九龙山气田为极具特色的裂缝性致密砂砾岩储层。储层主体为厚层块状砾岩，砾径大，基质物性极差，裂缝发育且复杂多样。实践证明，裂缝可以有效改善储层物性，增加孔喉连通性，提高渗流能力，是砂砾岩油气藏的重要储集空间和渗流通道，因此开展储层特征研究对油气高效开发具有十分重要的指导作用^[1-3]。前人对致密砂岩储层裂缝的发育特征、控制因素及其渗流规律作了大量研究：刘树根等^[4]和卢虎胜等^[5]研究了厚层砂岩和砂泥岩互层岩石力学性质和裂缝形成机理；张惠良等^[6]、王俊鹏等^[7]、张博等^[8]研究了储层裂缝定量评价和裂缝描述方法；张博等^[9]、李世川等^[10]、王珂等^[11-12]研究了库车前陆盆地典型气田超深层致密砂岩储层裂缝发育特征及其形成主控因素；何鹏等^[13]、白斌等^[14]对九龙山气田须二段致密砂岩裂缝评价及其主控因素也进行了细致的研究。在砾岩储层裂缝发育控制因素及分布预测方面，也有学者曾进行了不同程度的研究。砾岩、砂砾岩储层在准噶尔盆地西北缘、四川盆地西部、渤海湾断陷盆地等地的冲积扇相带发育^[15-17]，但裂缝性砾岩、裂缝性砂砾岩储层比较少见，以四川九龙山珍珠冲组、剑阁区块须三段砾岩储层为典型代表，前人在珍珠冲砾岩裂缝地震预测^[18]，岩心、露头裂缝描述，裂缝对储层渗透性的贡献^[19-21]，储层敏感性^[22]等方面开展了研究，但是对于九龙山气田珍珠冲组储层，前人笼统以一个大层进行研究，对该气藏的主力含气层系认识不清楚，对裂缝的研究手段相对单一^[18-21]。

为了提高开发效果，对珍珠冲组进行高分辨率层序地层划分遇到对比，分析储层的沉积微相、岩石学特征及储集空间类型，结合岩心描述、铸体薄片观察、全直径岩心分析和成像测井解释等手段，对珍珠冲组裂缝性砂砾岩储层开展精细评价，以期确定天然气开发层系和有利开发区块。

九龙山气田位于四川盆地北部米仓山前缘隆起带与川西坳陷北部梓潼凹陷的交会部位，其主要含气层位为下侏罗统珍珠冲组，钻厚130~206 m，其下部为石英砂岩砾石、石英岩质砾石和少量燧石砾石、灰岩砾石组成的砾岩、砂砾岩地层，局部夹中细砂岩及薄层泥岩；其上部由数个浅灰或黄灰色细粒石英砂岩与黄绿色砂质泥岩、页岩韵律互层组成，该岩性段普遍夹薄煤层和煤线，富含菱铁矿结核，产有较丰富的陆相双壳类化石。

对于巨厚的冲积扇、扇三角洲砂砾岩地层，首先必须开展高分辨率层序地层划分，确定短期旋回与沉积微相及储层物性的对应关系，明确有利开发层系^[16]。依据钻测井资料，结合岩心描述成果，参考地震资料，完成了81口井的单井层序地层划分，编制了9条层序地层对比剖面，建立了珍珠冲组的高分辨率层序地层格架。将珍珠冲组划分为3个中期旋回（Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ）、6个短期旋回（Ⅰ1，Ⅱ1，Ⅱ2，Ⅱ3，Ⅲ1，Ⅲ2），每个短期旋回又细分为基准面上升/下降2个半旋回（图 1）。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 九龙山气田珍珠冲组层序地层划分柱状图 Fig. 1 Sequence stratigraphic division of zhenzhuchong Formation in Jiulongshan gas field

