北非三疊盆地H區(qū)塊儲層特征及主控因素分析

匡可心，張尚鋒，于　水，王若麗，黃　純

北非三疊盆地H區(qū)塊儲層特征及主控因素分析

匡可心1，2，張尚鋒1，2，于水3，王若麗4，黃純5

（1.長江大學(xué)油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點實驗室，武漢430100；2.長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，武漢430100；3.中海油研究總院，北京100027；4.中國石油長慶油田分公司，甘肅慶陽745000；5.中國石油新疆油田分公司，新疆克拉瑪依834000）

三疊盆地是非洲北部阿爾及利亞的大型復(fù)合含油氣盆地，油氣成藏條件優(yōu)越。三疊系Tagi組和奧陶系Hamra組砂巖為該區(qū)的主要儲層，研究其特征及控制因素對該地區(qū)的油氣勘探具有重要的指導(dǎo)意義。結(jié)合區(qū)域地質(zhì)資料，通過巖心和薄片的觀察對三疊盆地H區(qū)塊Tagi組和Hamra組砂巖儲層的巖石學(xué)特征、沉積相特征、物性特征、微觀孔隙類型進行了研究。結(jié)果表明：研究區(qū)Tagi組主要發(fā)育河流相石英砂巖和巖屑石英砂巖，結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度均為中等，儲集空間以粒間孔和粒間溶蝕孔為主；Hamra組發(fā)育濱岸相石英砂巖和長石石英砂巖，結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度均較高，儲集空間主要為溶蝕作用產(chǎn)生的裂縫和少量的溶蝕孔。物性數(shù)據(jù)顯示這2套儲層均為特低孔、特低滲和低孔、低滲儲層。Tagi組儲層發(fā)育的主控因素是沉積作用，成巖作用對其具有一定的改造作用；Hamra組儲層主控因素為溶蝕作用。預(yù)測該區(qū)三疊系Tagi-2段是優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的層段，勘探潛力極大。

儲層特征；控制因素；Tagi組；Hamra組；三疊盆地；非洲北部

0　引言

阿爾及利亞三疊盆地是泛非構(gòu)造運動后發(fā)育在前寒武系結(jié)晶基底上的由古生界克拉通盆地、中生界坳陷盆地和新生界被動大陸邊緣盆地疊加而形成的“復(fù)雜疊合盆地”［1］。多年來對三疊盆地的油氣勘探和研究表明，三疊盆地是一個具有豐富油氣資源、良好儲層物性和巨大勘探潛力的大型含油氣盆地，且具有多結(jié)構(gòu)類型、多期次構(gòu)造經(jīng)歷、多層位油氣聚集、多圈閉類型及多儲集條件等特征［1-2］。前人對三疊盆地的形成演化、石油地質(zhì)條件和油氣成藏特征等方面做了大量研究。筆者在前人研究的基礎(chǔ)上，利用巖心、測井和薄片等資料，對三疊盆地H區(qū)塊儲層巖石學(xué)特征和物性特征進行深入研究，并進一步從沉積作用和成巖作用等方面分析影響儲層發(fā)育的控制因素，以期為有利儲層的預(yù)測提供一定的指導(dǎo)作用。

1　地質(zhì)概況

三疊盆地位于非洲北部阿爾及利亞撒哈拉地臺的北部，是阿爾及利亞主要的含油氣盆地，其石油地質(zhì)儲量占整個阿爾及利亞石油地質(zhì)儲量的70%［3］。三疊盆地北接梅爾海爾地槽，東南與古德米斯和伊利茲盆地相鄰，西部與蒂米蒙盆地接壤。三疊盆地可分為5個構(gòu)造單元：北部的陶高特隆起、西部的蒂爾赫姆特隆起、東北部的達馬哈隆起、東部的哈西邁薩烏德隆起以及中部的韋德邁阿次盆［4］（圖1），面積約30萬km2。研究區(qū)H區(qū)塊位于哈西邁薩烏德隆起與達馬哈隆起的過渡部位。

