大宛齊油田康村組儲層微觀孔隙結構特征及分類評價

李曉鋒 （中國石油天然氣勘探開發(fā)公司，北京100034）

彭仕宓 （中國石油大學 （北京）資源與信息學院，北京102249）

大宛齊油田康村組儲層微觀孔隙結構特征及分類評價

李曉鋒 （中國石油天然氣勘探開發(fā)公司，北京100034）

彭仕宓 （中國石油大學 （北京）資源與信息學院，北京102249）

綜合應用鑄體薄片、掃描電鏡、壓汞測試等分析化驗資料，對大宛齊油田康村組儲層的微觀孔隙結構特征進行了研究。研究表明，康村組儲層主要的成巖作用是壓實作用和膠結作用，其次是陸源碳酸鹽顆粒的溶蝕和交代作用；儲集空間類型主要為剩余粒間孔隙、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔；喉道組合類型為中孔中喉和中孔小喉型為主。在此基礎上，應用主因子分析、聚類分析將康村組儲層孔隙結構劃分為4個基本類型，為油田開發(fā)調(diào)整提供了可靠的地質(zhì)基礎。

大宛齊油田；康村組；儲集空間；孔隙結構；聚類分析

大宛齊油田位于新疆拜城縣境內(nèi)西南方向30km處，地勢北高南低，地面海拔1430～1560m，坐標：北緯41°42′～41°47′、東經(jīng)81°27′～81°32′。從構造位置上看，大宛齊油田位于塔里木盆地塔北隆起庫車坳陷拜城凹陷，北部為吐孜瑪扎構造，南部為秋立塔克背斜構造帶的亞克里克構造，構造東、西、南3面分別向拜城凹陷傾沒，是一被下第三系下鹽丘上拱形成的短軸背斜，該構造長軸呈東西向，南翼緩，北翼陡，被一系列放射狀的斷層復雜化。

大宛齊地區(qū)鉆遇的地層自上而下依次為第四系、上第三系康村組、吉迪克組和下第三系蘇維依組，庫車組缺失。上第三系康村組與上覆第四系為角度不整合接觸，與下伏吉迪克組為整合接觸。大宛齊油田的主要產(chǎn)層為第四系和上第三系康村組儲層。

大碗齊油田康村組主要為一套低彎度河入湖形成的三角洲陸源碎屑沉積［1］，其泥巖普遍呈棕紅色、褐紅色，并可見干旱氣候條件下所形成的干裂等沉積構造，泥巖中所含化石稀少，且孢粉組合主要為耐干旱的植物?？荡褰M砂巖成熟度低，巖屑的含量達70%以上，巖屑的主要成分為沉積巖屑，約占30%～50%，且以陸源碳酸巖屑為主。砂巖粒度較粗，普遍含礫石，分選差，多為礫狀砂巖、含礫不等礫砂巖，上述特征表明大宛齊地區(qū)康村組為近源沉積產(chǎn)物。

1 成巖作用

根據(jù)鑄體薄片、陰極發(fā)光及掃描電鏡的分析結果，結合研究區(qū)的沉積演化史研究表明：康村組儲層中，最主要的成巖作用是壓實作用和膠結作用，其次是陸源碳酸鹽顆粒的溶蝕和交代作用。

壓實作用在成巖作用的早期特征比較明顯，康村組儲層正處于弱壓實階段，隨著埋藏深度的增大，壓實強度增大，孔隙度減小。由于壓實作用使原生孔隙度由35%左右下降到18%～21%。研究區(qū)的膠結作用主要是碳酸鹽膠結［2］，主要表現(xiàn)為：①自生方解石的膠結作用。方解石膠結物普遍分布，一次性充填于粒間孔隙中，在陰極發(fā)光下呈桔黃色光 （圖1（a）），偶見鐵方解石，含量變化較大。②砂巖中陸源碳酸鹽顆粒的壓溶再沉淀，其次是粘土礦物的膠結作用。通過掃描電鏡及X衍射分析表明，自生粘土礦物主要有蒙皂石、伊利石和少量的高嶺石。粘土礦物主要以孔隙充填、襯墊和交代的方式存在（圖1 （b））。

圖1 康村組儲層成巖研究相片

2 孔隙和喉道的類型

2.1 孔隙類型及特征

根據(jù)研究區(qū)8口井30塊普通薄片鑒定、鑄體薄片圖像分析及掃描電鏡觀察，大宛齊油田康村組主要的儲集空間類型［3］是原生孔隙，其次為次生孔隙。按照孔隙的產(chǎn)狀和幾何形態(tài)，可分為剩余粒間孔隙、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、鑄?？住⑽⒖紫兑约傲芽p等 （圖2）。其中原生粒間孔隙主要為剩余粒間孔，占總孔隙面積的70%～90%；次生孔隙中占主要地位的是粒間溶孔，占總孔隙的1%～15%，最高可達22%。裂縫孔隙度一般＜1%。