层序Ⅰ的底界为珍珠冲组与上三叠统须家河组之间的低角度不整合，地震剖面上具有上超充填/削截特征。九龙山地区须四、须五段全遭剥蚀，须三段亦遭受不同程度的剥蚀。由于古隆起的影响，层序Ⅰ仅发育在九龙山东南部的龙17—龙112—龙111—龙108井区，地层厚度为10~20 m，自然伽马曲线为箱形和钟形，底部发育一套白色砾岩和灰白色石英砂岩，中上部为褐灰色中—细砂岩夹薄层泥岩。层序界面之下为须三段暗色泥岩，具有高伽马、低电阻率特征。

层序Ⅱ为珍珠冲组砾岩、砂砾岩的主要发育层位，可细分出3个短期旋回（Ⅱ1，Ⅱ2，Ⅱ3），每个短期旋回的底部均发育砂砾岩底部冲刷面。元素俘获测井解释及岩心观察表明，层序Ⅱ2普遍发育钙质胶结物和灰岩砾石，与层序Ⅱ1，Ⅱ3的硅质胶结、石英质砾石形成明显区别。Ⅱ1主要为厚层砾岩、砂砾岩夹薄层砂岩，Ⅱ2，Ⅱ3的下部为砾岩、砂砾岩，上部为含砾砂岩、细砂岩夹薄层泥岩。巨厚砾岩发育在Ⅱ1，Ⅱ3及Ⅱ2的中下部。

层序Ⅲ对应于珍珠冲组上部的大套泥岩、砂质泥岩夹细砂岩，可细分为Ⅲ1，Ⅲ2等2个短期旋回，短期旋回的层序界面为加积（退积）/进积转换面，短期旋回内部发育湖泛面（进积/退积转换面），将其分割为基准面上升半旋回和基准面下降半旋回。

层序Ⅲ的顶界为珍珠冲组与上覆的下侏罗统东岳庙组之间的整合面。东岳庙组底部发育一套厚几米至数十米的细—中粒岩屑砂岩，底部发育冲刷面，其底界比较稳定和容易识别。层序Ⅲ的底界为沉积体系转换面，界面之上为层序Ⅲ的大套滨浅湖相泥岩、砂质泥岩夹细粒石英砂岩，界面之下为层序Ⅱ的扇三角洲相巨厚砾岩、砂砾岩。

川西北地区珍珠冲组发育冲积扇—扇三角洲—滨浅湖沉积，在九龙山和金子山地区发育2个大型扇三角洲，存在明显的地形坡折带，沉积物越过坡折带后快速卸载，形成巨厚块状砾岩。与准噶尔盆地西北缘相似，研究区发育同沉积逆断裂坡折^[17-18]，其控制了扇三角洲辫状水下分流河道砂砾岩体的分布。

在盆地边缘珍珠冲组露头发育湿地冲积扇沉积，形成巨厚砾岩层，显示泥石流沉积特征。以广元樊家岩白田坝剖面为例，冲积扇辫状河道之间主要为深灰色泥岩、黑色炭质泥岩、薄煤层、煤线组成的河间沼泽沉积，砂砾岩粒间主要为硅质胶结及少量黏土杂基充填，黏土杂基主要矿物成分为高岭石，反映冲积扇形成于潮湿—半潮湿气候。巨厚砾岩向上演变为砂砾岩、含砾砂岩、中细砂岩、泥质砂岩夹薄层泥岩，发育冲刷面，粒序层理，槽状、板状交错层理及平行层理，常见黄铁矿结核、菱铁矿结核及水下变形构造，显示水下还原环境扇三角洲前缘沉积特征（图 2）。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 珍珠冲组露头及岩心地质特征 （a）底部砾岩，冲刷充填，珍珠冲组，白田坝剖面；（b）砂砾岩，槽状交错层理，珍珠冲组白田坝剖面；（c）砾质水下分流河道，冲刷面，龙113井，3 342.23~3 342.53 m；（d）砾岩，珍珠冲组，龙119井，3 369.09~3 369.31 m；（e）砾质水下分流河道，砾石杂乱排列，龙113井，3 323.70~3 323.90 m；（f）砂质水下分流河道的底部砾岩，龙118井，4 040.30~4 041.20 m；（g）砂质水下分流河道，小型板状交错层理，龙113井，3 355.84~3 355.99 m；（h）分流间湾，泥质砂岩，龙118井，4 036.07~4 036.12 m；（i）分流间湾，黑色炭质泥岩，龙113井，3 318.84~3 319.04 m Fig. 2 Geological characteristics of outcrops and cores of Zhenzhuchong Formation

