周金龙，蒋有录，刘景东(中国石油大学(华东)地球科学与技术学院，山东青岛266580)

东濮凹陷二叠系有效储层主控因素及物性下限

周金龙，蒋有录，刘景东
(中国石油大学(华东)地球科学与技术学院，山东青岛266580)

东濮凹陷二叠系储层具有明显的低孔低渗特征，地质条件的复杂性制约了储层研究，有效储层主控因素与物性下限有待进一步确定。通过分析沉积相、成岩作用等因素对储层物性的影响，明确了有效储层发育的主控因素。沉积相直接控制了储层原始物性，河道亚相、分流河道微相及水下分流河道微相中的砂体物性较好，单层厚度大，利于储层发育，分流间湾中的砂体物性较差。成岩作用中，压实作用、胶结作用是造成储层致密化的主要作用;两次大规模溶蚀作用形成了大量溶蚀孔隙，是改善储层物性的关键因素。利用储层孔隙度、渗透率等物性资料及试油、压汞等资料，采用试油法、经验统计法及压汞参数法确定了二叠系有效储层孔隙度下限为4．8%，渗透率下限为0．04mD。

东濮凹陷;二叠系;有效储层;主控因素;物性下限

有效储层是指能够储集和渗流流体(包括烃类和地层水)，且在现有工艺技术条件下能够采出具有工业价值产液量的岩层［1］。有效储层物性下限是指储集层能够成为有效储层应具有的最低物性，常用孔隙度、渗透率的某个确定值来表征［2］。确定有效储层物性下限常用的方法有试油法、经验统计法、分布函数曲线法、压汞参数法、最小流动孔喉半径法及钻井液侵入法等方法［3］。储层物性下限是储层评价及储量计算的重要参数，对油气勘探和开发具有重要意义。

东濮凹陷的主力含油气层系为古近系，但近十几年来，古生界二叠系油气勘探获得了重要突破。2003年在中央隆起带的文古2井二叠系石千峰组获工业性油气流，日产天然气量11 000 m3，日产油量6．3 m3;2012年又相继在西部斜坡胡庆潜山带石千峰组、上石盒子组获得工业气流，说明二叠系具有良好的勘探前景［4］。由于二叠系储层埋藏较深，储层致密，钻井资料较少，使得对二叠系储层的研究相对薄弱，因此开展二叠系储层物性研究对该区古生界油气勘探具有重要意义。通过分析沉积相、成岩作用等因素对储层物性的控制作用，分析了有效储层发育的主控因素。并利用26口取心井的219个样品的孔隙度及渗透率等物性资料，采用试油法、经验统计法、压汞参数法，综合确定了二叠系有效储层的物性下限，为该区古生界致密储层评价、储量计算及有利区带预测提供依据。

1 地质背景

东濮凹陷位于渤海湾盆地东南部，面积约5 300 km2，呈NE-SW向延伸，东侧以兰聊断裂为界与鲁西隆起相邻，西侧超覆于内黄隆起之上，具有“东西分带、南北分块”的构造特征(见图1)［5］。

图1 东濮凹陷区域位置与构造单元划分Fig．1 The location and structural units of Dongpu depression

东濮凹陷为一新生代凹陷，石炭-二叠系提供了丰富的煤型气资源。上古生界二叠系自下而上可分为山西组、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组［6］。其中，下石盒子组上部、上石盒子组下部及石千峰组下部砂岩含量较高，是二叠系的主要储集层系。下、上石盒子组砂岩以中央隆起带北部、西部斜坡带最为发育，主要为岩屑石英砂岩和长石岩屑砂岩(见图2)，累计厚度40～100 m，单层厚度多集中在2～10 m，最大可达20 m，平均最大孔喉半径0．59～4．03 μm，中值半径0．01～0．26μm，喉道分选系数2．15～4．68;而南部地区及兰聊断层上升盘由于遭受不同程度的剥蚀，砂岩厚度多小于40 m，单层厚度多集中在1～5m。石千峰组砂岩主要分布在东明集—高平集以北地区，多为岩屑长石砂岩，砂岩累计厚度为15～65 m，单层厚度1～10 m，最大孔喉半径0．16～1．41μm，中值半径0．01～0．16μm，喉道分选系数2．67～3．36;东明集—高平集以南该组已被完全剥蚀。二叠系储层整体较致密，孔隙度在2%～12%，其中80%以上储层孔隙度小于10%;渗透率分布在0．01～5．00 mD，其中90%以上小于1．00 mD，属于特低孔-特低渗储层。