三疊盆地地層包括古生界、中生界和新生界，沉積厚度平均為5 000 m，基底為前寒武系結(jié)晶巖系［5］。該盆地主要經(jīng)歷了加里東、海西和阿爾卑斯構(gòu)造運動，這3個構(gòu)造運動階段的不同褶皺幕對盆地產(chǎn)生了不同程度的影響和改造，從而形成了現(xiàn)今的構(gòu)造面貌和地層［3］。由于多期次的海進—海退沉積旋回，三疊盆地自下而上發(fā)育了寒武系河流相砂巖、奧陶系濱淺海砂巖和三疊系河流相砂巖等多套儲層［6］，其中三疊系Tagi組砂巖和奧陶系Hamra組砂巖為H區(qū)塊的主要油氣產(chǎn)層。通過巖心和薄片等資料，對這2套儲層的巖石學(xué)特征、物性特征、孔隙發(fā)育特征及其控制因素進行了深入分析。

圖1　北非阿爾及利亞及三疊盆地區(qū)域地質(zhì)圖Fig.1　Regional geologic map of Algeria and Triassic Basin in North Africa

2　儲層特征

2.1沉積相特征

巖心、測井、錄井以及區(qū)域地質(zhì)資料的綜合分析結(jié)果顯示，北非三疊盆地H區(qū)塊三疊系Tagi組自下而上粒度變細，具正韻律特征，底部沉積紫紅色底礫巖和砂質(zhì)礫巖，中上部發(fā)育棕紅色、灰色中—粗砂巖及粉砂巖夾灰綠色泥巖，反映了間歇暴露的氧化環(huán)境，具有巖性粗、單層厚度大及砂地比值高等特點，沉積序列具有河流沉積的二元結(jié)構(gòu)［7］。Tagi組發(fā)育多期河道沉積，河床底部均發(fā)育明顯的沖刷界面，河流二元結(jié)構(gòu)的底層沉積發(fā)育良好，厚度大，而頂層沉積不發(fā)育或厚度較小（圖2），砂巖粒度較粗，分選較差，磨圓度中等，結(jié)構(gòu)成熟度中等，顆粒支撐結(jié)構(gòu)發(fā)育，局部可見雜基支撐，鈣質(zhì)膠結(jié)作用強，反映了近物源的辮狀河沉積特征［8］。根據(jù)沉積環(huán)境和巖性特征，可將Tagi組河流相進一步劃分為河床滯留、河道砂壩（心灘）和泛濫平原3個微相，其中河床滯留主要為紫紅色礫巖和砂質(zhì)礫巖，礫巖呈透鏡狀，扁平礫石呈疊瓦狀向源傾斜排列，底沖刷面極其發(fā)育，常見沖槽等現(xiàn)象；河道砂壩自下而上由厚層的粗砂巖至中砂巖組成，發(fā)育槽狀交錯層理、板狀交錯層理以及平行層理，局部可見流水波痕層理，自然伽馬曲線為箱形；泛濫平原主要發(fā)育薄層泥巖與泥質(zhì)粉砂巖的互層，砂巖中發(fā)育水平層理和角度極平緩的交錯層理，泥巖中可見植物根莖，自然伽馬曲線呈微齒化直線形。

圖2　北非三疊盆地Tagi組（S井）、Hamra組（R井）巖性柱狀圖Fig.2　Lithologic column of Tagi Formation（S well）and Hamra Formation（R well）in Triassic Basin of North Africa

