花岗岩潜山油藏储层的结构特征研究——以渤海沙垒田凸起周边油田为例

花岗岩潜山油藏储层的结构特征研究——以渤海沙垒田凸起周边油田为例刘洪洲; 汪跃; 姜永; 李振鹏; 吴浩君【期刊名称】《《重庆科技学院学报（自然科学版）》》【年(卷),期】2019(021)005【总页数】5页(P1-5)【关键词】沙垒田凸起; 花岗岩潜山油藏; 储层结构; 曹妃甸油气田【作者】刘洪洲; 汪跃; 姜永; 李振鹏; 吴浩君【作者单位】中海石油天津分公司渤海石油研究院天津 300459【正文语种】中文【中图分类】TE122基岩潜山是由变质岩或火成岩组合的古老地层。

其中，花岗岩潜山油藏在油气勘探开发中所占比重虽然不大，但在某些盆地已成为重要的勘探目标。

越南湄公河盆地的白虎油田是世界上最大的花岗岩油田，在2002—2007年间的平均产油量达1 330×104 ta，其中90%来自基岩潜山[1]。

我国在辽河坳陷于1972年发现了第一个潜山油田——兴隆台油田；1982年在大民屯凹陷部署的胜3井，在太古界混合花岗岩储层中获得工业油流[2-3]。

2012年在渤海东部发现的花岗岩潜山油藏——蓬莱9-1油田，钻探19口井，落实探明石油地质储量近2×108 m3 [4]。

锦州25-1南油田是我国在渤海海域投产的大型混合花岗岩潜山油气藏，探明石油地质储量约7 772×104 m3，天然气地质储量约136×108 m3[5]。

近年来国内有不少学者对花岗质基岩潜山储层进行了研究。

如有的学者在研究乍得Bongor盆地花岗质基岩潜山储层特征时，将其划分为风化淋滤带、缝洞发育带、半充填裂缝发育带和致密带[6]；有的学者将辽河坳陷兴隆台古潜山，划分为表生淋滤型和深部裂缝型[2]；有的学者将渤海锦州25-1S油田的变质花岗岩潜山，划分为风化黏土层、半风化壳上段与半风化壳下段和基岩致密带[7]。

有关研究多是基于储层发育特征及油气成藏规律的探讨，而对储层结构及其对油田开发的影响研究较少。

本次研究，以渤海海域沙垒田凸起周边投产的中小型花岗岩潜山油田为例，根据岩心观察、薄片鉴定、成像测井及油田开发动态资料等，探讨了花岗质基岩潜山储层结构及水淹机制。

1 花岗岩潜山储层结构特征渤海海域的沙垒田凸起是位于埕宁隆起之上的二级构造单元，盖层主要为上第三系，斜坡部位有少量东营组地层，基底岩石大部分属前寒武纪。

凸起区大面积分布的黑云母二长花岗岩，曾长期处于地表风化环境，又经过多期构造活动，破碎带比较发育，是花岗岩型油藏储集空间发育的良好场所。

花岗岩基底潜山，早期在构造应力、压力卸载等作用下，上部的岩石易碎裂，形成裂缝；后期经过长时期的物理化学风化，大气和水沿裂缝进入内部，对裂缝进行溶蚀、改造。

在风化壳的剥蚀搬运作用较弱时，发育完整的风化壳结构得以保留；而在风化速度小于剥蚀搬运速度时，风化残积物刚形成即被搬运走，风化壳中只发育半风化岩石。

由于受风化作用的程度不同，储集层类型由潜山上部的裂缝-孔隙型，向下逐渐过渡为孔隙-裂缝型、裂缝型。

潜山上部受风化剥蚀作用强烈，主要发育裂缝-孔隙型储层，岩石破碎，结构疏松，储集空间主要以粒间孔、溶蚀孔为主，发育大量网状缝、微裂缝(见图1)。

测井特征表现为低电阻率、高中子、低密度，曲线幅度值差异较大，呈锯齿状。

据测井解释，孔隙度平均在10%左右，试井渗透率可达1 800×10-3 μm2，为高孔、特高渗储层。

钻井过程中出现多次钻具放空和钻井液漏失现象。

潜山顶部物性较差，充填程度较高，充填物多为泥质、硅质、钙质。

图1 花岗岩潜山上部储层特征(CFDX-1井)潜山下部主要发育孔隙-裂缝型、裂缝型储层，岩石结构完整，断裂及构造缝发育，以大型中高倾角裂缝为主(见图2)。

据测井解释，孔隙度不到3%，渗透率不超过0.1×10-3 μm2，为特低孔、特低渗储层。

但在沙垒田凸起钻遇潜山裂缝型储层，同样出现了钻具放空和钻井液漏失现象，漏失量甚至达2.5×104 m3。

图2 花岗岩潜山下部储层特征(CFDX-1井)因此，深部的断裂及大型中高倾角裂缝带，可能成为该类储层主要的储集空间和导流通道。

野外考察花岗岩潜山地质模式时也发现，在风化壳下部发育高倾角构造缝。

这些高倾角构造缝规模较大，纵向上上下连通，平面上相互切割，延伸较远(见图3)。

花岗岩潜山深部断裂型储层，断裂和裂缝发育，为有效储集层[2]。

图3 内蒙古凉城岱海地区野外的花岗岩2 细粒充填带的发育机制及主控因素花岗岩潜山储层顶部往往发育细粒充填带。

这是由于在埋藏早期，潜山顶部受侵蚀、剥蚀作用，水携带黏土、矿物沿着潜山不整合面流向古地貌低部位，造成古地貌低部位的孔洞缝被严重充填而形成的(见图4)。

因此，古地貌对细粒充填带的发育和展布具有控制作用。

古地貌地势越低，细粒物沉积作用越强烈，裂缝充填程度越高。

图4 花岗岩潜山顶部细粒充填带发育模式示意以曹妃甸X油田为例。

其潜山储层顶部主要以物理风化缝和溶蚀孔隙为主，为裂缝-孔隙型储层[8]，厚度在50 m左右。

古地貌低部位的岩心资料及扫描电镜观察结果显示，孔、缝的黏土化、化学胶结极为严重。

处于古地貌高部位的CFDX-1井，在潜山顶部2 800 — 2 817m段的测试资料显示，压差为0.512 MPa，日产油470.69 m3，日产气5 625.00 m3。

