建南气田长兴组生物滩气藏储层特征及评价

刘世平，马登峰

（中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院，湖北 武汉430223）

建南构造位于四川盆地东缘石柱复向斜中部，构造南高点于1976年10月发现长兴组生物滩气藏，直至2000年以前仅钻遇1口工业气井。2000年以后相继钻探了3口滚动评价井，有2口井获工业气流。通过地震、地质综合评价认为该气藏属生物滩构造－岩性复合气藏，显著扩大了南高点生物滩气藏探明储量范围。目前为止，该气藏共有3口工业气井，生产井2口，单井日产气量较低。

1 沉积相

根据钻井剖面分析及地震属性预测，研究区长兴组沉积相可划分为开阔台地相、台地边缘相、浅水陆棚相3个相带（见图1）。

图1 建南地区长兴期沉积相图

1）开阔台地相。研究区西南部位于建61井～建47井一带，东北部位于茨竹1井～龙6～建42井一带，开阔台地相内部发育台内浅滩、台内点礁、滩间泻湖等亚相沉积单元。岩性以深灰色泥粉晶灰岩、含生屑灰岩为主，发育少量生屑灰岩。生屑含量相对较低，主要为海绵骨针、蜓类、藻屑、棘屑和介屑。

2）台地边缘相。位于研究区西南部建43井～建评7井和研究区东北部建1 6井～箭竹1井一带，前者为建南南高点台缘生物滩发育带，后者为建南北高点台缘生物礁发育带。生物滩岩性以深灰－灰色生屑灰岩、含生屑灰岩为主，次为云岩、（含）云质灰岩。生屑含量高，主要生物种类为藻类、棘屑、蜓类、有孔虫、腕足和介屑。

3）浅水陆棚相。位于研究区中部马鞍1井～建28井一带，岩性以深灰色泥粉晶灰岩、硅质团块灰岩为主。生屑含量低，生物门类稀少，主要生物类型为海绵骨针和蜓类，反映水体相对台地明显变深。根据地震属性特征，浅水陆棚从建南构造南北高点之间穿过，并且连通梁平～开江陆棚与鄂西～城口盆地。

2 岩石学特征

长兴组生物滩储层储集岩类储层岩石学特征如下:

1）云岩。矿物成分中白云石含量大多在90% 以上，少数由于碳质沥青含量较高白云石含量低至70% ；多为细晶－粉晶结构，少量为泥晶、中晶结构，偶见生屑残余结构。白云石晶体以半自形－它形为主，多为镶嵌状分布；铸体薄片中白云岩孔隙分布不均，发育晶间孔或晶间溶孔，部分孔隙内壁可见沥青充填，储集条件较好。

2）（含）云质灰岩。矿物成分中白云石含量10%～44% ，含量大多在15%～40% 之间，主要为粉晶结构，次为泥晶、细晶结构，生屑含量普遍较高，多在20%～60% 之间，生物类型以棘屑、藻屑为主，少量有孔虫、腕足和介屑。

3）生屑灰岩。岩矿物成分以方解石为主，含量大于90%，普遍含少量硅质和炭质或云质。生屑含量50%～90% ，生物类型主要为棘屑、腕足、蜓、有孔虫和介屑等，颗粒间多为泥晶充填，部分为粉晶充填，含量一般为10%～30% ，重结晶作用弱。孔隙不发育，仅见少量的生物体腔孔，铸模孔，难以形成优质储层，储集条件一般。

3 物性特征

3.1 白云岩

建南地区白云岩岩心孔隙度分析样品43块，孔隙度最大3.8% ，最小0.6% ，平均为1.75% ，孔隙度大于1.5% 的占65.1% ；渗透率分析样品41块，最大67.9×10－3μm2，最小0.003×10－3μm2，主要在0.003×10－3μm2～0.25×10－3μm2之间，其次在0.25×10－3μm2～10×10－3μm2之间（见图2），个别样品高渗透率为裂缝影响所致。

图2 白云岩储层物性直方图

3.2 （含）云质灰岩

建南地区（含）云质灰岩岩心孔隙度分析样品34块，孔隙度最大3.9%，最小0.24% ，平均1.58% ，孔隙度大于1.5% 占55.9% ；渗透率分析样品31块，最大200×10－3μm2，最小0.003×10－3μm2，一般在（0.003～0.25）×10－3μm2之间（见图3），个别样品高渗透率为裂缝影响所致。

图3 （含）云质灰岩储层物性直方图

3.3 生屑灰岩

建南地区生屑灰岩孔隙度分析样品111块，孔隙度最大5.3% ，最小0.2% ，平均值1.37% ，孔隙度小于1.5%的占63.2%；渗透率分析样品107块，最大64.9×10－3μm2，最小0.002×10－3μm2，一般在（0.002～0.25）×10－3μm2之间（见图4），部分样品受裂缝影响表现为高渗透率。

图4 生屑灰岩储层物性直方图

4 储渗空间特征

1）晶间孔（见图5a）。在长兴组细粉晶白云岩中普遍发育，由重结晶后白云石晶体杂乱排列形成。该类孔隙边界相对规则，为本区白云岩主要的孔隙类型，直径1mm～2mm居多，孔隙中常见沥青充填。

