岩为主，孔隙类型以原生粒间孔为主，仅见于DF13-2气田Ⅰ气组。

Ⅱa类（好）储层：以DF13-1-D井2 868.87 m样品的毛细管压力曲线为代表（图6b），毛细管压力曲线仍呈粗歪度，孔喉较粗，曲线平台明显，排驱压力为0.2 MPa，中值压力为0.61 MPa，R50为1.23μm，孔隙度20%，渗透率18.2 mD。此类曲线反映的储层微观孔隙结构各项参数略差于Ⅰb类，表明储层仍然拥有较好孔隙结构和渗流能力，为具备较高产能的好储层。代表该类储层的样品大约占到了所有样品的33%，这类储层多分布在海底扇水道中，岩性为分选较好的岩屑石英细砂岩，泥质含量较少，以原生粒间孔为主，是DF13-2气田的主要储层。

Ⅱb类（较好）储层：以DF13-1-B井3 046.84 m样品的毛细管压力曲线为代表（图6c），毛细管压力曲线呈粗歪度，排驱压力为0.3 MPa，中值压力为0.92 MPa，R50为0.72μm，孔隙度18.9%，渗透率5.23 mD。此类曲线反映的储层孔喉偏小，连通性变差，为中孔低渗储层。代表该类储层的样品大约占到了所有样品的12%，多为海底扇水道极细砂岩，分布在DF13-1气田Ⅰ气组和13-2气田Ⅱ气组。

Ⅲ类（中等偏差）储层：以DF1-1-12井2 713.02 m样品的毛细管压力曲线为代表（图6d），毛细管压力曲线呈细歪度，平台段不明显，排驱压力为0.32 MPa，中值压力为10.2 MPa，R50为0.07μm，孔隙度20.2%，渗透率2.728mD。此类曲线反映的储层微观孔隙结构各项参数都差于前3类，表明储层的孔隙结构和渗流能力较差，为中等偏差储层，只具备中低产能。代表该类储层的样品大约占到了所有样品的23%，这类储层主要分布在海底扇分支水道微相中，以极细砂岩为主，是DF13-1气田的主要储层。

It类（特低渗）储层：以DF13-1-C井2 899.84 m样品的毛细管压力曲线为代表（图6e），毛细管压力曲线呈细歪度，进汞始位高，无平台段，排驱压力为7.0 MPa，中值压力为26 MPa，R50为0.03μm，孔隙度15.8%，渗透率0.274 mD。此类曲线反映储层排驱压力、中值压力高，孔隙度虽仍较发育，但孔喉极其细小，连通性差，表明储层的孔隙结构和渗流能力极差，为特低渗储层甚至是非有效储层。该类储层见于浅海砂坝以及海底扇分支水道的极细砂岩、粉砂岩，代表该类储层的样品大约占到了所有样品的25%。

5 储层孔隙结构与物性的关系

5.1 孔喉半径与物性的关系

孔喉大小决定储层渗透率的高低［7］。东方区黄流组一段典型样品的毛细管压力曲线（图6）及汞饱和度与孔喉半径关系曲线（图7）显示，Ⅰb—Ⅱb类储层进汞过程排驱压力较低，孔喉半径较大（图6a、b、c，图7a、b、c）；Ⅲ—Ⅰt类储层进汞过程排驱压力较高，孔喉半径偏小（图6d、e，图7d、e）。这反映大孔喉区域峰值高的储层，其渗透率也高。

图7显示汞饱和度与渗透率贡献值并不完全匹配，进汞量递增的幅度及峰值总是滞后于渗透率贡献值递增的幅度和峰值。这反映大孔喉虽然所占的体积小，却贡献了渗透率的绝大部分；而小孔喉虽有较大的储集空间，却只有较小或根本没有渗流能力。研究中还发现，该层段储层渗透率变化大，同一孔隙度具有不同的渗透率，可以相差上百倍（图3），这也体现了孔隙度与渗透率不同的物理意义，即渗透率既受限于孔隙系统壁上小规模粗糙程度所给予流体带来的拖曳作用，也受限制于砂岩内2点间流体必须经流的长度，这两者或两者之一的变化都会改变渗透率而不改变孔隙度［8］。

