準噶爾盆地WEH油田克下組儲層孔隙結構及控制因素研究

尚映潤

摘 要：WEH油田克下組儲層位于三疊系底部，主要為三角洲平原和前緣沉積。通過巖石薄片鑒定、掃描電鏡、X-射線衍射和物性等資料的綜合分析，對儲層的微觀孔隙結構進行了詳細研究。結果表明：克下組儲集空間儲層孔隙類型主要為粒間孔、粒間溶孔及粒內溶孔，壓汞資料表明克下組儲層喉道為中-小孔細喉型，顯示為中低孔、低滲的中等偏差儲集層。壓實和膠結作用會壓制儲層孔隙的發(fā)育，是儲層低滲的主要原因，而蝕變作用是膠結物中黏土礦物的主要來源。

關鍵詞：WEH油田；克下組；孔隙結構；成巖作用

中圖分類號：P618.13 文獻標志碼：A 文章編號：2095-2945（2018）35-0061-02

Abstract： The reservoir of Kexia formation in WEH Oilfield is located at the bottom of Triassic system and is mainly deposited in delta plain and front margin. The microscopic pore structure of the reservoir has been studied in detail through the comprehensive analysis of the rock thin section identification， SEM， X-ray diffraction and physical property data. The results show that the pore types of reservoir space in the Kexia formation are mainly intergranular pore， intergranular dissolved pore and intragranular dissolved pore. The mercury injection data show that the reservoir throat of the Kexia formation is of medium-small pore and fine throat type， showing medium and low porosity and low permeability medium deviation reservoirs. Compaction and cementation will suppress the development of reservoir pores， which is the main reason for low permeability of reservoirs， and alteration is the main source of clay minerals in cementation.

Keywords： WEH Oilfield； Kexia formation； pore structure； diagenesis

引言

WEH油田地理位置上位于克拉瑪依市東北方向，哈拉阿拉特山南部，東北部地面為魔鬼城風景區(qū)，白堊系風蝕雅丹地貌發(fā)育，區(qū)域構造處于準噶爾盆地西北緣烏-夏斷裂帶烏爾禾斷鼻構造的上部，是油氣聚集的有利區(qū)塊。烏-夏地區(qū)主要生油層系為二疊系風城組及下烏爾禾組，而其上部三疊系主力含油層系為克下組，地層超過100m，是本文的重點研究層段。

1 巖石學特征

根據(jù)巖心觀察及室內巖石薄片鑒定結果表明，準噶爾盆地WEH油田克下組儲集巖為中細粒巖屑砂巖、不等粒巖屑砂巖及砂礫巖、礫巖。儲層成分成熟度較低，儲集巖石英與長石含量較低，巖屑含量較高，平均達68.54%。巖屑中以凝灰?guī)r巖屑為主，含量33%～84%，平均54.15%，其次為霏細巖巖屑，及少量的安山巖、泥板巖、石英巖巖屑。砂礫巖顆粒磨圓以次圓狀為主，次棱狀為輔，分選差-中等，顆粒接觸方式以線接觸為主，線-點接觸為輔。膠結類型主要為壓嵌型，其次為壓嵌-孔隙型[1]。

2 儲集空間類型

2.1 孔隙類型

據(jù)11口取芯井碎屑巖鑄體薄片及掃描電鏡等鑒定結果表明，WEH油田克下組孔隙類型主要以剩余粒間孔為主、粒內溶孔次之，有少量原生粒間孔和極少量的微裂隙及高嶺石晶間孔。其中剩余粒間孔占總孔隙的48%，粒內溶孔占總孔隙的35%，原生粒間孔占總孔隙的11%。儲層孔隙組合類型主要為剩余粒間孔-粒內溶孔組合型，少量剩余粒間孔-原生粒間孔，為較差的孔隙組合類型。

2.2 孔隙結構特征

通過對克下組6口井25塊壓汞樣品數(shù)據(jù)及孔喉特征參數(shù)進行統(tǒng)計與整理，將壓汞曲線（圖1）與孔隙結構劃分為四類。第Ⅰ類孔隙結構歪度偏粗，曲線具有小斜度平臺段，顆粒分選中等-較差，排驅壓力較低，通常為0.01～0.14MPa，中值壓力為0.06～1.79MPa，最大孔喉半徑為5.15～113.71μm，最大進汞飽和度為89.45%～96.2%，此類儲層具有很好的物性，孔隙度多為17.4%～27.8%，滲透率一般大于100mD，為研究區(qū)克下組有利儲層；Ⅱ類孔隙結構歪度偏細，顆粒分選中等-較差，排驅壓力高，通常為0.52～3.11MPa，中值壓力為4.43～15.87MPa，最大孔喉半徑為0.24～1.41μm，最大進汞飽和度為59.32%～90.81%，此類儲層物性稍差，孔隙度多為11.1%～18.8%，滲透率一般為0.081～3.04mD，為研究區(qū)克下組較好儲層；Ⅲ類孔隙結構歪度偏細，顆粒分選極差，排驅壓力較高，為0.6～1.48MPa，中值壓力為5.22～17.5MPa，最大孔喉半徑為0.5～1.22μm，最大進汞飽和度較低，為39.36%～51.16%，儲集性能差，孔隙度多為9.9%～19.3%，滲透率差異較大，在0.04～20.1mD區(qū)間均有分布；Ⅳ類孔隙結構為細歪度，分選較差，排驅壓力為1.21～4.3MPa，最大喉道半徑為0.17～0.61μm，孔隙度降至7.3%～15.3%，滲透率多小于0.148mD，為極差的儲集類型。