珍珠冲组Ⅰ，Ⅱ旋回为扇三角洲前缘沉积，发育厚层砾岩、砂砾岩夹中细砂岩。Ⅲ旋回为滨浅湖泥岩、粉砂质泥岩夹薄层中细砂岩，发育少量滩坝砂体。主要产气层为Ⅱ旋回砂砾岩储层，发育扇三角洲沉积，包含砾质及砂质水下分流河道、河口坝、分流间湾等沉积微相类型，辫状水下分流河道多层叠置形成巨厚的砾岩、砂砾岩体。

短期旋回Ⅱ1—Ⅱ3发育受北部物源控制的继承性较强的扇三角洲沉积体系，砾岩厚度受地形坡折带和主河道控制，Ⅱ2旋回泥岩夹层较厚，其砾岩厚度比Ⅱ1，Ⅱ3旋回薄，Ⅱ1，Ⅱ3旋回为砾岩储层主要发育层段（图 3）。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 龙106井—龙120井珍珠冲组沉积相对比剖面 Fig. 3 Sedimentary facies profile of Zhenzhuchong Formation across well Long106-Long120

基于高分辨率层序地层划分与对比、单井沉积相分析、岩心描述，以及砾岩厚度、砂岩厚度、砾地比、砂砾地比等单因素做图，并参考地震预测成果，编制了九龙山地区珍珠冲组各短期旋回的沉积相分布图（图 4）。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 九龙山地区珍珠冲组各短期旋回的沉积相分布及演化 Fig. 4 Distribution and evolution of sedimentary facies of short-term cycles of Zhenzhuchong Formation in Jiulongshan gas field

研究表明，砾岩厚度受地形坡折带和主河道控制，坡折带为北东—南西向，位于龙105—龙104—龙002-4—龙102—龙115—龙17井一带，坡折带下部及主河道带砾岩厚度相对较大，Ⅱ1—Ⅱ3发育2个受北部物源控制的继承性较强的扇三角洲沉积体系。

主河道带的砂砾地比> 0.8，砾地比> 0.6，至下游可降至0.5~0.6，发育厚层砾岩（30~50 m），属于砾质辫状水下分流河道叠置，偶夹薄层砂质水下分流河道砂体。分流间湾的砂砾地比＜0.4，砾地比＜0.2，发育厚层泥岩，夹薄层粉细砂岩，砂岩属于薄层砂质水下分流河道及砂质河口坝。河道侧翼介于二者之间，砂砾地比为0.4~0.7，砾地比为0.3~0.5，发育砾质及砂质水下分流河道砂体。

Ⅲ1旋回三角洲急剧萎缩，局部发育砂质水下分流河道及滨浅湖砂坝。Ⅲ2旋回为湖相沉积，滨浅湖砂坝零星分布。

九龙山气田珍珠冲组主要产气层为Ⅱ旋回的砾岩、含砾砂岩及砂岩储层。砾岩储层砾石体积分数约为75%，砾石成分单一，多为石英砂岩砾石，少量燧石砾、石英岩砾及泥砾，局部见碳酸盐砾石；砾石最大砾径为85 mm，平均为35~50 mm，呈次棱角—次圆状，砾间为不等粒碎屑颗粒和黏土杂基充填，颗粒充填物成分主要为石英、燧石及岩屑。含砾砂岩储层以含砾岩屑砂岩为主，砾石体积分数为5%~20%，成分以石英砂岩砾石为主，平均砾径为5~8 mm；除砾石外的碎屑颗粒成分以石英为主，约占65%，岩屑体积分数为20%~30%，长石体积分数为1%~2%；颗粒粒间胶结致密，其成分以硅质为主，还有少量黏土杂基。砂岩储层主要为细到中粒岩屑石英砂岩、岩屑砂岩，碎屑颗粒以石英、岩屑为主，石英体积分数为55%~80%，含有少量长石；岩屑成分主要为变质砂岩、变质石英岩、千枚岩、白云岩及燧石等，颗粒多呈线接触、压溶缝合接触等，颗粒胶结紧密，以硅质胶结和碳酸盐胶结为主。