研究區(qū)奧陶系Hamra組為濱岸相沉積，總體上呈上粗下細的反韻律沉積特征，主要發(fā)育淺綠色—黃色中—細粒石英砂巖，含少量由黑色泥巖和砂巖組成的黏土巖［9］。由于經(jīng)過長距離的搬運和長期的改造，濱岸相砂巖普遍具有較好的分選性和磨圓度，結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度均較高。Hamra組自下而上依次發(fā)育濱外陸棚、過渡帶、近濱、前濱和后濱亞相（圖2），其中后濱以砂質(zhì)沉積為主，發(fā)育平行層理和低角度交錯層理；前濱主要發(fā)育中—細砂巖，沉積構(gòu)造主要為沖洗交錯層理、水流和浪成波痕層理、透鏡狀層理及平行層理等，自然伽馬曲線為齒化明顯的指形；近濱以細砂巖為主，上部發(fā)育水流波痕層理和板狀交錯層理，下部發(fā)育平行層理和流水波痕層理，有時可見生物擾動構(gòu)造，自然伽馬曲線為低幅的指狀；過渡帶發(fā)育泥巖、粉砂巖與砂巖互層沉積，見大量生物擾動構(gòu)造；濱外陸棚巖性為黑色泥巖夾薄層砂巖，發(fā)育水平層理，泥巖中可見生物擾動構(gòu)造，自然伽馬曲線表現(xiàn)為直線形，齒化強烈。

2.2巖石學(xué)特征

根據(jù)研究區(qū)11口取心井（其中鉆遇Tagi組儲層9口，Hamra組儲層8口）巖心資料和63個巖石薄片樣品（Tagi組26個，Hamra組37個）觀察可得出，該區(qū)三疊系Tagi組儲層巖性以中—粗砂巖為主，其次為粉砂巖和泥巖，河床沉積中發(fā)育少量礫巖。砂巖顆粒直徑為100～400 μm，結(jié)構(gòu)成熟度中等，分選中等—好，磨圓度為次棱角—次圓狀。砂巖成分中石英體積分?jǐn)?shù)最高，為78%～95%，平均為88.5%；長石體積分?jǐn)?shù)為1%～6%，平均為2.75%；巖屑體積分?jǐn)?shù)為3%～12%，平均為8.75%；雜基體積分?jǐn)?shù)為1%～18%，平均為5.5%。根據(jù)信荃麟的分類［10］，Tagi組砂巖類型主要為石英砂巖和巖屑石英砂巖（圖3）。碎屑支撐類型為顆粒支撐，顆粒間主要為點接觸，其次為線接觸。膠結(jié)物主要有硬石膏、石英次生加大和白云石，少量黏土礦物和黃鐵礦，膠結(jié)類型為孔隙式膠結(jié)。

圖3　北非三疊盆地儲層砂巖巖石學(xué)特征Fig.3　Sandstone classification in Triassic Basin of North Africa

研究區(qū)奧陶系Hamra組儲層以細砂巖為主，其次為中砂巖，底部發(fā)育較薄的泥巖。砂巖粒度較細，顆粒直徑多低于200 μm，分選極好，磨圓度中等—好。砂巖中石英體積分?jǐn)?shù)最高，為85%～96%，平均為90.3%；長石體積分?jǐn)?shù)為2%～12%，平均為6.0%，主要為鉀長石；巖屑體積分?jǐn)?shù)為1%～6%，平均為3.5%。砂巖類型主要為石英砂巖和長石石英砂巖（圖3）。顆粒間呈致密的線狀—凹凸接觸，膠結(jié)物主要有硅質(zhì)、鈣質(zhì)以及黏土礦物等，呈接觸—鑲嵌式膠結(jié)。

2.3儲層物性特征

巖心和薄片的觀察分析結(jié)果顯示，研究區(qū)三疊系Tagi組儲層孔隙類型主要為原生粒間孔，少量為溶蝕擴大孔（圖版Ⅰ-1、圖版Ⅰ-2）；奧陶系Hamra組砂巖整體較致密，孔隙度較低。

通過對研究區(qū)12口井物性數(shù)據(jù)的統(tǒng)計分析可得出，三疊系Tagi組砂巖孔隙度為0.64%～15.10%，主要為2%～10%，平均為6.3%；滲透率為0.03～670.43 mD，主要為0.1～60.0 mD，平均為10.72 mD（表1）。儲層類型主要為特低孔—低孔、低滲和特低孔、特低滲儲層，僅在局部地區(qū)為中孔、中—高滲儲層。

