大池干井構(gòu)造帶麥南構(gòu)造儲(chǔ)層特征與評(píng)價(jià)

何洪春 屈曉艷 楊淵宇

（1．成都理工大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院2．中國(guó)建筑材料工業(yè)地質(zhì)勘查中心四川總隊(duì)3．中國(guó)石油西南油氣田公司川西北氣礦）

何洪春1屈曉艷2楊淵宇3

（1．成都理工大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院2．中國(guó)建筑材料工業(yè)地質(zhì)勘查中心四川總隊(duì)3．中國(guó)石油西南油氣田公司川西北氣礦）

通過(guò)對(duì)錄井、巖心、鑄體薄片、掃描電鏡、壓汞和常規(guī)物性等資料的綜合分析，認(rèn)識(shí)到麥南構(gòu)造下三疊統(tǒng)嘉陵江組二段二亞段（T1j22）儲(chǔ)層的儲(chǔ)集巖主要為灘相沉積的粒屑云巖及細(xì)—粗粉晶白云巖，屬于以孔隙儲(chǔ)集空間為主的裂縫-孔隙型儲(chǔ)集類(lèi)型，儲(chǔ)集性較好。儲(chǔ)層具有層多、層薄、連片分布和縱、橫向分布穩(wěn)定的特點(diǎn)，以Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層為主，Ⅱ類(lèi)儲(chǔ)層次之，少量Ⅰ類(lèi)儲(chǔ)層局部發(fā)育。這些認(rèn)識(shí)，可為該構(gòu)造天然氣儲(chǔ)量的計(jì)算、滾動(dòng)開(kāi)發(fā)方案的制定及上試挖潛目標(biāo)的選擇提供依據(jù)。圖5表5參9

儲(chǔ)層特征儲(chǔ)層評(píng)價(jià)T1j22麥南構(gòu)造大池干井構(gòu)造帶

四川盆地已發(fā)現(xiàn)的工業(yè)油氣層共有19層，儲(chǔ)集巖有碳酸鹽巖和砂巖2類(lèi)。海相碳酸鹽巖儲(chǔ)層共有15層，累計(jì)厚1348～1464 m，其天然氣儲(chǔ)量和產(chǎn)量一直在四川盆地占絕對(duì)優(yōu)勢(shì)地位[1]。在川東大池干井構(gòu)造帶，儲(chǔ)層主要發(fā)育在下三疊統(tǒng)嘉陵江組二段二亞段（T1j22），巖性以灰?guī)r、白云巖為主，有石膏發(fā)育，T1j22儲(chǔ)層主要為薄層白云巖，儲(chǔ)集空間有孔隙、裂縫[2]。前人已對(duì)大池干井構(gòu)造帶T1j22儲(chǔ)層特征及預(yù)測(cè)做過(guò)大量工作[2-5]。麥南構(gòu)造于1988年首鉆池28井(西翼)，在T1j22試油產(chǎn)氣5.67×104m3/d，其后陸續(xù)完鉆了池31(北軸)、池32(近高點(diǎn))、池42(南端圈閉外)等評(píng)價(jià)井。2001年在構(gòu)造南軸部署了T1j22的專(zhuān)層開(kāi)發(fā)井池57井(南軸)，試油產(chǎn)氣69.71×104m3/d。試油結(jié)果表明麥南構(gòu)造T1j22有一定的儲(chǔ)量潛力，對(duì)其儲(chǔ)層特征進(jìn)行詳細(xì)研究，可為該構(gòu)造天然氣儲(chǔ)量的計(jì)算、滾動(dòng)開(kāi)發(fā)方案的制定及上試挖潛目標(biāo)的選擇提供依據(jù)。

