準噶爾盆地吉木薩爾凹陷東斜坡二疊系梧桐溝組儲層特征及影響因素

孫 靖，王 斌，薛晶晶

（中國石油新疆油田分公司勘探開發研究院）

準噶爾盆地吉木薩爾凹陷東斜坡二疊系梧桐溝組儲層特征及影響因素

孫 靖，王 斌，薛晶晶

（中國石油新疆油田分公司勘探開發研究院）

依據儲層地質學的基本理論和研究方法，綜合運用鉆井、測井以及分析化驗資料，對準噶爾盆地吉木薩爾凹陷東斜坡二疊系梧桐溝組進行了儲層特征研究和影響因素分析。研究表明，儲層孔隙度相對較高，而滲透率相對較低；孔喉類型主要為中孔-細喉型，且連通性相對較差；儲層物性的影響因素為沉積相和成巖作用，其中壓實作用是最主要的減孔因素，膠結作用是造成儲層滲透率低的主要原因；相對優質儲層發育的有利區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噶爾盆地東部的東南緣，北界為吉木薩爾斷裂，南界為三臺斷裂，西界為老莊灣斷裂和西地斷裂，向東逐漸過渡為奇臺凸起，是一個西深東淺、西斷東超的箕狀凹陷，研究區位于吉木薩爾凹陷的東斜坡（圖1）。該凹陷自下而上發育了自上石炭統—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口井獲得工業油流，梧桐溝組僅有吉17井區提交預測石油地質儲量3 230萬t。因此，區內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 儲層特征

2.1 儲層物性特征

據研究區近10口井的物性數據分析結果，梧桐溝組儲層孔隙度介于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?？傮w上孔隙度相對較高，滲透率相對較低。同時，不同巖石類型中物性總體上較好的是礫狀砂巖和細礫巖，其次是中砂巖和砂礫巖。在儲層物性變化方面，孔隙度和滲透率基本上隨著深度的增大而減小，無明顯次生孔隙發育帶。

2.2 儲層孔隙結構特征

梧桐溝組儲層孔隙形態多樣，形狀不規則，主要為中孔；孔喉分選較差，以細喉道為主，孔喉連通性較差。儲層孔隙結構總體特征為中孔-細喉，且連通性相對較差（表2、圖版Ⅰ、圖2）。

表2 研究區梧桐溝組儲層結構參數統計分析表Table 2 Statistical analysis of reservoir structural parameters of Wutonggou Formation in the study area

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

3 儲層物性影響因素

關于碎屑巖儲層物性的控制因素，前人進行了大量的研究[1-23］，概括起來主要是三大因素，即沉積作用、成巖作用和構造作用。研究表明，本區梧桐溝組儲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層砂體的分布及砂體的原始孔隙性，同時對后期的成巖作用有一定的影響；成巖作用主要對儲層孔、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，而這些參數又直接影響著儲層物性。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，因此其儲集物性也不同[1，24-25］。 該區梧桐溝組發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較低，分選性和磨圓度相對較好，粒度較粗，因此物性相對較好，是相對有利儲層的發育區帶（表3）。

3.2 成巖作用的影響

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

壓實作用使儲層孔隙度降低，致儲層物性變差。依據Sherer的研究[26］，可以計算出壓實作用的減孔量。通過計算，儲層壓實減孔量介于4.37%～26.37%，平均達到了14.84%，對原生孔隙的破壞作用十分明顯（表4）。

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

表4 研究區梧桐溝組成巖作用減孔量（增孔量）統計表Table 4 Relationship between diagenesis and porosity of Wutonggou Formation in the study area

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

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

4 結論

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

（2）儲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模和展布，進而控制了儲層原始物性；成巖作用控制了原始物性的優劣，決定了現今儲層的物性特征，其中壓實作用是最主要的減孔因素，而膠結作用是使儲層滲透率降低的主要原因。

（3）相對優質儲層發育的有利區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研究院勘探所。 電話：（0990）6245716。 E-mail：sun19820804@sina.com

圖版Ⅰ

圖版Ⅱ

于惠宇）