表1　北非三疊盆地儲層砂巖孔隙度和滲透率分布統(tǒng)計Table1　Statistics of reservoir porosity and permeability distribution in Triassic Basin of North Africa

奧陶系Hamra組砂巖孔隙度為0.1%～12.3%，主要為4%～8%，平均為6.1%；滲透率為0.02～86.30mD，主要為0.01～12.00 mD，平均為4.48 mD（表1）。儲層類型主要為特低孔、特低滲儲層，其次為低孔、低滲儲層。

3　儲層影響因素分析

3.1沉積作用對儲層的影響

沉積環(huán)境控制了砂巖的空間展布、厚度和規(guī)模，決定了砂巖的成分成熟度、巖石類型及結(jié)構(gòu)成熟度，從而決定了儲層的儲集空間及性能。不同沉積微相具有不同的水動力條件，其所沉積的砂巖粒度、砂體展布等也不同，最終導(dǎo)致儲層物性具有明顯的差異。因此，沉積微相是影響儲層發(fā)育的重要因素之一［11］。

研究區(qū)三疊系Tagi組不同沉積微相的物性統(tǒng)計結(jié)果（表2）表明，辮狀河體系中河道砂壩物性最好，其次為決口扇，泛濫平原微相最差。在同一沉積微相中不同部位的砂巖儲層，其物性也存在差異。水動力較強的河道砂壩微相中心部位物性較好，而向邊緣地帶，水動力減弱，泥質(zhì)含量增加，物性相對變差（圖4）。Tagi組儲層物性與巖性粒度呈正相關(guān)關(guān)系，粒度越粗，表明沉積時的水動力越強，泥質(zhì)和雜基含量越低，因此儲層物性也就越好。Tagi組河道砂壩微相砂巖粒度粗，分選好，泥質(zhì)含量低，砂體規(guī)模大，是三疊系Tagi組儲層儲集性能最好的沉積相帶。

表2　北非三疊盆地Tagi組不同沉積微相砂體物性統(tǒng)計Table2　Statistics of porosity and permeability of different sedimentary microfacies of Tagi Formation in Triassic Basin of North Africa

研究區(qū)奧陶系Hamra組儲層沉積于濱岸環(huán)境中，整體為一套致密砂巖沉積，孔隙度和滲透率普遍較低，儲層物性特征與巖性特征沒有明顯的相關(guān)性。在D井、O井和S井中，儲層均為一套厚層的砂巖，巖性較一致，但孔隙度和滲透率在局部層段明顯增大；在R井中，底部泥質(zhì)含量相對較高，而孔隙度和滲透率卻沒有隨著巖性的變化而發(fā)生變化（圖5）。由此可以看出，Hamra組儲層物性受沉積作用影響不明顯。

圖4　北非三疊盆地Tagi組儲層物性與巖性關(guān)系Fig.4　Relationship between reservoir properties and lithology of Tagi Formation in Triassic Basin of North Africa

圖5　北非三疊盆地Hamra組儲層物性與巖性關(guān)系Fig.5　Relationship between reservoir properties and lithology of Hamra Formation in Triassic Basin of North Africa

3.2成巖作用對儲層的影響

薄片觀察與分析結(jié)果顯示，研究區(qū)儲層主要受壓實作用、膠結(jié)作用及溶蝕作用這3種成巖作用的影響。

3.2.1壓實及壓溶作用

粗粒級砂巖表面積小，顆粒之間支撐力較大，尤其是當(dāng)顆粒形成次生加大時，其自身的抗壓性增強［12］。Tagi組河流相砂巖粒度較粗，剛性顆粒石英含量較高，薄片顯示石英次生加大也比較發(fā)育，所以該儲層的砂巖自身具有較強的抗壓性。因此盡管埋深較大（深度大于3 000 m），但其受壓實作用較小，顆粒間呈點—線接觸，從而保留了部分原生孔隙（圖版Ⅰ-1、圖版Ⅰ-3）。