九龙山气田珍珠冲组砂岩致密，有效储层主要为裂缝性砾岩、砂砾岩储层，储集空间类型为砾间溶孔（洞）、砾内溶孔、裂缝及裂缝扩容孔、晶间微孔、砾内原生孔等，可见裂缝连通砾内孔、砾间孔和裂缝相互连通的现象（图 5）。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 九龙山地区珍珠冲组各短期旋回的沉积相分布及演化 （a）裂缝相互连通，网状缝，龙105井，3 279.3 m，铸体薄片，单偏光；（b）溶蚀小孔洞，与裂缝连通，龙107井，3 356.9 m，铸体薄片，单偏光；（c）砾内残余原生孔隙，发育微裂缝，龙118井，4 033.87 m，铸体薄片，单偏光；（d）粒间溶蚀孔洞，龙14井，3 043.5 m，铸体薄片，单偏光；（e）砾内岩屑溶孔，龙118井，4 039.34 m，铸体薄片，单偏光；（f）砾缘缝遭受溶蚀，龙14井，3 018.2 m，铸体薄片，单偏光 Fig. 5 Distribution and evolution of sedimentary facies of short-term cycles of Zhenzhuchong Formation in Jiulongshan gas field

压汞资料表明，珍珠冲组储层排驱压力为0.027 5~10.318 0 MPa，排驱压力> 5 MPa的占比为64.54%，反映珍珠冲组储层孔隙度、渗透率整体较差，孔隙喉道偏细。最大孔喉半径为0.071~26.760 μm，＜0.1 μm的样品占比为50%，＜1μm的样品占比为91.67%，样品最大孔喉半径均较小，渗流能力较差。最大进汞饱和度分布区间分散，进汞饱和度＜60%的样品占比为53.85%，反映有效孔隙体积相对较低，储集性能较差。分选系数为0.95~4.86，峰值为1~2，分选系数＜2的样品占比为84.62%，反映砂砾岩储层颗粒分选程度较差。

珍珠冲组储层具有低孔、低渗特征，裂缝发育有效地改善了储层物性，主要为裂缝-孔隙型储层，局部发育孔隙-裂缝型储层。

（1）孔隙度分布

通过对148块全直径岩心样品的实验分析表明，岩心分析孔隙度相对较低，为1.5%~6.5%，主峰为2%~4.5%，孔隙度> 2.5%的样品占比为56.03%。Ⅱ1旋回孔隙度较低，孔隙度> 3%的样品占比仅为22.53%，Ⅱ2，Ⅱ3旋回孔隙度> 3%的样品占比分别为88.1%和82.86%（图 6）。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 九龙山气田珍珠冲组全直径岩心样品孔隙度分布图 Fig. 6 Porosity distribution of full diameter core analysis of Zhenzhuchong Formation in Jiulongshan gas field

（2）渗透率分布

通过对138个全直径岩心样品水平渗透率分析和142个全直径岩心样品垂直渗透率分析可知[图 7（a）]，水平渗透率为0.000 6~517.980 0 mD，主峰值为1~100 mD，> 1 mD的样品占比为84.67%；垂直渗透率为0.000 029~81.330 000 mD，主峰值为0.01~1.00 mD，> 1 mD的样品占比仅为29.2%，储层的水平渗透率明显高于垂直渗透率，分析认为，水平渗透率较高与砂砾岩低角度层理及低角度裂缝的发育有关。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 九龙山气田珍珠冲组全直径岩心孔隙度、渗透率分析统计图 Fig. 7 Porosity and permeability of full diameter core analysis of Zhenzhuchong Formation in Jiulongshan gas field

