準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷東斜坡二疊系梧桐溝組儲(chǔ)層特征及影響因素

孫 靖，王 斌，薛晶晶

（中國(guó)石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院）

準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷東斜坡二疊系梧桐溝組儲(chǔ)層特征及影響因素

孫 靖，王 斌，薛晶晶

（中國(guó)石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院）

依據(jù)儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué)的基本理論和研究方法，綜合運(yùn)用鉆井、測(cè)井以及分析化驗(yàn)資料，對(duì)準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷東斜坡二疊系梧桐溝組進(jìn)行了儲(chǔ)層特征研究和影響因素分析。研究表明，儲(chǔ)層孔隙度相對(duì)較高，而滲透率相對(duì)較低；孔喉類型主要為中孔-細(xì)喉型，且連通性相對(duì)較差；儲(chǔ)層物性的影響因素為沉積相和成巖作用，其中壓實(shí)作用是最主要的減孔因素，膠結(jié)作用是造成儲(chǔ)層滲透率低的主要原因；相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育的有利區(qū)帶為辮狀河三角洲平原的辮狀河道砂體和辮狀河三角洲前緣的水下分流河道砂體。

儲(chǔ)層特征；影響因素；梧桐溝組；東斜坡；吉木薩爾凹陷

1 概況

吉木薩爾凹陷位于準(zhǔn)噶爾盆地東部的東南緣，北界為吉木薩爾斷裂，南界為三臺(tái)斷裂，西界為老莊灣斷裂和西地?cái)嗔眩驏|逐漸過渡為奇臺(tái)凸起，是一個(gè)西深東淺、西斷東超的箕狀凹陷，研究區(qū)位于吉木薩爾凹陷的東斜坡（圖1）。該凹陷自下而上發(fā)育了自上石炭統(tǒng)—第四系的多套沉積巖系，地層厚度由西向東逐漸變薄。其中，二疊系梧桐溝組在研究區(qū)普遍分布，巖性以灰色砂巖、粉砂巖及含礫砂巖為主（表1）。目前，該凹陷共有3口井獲得工業(yè)油流，梧桐溝組僅有吉17井區(qū)提交預(yù)測(cè)石油地質(zhì)儲(chǔ)量3 230萬t。因此，區(qū)內(nèi)梧桐溝組勘探潛力巨大。

圖1 吉木薩爾凹陷東斜坡位置圖Fig.1 Location map of the eastern slope of Jimusar Sag

表1 吉木薩爾凹陷二疊系地層表Table 1 Stratigraphic scale of Permian in Jimusar Sag

2 儲(chǔ)層特征

2.1 儲(chǔ)層物性特征

據(jù)研究區(qū)近10口井的物性數(shù)據(jù)分析結(jié)果，梧桐溝組儲(chǔ)層孔隙度介于3.82%～24.94%，平均為15.07%；滲透率介于0.003～473.78 mD，平均為1.22 mD。總體上孔隙度相對(duì)較高，滲透率相對(duì)較低。同時(shí)，不同巖石類型中物性總體上較好的是礫狀砂巖和細(xì)礫巖，其次是中砂巖和砂礫巖。在儲(chǔ)層物性變化方面，孔隙度和滲透率基本上隨著深度的增大而減小，無明顯次生孔隙發(fā)育帶。

2.2 儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征

梧桐溝組儲(chǔ)層孔隙形態(tài)多樣，形狀不規(guī)則，主要為中孔；孔喉分選較差，以細(xì)喉道為主，孔喉連通性較差。儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)總體特征為中孔-細(xì)喉，且連通性相對(duì)較差（表2、圖版Ⅰ、圖2）。

表2 研究區(qū)梧桐溝組儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)參數(shù)統(tǒng)計(jì)分析表Table 2 Statistical analysis of reservoir structural parameters of Wutonggou Formation in the study area

圖2 研究區(qū)梧桐溝組儲(chǔ)層毛管壓力曲線Fig.2 Reservoir capillary pressure curves of Wutonggou Formation in the study area

3 儲(chǔ)層物性影響因素

關(guān)于碎屑巖儲(chǔ)層物性的控制因素，前人進(jìn)行了大量的研究[1-23］，概括起來主要是三大因素，即沉積作用、成巖作用和構(gòu)造作用。研究表明，本區(qū)梧桐溝組儲(chǔ)層物性受沉積相和成巖作用的共同影響。沉積相主要控制著儲(chǔ)層砂體的分布及砂體的原始孔隙性，同時(shí)對(duì)后期的成巖作用有一定的影響；成巖作用主要對(duì)儲(chǔ)層孔、滲性有較大影響[1］。

3.1 沉積相的影響

沉積相控制著砂體的大小、分布及砂體的雜基含量、分選性、磨圓度以及粒度等，而這些參數(shù)又直接影響著儲(chǔ)層物性。不同沉積微相砂體的大小和分布存在很大差異，其沉積物的雜基含量、分選性以及粒度不同，因此其儲(chǔ)集物性也不同[1，24-25］。 該區(qū)梧桐溝組發(fā)育的沉積相類型主要為辮狀河三角洲，其平原的辮狀河道微相和前緣的水下分流河道微相砂體的雜基含量相對(duì)較低，分選性和磨圓度相對(duì)較好，粒度較粗，因此物性相對(duì)較好，是相對(duì)有利儲(chǔ)層的發(fā)育區(qū)帶（表3）。