Hamra組發(fā)育的砂巖粒度細，顆粒之間支撐力較小，埋深也相對較大，因此受壓實作用影響較大。顆粒間呈致密的線—凹凸接觸，部分顆粒接觸邊緣模糊并相互穿插，表明已經(jīng)過渡到壓溶作用，導(dǎo)致原生孔隙難以被保留（圖版Ⅰ-4、圖版Ⅰ-5）。

3.2.2膠結(jié)作用

Tagi組的膠結(jié)物類型較多，主要有硅質(zhì)、碳酸鹽、硫酸鹽膠結(jié)物以及少量的黏土礦物與黃鐵礦。硅質(zhì)膠結(jié)物表現(xiàn)為石英次生加大，薄片顯示石英次生加大在碎屑石英與其他顆粒和膠結(jié)物之間均有發(fā)育（圖版Ⅰ-6），表明硅質(zhì)膠結(jié)作用早于機械壓實作用或與之同時進行［13］。碳酸鹽和硫酸鹽膠結(jié)物分別是白云石和硬石膏，這2種膠結(jié)物在局部層位中分布廣泛（圖版Ⅰ-7）。早期的碳酸鹽膠結(jié)雖然使原生孔隙被充填堵塞，但卻可以有效地抑制壓實和壓溶作用的發(fā)生，同時也為后期的溶蝕作用提供物質(zhì)基礎(chǔ)。硬石膏膠結(jié)一般對儲層起破壞作用。在局部地區(qū)還可見到少量的黏土礦物與黃鐵礦膠結(jié)（圖版Ⅰ-3、圖版Ⅰ-8），這些礦物的出現(xiàn)降低了儲層的孔滲性能［14］。

Hamra組膠結(jié)物主要有硬石膏、石英次生加大、白云石及黏土礦物（圖版Ⅰ-5、圖版Ⅰ-9～Ⅰ-11），其中硬石膏、白云石和黏土礦物的膠結(jié)類型為孔隙充填式，次生石英呈加大式生長在顆粒邊緣，黏土礦物主要為高嶺石，局部可見海綠石，這些膠結(jié)物的存在進一步減小了儲層的孔隙度。

3.2.3溶蝕作用

根據(jù)Tagi組薄片觀察，在顯微鏡下可見長石顆粒邊緣因溶蝕作用而形成的粒間溶孔，表現(xiàn)為不規(guī)則的鋸齒狀和港灣狀（圖版Ⅰ-1、圖版Ⅰ-2）。膠結(jié)物分析顯示，局部層位中含有相對含量較高的白云石和硬石膏等可溶性膠結(jié)物，這些組分的溶蝕會使原生孔隙的體積擴大，使部分地層孔隙度和滲透率相對變高。由此表明Tagi組儲層在成巖作用期間受到溶蝕作用的改造，從而在一定程度上改善了儲層的儲集性能。

Hamra組由于穩(wěn)定組分石英含量較高，顆粒溶蝕作用不明顯，僅看到極少量的高嶺石溶蝕交代石英顆粒的現(xiàn)象（圖版Ⅰ-4）。然而在R井的巖心錄井圖中可以觀察到Hamra組砂巖中有裂縫存在，這些裂縫具有平行于層面發(fā)育、不穿層、張開度小及縫面彎曲等特點，可初步判斷其為溶蝕作用產(chǎn)生的成巖縫［15］。根據(jù)裂縫溝通油氣的性能，可將其分為無效縫和有效縫：無效縫通常被方解石和石英等自生礦物充填，堵塞縫道，對儲層物性的改善并不起實際作用；有效縫在形成后，沒有被充填和膠結(jié)，溝通性能良好，極大地提高了儲層的滲透性，對油氣的運移及儲集具有重要作用［16］。研究區(qū)內(nèi)R井Hamra組3 782 m處有裂縫發(fā)育（圖版Ⅰ-12），但已被充填堵塞，即為無效縫，導(dǎo)致R井Hamra組沒有油氣顯示，但研究區(qū)其他井中，Hamra組存在大段孔、滲值均相對較高的層段，并且已見大量油氣水顯示。由此可推測，研究區(qū)Hamra組發(fā)育大量的有效裂縫，而且這些裂縫可能是該組儲層主要的儲集空間。