Ⅱ1旋回储层全直径岩心样品的水平渗透率为0.1~50.0 mD，> 1 mD的样品占比为69.57%；垂直渗透率为0.01~5.00 mD，> 1 mD的样品占比为28.57%。Ⅱ2旋回全直径岩心样品水平渗透率为1~500 mD，> 1 mD的样品占比为90.24%；垂直渗透率为0.01~5.00 mD，> 1 mD的样品占比为35.71%。Ⅱ3旋回全直径岩心样品水平渗透率为1~500 mD，> 1 mD的样品占比为81.48%；垂直渗透率为0.1~10.0 mD，>1 mD的样品占比为33.33%[图 7（b）-（c）]。

总体上珍珠冲组储层孔隙度为2.0%~4.5%，水平渗透率为1~100 mD，远大于垂直渗透率。

（3）孔渗关系

珍珠冲组全直径岩心样品孔隙度-渗透率关系图反映出水平渗透率、垂直渗透率与孔隙度略呈正相关[图 7（d）]，但相关性较差，表明储层物性不完全受孔隙度控制，裂缝发育显著改善了储层物性，使其在较差的孔隙条件下仍然具有较好的渗透性。

根据岩心以及FMI成像测井资料综合分析，珍珠冲组裂缝成因类型包括构造裂缝、成岩裂缝以及原岩裂缝3种，主要类型为构造剪切裂缝^[11]。裂缝按产状可划分为低角度缝（包括水平缝）、斜交缝、高角度缝、网状缝、穿砾缝、砾内缝、砾缘缝等7种类型，主要发育低角度缝、网状缝和穿砾缝（图 8）。这3种类型裂缝均为构造成因的剪切裂缝，其规模相对较大，延伸较长，不受砾石限制。多种类型裂缝共同组成的网状系统极大地提高了砂砾岩储层的渗流能力。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 九龙山气田珍珠冲组岩心裂缝特征 （a）斜交裂缝，龙119井，3 368.27~3 368.36 m；（b）水平缝、网状缝，龙001-U2井，3 113.72~3 113.85 m；（c）网状缝、砾缘缝、穿砾缝、砾内缝，龙105井，3 359.15~3 359.26 m；（d）水平缝、网状缝、穿砾缝、砾缘缝，龙105井，3 274.67~3 274.74 m；（e）低角度缝、穿砾缝、砾缘缝、砾内缝，龙110井，3 301.78~3 302.03 m；（f）低角度缝、穿砾缝、高角度缝，龙110井，3 280.60~3 280.80 m Fig. 8 Core fracture characteristics of Zhenzhuchong Formation in Jiulongshan gas field

对11口井珍珠冲组Ⅱ旋回岩心裂缝的观察和统计结果表明（图 9），裂缝主要发育在石英砾石中，燧石砾石中裂缝不发育。岩心裂缝以低角度缝为主，裂缝密度为4.75~281.25条/m，主要集中在10~50条/m，密度＜40条/m的占低角度缝总数的81.25%。高角度缝和斜交缝发育程度相对较差，高角度缝密度0.93~67.86条/m，＜20条/m的占比为82.35%，斜交缝密度为3.75~71.79条/m，＜20条/m的占比为79.27%。分别对Ⅱ旋回3个小层进行裂缝密度分析，发现Ⅱ3旋回的岩心裂缝密度高于Ⅱ1，Ⅱ2旋回，低角度缝密度大于高角度缝与斜交缝密度。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 九龙山气田珍珠冲组Ⅱ旋回岩心裂缝密度直方图 Fig. 9 Core fracture density histograms of cycle Ⅱ of Zhenzhuchong Formation in Jiulongshan gas field

