東海低滲儲層非均質性評價技術研究及應用

夏 瑜，高紅艷，秦德文，劉創新，單理軍

（中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200030）

東海A 氣田位于西湖凹陷中央洼陷-反轉構造帶，整體表現為受斷層切割的背斜構造，背斜形態完整，圈閉保存條件好；主要含油氣層位在花港組H2～H9，沉積環境為淺水環境下的三角洲沉積體系?；ǜ劢M儲層主要為淺灰色細砂巖、中砂巖；砂巖類型以巖屑長石砂巖及長石巖屑砂巖為主，次要為長石石英砂巖和巖屑石英砂巖；儲層孔隙度主要分布在9.0%～12.0%，平均7.1%；滲透率主要分布在（0.05～0.5）×10-3μm2，平均0.23×10-3μm2；屬于低孔特低滲儲層。

從A 氣田H8 層平面沉積微相（圖1）可以看出：河道主體部位逐漸向東南、北東方向過渡為河道邊部，說明河道可能發生相變；儲層宏觀上表現為砂體橫向變化快，儲層連續性差，導致存在儲層變化的風險、砂體的精細刻畫難度大等問題。結合巖心資料分析，認為H8 層非均質性較強，沉積微相對物性有明顯控制（圖2），分流河道砂巖物性好于天然堤和決口扇砂巖，同一沉積微相內部受到不同沉積構造影響，物性也會存在差異；粒度也對物性有著明顯控制作用，通過對比不同粒度砂巖物性發現：細砂質中砂巖物性好于中砂質細砂巖。受上述控制因素的影響，A 氣田H8 厚層砂巖物性在縱向上和平面上存在著較強的非均質性。

圖1 A 氣田H8 沉積微相剖面圖

圖2 A 氣田B1 井H8 層取心描述圖

儲層內部強非均質性和砂體橫向變化大增加了井軌跡和壓裂方案設計的難度，儲層的非均質性評價顯得尤為重要。……