4　優(yōu)質(zhì)儲層分布預(yù)測

根據(jù)儲層綜合評價的結(jié)果，優(yōu)質(zhì)儲層應(yīng)發(fā)育在埋藏淺、壓實作用弱、巖石粒度粗及溶蝕作用強的地區(qū)［12］。研究區(qū)Tagi組埋藏淺，受壓實作用影響小，沉積的砂巖粒度粗，而Hamra組埋藏深，受壓實作用強，沉積粒度細，因此優(yōu)質(zhì)儲層應(yīng)主要發(fā)育在三疊系Tagi組。DST測試結(jié)果顯示，Tagi組平均產(chǎn)油量為230 m3/d，最高可達834 m3/d，而Hamra組平均產(chǎn)油量只有75 m3/d，最高也僅131 m3/d。油氣解釋結(jié)果顯示：Tagi組上部的Taig-2段中發(fā)育多套厚度較大的油層，底部的Tagi-1段則多數(shù)為干層和水層，油層數(shù)量少，且厚度較薄（參見圖4）；Hamra組中主要為水層和干層，僅有少數(shù)厚度較小的油層（參見圖5）。因此，研究區(qū)Tagi組上部的Tagi-2段是優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的層段，勘探潛力大，可作為下一步工作的重點層段。

5　結(jié)論

（1）北非三疊盆地H區(qū)塊三疊系Tagi組儲層發(fā)育中等結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度的河流相石英砂巖和巖屑石英砂巖，砂巖孔隙類型主要為原生粒間孔以及少量的次生溶蝕孔；Hamra組儲層主要發(fā)育結(jié)構(gòu)和成分成熟度均較高的濱岸相石英砂巖和長石石英砂巖，孔隙類型主要為裂縫和溶蝕孔，儲層類型主要為特低孔、特低滲和低孔、低滲儲層。

（2）Tagi組儲層發(fā)育受沉積作用和成巖作用影響，沉積作用是主要控制因素，其中河道砂壩微相物性最好，是優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的有利相帶；成巖作用對儲層有一定的改造作用，壓實作用對Tagi組儲層影響較小，膠結(jié)作用對儲層具有雙重影響，溶蝕作用對儲層有一定的改善作用。

（3）Hamra組儲層物性整體較差，受沉積作用影響較小。較強的壓實作用導(dǎo)致巖性整體致密，膠結(jié)作用進一步影響了儲層物性，溶蝕作用是改善儲層物性的主要因素，溶蝕作用產(chǎn)生的裂縫和少量的溶蝕孔是Hamra組儲層的主要儲集空間。

（4）北非三疊盆地H區(qū)塊三疊系Tagi-2段是優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的有利層段，勘探潛力極大。

（References）：

［1］李爭，段奕.阿爾及利亞三疊盆地成藏主控因素分析［J］.天然氣技術(shù)，2009，3（5）：10-13.

Li Zheng，Duan Yi.Main reservoir-forming controlling factors of Triassic Basin，Algeria［J］.Natural Gas Technology，2009，3（5）：10-13.

［2］Pang Xiongqi，Zhou Xinyuan，Lin Changsong，et al.Classification of complex reservoirs in superimposed basin of West China［J］.Acta Geologica Sinica（English Edition），2010，84（5）：1011-1034.

［3］陳霞，何雨丹，于慧玲，等.阿爾及利亞三疊盆地Hadjira區(qū)塊油氣勘探潛力［J］.天然氣工業(yè)，2008，28（8）：22-24.

Chen Xia，He Yudan，Yu Huiling，et al.Exploration potential of Hadjira block in the Triassic Basin，Algeria［J］.Natural Gas Industry，2008，28（8）：22-24.