岩心观察、钻井显示（气侵、井漏）、成像测井及试气成果等方面均反映九龙山气田珍珠冲组储层裂缝发育，但分布不均，裂缝对气井产量具有重要控制作用。

利用珍珠冲组Ⅱ旋回15口井FMI成像测井数据解释计算得到裂缝渗透率为0.13~8.10 mD，> 1 mD的样品占比为43.75%（图 10）。其中Ⅱ1小层裂缝渗透率＜0.6 mD，龙107井、龙119井、龙104井及龙111井裂缝渗透率达3~8 mD；Ⅱ2小层的计算渗透率＜0.4 mD，仅龙110井达1.24 mD；Ⅱ3小层裂缝发育程度较高，大部分井计算裂缝渗透率> 1 mD，最高达7.3 mD；Ⅱ3小层的裂缝渗透率高于Ⅱ1小层，Ⅱ2小层裂缝渗透率较低。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 九龙山气田珍珠冲组Ⅱ1，Ⅱ2，Ⅱ3小层成像测井计算裂缝渗透率统计直方图 Fig. 10 Image logging interpreted fracture permeability histograms of the short-term cycles of Ⅱ1, Ⅱ2, Ⅱ3 of Zhenzhuchong Formation in Jiulongshan gas field

基于曲率和相干属性，对九龙山气田珍珠冲组Ⅱ旋回开展裂缝分布预测，并将单井成像测井裂缝渗透率解释成果与裂缝分布预测图叠合（图 11），其中的暗色区域为裂缝发育区，红色柱子显示裂缝渗透率高低。从图 11可以看出，裂缝发育主要受NNE向断裂控制，局部发育与之共轭的NNW向剪切断裂，九龙山构造主体部位比其东部的倾伏端裂缝更为发育（图 11）。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 九龙山气田珍珠冲组Ⅱ旋回裂缝分布地震预测与成像测井裂缝渗透率解释叠合图 Fig. 11 Overlay of image logging interpreted fracture-permeability and seismically predicted fracture distribution of middle-term cycle Ⅱ of Zhenzhuchong Formation in Jiulongshan gas field

从前面的沉积旋回划分、储层特征及物性分布可以看出：九龙山气田珍珠冲组储层类型主要为裂缝性砂砾岩储层。中期旋回Ⅰ的地层厚度为10~20 m，仅发育在九龙山构造东南部的局部井区，砂砾岩厚度薄，分布局限。中期旋回Ⅲ为滨浅湖及三角洲前缘沉积，发育薄层的砂质水下分流河道、河口坝及滩坝砂体，岩性为中细粒岩屑砂岩、岩屑石英砂岩，遭受了强烈的压实和碳酸盐胶结作用，岩性致密，物性较差，仅局部发育较薄的有效储层。中期旋回Ⅱ发育巨厚的扇三角洲前缘砂砾岩体，也是珍珠冲组的主要储层发育层段。由于短期旋回Ⅱ2的泥岩夹层较厚，其砾岩厚度比Ⅱ1，Ⅱ3旋回薄，且短期旋回Ⅱ2普遍发育钙质胶结物和灰岩砾石，其储层物性比Ⅱ1，Ⅱ3旋回差。Ⅱ1，Ⅱ3旋回的砾石成分主要为石英砂岩砾石、石英岩质砾石，粒间发育硅质胶结和少量黏土杂基充填，Ⅱ1，Ⅱ3旋回的石英质砾石和硅质胶结砾岩比Ⅱ2旋回的灰岩砾石和碳酸盐胶结砾岩脆性更大，裂缝更发育，渗透率更高，为珍珠冲组气藏有利的开发层系。