1 麥南構(gòu)造地質(zhì)概況

大池干井構(gòu)造帶位于重慶市萬(wàn)州區(qū)、忠縣及豐都縣境內(nèi)，沿長(zhǎng)江西岸呈南北向順江分布[6]。地面為一狹長(zhǎng)的梳狀高陡構(gòu)造，構(gòu)造上處于川東侏羅山式褶皺帶的東部，屬于隔擋式等厚褶皺中的狹窄背斜，由北至南有高峰場(chǎng)、萬(wàn)順場(chǎng)、磨盤(pán)場(chǎng)—老灣、龍頭—吊鐘壩、麥子山—麥南等多個(gè)高點(diǎn)[7-8]。麥南構(gòu)造是位于大池干井構(gòu)造帶南端端部的一個(gè)潛伏構(gòu)造圈閉，為一個(gè)近似橢圓形的背斜圈閉，長(zhǎng)短軸比值小，軸線為北東向44°，構(gòu)造北端軸線逐漸轉(zhuǎn)為南北向，兩翼近似對(duì)（圖1）。

圖1 大池干井構(gòu)造帶麥南高點(diǎn)T1j22底界構(gòu)造構(gòu)造圖

2 麥南構(gòu)造T1j22地層特征

麥南構(gòu)造T1j22地層主要為海水循環(huán)受限的封閉及半封閉海灣、瀉湖相沉積，巖性以高鹽度海水條件下形成的不等厚互層的白云巖、石膏為主，夾少量正常淺海環(huán)境下沉積的石灰?guī)r，地層總厚在52.5～62.0 m之間（表1），這一特征與川東區(qū)域上的厚度特征及穩(wěn)定分布特征相一致。根據(jù)沉積旋回性，嘉陵江組二段地層具有T1j32、T1j22及T1j12三分特征［9］。T1j12地層埋深約2000 m，在麥南構(gòu)造穩(wěn)定分布，上部為泥、粉晶云巖和砂屑云巖夾灰?guī)r，中、下部以泥、粉晶云巖為主夾石膏，底部為厚2～3 m的藍(lán)灰色泥巖［5］。

表1 麥南構(gòu)造完鉆井T地層厚度

表1 麥南構(gòu)造完鉆井T地層厚度

井號(hào)池31池28池32池57池42地層厚度/m54.158.052.562.054.5

3 麥南構(gòu)造T段儲(chǔ)層特征與評(píng)價(jià)

通過(guò)錄井、巖心、鑄體薄片、掃描電鏡、壓汞、常規(guī)物性等資料，本文主要研究了T1?層儲(chǔ)集空間類(lèi)型及儲(chǔ)集類(lèi)型、孔隙度分布特征、孔隙性和滲透性特征、儲(chǔ)層分布特征等內(nèi)容。

3.1 儲(chǔ)集巖石類(lèi)型

巖心觀察與鑄體薄片的研究表明，麥南構(gòu)造T1儲(chǔ)集巖主要為灘相沉積的粒屑云巖及細(xì)—粗粉晶云巖，少量為粉晶灰?guī)r。其中，粒屑云巖的粒屑含量可達(dá)40%～60%，主要為生屑、砂屑等，白云化程度較高。

3.2 儲(chǔ)集空間類(lèi)型及儲(chǔ)集類(lèi)型

經(jīng)鑄體薄片鏡下鑒定及巖心觀察研究，發(fā)現(xiàn)麥南構(gòu)造T1儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間主要有孔隙、裂縫和溶洞等。其中，孔隙最發(fā)育，孔隙類(lèi)型以粒間孔、晶間溶孔為主，如池32井1932～1935 m灰褐色粗粉晶針孔云巖段粒間溶孔十分發(fā)育，肉眼可見(jiàn)巖心上針孔密集分布，該段孔隙度一般大于10%，最大可達(dá)17%，其次為殘余原生粒間孔、粒內(nèi)溶孔及鑄模孔（圖2），少量的生物遮蔽孔隙、生物體腔孔隙；裂縫發(fā)育較差，有效縫密度5.7條/m，且以小裂縫為主；溶洞密度僅1.2個(gè)/m。