图2 二叠系砂岩组分三角图Fig．2 The com position of Perm ian reservoirs

2 储层物性主控因素

东濮凹陷二叠系储层物性主要受沉积相带、成岩作用等因素的影响。对比不同沉积相中砂体的孔渗性，可分析沉积相对储层物性的影响;利用铸体薄片鉴定结果，可对不同成岩作用对储层孔隙演化的影响进行研究。

2．1沉积相

沉积作用控制了碎屑岩储层的成分、结构、粒度、厚度及原始孔隙结构等特征，是深层有效储层发育的内因［7］。东濮凹陷二叠系主要发育障壁岛相和潮坪相(山西组)、三角洲相(石盒子组)及河流相(石千峰组)。同一深度段内(3 724～3 825 m)，不同沉积相带中的储层特征不同(见表1)。三角洲前缘与三角洲平原亚相中，水下分流河道及分流河道中的砂体多为细砂岩，单层厚度大，分选性及物性较好，而分流间湾水动力较弱，沉积物粒度细，砂体主要为粉砂岩、泥质粉砂岩，单层厚度小，整体物性较差，不利于有效储层发育。河流相中，河道砂体粒度相对较粗，多为砂砾岩，单层厚度大，物性较好;河岸砂体主要为粉砂岩，物性相对较差。因此，三角洲相的水下分流河道微相及分流河道微相、河流相的河道亚相最有利于有效储层发育。广泛发育的河岸亚相及分流间湾微相也是二叠系储层致密的重要原因。

表1 不同沉积亚相物性数据统计Table 1 Statistics of physical properties of different subfacies

除了直接控制储层原始物性，沉积相还通过控制岩性、粒度、分选性等因素对后期成岩演化产生影响［8-9］。相比于分流间湾与河岸沉积的砂体，水下分流河道、分流河道及河道沉积的砂体溶蚀孔隙更为发育，主要原因是粒度粗、分选好的砂体，颗粒间的支撑力较大，抗压实能力较强，且砂岩喉道粗，油气及酸性流体可优先进入，抑制胶结物的沉淀并形成溶蚀孔隙，利于孔隙空间保存。因此，沉积相是控制储层物性的根本因素。

2．2成岩作用

成岩作用对储集空间改造具有双重影响:一方面，压实作用、胶结作用及重结晶作用会破坏储集空间，使储层物性变差;另一方面，溶蚀作用及交代作用可改善储层物性［10-11］。东濮凹陷二叠系现今主要处于中成岩A期至中成岩B期，深度在3 000～5 300 m。利用铸体薄片镜下鉴定结果，通过孔隙度反演，恢复各成岩阶段孔隙度演化史(见图3)，由图3可知，二叠系砂岩储层整体上经历了原生孔隙丧失-次生孔隙出现-次生孔隙减小的过程。

图3 东濮凹陷二叠系储层孔隙度演化史Fig．3 Porosity evolution of Perm ian reservoirs in Dongpu depression

2．2．1压实作用压实作用在早成岩A期对储层物性影响显著，颗粒间多为点接触-线接触，较深处常见凹凸接触，部分石英与长石等刚性颗粒发生破碎，说明储层遭受过强烈压实。随着埋深增加，压实作用增强，颗粒间的孔隙空间被大幅压缩，泥岩岩屑等塑性物质发生扭曲、膨胀及塑性变形并被挤入粒间孔隙，使原生孔隙逐渐消失，孔隙度从27．85%降至15．47%。

2．2．2胶结作用早成岩B期开始，碳酸盐矿物、黏土矿物、黄铁矿等胶结物以及石英次生加大边形成，进一步充填原有孔隙，孔隙度降至11．6%。晚期形成的碳酸盐胶结物主要为铁方解石和铁白云石，直接充填已有孔隙，使孔隙度降至10%以下，是晚期储集性能降低的主要因素。

2．2．3交代作用东濮凹陷二叠系储层交代作用主要为碳酸盐矿物和黄铁矿交代石英、长石等碎屑颗粒及颗粒间的胶结物。交代作用本身对储层物性的影响较小，但方解石等碳酸盐矿物交代石英等相对稳定的矿物后，更容易发生溶蚀，使储层物性变好。