3 成巖作用

3.1 壓實作用

從孔隙度與巖石視密度隨深度變化規(guī)律可知，WEH油田儲層受壓實作用明顯。鏡下薄片統(tǒng)計資料發(fā)現(xiàn)，克下組儲層主要發(fā)育巖屑砂巖，塑性雜基含量高，顆粒間主要被黏土礦物充填，抗壓強度也較低，碎屑顆粒以線接觸為主，線-點接觸為輔，因此在強烈的壓實作用下，儲層中的原生粒間孔隙損失殆盡。[2]而對于早期碳酸鹽膠結強烈的層段，由于粒間孔隙多被膠結物充填，從而抑制壓實作用的發(fā)生，顆粒之間以點接觸為主，后期方解石的溶蝕作用往往與殘余原生孔隙組合形成混合孔隙，對儲層起改善作用[3]。

3.2 膠結作用

通過對研究區(qū)內11口井156塊樣品的巖石薄片、掃描電鏡和X-射線衍射資料統(tǒng)計分析，結果表明：WEH油田三疊系克下組儲層填隙物以泥質雜基為主，含量1%～25%，平均為5%，均勻分布于粒間，且具不均勻水云母、水黑云母化現(xiàn)象。膠結物含量在0～3%，平均為0.4%，以方解石、菱鐵礦為主，硅質極少見，其中方解石膠結物分布均勻，交代碎屑顆粒邊緣現(xiàn)象明顯。粘土礦物以伊蒙混層為主，其次為高嶺石、伊利石和綠泥石，其中，伊蒙混層平均質量分數(shù)達41.1%，掃描電鏡下呈不規(guī)則狀及似蜂巢狀集合體，一般呈薄膜狀包裹于碎屑顆粒表面，高嶺石平均含量33.76%，多為蠕蟲狀集合體充填于粒間孔中；伊利石平均含量12.5%，一般呈絲片狀包裹于碎屑顆粒表面，部分伊利石呈定向片狀集合體搭橋式充填在粒間孔隙中；綠泥石平均含量12.64%，多呈不規(guī)則葉片狀生長于碎屑顆粒表面或呈絨球狀充填粒間孔及溶蝕孔隙。

3.3 蝕變作用

薄片觀察發(fā)現(xiàn)大量長石具泥化（高嶺石化及部分絹云母化）現(xiàn)象，屬于一種典型的中、低溫熱液蝕變作用，常分布在蝕變帶的上部，蝕變過程中礦物分解，鈣、鐵等基性組分強烈被淋濾，產生由高嶺石、絹云母和石英等組成的巖石。黏土礦物屬層狀構造硅酸鹽礦物，在薄片中常見，蝕變作用是黏土礦物的主要來源。

4 結束語

WEH油田克下組儲層巖石類型主要為中細粒巖屑砂巖、不等粒巖屑砂巖、砂礫巖及礫巖，巖屑含量高。儲集巖顆粒磨圓以次圓狀為主，次棱狀為輔，分選差-中等，顆粒接觸方式以線接觸為主，線-點接觸為輔，膠結類型主要為壓嵌型，其次為壓嵌-孔隙型?？讼陆M儲集空間類型主要為粒間孔、粒間溶孔及粒內溶孔。依據(jù)克下組儲層壓汞樣品數(shù)據(jù)及孔喉特征參數(shù)，將壓汞曲線及其對應的儲層孔隙結構歸為四類。壓實和膠結作用將減少儲層孔隙的發(fā)育，是儲層低滲的主要原因，膠結物以方解石為主，而黏土礦物膠結物以伊蒙混層為主，蝕變作用是黏土礦物的主要來源。

參考文獻：

[1]梅林德，鄧明毅，楊宇堯，等.烏33井區(qū)T2k1儲層敏感性實驗研究[J].石油化工應用，2013，32（1）：45-48.

[2]史洪亮，楊克明，王同.川西坳陷須五段致密砂巖與泥頁巖儲層特征及控制因素[J].巖性油氣藏，2017，29（4）：38-46.

[3]周軍良，胡勇，李超，等.渤海A油田扇三角洲相低滲儲層特征及物性控制因素[J].石油與天然氣地質，2017，38（1）：71-78.