2）晶间溶孔（见图5b）。同样在长兴组细粉晶白云岩中普遍发育，常见于白云石晶体之间，为本区白云岩最重要的孔隙类型。此类孔隙由晶间孔溶蚀扩大而形成，孔隙形态复杂，大小不等，直径多小于2mm。该类孔隙的发育程度取决于白云岩化程度和后期溶蚀作用的强弱。有些层段虽然也发生有白云岩化作用，但其白云岩化作用不彻底，再加之后期溶蚀作用弱，也就少有晶间溶孔。

3）非组构性溶孔（见图5c）。在长兴组白云岩中可见此类孔隙发育，为晶间溶孔进一步溶蚀扩大而形成。这类孔隙形态不规则，大小不一，不受岩石结构控制，孔隙大小0.01mm～0.8mm不等，部分可见沥青充填。

图5 JP2井长兴组生物滩储层孔隙类型图

4）生物铸模孔（见图6a）。指生屑颗粒或生物壳体全部或部分被溶蚀所形成的孔，由各种生物被选择性溶蚀形成，不同类型的生屑溶蚀程度不同。孔径一般0.01mm～0.025mm，孔隙基本孤立，需要一定裂缝沟通才能形成有效储层。

5）溶洞（见图6b）。主要发育于白云岩中，溶蚀孔隙的直径大于2mm者一般称为溶洞。溶洞形态多不规则，直径以3cm～4cm为主，大者可达10cm。洞壁除有少量白云石、方解石及石英晶体生长外，大部未被充填，少数洞壁有少量沥青残余物质。

6）裂缝（见图6c）。由岩石在构造应力作用下破碎而形成。裂缝宽窄不一，多数小于10mm，部分被方解石或沥青充填，部分未被充填。建南构造长兴组裂缝较为发育，有效改善了岩石储集性能。

图6 JP7井长兴组生物滩储层孔隙类型图

5 孔隙结构特征

长兴组一共统计了101块毛管压力曲线测试资料，按照毛管压力曲线的形态，可以将长兴组生物滩储层孔隙结构分为Ⅱ类、Ⅲ类和Ⅳ类等以下3种类型（见图7）。

图7 长兴组生物滩储层毛管压力曲线

Ⅱ类:毛细管压力曲线见图7a，代表岩性为白云岩储层，储集空间主要为晶间溶孔和晶间孔，如JP2井3 876.61m细晶白云岩，孔隙度1.4%，渗透率为0.374×10－3μm2，排驱压力4.877 5Mpa，孔喉半径分布较为集中，孔隙喉道细小，平均孔喉半径0.047μm，中值孔喉半径0.053μm。

Ⅲ类:毛细管压力曲线见图7b，代表岩性为生屑灰岩或（含）云质灰岩储层，如JP2井3 865.82m生屑灰岩，孔隙度0.63%，渗透率0.007×10－3μm2，排驱压力8.285 8Mpa，孔喉半径分布较为集中，孔隙喉道微小，平均孔喉半径0.032μm，中值孔喉半径为0.026μm。

Ⅳ类:毛管压力曲线见图7c，代表岩性为致密性生屑灰岩及泥粉晶云岩储层，该类岩石具有排驱压力高、汞饱和度低、喉道微小、曲线高陡的特征，一般未达饱和度中值压力。如JP2井3 901.84m生屑灰岩，孔隙度0.88%，渗透率0.005×10－3μm2，排驱压力15.120 1Mpa，孔隙喉道微小，平均孔喉半径0.016μm。

6 储层评价

根据四川盆地碳酸盐岩储层评价标准（见表1），南高点生物滩储层类型以Ⅲ、Ⅳ类储层为主，为低孔－低渗储层和特低孔－低渗储层。

表1 四川盆地碳酸盐岩储层评价标准

Ⅲ类储层:为低孔－低渗储层。储集岩类主要为细、粉晶白云岩及（含）云质灰岩，储层孔隙度平均大于1.5% ，渗透率主要在（0.002～0.25）×10－3μm2之间；中值喉道半径一般大于0.04μm，以粗－细孔小喉为主，孔隙相对较发育，连通性较好，溶蚀作用及破裂作用较发育，为长兴组生物滩最有利储层。

Ⅳ类储层:主要为特低孔－低渗储层。储集岩类主要为生屑灰岩储层，孔隙度和渗透率均较小，孔隙度平均1.37%，渗透率一般在（0.002～0.25）×10－3μm2之间；中值喉道半径一般小于0.04μm，以微孔微喉为主，孔隙一般不发育，连通性较差，一般情况下难以成为储层，但在局部裂缝发育带可以提供渗流通道的前提下能够成为有效储层。

7 结论

1）建南气田长兴组生物滩气藏储层分布受沉积相控制，主要分布于台地边缘相及开阔台地相。

2）生物滩储层储集岩类主要为白云岩、（含）云质灰岩和生屑灰岩；白云岩、（含）云质灰岩储层主要为低孔－低渗储层，生屑灰岩主要为特低孔－低渗储层。

3）由于南高点长兴组生物滩储层整体储集物性比较致密，因此需要一定规模的天然裂缝沟通才能使储集性能变好。

［1］郑有恒，刘漪，徐鸿娟，等.鄂西渝东区晚二叠世长兴组沉积期沉积相及礁、滩分布规律［J］.石油天然气学报；2010，32（5）:31－35.

［2］秦军，陈玉明，伍宁南.建南地区生物礁滩储层预测的几点认识［J］.天然气勘探与开发，2010，33（3）:12－15.

［3］王丹，胡明毅，胡忠贵，等.建南地区长兴组礁滩储层特征及主控因素分析［J］.岩石矿物学杂志，2013，32（4）:538－548.