3.2 成巖作用的影響

影響該區(qū)梧桐溝組儲(chǔ)層物性的成巖作用主要有3類，即壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用。其中壓實(shí)作用和膠結(jié)作用使儲(chǔ)層物性變差，溶蝕作用則改善儲(chǔ)層物性。

壓實(shí)作用使儲(chǔ)層孔隙度降低，致儲(chǔ)層物性變差。依據(jù)Sherer的研究[26］，可以計(jì)算出壓實(shí)作用的減孔量。通過計(jì)算，儲(chǔ)層壓實(shí)減孔量介于4.37%～26.37%，平均達(dá)到了14.84%，對(duì)原生孔隙的破壞作用十分明顯（表4）。

表3 研究區(qū)梧桐溝組儲(chǔ)層微相特征表Table 3 The reservoir sedimentary microfacies characteristics of Wutonggou Formation in the study area

表4 研究區(qū)梧桐溝組成巖作用減孔量（增孔量）統(tǒng)計(jì)表Table 4 Relationship between diagenesis and porosity of Wutonggou Formation in the study area

膠結(jié)減孔量介于1.00%～18.00%，平均為7.08%，對(duì)原生孔隙有一定破壞（表4）。膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層物性的影響最主要的是使儲(chǔ)層的喉道變細(xì)、變小，使孔隙系統(tǒng)變得復(fù)雜，從而大大降低儲(chǔ)層巖石的滲透率。膠結(jié)物中影響最大的是（鐵）方解石的膠結(jié)作用，其次是各種自生黏土礦物的膠結(jié)作用。其中，伊利石常呈毛發(fā)狀、絲縷狀、絲片狀、搭橋狀和彎曲片狀充填于孔喉中，伊/蒙混層常呈不規(guī)則狀和（似）蜂巢狀充填，高嶺石一般呈蠕蟲狀、書頁(yè)狀和散片狀充填，而綠泥石常呈絨球狀充填，同時(shí)多種類型膠結(jié)物相互混合充填，更加劇了儲(chǔ)層孔喉系統(tǒng)的復(fù)雜性（圖版Ⅱ）。

溶蝕作用可產(chǎn)生次生孔隙，從而改善儲(chǔ)層物性。該區(qū)梧桐溝組儲(chǔ)層主要是長(zhǎng)石顆粒的溶蝕，溶蝕增孔量為0.30%～4.00%，平均為2.00%（表4）。

4 結(jié)論

（1）研究區(qū)梧桐溝組儲(chǔ)層孔隙度相對(duì)較高，滲透率相對(duì)較低，孔喉類型主要為中孔-細(xì)喉型，且連通性相對(duì)較差。

（2）儲(chǔ)層物性的影響因素主要為沉積相和成巖作用。沉積相控制了砂體的規(guī)模和展布，進(jìn)而控制了儲(chǔ)層原始物性；成巖作用控制了原始物性的優(yōu)劣，決定了現(xiàn)今儲(chǔ)層的物性特征，其中壓實(shí)作用是最主要的減孔因素，而膠結(jié)作用是使儲(chǔ)層滲透率降低的主要原因。

（3）相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育的有利區(qū)帶為辮狀河三角洲平原的辮狀河道砂體和辮狀河三角洲前緣的水下分流河道砂體。

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Reservoir characteristics and influencing factors of Permian Wutonggou Formation in eastern slope of Jimusar Sag,Junggar Basin

SUN Jing，WANG Bin，XUE Jing-jing
（Research Institute of Exploration and Development， Xinjiang Oilfield Company， PetroChina， Karamay 834000， China）

Based on the basic theoryand research methods ofreservoir geology,the drilling,loggingand testingdata are used to analyze the reservoir characteristics and influencing factors of Permian Wutonggou Formation in eastern slope of Jimusar Sag,Junggar Basin.The porosity is relatively high,and the permeability is relatively low.The middle pore-thin throat is the main pore throat type,and the connectedness is relatively poor.The major influencing factors of reservoir physical properties are sedimentary facies and diagenesis.Compaction is the main factor for reducing pores,and cementation is the main cause for the low permeability.The favorable zones for high-quality reservoir development are braided channel ofbraid river delta plain and subaqueous distributarychannel offront.

reservoir characteristics； influencingfactors； Wutonggou Formation； eastern slope； Jimusar Sag

TE122.2

A

1673-8926（2011）03-0044-05

2010-08-19；

2010-10-25

孫靖，1982年生，男，碩士，工程師，主要從事沉積儲(chǔ)層研究工作。地址：（834000）新疆克拉瑪依市新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院勘探所。 電話：（0990）6245716。 E-mail：sun19820804@sina.com

圖版Ⅰ

圖版Ⅱ

于惠宇）