圖2 池32井T儲(chǔ)層巖心鑄體薄片

池32井T1地層鉆井取心24.6 m，共發(fā)育裂縫304條，裂縫密度12.4條/m，54%的裂縫被方解石、白云石等物質(zhì)充填。其中，有效裂縫140條，有效裂縫以小縫(小于1 mm)為主，發(fā)育少量中縫(1～5 mm)，無(wú)大縫(大于5 mm)；有效縫產(chǎn)狀以平縫為主(占55.0%)，立縫次之(占36.4%)，斜縫發(fā)育較差。溶洞以1～5 mm的小洞和5～10 mm的中洞為主，大于10 mm的大洞很少。此外，地層中縫合線較為發(fā)育，縫合線密度為4.8條/m。

結(jié)合巖心和薄片綜合分析，認(rèn)為麥南構(gòu)造T1儲(chǔ)層屬于以孔隙儲(chǔ)集空間為主的裂縫-孔隙型儲(chǔ)集類(lèi)型。

3.3 孔隙度分布特征

根據(jù)巖心物性分析成果，麥南構(gòu)造T1的4口參數(shù)井儲(chǔ)層平均孔隙度在2.9%～4.7%之間(表2)，池32井75個(gè)樣品孔隙度分布峰值在1%～2%區(qū)間，小于2%的占53.3%；等于或大于孔隙度下限2%的占46.7%，該區(qū)間孔隙度分布頻率沒(méi)有突出的峰值，分布頻率在3%～10%之間（圖3）。由此可見(jiàn)，麥南構(gòu)造T1j22儲(chǔ)層孔隙發(fā)育，孔隙度分布范圍寬，儲(chǔ)集性較好。其中，粒屑云巖和細(xì)—粗粉晶云巖儲(chǔ)層孔隙度相對(duì)較高。而粉晶灰?guī)r和部分泥晶云巖儲(chǔ)層的孔隙度較低，多數(shù)樣品孔隙度小于1.8%。另外，構(gòu)造高點(diǎn)及軸部孔隙發(fā)育程度優(yōu)于構(gòu)造邊部和翼部。

表2 麥南構(gòu)造4口參數(shù)井T1j22儲(chǔ)層平均孔隙度

圖3 池32井T儲(chǔ)層巖心孔隙度頻率分布圖

3.4 孔喉結(jié)構(gòu)和滲透性特征

（1）孔喉結(jié)構(gòu)特征

孔隙和喉道的大小直接控制著碳酸鹽巖儲(chǔ)集層的儲(chǔ)集性能。掃描電鏡和壓汞分析結(jié)果表明麥南構(gòu)造T1儲(chǔ)層孔喉大小有以下特征：①粒屑云巖及細(xì)—粗粉晶白云巖儲(chǔ)層以中—粗孔隙喉道為主，孔隙喉道寬度均值一般為0.2～1.0 μm，少數(shù)達(dá)到1.5 μm，有效儲(chǔ)層段平均為0.584 μm。最大連通孔隙喉道寬度一般為0.94～4.8 μm，平均為2.81μm。飽和度中值孔隙喉道寬度一般為0.4～2.5 μm，平均為1.2 μm。壓汞曲線具有粗歪度、分選較好的特點(diǎn)；②粉晶灰?guī)r和泥晶云巖儲(chǔ)層孔喉較細(xì)，基本上小于0.03 μm，屬細(xì)孔喉型，面孔率及孔喉比小，比表面大，壓汞曲線具有細(xì)歪度、分選差的特點(diǎn)。

孔隙及喉道的連通性好壞通常根據(jù)壓汞資料的排驅(qū)壓力、飽和度中值壓力及束縛水飽和度進(jìn)行評(píng)價(jià)。麥南構(gòu)造T1儲(chǔ)層孔隙及喉道的連通性有以下特征：①粒屑云巖及細(xì)—粗粉晶白云巖儲(chǔ)層的排驅(qū)壓力一般為0.12～0.45 MPa，平均僅0.27 MPa；飽和度中值壓力一般為0.48～0.97 MPa，平均僅0.87 MPa；束縛水飽和度一般為2.1%～3.6%，平均僅4.0%，總體上連通性較好；②粉晶灰?guī)r和泥晶云巖儲(chǔ)層孔隙度為3.86%時(shí)，排驅(qū)壓力及飽和度中值壓力平均值分別為5.32 MPa和15.56 MPa；束縛水飽和度平均達(dá)50%，總體上連通性差。