图7 莺歌海盆地东方区黄流组一段砂岩汞饱和度和渗透率贡献值与孔喉半径的关系

该层段储层Rmax（最大孔喉半径）、R50、孔喉半径均值与渗透率有较高的相关性，随着孔喉半径的增大，储层物性变好（图8a、b、c），也反映出大孔喉是决定和改善储层渗透性的重要因素。由此可见，孔喉控制着储层品质，决定储层流体的渗流能力，如果储层大孔喉多，则流体渗流能力强，开发潜力大；反之，储层小孔喉多、孔喉半径细小，则流体渗流阻力大，开发难度大。

5.2 孔喉分选系数与物性的关系

东方区黄流组一段储层物性与孔喉分选系数呈正相关关系（图8d），即随着分选系数增大，储层物性变好，且渗透率与分选系数相关性好于孔隙度。研究区该层段储层孔喉分选系数变化较大，在0.07～ 4.20之间，物性好的储层分选系数较大，物性差的储层分选系数较小，这是由于本区储层是以细喉—微细喉为主，在孔喉普遍偏细的储层中如果出现一些相对较粗的喉道，储层渗透率可以得到极大的提高。由图8b、c可以看出，DF13-1、DF13-2气田该层段细砂岩储层虽然出现较多微细孔喉（孔喉半径平均值＜1μm），但也不乏相对较粗的孔喉（孔喉半径平均值在1～5μm），使其孔喉分选差，正是这些相对较粗孔喉的出现才使这2个气田储层拥有较高的渗透率（表1）；而DF1-1气田该层段粉砂岩储层主要为微细孔喉，缺乏相对较粗大孔喉的沟通，这也是该气田储层渗透率低的原因之一。

图8 莺歌海盆地东方区黄流组一段储层孔隙结构参数与物性的关系

5.3 变异系数与物性的关系

东方区黄流组一段储层具有其物性随着变异系数增大变好的特征（图8e），并且变异系数对渗透率的影响要高于其对孔隙度的影响。对于孔喉偏细的储层，若变异系数变低，反映对渗透率无贡献的小孔喉增多，从而降低了储层的渗透率；反之，若变异系数增大，反映孔喉分选差，相应增加对渗透率贡献大的大孔喉，从而提高了储层的渗透率。

5.4 歪度与物性的关系

东方区黄流组一段储层的歪度分布范围在－1.5～1.5之间，歪度与渗透率具有一定的相关性，与孔隙度却不具备相关性（图8f）。当歪度为正值时，孔隙分布偏向大孔喉，储层渗透性变好；当歪度为负值时，孔隙分布偏向小孔喉，储层渗透性变差。例如DF13-2气田该层段极细—细砂岩的歪度多为正值，平均为0.71，渗透率在1.66～330 mD，具中—高渗特征；而DF1-1气田该层段粉砂岩的歪度多为负值，平均为－0.33，渗透率在0.06～0.83 mD，表现低渗—特低渗特征。

5.5 均质系数与物性的关系

东方区黄流组一段储层均质系数小，分布在0.1～0.6之间，与渗透率有一定的倾向性关系，但对拥有不同孔喉的储层其相关程度不一致（图8g）。在孔喉较粗的储层中出现均质系数与物性的正相关，即均质系数越大，孔喉的分选性越好，孔喉分布越均匀，储层的渗透率越大，如DF13-2气田；但在以微细喉为主的储层中却出现随均质系数增大渗透率反而略为降低的趋势，如DF1-1气田，这是由于在孔喉偏细的储层中，均质系数增大可使孔喉分选性变好，但也会引起对渗透率无贡献的小孔喉增多，从而降低了储层的渗透性。这一点与孔喉分选系数、变异系数有相同之处。

6 储层孔隙结构与含气性的关系

油气从烃源岩生成并排出之后，在驱动力作用下通过输导层进入储层，油气的非润湿相取代储层孔隙中的水；并随着驱动力的增加，油气由大孔隙逐渐进入小孔隙，最后到达毛细管压力大于油柱的浮力位置时，油气即被圈闭。Pittman在1992年提出了“峰点孔喉半径”概念，认为峰点孔喉半径是成藏的必经之路，其物理意义是单位压差下进汞量最大的位置。所以，一旦油气突破峰点孔喉半径时，含油（气）饱和度能迅速增加，储层才能成为有效的油气层，可以说此值是油气成藏的阈值［9-11］。