［4］翁望飛，季紅軍，張濤，等.阿爾及利亞A區(qū)塊三疊系油氣成藏條件與富集控制因素［J］.巖性油氣藏，2010，22（1）：76-81.

Weng Wangfei，Ji Hongjun，Zhang Tao，et al.Hydrocarbon accumulation conditions and enrichment controlling factors of Triassic in block A，Algeria［J］.Lithologic Reservoirs，2010，22（1）：76-81.

［5］Badalini G，Redfern J，Carr I D.Asynthesis of current understanding of the structural evalution of north Africa［J］.Journal of Petroleum Geology，2002，5（3）：249-258.

［6］李莉，宋明雁，李爭.阿爾及利亞三疊盆地隱蔽油氣藏勘探前景［J］.中國石油勘探，2008，（4）：56-61.

Li Li，Song Mingyan，Li Zheng.Prospect for exploration of subtle reservoirs in Triassic Basin in Algeria［J］.China Petroleum Exploration，2008（4）：56-61.

［7］楊麗.阿爾及利亞G合同區(qū)三疊系儲層評價［J］.江漢石油科技，2006，16（3）：9-12.

Yang Li.Triassic reservoir evaluation of G contact area in Algeria［J］.Jianghan Petroleum Science and Technology，2006，16（3）：9-12.

［8］胡忠貴，鄭榮才，周剛，等.阿爾及利亞韋德邁阿次盆地三疊系河流相沉積模式［J］.成都理工大學(xué)學(xué)報：自然科學(xué)版，2009，36（3）：254-260.

Hu Zhonggui，Zheng Rongcai，Zhou Gang，et al.Sedimentary models and reservoir forecasting of the Triassic fluvial facies in the Oued Mya Basin of Algeria［J］.Journal of Chengdu University of Technology：Science&Technology Edition，2009，36（3）：254-260.

［9］陳霞，于慧玲，何雨丹，等.阿爾及利亞三疊盆地GUERARA地區(qū)石油地質(zhì)條件分析［J］.石油實驗地質(zhì)，2008，30（3）：256-259.

Chen Xia，Yu Huiling，He Yudan，et al.Analysis of petroleum geological conditions of the GUERARA block in the Triassic Basin，Algeria［J］.Petroleum Geology&Experiment，2008，30（3）：256-259.

［10］何幼斌，王文廣.沉積巖與沉積相［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2007：74-49.

He Youbin，Wang Wenguang.Sedimentary rocks and sedimentary facies［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，2007：74-49.

［11］馮明石，劉家鐸，孟萬斌，等.四川盆地中西部須家河組儲層特征與主控因素［J］.石油與天然氣地質(zhì)，2009，30（6）：713-719.

Feng Mingshi，Liu Jiaduo，Meng Wanbin，et al.Characteristics and major controlling factors of reservoirs in the Xujiahe Formation of the central and western Sichuan Basin［J］.Oil&Gas Geology，2009，30（6）：713-719.

［12］劉春慧，金振奎，朱桂芳，等.準(zhǔn)噶爾盆地東部吉木薩爾凹陷二疊系梧桐溝組儲層物性特征及控制因素［J］.天然氣地球科學(xué)，2007，18（3）：375-379.

Liu Chunhui，Jin Zhenkui，Zhu Guifang，et al.Physical properties and control factors of Permian Wutonggou Formation in Jimusar Sag，east of Junggar Basin［J］.Natural Gas Geoscience，2007，18（3）：375-379.

［13］于興河.油氣儲層地質(zhì)學(xué)基礎(chǔ)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2009：220.

Yu Xinghe.Oil and gas reservoir geological basis［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，2009：220.

［14］紀(jì)友亮.油氣儲層地質(zhì)學(xué)［M］.第2版.東營：中國石油大學(xué)出版社，2009：71.

Ji Youliang.Petroleum reservoir geology［M］.2nd Edition.Dongying：China Petroleum University Press，2009：71.