圖2 孔隙類型及孔隙分布直方圖

1）粒間孔隙 大宛齊油田康村組儲層埋藏較淺，壓實作用較弱，根據(jù)常規(guī)薄片和鑄體薄片分析，儲集砂巖分選中等～好，常見方解石孔隙式膠結，膠結程度疏松～中等，填隙物整體含量不高，因此剩余粒間孔是主要的孔隙類型，平均約占總孔隙的80%。粒間孔隙的分布較為均勻，孔徑范圍在5～200μm之間，平均44μm （圖3 （a））。

2）粒間溶孔 主要表現(xiàn)為雜基及膠結物的不均勻填集，或見未受溶蝕影響的雜基和膠結物的殘余，或礦物顆粒溶蝕呈港灣狀。分析表明，粒間溶孔為研究區(qū)主要的次生孔隙。常見的是次生方解石膠結物及一些顆粒的溶蝕現(xiàn)象。大量方解石和顆粒的溶蝕一方面使顆粒呈不規(guī)則狀孤立于孔隙之中，另一方面使粒間孔連通，或成為 “伸長狀”孔隙，而使孔喉發(fā)育且連通性較好 （圖3（b））。

3）粒內(nèi)溶孔 由于康村組埋深不大，長石、巖屑等僅發(fā)生輕微溶蝕，粒內(nèi)溶孔所占比例較小，面孔率一般小于1%。長石發(fā)生淋濾形成的次生孔隙，或被溶蝕成 “蜂窩”狀粒內(nèi)溶孔，有時也可見長石表面被溶蝕成片狀伊利石 （圖3（c））。

4）裂縫 康村組發(fā)育的裂縫主要為構造裂縫和收縮縫，在總孔隙中所占比例較小。裂縫寬度0.02～0.25mm不等，長度一般不超過20mm，多呈斷續(xù)狀延伸，有時也可見微裂縫交織呈網(wǎng)狀。干裂收縮縫常見于泥質(zhì)雜基內(nèi)，礫巖及粗砂邊緣處也偶見微裂縫。個別粒內(nèi) （礫內(nèi)）也發(fā)育微裂縫，有時可見石英具 “V”字形裂開或割顆粒破裂縫 （圖3（d））。

圖3 康村組儲層孔隙類型圖片

2.2 喉道類型及其特征

儲層砂巖的喉道大小和形狀是控制儲層儲集性能的重要因素，其特征主要取決于顆粒的大小、形狀、接觸關系和膠結類型等［4］。大宛齊油田康村組儲層砂巖以縮頸型、孔縮型喉道為主，片狀、彎片狀喉道為次，此外還有少量微喉道。喉道寬度在2.8～64.79μm之間，最大值14.92～64.79μm，平均配位數(shù)2.82，粒度較粗的儲層大多屬于中孔細喉或中孔中喉型。

1）孔縮型喉道 喉道為孔隙的縮小部分，該喉道類型往往發(fā)育于以粒間孔隙為主的砂巖儲集巖中，其孔隙和喉道較難區(qū)分。巖石結構多為顆粒支撐，壓實強度較低，膠結物較少。此類孔隙結構屬于大孔粗喉型。

2）縮頸型喉道 喉道為顆粒間可變斷面的收縮部分，當砂巖顆粒被壓實而排列比較緊密時，雖然保留的孔隙是比較大的，但顆粒間的喉道卻大大變窄。此類儲集巖屬大孔細喉型，孔喉直徑比比較大。常見于顆粒點接觸的儲集巖中 （圖4（a））。

3）片狀或彎片狀喉道 喉道呈片狀或彎片狀，為顆粒之間的長條狀通道。當沿顆粒發(fā)生溶蝕作用時，可形成相對較寬的片狀或?qū)捚瑺詈淼?。研究區(qū)可見具此類喉道的儲集巖發(fā)育，孔喉直徑比為中等～較大 （圖4 （b））。

圖4 康村組儲層主要喉道類型

3 孔隙結構特征

孔隙結構是巖石所具有的孔隙和吼道的幾何形狀、大小、分布及其相互連通關系［5］?？紫斗从沉藥r石的儲集能力，而喉道的形狀、大小則控制了孔隙的儲集和滲透能力。鑄體薄片和壓汞分析是儲層孔隙結構研究的重要手段。

通過對大宛齊油田康村組8口井壓汞測試樣品的分析，獲得了康村組儲層微觀孔喉特征參數(shù)。統(tǒng)計分析表明：大宛齊油田康村組儲層孔隙度的分布范圍為3.14%～32.45%，大多屬中孔 （所占比例為51.7%）儲層，其次為低孔 （約占15.5%）儲層、高孔 （約占17.2%）儲層；滲透率的變化范圍較大，在 （0.054～1651.2）×10－3μm2之間，高、中、低滲儲層均有分布，但以中滲儲層為主；排驅(qū)壓力多分布在0.008～3.6MPa之間，中值壓力多在0.037～6.155MPa之間；最大進汞飽和度在22.5%～98.18%之間，一般為80.06%～98.18%；平均孔喉半徑0.0345～17.63μm，一般為2.02～8.47μm，孔喉配位數(shù)為2.0～3.6，樣品的面孔率為3.48%～8.60%。