2．2．4溶蚀作用东濮凹陷二叠系储层最主要的孔隙类型为溶蚀孔隙，由两期大规模溶蚀作用产生。中成岩A1晚期，早期形成的碳酸盐胶结物发生溶蚀，形成大量溶蚀孔隙，使孔隙度增至13．53%。中成岩A2晚期，长石、岩屑发生溶蚀，形成粒内、粒间溶蚀孔隙，使储层物性有所改善。

总体而言，压实作用在成岩早期使孔隙度大幅下降，胶结作用在成岩中后期使储层进一步致密，而溶蚀作用是改善储层物性的关键因素。

3 有效储层物性下限确定

不同物性下限确定方法适用条件不同，针对研究区资料情况，根据储层物性、试油、压汞等资料，利用试油法、经验统计法与压汞参数法对二叠系有效储层物性下限进行综合分析。

3．1试油法

试油法根据孔隙度、渗透率等物性分析数据及分层试油试气资料确定储层物性下限［12］。该方法以有效储层和非有效储层分界处的孔隙度和渗透率作为物性下限。实际情况中，有效储层与非有效储层的分界往往不明显，而是有一定程度的交叉，通常选取过渡带中间值作为物性下限值［13］。

依据各单井的分层试油试气结果，按照油气层、水层和干层统计试油试气井段的孔隙度和渗透率，绘制储层孔隙度与渗透率关系如图4所示。

图4 二叠系储层孔隙度与渗透率关系Fig．4 The relationship between porosity and permeability

of Perm ian reservoirs

从图4中可以看出，油气层和水层(即有效储层)孔隙度主要分布在4%～12%，渗透率分布在0．01～10 mD;非有效储层孔隙度主要分布在1%～6%，渗透率普遍小于1mD。在孔隙度为4%～6%及渗透率为0．01～0．20 mD，有效储层和非有效储层存在过渡区，利用过渡区域中间点的孔隙度和渗透率数值，可确定二叠系储层孔隙度下限为5%，渗透率下限为0．04 mD。

3．2经验统计法

对于中低渗孔隙型、裂缝-孔隙型储层，可以利用经验统计法求取有效储层物性下限。该方法是在岩心分析孔隙度和渗透率的基础上，分别绘制孔隙度和渗透率的频率分布直方图及累计频率曲线、累计能力丢失曲线，并以低孔渗段累计储渗能力丢失占总累计的5%左右为界限来确定有效储层物性下限值的一种累计频率统计法［14-15］。其中储油能力、产油能力计算公式为［16］:式中，Qφi为储油能力，%;Qki为产油能力，%;φi为第i个样品孔隙度值，%;ki为第i个样品渗透率值，mD;Hi为样品长度，m。

利用研究区二叠系储层的物性数据，按照式(1)和式(2)计算其储能和产能，再分别绘制孔隙度和渗透率的频率分布直方图、累计频率曲线及累计能力丢失曲线如图5所示。从图5(a)中可以看出，当累计储能丢失为5%时，孔隙度约为4．5%，样品丢失率为13．17%，若全部样品取样密度相同，即相当于厚度丢失13．17%。在孔隙度-渗透率交会图上，孔隙度为4．5%处对应的渗透率约为0．03mD，从图5(b)上可以看出，渗透率为0．03 mD时，累计产能丢失为0．37%，样品丢失率为13．69%，若全部样品取样密度相同，即相当于厚度丢失13．69%。还可以看出，以孔隙度4．5%、渗透率0．03 mD作为物性下限，其储能和产能丢失都很小，因此认为该物性下限值是较为合理的。

3．3压汞参数法

排替压力、饱和度中值压力等压汞参数可以反映储层孔隙结构特征。其中，排替压力是毛细管压力曲线的一个主要参数，代表非润湿相开始进入岩样最大喉道时的压力，也就是非润湿相刚开始进入岩样时的压力［17］。

二叠系储层孔隙度、渗透率与排替压力关系如图6所示。由图6可以看出，当孔隙度小于5%及渗透率小于0．04 mD时，排替压力急剧增大，表明孔隙度和渗透率小于此界限时，需要足够大的压力才能使储层中非润湿相开始驱替润湿相形成油气聚集，说明物性小于此界限时储层很难成为有效储层，因此确定孔隙度下限为5%，渗透率下限为0．04 mD。

图5 二叠系储层孔隙度及渗透率频率分布直方图Fig．5 Porosity and perm eability distribution frequency diagram of Perm ian reservoirs

图6 储层孔隙度、渗透率与排替压力交会图Fig．6 Correlation between the displacement pressure and the physical parameters