东方区黄流组一段气藏产层统计表明，气层峰点孔喉半径分布优势区域为1.1～5.2μm，差气层为0.15～2.34μm，气水同层为0.75～1.60μm，含气水层、水层为0.63～5.00μm，干层为0.04～0.09μm（图9a），气层、含气水层、水层对应的储层峰点孔喉半径较大，干层所对应的储层峰点孔喉半径最小。由此可见，砂岩储层孔隙结构的差异引起了储层含气性的差异。

研究该层段储层孔隙结构与含气性关系时发现，东方区Ⅰb、Ⅱa、Ⅱb类储层位于有利的峰点结构区，有利于油气的聚集（图9b），为中高产能储层，经测试获日产40万～120万m3天然气产能；Ⅲ类储层位于中等偏差的峰点结构区，只有部分储层位于相对有利的油气聚集区，一般为中低产能区（日产气量小于10万m3）；It类特低渗储层虽不处于有利的峰点结构区，但已钻井气层资料揭示，在峰点孔喉半径细小的It类储层中也发现了差气层（图9），在目前生产条件下这些差气层产能偏低，但经储层改造可获一定经济效益，是潜在产能区。

图9 莺歌海盆地东方区黄流组一段储层渗透率与峰点孔喉半径的关系

7 结论

莺歌海盆地东方区黄流组一段超压砂岩储层非均质性强，中孔、高渗至低孔、特低渗储层均有出现。根据毛细管压力曲线形态，参考铸体薄片及扫描电镜等资料，东方区该层段储层可分为Ⅰb、Ⅱa、Ⅱb、Ⅲ、It等5类，其中Ⅱa、Ⅲ类储层分布较广，是研究区的主要储集层。孔隙类型、孔喉大小是控制储集层渗透率的重要因素，孔喉半径、分选系数、变异系数、歪度对储层渗透率影响较大。东方区该层段Ⅰb、Ⅱa、Ⅱb类储层物性好，位于有利的峰点结构区，有利于油气的聚集，为中高产能储层；Ⅲ类储层物性中等偏差，为中低产能储层；It类储层物性差，是潜在的产能储层。

致谢：文中所使用的物性原始数据来源于中海油能源发展股份有限公司钻采工程研究院湛江实验中心，压汞测试原始数据来源于中国石化股份胜利油田分公司地质科学研究院石油地质测试中心，在此表示感谢。

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Pore structure characteristics of Member 1 overpressured reservoir in Huangliu formation，Dongfang area，Yinggehai basin

zhang Huolan Pei Jianxiang Xie Jinyou Yu Junfeng Ai Nengping
（zhanjiang Branch of CNOOC Ltd.，Guangdong，524057）

By means of several tools such as cast thin sections，SEM（scanning electron microscope）observation and mercury intrusion curve analysis，the properties of Member 1 overpressured sandstone reservoir in Upper Miocene Huangliu formation of Dongfang area，Yinggehai basin，including spatial distribution，pore types，pore structure and gas concentration，were deeply researched．The results have indicated that：（1）this overpressured reservoir is highly heterogeneous，with various petrophysical parameters from middle porosity plus high permeability to low porosity plus exrtemely-low permeability coexistent；（2）the pore type and pore-throat size are the most important factors to control reservoir permeability，and the pore-throat radius，sorting coefficient，variation coefficient and skewness may also have great impacts on the reservoir permeability．According to the petrophysical properties and pore structure characteristics，this reservoir can be divided into five types，i．e．TypeⅠb，Ⅱa，Ⅱb，ⅢandⅠt，and TypeⅠb，Ⅱa，andⅡb are in the advantageous locations that are favorable to gas accumulation and could become the gas reservoirs with middle-high productivity．

Yinggehai basin；Dongfang area；Member 1 of Huangliu formation；overpressured reservoir；spatial distribution；petrophysical property；pore type；pore structure；gas concentration

2013-08-07改回日期：2013-10-24

（编辑：周雯雯）

*国家科技重大专项“莺琼盆地高温高压天然气有利目标评价研究（编号：2011z X05023-004）”部分研究成果。

张伙兰，女，工程师，主要从事石油地质方面研究工作。地址：广东省湛江市坡头区22号信箱湛江分公司研究院（邮编：524057）。E-mail：zhanghuol＠cnooc．com．cn。