南加蓬次盆L气田盐胶结储层特征分析与识别

张 磊

(中国海洋石油国际有限公司，北京 100010)

0 引 言

西非深水盐下储层是近年来油气勘探的热点。L气田位于南加蓬次盆深水区，钻井揭示盐下储层岩性为砂岩，储层岩芯孔隙度平均值约为14%，渗透率平均值为3 mD，呈中孔低渗特征。岩芯分析表明地层主要存在2种胶结形式，即泥质胶结与盐胶结，局部有少量碳酸盐岩胶结，盐胶结是导致储层物性变差的主要原因之一。

也门Azal油田盐胶结储层评价时发现，盐胶结会使孔隙度明显降低(Gardner et al., 1980；Huurdeman et al., 1991)，利用三孔隙度曲线可以定性识别盐胶结，从而为研究盐胶结分布提供依据，国内鲜有盐胶结类型的复杂储层评价相关实例。

研究区地层水矿化度高，取样水分析显示矿化度为360 g/L,砂岩与盐岩通过断面对接导致卤水进入是盐下砂岩储层发育盐胶结作用的主要成因(饶勇等，2018；阳怀忠等，2018)。不同成岩阶段孔隙的差异性直接导致了储层物性的好坏，由于盐胶结形成于成岩晚期，不利于原生孔隙的保存，对储层孔隙连通性产生较大影响，造成储层物性变差(邵晓州等，2018；雒斌，2019)。然而，盐岩密度仅为2.1 g/cm3,明显低于砂岩骨架密度，盐胶结的存在造成密度曲线偏低，密度测井计算孔隙度较岩芯分析值偏大。在盐胶结砂岩储层中，孔隙度难以用传统的中子-密度方法准确计算，岩芯分析孔渗关系也显示不同胶结类型的储层渗透性截然不同。由于孔隙度难以准确计算，严重制约了储层评价等工作(谭伟等，2020)，因此盐胶结的识别及孔隙度评价是L气田储层评价的关键。……