3．4物性下限检验

利用试油法、经验统计法及分布函数曲线法确定的有效储层物性下限略有不同，但差别较小(见表2)。

表2 不同方法确定的有效储层物性下限结果Table 2 Contrast between differentmethods of defining lower property lim its

综合分析各方法的特点，并结合实际地质特征，最终确定孔隙度下限为4．8%，渗透率下限为0．04 mD。利用东濮凹陷7口井的二叠系试油资料对该下限值进行验证:试油结果为有效储层的井段，其平均孔隙度和渗透率应高于有效储层物性下限值;试油结果为非有效储层的井段，其平均孔隙度和渗透率则应低于有效储层物性下限值。

有效储层物性下限验证结果如表3所示。由表3可以看出，大部分试油层段的验证结果与计算的有效储层物性下限是符合的，但存在两个试油井段的验证结果与计算的物性下限不符，即胡古2井4 915．2 m深度处与马17井3 468．29 m深度处，其试油结果显示为干层，但其孔隙度和渗透率大于有效储层物性下限。造成误判可能有以下原因:一是部分井位缺少孔隙度和渗透率实测数据，是由测井资料计算所得，与实际地质情况存在一定偏差，从而影响判断结果;二是不同构造单元内地质特征有所不同，南部地区遭受的抬升剥蚀程度大，使其物性下限值也存在一定的差异，如马17等位于中央隆起带南部的井埋藏深度比北部浅，其物性下限值也应比北部高，从而造成误判。通过验证，正确率为87．5%，因此认为将孔隙度和渗透率下限定为4．8%、0．04 mD是合理的。

表3 有效储层物性下限验证结果Table 3 Validation results of valid lower property lim its

4 结论

(1)东濮凹陷二叠系储层物性受多种因素控制。其中，沉积相直接影响储层原始物性，并通过岩性、粒度、分选性等因素对后期成岩演化产生影响，是控制储层物性的根本因素。成岩作用控制了储层孔隙演化，其中压实作用是成岩早期破坏原生孔隙的主要作用，胶结作用是成岩中后期破坏储集空间最主要的作用，两期溶蚀作用形成大量溶蚀孔隙使储层物性得以改善。

(2)东濮凹陷二叠系储层较为致密，大部分储层孔隙度小于10%，渗透率小于1 mD。有效储层物性下限较低，利用试油法、经验统计法及压汞参数法确定其孔隙度下限为4．8%，渗透率下限为0．04 mD。试油资料对该下限值的检验结果表明该物性下限值是合理的。

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(编辑王亚新)

Controlling Factors and Lower Limits of Porosity and Permeability of Permian Reservoirs in Dongpu Depression

Zhou Jinlong，Jiang Youlu，Liu Jingdong
(School of Geosciences，China University of Petroleum，Qingdao Shandong 266580，China)

The reservoirs of permian in Dongpu depression are characterized by lower porosity and permeability．The complexity of geological conditions restricts the research of reservoirs．Combining the analysis of sedimentary characteristics and diagenesis characteristics，the controlling factors of physical properties of Permian reservoirswere discussed．It is indicated that the sand bodies of channel，distributary and underwater distributary channel are favorable for reservoir formation because of good porosity．Diagenesis is themost critical factor affecting the reservoir porosity evolution．On the one hand，compaction and cementation are themain causes for reservoir tightness．On the other hand，dissolution ismainly shown as the corrosion of feldspars and carbonate cement，and in turn，makes the physical property of reservoirs better．Based on the porosity and permeability data of 219 samples from 26 cored wells，production test data and mercury injection data，the lower property limits of effective reservoirswere determined by oil production test method，empirical statisticmethod andmercury injection curvemethod．The results show that the lower limitof porosity is 4．8%and the lower limit of permeability is 0．04 mD．

Dongpu depression;Permian;Effective reservoirs;Controlling factors;Lower limits of porosity and permeability

TE121

A

10．3969/j．issn．1006-396X．2017．04．012

1006-396X(2017)04-0062-07

2016-12-15

2017-01-03

“十三五”国家重大专项课题“渤海湾盆地深层油气地质与增储方向”(2016ZX05006-007)。

周金龙(1991-)，男，硕士研究生，从事油气地质方面研究;E-mail:18765922530@163．com。

蒋有录(1959-)，男，博士，教授，博士生导师，从事油气地质方面研究;E-mail:jiangyl@upc．edu．cn。