（2）滲透性特征

麥南構(gòu)造T1地層取心段共58個(gè)樣品點(diǎn)相滲實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，滲透率最大達(dá)8.8 mD，34個(gè)樣品點(diǎn)滲透率小于9.87×10-3mD，平均為0.78 mD。有效儲(chǔ)層段(孔隙度Φ≥2%)樣品點(diǎn)共32個(gè)，其中，11個(gè)樣品點(diǎn)滲透率小于9.87×10-3mD，21個(gè)樣品點(diǎn)滲透率大于9.87×10-3mD，滲透率平均為1.40 mD，總體上滲透率較好。另外，從巖心孔隙度與滲透率交會(huì)圖（圖4）可以看出，曲線呈半對(duì)數(shù)關(guān)系，相關(guān)性較好。在不考慮裂縫發(fā)育的前提下，孔隙度小于4%時(shí)，滲透率幾乎為零；孔隙度大于6%時(shí)，滲透率隨孔隙度的增大而顯著增大，且孔隙度越高，滲透率增加值越大。

圖4 池32井T1巖心孔隙度與滲透率交會(huì)圖

3.5 儲(chǔ)層分布特征及評(píng)價(jià)

鉆穿麥南構(gòu)造T1地層的5口井中，除池42井外，均有不同程度的氣侵、井涌等鉆井顯示，試油均產(chǎn)氣。麥南構(gòu)造T1儲(chǔ)層主要分布在白云巖中，具有層多、層薄、連片分布的特點(diǎn)，縱向上有4段，橫向上分布也較穩(wěn)定，可對(duì)比性強(qiáng)（圖5），4口參數(shù)井儲(chǔ)層有效厚度在8.0～18.6 m之間（表3）。

圖5 麥南構(gòu)造T1儲(chǔ)層對(duì)比圖

表3 麥南構(gòu)造T1地層有效儲(chǔ)層厚度及鉆井顯示

表3 麥南構(gòu)造T1地層有效儲(chǔ)層厚度及鉆井顯示

井號(hào)池31池28池32池57池42有效儲(chǔ)層厚度/m8.09.112.318.6無(wú)鉆井顯示后效井涌2190～2193 m 2206～2235 m井涌1964～1966 m氣侵1910～1916 m 1930～1933 m井涌、氣侵1893～1898 m 1917～1925 m無(wú)顯示2366～2424 m

參照四川盆地碳酸鹽巖儲(chǔ)層分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)（表4），主要根據(jù)孔隙度大小，并結(jié)合滲透率、排驅(qū)壓力、飽和度中值壓力、中值喉道寬度和束縛水飽和度等資料，麥南構(gòu)造T1j22儲(chǔ)層可分為以下幾類(lèi)（表5）：Ⅰ類(lèi)，主要為砂屑溶孔云巖及鮞粒溶孔云巖，溶孔普遍發(fā)育，面孔率可達(dá)3%～10%，僅在池32井針孔云巖中育；Ⅱ類(lèi)，主要為鮞粒云巖及礫屑云巖，溶孔和裂縫較發(fā)育，面孔率一般為2%～5%，分布較廣；Ⅲ類(lèi)，主要為細(xì)—粗粉晶云巖和少量粉晶灰?guī)r，零星可見(jiàn)溶孔，裂縫較發(fā)育，分布面積大、厚度大，是該構(gòu)造的主力儲(chǔ)層。

表4 四川盆地碳酸鹽巖儲(chǔ)層分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)（據(jù)中國(guó)石油西南油氣田公司）

