夏 瑜，高红艳，秦德文，刘创新，单理军

（中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200030）

东海A 气田位于西湖凹陷中央洼陷-反转构造带，整体表现为受断层切割的背斜构造，背斜形态完整，圈闭保存条件好；主要含油气层位在花港组H2～H9，沉积环境为浅水环境下的三角洲沉积体系。花港组储层主要为浅灰色细砂岩、中砂岩；砂岩类型以岩屑长石砂岩及长石岩屑砂岩为主，次要为长石石英砂岩和岩屑石英砂岩；储层孔隙度主要分布在9.0%～12.0%，平均7.1%；渗透率主要分布在（0.05～0.5）×10-3μm2，平均0.23×10-3μm2；属于低孔特低渗储层。

从A 气田H8 层平面沉积微相（图1）可以看出：河道主体部位逐渐向东南、北东方向过渡为河道边部，说明河道可能发生相变；储层宏观上表现为砂体横向变化快，储层连续性差，导致存在储层变化的风险、砂体的精细刻画难度大等问题。结合岩心资料分析，认为H8 层非均质性较强，沉积微相对物性有明显控制（图2），分流河道砂岩物性好于天然堤和决口扇砂岩，同一沉积微相内部受到不同沉积构造影响，物性也会存在差异；粒度也对物性有着明显控制作用，通过对比不同粒度砂岩物性发现：细砂质中砂岩物性好于中砂质细砂岩。受上述控制因素的影响，A 气田H8 厚层砂岩物性在纵向上和平面上存在着较强的非均质性。

图1 A 气田H8 沉积微相剖面图

图2 A 气田B1 井H8 层取心描述图

储层内部强非均质性和砂体横向变化大增加了井轨迹和压裂方案设计的难度，储层的非均质性评价显得尤为重要。……