［15］劉崇瑞，顏丹平，李書兵.川西坳陷大邑構(gòu)造須三段儲層裂縫類型及控制因素［J］.斷塊油氣田，2014，21（1）：28-31.

Liu Chongrui，Yan Danping，Li Shubing.Types and controlling factors of fractures for the third member of Xujiahe Formation in Dayi structure，west Sichuan Depression［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2014，21（1）：28-31.

［16］翁望飛，李爭，季紅軍，等.阿爾及利亞A區(qū)塊三疊系砂巖儲層特征及其影響因素［J］.天然氣勘探與開發(fā)，2010，33（2）：6-10.

Weng Wangfei，Li Zheng，Ji Hongjun，et al.Reservoir characteristics of Triassic sandstone and its influencing factors，Algeria A block［J］.Natural Gas Exploration&Development，2010，33（2）：6-10.

圖版Ⅰ

（本文編輯：王會玲）

Reservoir characteristics and controlling factors in H block of Triassic Basin，North Africa

KUANG Kexin1，2，ZHANG Shangfeng1，2，YU Shui3，WANG Ruoli4，HUANG Chun5
（1.Key Laboratory of Exploration Technologies for Oil and Gas Resources，Ministry of Education，Yangtze University，Wuhan 430100，China；2.School of Geosciences，Yangtze University，Wuhan 430100，China；3.CNOOC Research Institute，Beijing 100027，China；4.PetroChina Changqing Oilfield Company，Qingyang 745000，Gansu，China；5.PetroChina Xinxiang Oilfield Company，Karamay 834000，Xinjiang，China）

TriassicBasinisalargecompositeoil andgas-bearingbasininAlgeriaof north Africa，with excellent geologic conditions for hydrocarbon accumulation and multiple sets of source-reservoir-cap assemblages.There are two main reservoirs：Ordovician Hamra Formation and Triassic Tagi Formation sandstones in the study area，to study the reservoir characteristics and controlling factors is significant for both hydrocarbon exploration and well site deployment.Based on regional geological data，cores and thin section observation，this paper studied the sedimentary，petrological and physical properties and microscopic pore types of sandstone reservoir of Tagi Formation and Hamra Formation in H block of Triassic Basin.The result shows that Tagi Formation sandstone is mainly composed of quartz sandstone and lithic quartz sandstone of fluvial facies，with medium compositional and textural maturity，and the reservoir spaces aremainly intergranular pores and intergranular dissolved pores；while Hamra Formation mainly developed quartz sandstoneandfeldsparquartzsandstoneofshorefacies，withhightexturalandcompositionalmaturity，andthereservoir spaces are mainly fractures with small amount of dissolved pores resulting from dissolution.These two Formations are considered to be extremely low porosity and extremely low permeability reservoir and low porosity，low permeability reservoiraccordingtopropertydata.Sedimentationisthemain controlling factor for reservoir quality of Tagi Formation，while diagenesis has some rebuilding effect.The Hamra reservoir is mainly controlled by dissolution.The Tagi-2 memberinthestudyareaispredictedtobethefavorableareaforhighqualityreservoirwithgreatexplorationpotential. Key words：reservoir characteristics；controllingfactors；Tagi Formattion；Hamra Formation；Triassic Basin；North Africa

TE122.2+3

A

1673-8926（2015）01-0058-08

2014-06-23；

2014-08-02

國家科技重大專項“中東、北非中—古生界勘探潛力及重點地質(zhì)問題研究”（編號：2011ZX05030-003-004）資助

匡可心（（1989-），女，長江大學(xué)在讀碩士研究生，研究方向為儲層沉積學(xué)。地址：（430100）湖北省武漢市蔡甸區(qū)大學(xué)路長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院。E-mail：kuangkexin725@126.com

張尚鋒（1963-），男，博士，教授，主要從事沉積學(xué)與層序地層學(xué)方面的研究和教學(xué)工作。E-mail：jpuzhangsf@163.com。