表5 麥南構(gòu)造T1層分類(lèi)及分布特征

表5 麥南構(gòu)造T1層分類(lèi)及分布特征

參數(shù)井含氣面積/km2儲(chǔ)層分類(lèi)有效厚度/m池281.27Ⅱ0.66.8Ⅲ8.53.2Ⅰ池322.51 0.512.8Ⅱ2.58.8Ⅲ9.33.2池574.77Ⅱ1.96.7Ⅲ16.73.6

4 結(jié)論

綜上所述，可以認(rèn)識(shí)到麥南構(gòu)造T1j22儲(chǔ)層具有以下特征：

（1）儲(chǔ)集巖主要為灘相沉積的粒屑云巖及細(xì)—粗粉晶白云巖，少量為粉晶灰?guī)r。

（2）儲(chǔ)集空間主要是孔隙、裂縫和溶洞，滲透性較好，屬于以孔隙儲(chǔ)集空間為主的裂縫-孔隙型儲(chǔ)集類(lèi)型。

（3）儲(chǔ)層具有層多、層薄、連片分布及縱、橫向分布穩(wěn)定的特點(diǎn)，以Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層為主，Ⅱ類(lèi)儲(chǔ)層次之，少量Ⅰ類(lèi)儲(chǔ)層局部發(fā)育。

1洪海濤,楊雨,劉鑫,等.四川盆地海相碳酸鹽巖儲(chǔ)層特征及控制因素[J].石油學(xué)報(bào),2012,33（增刊）:64-73.

2鄒定勇,孔令霞.大池干井、黃草峽構(gòu)造嘉二2儲(chǔ)層預(yù)測(cè)[J].天然氣工業(yè),2005,25（增刊A）:57-58.

3劉宏,蔡正旗,鄭超,等.大池干井構(gòu)造帶嘉二2儲(chǔ)層特征及有利區(qū)預(yù)測(cè)[J].天然氣地球科學(xué),2004,15（6）:614-617.

4蔡正旗,張榮義,鄭超,等.碳酸鹽巖裂縫-孔隙型儲(chǔ)集層綜合預(yù)測(cè)方法研究——以川東大池干井構(gòu)造帶T1j22儲(chǔ)集層預(yù)測(cè)為例[J].石油勘探與開(kāi)發(fā),2005,32（5）:65-68.

5李宇,康昆,廖松柏,等.川東地區(qū)嘉二2儲(chǔ)層地震預(yù)測(cè)技術(shù)[J].天然氣工業(yè),2005,25（6）:40-41.

6劉宏,蔡正旗,譚秀成,等.川東高陡構(gòu)造薄層碳酸鹽巖裂縫性儲(chǔ)集層預(yù)測(cè)[J].石油勘探與開(kāi)發(fā),2008,35（4）:431-436.

7劉樹(shù)根,王允誠(chéng),張高信,等.川東大池干井高陡構(gòu)造的形成機(jī)制及其對(duì)石炭系儲(chǔ)層的影響[J].成都理工學(xué)院學(xué)報(bào), 1993,21（3）:102-111.

8李德敏,張哨楠,羅安娜,等.川東大池干井構(gòu)造帶石炭系儲(chǔ)層巖石學(xué)特征及沉積環(huán)境[J].成都理工學(xué)院學(xué)報(bào),1994, 21（4）:67-73.

9曾偉,強(qiáng)平,黃繼祥.川東地區(qū)嘉陵江組嘉二段儲(chǔ)層成因模式[J].石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì),1997,19（1）:82-86.

（修改回稿日期2015-07-04編輯王曉清）

何洪春,男，1985年出生，助理工程師，在讀碩士研究生；2010年本科畢業(yè)于成都理工大學(xué)，工學(xué)學(xué)士學(xué)位，主要從事盆地構(gòu)造分析與油氣構(gòu)造的研究。地址：（610059）成都市成華區(qū)成都理工大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院。電話：18583990017。E-mail：he_hongchun@163.com