根据储层渗透率、孔隙度、裂缝密度、有效厚度、构造背景、试气产量等因素，建立了珍珠冲组各短期旋回的有利区块评价标准（表 1），对九龙山气田珍珠冲组进行短期旋回开发有利区块评价与优选。Ⅱ1，Ⅱ2，Ⅱ3及Ⅲ1短期旋回共评价出4个一类有利区块，计算储量为65.98亿m³；8个二类有利区，计算储量约149.52亿m³，一类、二类有利区计算总储量为215.50亿m³。从表 2可以看出，有效储层和天然气储量主要分布在Ⅱ3小层和Ⅱ1小层，且Ⅱ3小层优于Ⅱ1小层。Ⅱ2小层储量仅有二类储量6.26亿m³，Ⅲ1小层仅有二类储量0.45亿m³。

表 1(Table 1)

表 1 九龙山气田珍珠冲组短期旋回有利区评价标准 Table 1 Favorable area evaluation standard of short-term cycle of Zhenzhuchong Formation in Jiulongshan gas field 类型 渗透率/mD 孔隙度/ % 裂缝密度/（条·m-1） 试气产量/（万m3·d-1） 有效厚度/m 构造背景 评价 一类 ≥5.00 2.5~6.5 20~90，一般40左右 ＞5 ＞15 构造主体 最有利 二类 0.50~5.00 2.5~3.5 20~40，一般30左右 2~5 10~15 构造主体及外围斜坡 有利 三类 0.02~0.50 2.0~2.5 10~30 1~2 5~10 构造主体及外围斜坡 有潜力

下载CSV 表 1 九龙山气田珍珠冲组短期旋回有利区评价标准 Table 1 Favorable area evaluation standard of short-term cycle of Zhenzhuchong Formation in Jiulongshan gas field

表 2(Table 2)

表 2 九龙山气田珍珠冲组短期旋回有利区评价结果 Table 2 Favorable area evaluation result of short-term cycles of Zhenzhuchong Formation in Jiulongshan gas field 层位 有利区 井区 面积/km2 有效厚度/m 孔隙度/ % Sg / % 体积系数 储量/亿m3 Ⅲ1 二类有利区 龙002-4井区 0.8 7.9 3.6 0.58 0.002 94 0.45 Ⅱ3 二类有利区 龙002-4井区 22.1 17.7 4.4 0.65 0.002 94 38.05 龙105井区 4.9 16.4 2.7 0.62 0.002 94 4.58 二类有利区 龙001-U2井区 21.3 22.9 3.2 0.59 0.002 94 31.32 龙112井区 20.5 28.9 2.7 0.64 0.002 94 34.82 龙113井区 14.6 12.2 2.9 0.65 0.002 94 11.42 Ⅱ2 二类有利区 龙105井区 10.3 10.1 2.6 0.68 0.002 94 6.26 Ⅱ1 一类有利区 龙002-4井区 15.4 18.7 3.3 0.63 0.002 94 20.36 龙105井区 4.4 12.3 2.5 0.65 0.002 94 2.99 二类有利区 龙002-10-1井区 26.3 18.9 3.1 0.58 0.002 94 30.40 龙102井区 13.6 21.7 2.8 0.72 0.002 94 20.24 龙113井区 14.6 15.8 2.7 0.69 0.002 94 14.62

下载CSV 表 2 九龙山气田珍珠冲组短期旋回有利区评价结果 Table 2 Favorable area evaluation result of short-term cycles of Zhenzhuchong Formation in Jiulongshan gas field

通过单层评价，多层叠合，综合优选九龙山气田珍珠冲组的有利开发区块，共优选出2个一类有利区和3个二类有利区，计算储量约为244.69亿m³（表 3，图 12）。

表 3(Table 3)

表 3 九龙山气田珍珠冲组开发有利区评价结果 Table 3 Favorable area evaluation result of Zhenzhuchong Formation in Jiulongshan gas field 层位 有利区 井区 面积/km2 厚度/m 孔隙度/ % Sg / % 体积系数 储量/亿m3 珍珠冲组 一类有利区 A.龙002-4井区 19.1 38.9 3.5 0.64 0.002 94 56061 B.龙105井区 3.7 35.9 2.9 0.67 0.002 94 8.78 二类有利区 C.龙002-10-1井区 34.6 39.3 3.3 0.61 0.002 94 93.10 D.龙102井区 23.8 39.3 2.8 0.69 0.002 94 61.47 E.龙113井区 13.9 28.5 2.7 0.68 0.002 94 24.74