4 儲層的分類評價

4.1 儲層分類結果及其特征

根據(jù)儲層的孔隙結構特征，利用R型因子分析對表征儲層物性、孔隙結構的參數(shù)進行優(yōu)選，確定孔隙度、滲透率、主要喉道流動半徑、排驅(qū)壓力等4個參數(shù)作為儲層分類評價的指標［6］，其中孔隙度和滲透率代表著儲層的儲集滲流能力，而主要喉道流動半徑和排驅(qū)壓力則代表著儲層微觀孔隙結構特征。利用Q型聚類分析［7］對研究區(qū)66個樣品進行聚類分析，將康村組儲層觀孔隙結構分劃分為4類（表1）。

表1 康村組儲層分類評價表

4.2 儲層綜合評價

根據(jù)以上劃分標準，結合沉積微相、滲透率、孔隙度的平面以及微觀孔隙結構特征，繪制了各主力小層的儲層綜合評價圖（圖5）。研究表明，儲層的類型受沉積相的控制，不同的沉積相砂體的發(fā)育規(guī)模不一樣，顆粒的粒度、分選及組分也有很明顯的差異，沉積相分布控制著儲層物性的分布特征，盡管后期成巖作用對沉積物原始孔隙有一定的改造作用，沉積相類型仍然決定了儲層的類型及發(fā)育狀況。研究區(qū)Ⅰ類儲層主要分布在分流河道和河口壩微相，泥質(zhì)含量少，孔喉連通性好；Ⅱ類儲層主要分布在河口壩微相，泥質(zhì)含量中等，儲集物性、孔隙結構次之；Ⅲ類儲層主要分布在遠砂壩微相，孔隙結構較差，儲集層物性差。

圖5 康村組一段第7小層儲層綜合評價圖

5 結 論

1）康村組儲層主要的成巖作用是機械壓實和膠結作用，其次是溶蝕和交代作用。儲層長期處于早成巖期，壓實作用是導致孔隙度下降的主要因素，其次是膠結作用，堿性的地層水條件有利于碳酸鹽的沉淀。

2）康村組儲層孔隙類型以剩余粒間孔隙、粒間溶蝕孔隙為主，其次為粒內(nèi)溶孔，少量的裂縫存在。孔隙結構以中孔中喉和中孔細喉為主，少量的為小孔細喉組合。

3）通過聚類分析將康村組儲層微觀結構劃分為4類儲層，其中Ⅰ類儲層物性、孔隙結構最好，孔隙喉道組合類型以高孔中喉為主；Ⅱ類儲層和Ⅲ類儲層次之，孔隙喉道組合類型以中孔中喉和中孔細喉為主；Ⅳ類儲層最差。

［1］曠紅偉，高振中.塔里木盆地庫車坳陷新生界低彎度河三角洲沉積特征 ［J］.石油勘探與開發(fā)，2002，29（6）：25～28.

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［3］韓守華，斯春松.準噶爾盆地夏40井區(qū)風城組儲集空間特征 ［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2006，25（5）：14～16.

［4］王夕賓，劉玉忠.樂安油田草13斷塊沙四段儲集層微觀特征及其與驅(qū)油效率的關系 ［J］.中國石油大學學報，2005，29（3）：6～10.

［5］羅蟄潭.油氣儲集層的孔隙結構 ［M］.北京：科學教育出版社，1986.21～31.

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Characteristics of Micro－pore Structures of Reservoirs and Classification Evaluation of Kangcun Formation in Dawanqi Oilfield

LI Xiao－feng，PENG Shi－mi（First Author's Address：Research Institute of Petroleum Exploration and Development，CNPC，Beijing100034，China）

The data of casting sections，scanning electron microscope and mercury intrusion test were used to study the microscopic pore structures of Kangcun Formation in Dawanqi Oilfield.Study indicated that its reservoir diagenesis was compaction and cementation，while the next was corrosion and metasomatose of terrigenous carbonate perticles.reservoir space types were mainly composed of remaining intergranular pores，intergranular dissolved pores and intragranular dissolved pores.The pore throat assemblage types were mainly medium－pore and medium－throat and medium－pore and small throat.By means of factor analysis and cluster analysis，the microscopic pore structure can be classified into four types.All of these provide the reliable geologic foundation for the adjustment of oilfield development plan.

Dawanqi Oilfield；Kangcun Formation；reservoir space；pore structure；cluster analysis

TE122.2

A

1000－9752（2011）06－0026－05

2011－03－20

國家科技重大專項 （2011ZX05009－003）。

李曉鋒 （1978－），男，2000年大學畢業(yè)，博士，工程師，現(xiàn)主要從事油藏描述與油藏工程方面的研究工作。

［編輯］ 宋換新