处于古地貌低部位的CFDX-2D井，在潜山顶部 2 809 — 2 830 m段的测试资料显示，压差为4.153 MPa，日产液仅21.64 m3；后期在CFDX-2D井原轨迹基础上向下加深钻进6.5 m，井轨迹为CFDX-2DS，生产测试压差为1.995 MPa，日产油361.10 m3，日产气5 743.00 m3(见图5)。

这说明该油田的花岗岩潜山顶部储层段，在古地貌高部位的物性较好，是有利的储集空间；在古地貌低部位，潜山顶部约 20 m厚的储层已被泥质、硅质等细粒物严重充填，属于物性较差的储集层。

图5 曹妃甸X油田油藏特征及钻井示意3 油田开发情况曹妃甸A油气田发育于沙垒田凸起斜坡带上，是东三段底部砂砾岩层直接披覆于花岗岩潜山之上的复合油气藏。

资料表明，花岗岩潜山油藏储层结构与曹妃甸X 油田基本一致。

其上部的砂砾岩厚度为10～50 m，测井孔隙度平均15%，渗透率平均为50×10-3 μm2；下部为典型的花岗岩潜山储层，纵向上具有分带性，储集空间由裂缝-孔隙型向裂缝型过渡。

根据常规认识，砂砾岩与潜山为一套油水系统，按一套层系开发，开发过程受到潜山和砂砾岩的共同影响。

根据成像、阵列声波等测井资料，分析曹妃甸A油气田储层裂缝发育特征。

该油气田潜山储层下部裂缝段发育大量高倾角构造缝。

如E1井，在垂深 3 775 — 3 993 m井段共发现16层112 m裂缝段，总裂缝密度为1.4～3.5条m，平均2条m；相对有效裂缝密度仅为0.03～1.17条m，平均0.34条m，有效裂缝段共13层89.5 m，占总裂缝段的79.9%。

裂缝产状南倾为主，其次为北倾和西倾，局部有南北共轭缝。

其中，近东西走向的裂缝约占总裂缝的60%，该走向裂缝密度为0.2～2.6条m，平均1.2条m，裂缝倾角一般在70°左右。

这些高倾角构造缝是油田开发中沟通底水、造成含水率迅速上升的重要通道[9-14]，而潜山顶部的细粒充填带可以作为底水锥进的天然屏障。

运用恢复油田古地貌的方法，对潜山顶部细粒充填带的有利发育区域进行预测。

曹妃甸A油气田东三段沉积巨厚泥岩。

以东三段顶为标志层，利用层拉平技术，对油田古地貌进行恢复，结果表现为北高南低的形态。

E2、E6井区在高部位，E5井在古地貌斜坡带，E3、E4井在该区沉积的低部位(见图6)。

根据古地貌对细粒充填带的控制作用，E2、E6井区位于古地貌高部位，细粒充填带不发育；E3、E4井区位于古地貌低部位，细粒充填最为严重；E5井区位于古地貌的斜坡区，裂缝充填程度介于E2、E3井区之间。

图6 曹妃甸A油气田东三期沉积古地貌细粒充填带的发育程度与高倾角裂缝的底水锥进程度关系密切。

以北部古地貌高部位的E2井和低部位的E4井为例。

E2井的无水产气期仅100～130 d，累计采气(0.08～0.17)×108 m3，生产井即出现暴性水淹。

E4井的无水产气期为1 300 d，累计采气4.1×108 m3，经历了相当长的无水采气期。

处于古地貌低部位的E3、E4井区，潜山顶部发育细粒充填带，其阻隔作用导致直接披覆于潜山上部的砂砾岩层未遭水淹。

因此，E3、E4井区潜山上部的砂砾岩层，应该是该油田下一步开发调整的主要方向。

4 结语花岗岩基岩潜山受风化作用程度不同，储集层类型由潜山上部的裂缝-孔隙型向下逐渐过渡为孔隙-裂缝型、裂缝型。

其中，裂缝-孔隙型储层受剥蚀作用强烈，孔洞缝大量发育，储层物性好；孔隙-裂缝型、裂缝型储层，表现为致密的花岗岩基质内部受断裂节理作用影响而发育大量中高倾角裂缝，这些裂缝成为储水空间和沟通底水的主要通道。

花岗岩潜山储层顶部，因早期流水搬运携带的黏土、矿物充填而形成细粒充填带。

古地貌是充填程度的主控因素，古地貌地势越低，细粒物沉积作用越强烈，裂缝充填程度越高。

曹妃甸A油气田是砂砾岩直接披覆于基岩潜山之上的复合油气藏。

开发实践表明，开采动态与潜山顶部细粒充填带的发育程度具有明显的相关性：古地貌高部位细粒充填带不发育，生产井投产3个月即出现暴性水淹；古地貌低部位细粒充填带较为发育，这里的生产井见水时间晚，采出程度高。

因此，细粒充填带是阻碍底水突进的天然屏障，古地貌低部位的砂砾岩层应该是油田下一步开发调整的主要方向。

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