下载CSV 表 3 九龙山气田珍珠冲组开发有利区评价结果 Table 3 Favorable area evaluation result of Zhenzhuchong Formation in Jiulongshan gas field

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 九龙山气田珍珠冲组有效储层厚度分布及有利区块评价图 Fig. 12 Effective reservoir thickness distribution and favorable area evaluation of Zhenzhuchong Formation in Jiulongshan gas field

一类有利区受构造和砾质水下分流河道双重控制，发育于构造高点或裂缝发育部位，而二类有利区受岩性及裂缝控制，分布于外围斜坡。

基于井间干扰、压力分布、构造背景、储层及裂缝发育情况，初步将九龙山气田划分为4个压力系统：①构造主体区（包括有利区A和C），原始地层压力为50.22~53.93 MPa，压力系数为1.74~1.75，位于主河道带，以Ⅰ，Ⅱ类储层为主，有效储层厚度位30~50 m；②龙105井区（有利区B），原始地层压力为64.94 MPa，压力系数为2.03，明显高于其他井区，发育Ⅰ类储层，位于水下分流河道，储层厚度为20~35 m，分布范围相对局限；③龙102—龙112井区（有利区D），龙112井压力为58.99 MPa，压力系数为1.71，位于主河道带、发育Ⅱ，Ⅲ类储层，储层厚度为20~30 m；④龙113—龙17井区（有利区D），位于主河道带及其侧翼，主要为Ⅱ，Ⅲ类储层，储层厚度为10~20 m。

在九龙山气田珍珠冲组气藏开发部署方面，建议立足构造主体，逐步向外围扩展：优先开发构造主体（龙002-4井区），向构造外围（龙001-U2—龙104井区）拓展；工区东部龙102—龙112井区储层及含气性较好、储层厚度较大，属于东部主河道带，为现实的接替区块；西南部的龙105井区储层好、单井产量和气藏压力高、值得重视。

（1）珍珠冲组被划分为3个中期旋回、6个短期旋回，发育受北部物源控制的继承性较强的扇三角洲沉积体系，有利储层为Ⅱ旋回扇三角洲前缘辫状水下分流河道多层叠置形成的巨厚砂砾岩体，砂砾岩厚度受地形坡折带和主河道带控制。

（2）珍珠冲组砂岩致密，有效储层主要为裂缝性砾岩、砂砾岩储层，砾石成分以石英砂岩砾石为主，含少量燧石砾、石英岩砾及泥砾；为裂缝-孔隙型储层，储集空间为砾间溶孔（洞）、砾内溶孔、裂缝及裂缝扩容孔、晶间微孔、砾内原生孔等。

（3）发育低角度缝、斜交缝、网状缝、穿砾缝、砾缘缝等多种裂缝，显著改善了储层的渗流能力。全直径岩心分析表明，珍珠冲组储层孔隙度主峰为2.0%~4.5%，水平渗透率主峰为1~100 mD，垂直渗透率主峰值为0.01~1.00 mD，水平渗透率高于垂直渗透率。

（4）对Ⅱ旋回3个小层进行了岩心裂缝密度分析和成像测井裂缝解释，裂缝发育程度、储层物性及含气性均反映出Ⅱ3，Ⅱ1小层较好，为2个有利开发层系，且Ⅱ3小层优于Ⅱ1小层。

（5）根据储层渗透率、孔隙度、裂缝密度、有效厚度，构造背景、试气产量等因素，建立了有利区块评价标准，通过单层评价，多层叠合，优选出2个一类有利区和3个二类有利区，计算储量约为244.69亿m³。有利区分布受九龙山构造主体、水下分流河道砂砾岩体及裂缝发育程度三重因素控制。