徐守立， 尤 麗， 李 才， 劉 才， 招湛杰

( 中海石油(中國)有限公司 湛江分公司，廣東 湛江 524057 )

摘 要：文昌A凹陷10區(qū)珠海組以低滲儲層為主，部分為中滲特征，儲層低滲透、非均質(zhì)性強(qiáng)是制約研究區(qū)增儲上產(chǎn)的關(guān)鍵問題。利用鑄體薄片、掃描電鏡觀察、常規(guī)壓汞、恒速壓汞和核磁共振等方法，分析儲層滲流能力的微觀孔喉結(jié)構(gòu)及影響因素，精細(xì)表征其儲層孔喉結(jié)構(gòu)，定量評價(jià)孔喉結(jié)構(gòu)的差異性。結(jié)果表明：文昌10區(qū)為原、次生共存的孔隙組合特征，孔隙半徑主要分布在90.0～160.0 μm之間，喉道半徑分布在1.0～6.0 μm之間，孔喉結(jié)構(gòu)表現(xiàn)為中—大孔、細(xì)—較細(xì)喉特征，不同粒級儲層物性主要取決于喉道半徑；儲層類型以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主，部分為Ⅰ2類。儲集巖粒度與壓實(shí)作用是研究區(qū)孔喉結(jié)構(gòu)主要影響因素，次為膠結(jié)作用和自生黏土。該結(jié)果為研究區(qū)天然氣勘探開發(fā)提供儲層綜合評價(jià)的地質(zhì)依據(jù)。

?

文昌A凹陷10區(qū)珠海組低滲儲層孔喉結(jié)構(gòu)特征

徐守立， 尤 麗， 李 才， 劉 才， 招湛杰

( 中海石油(中國)有限公司 湛江分公司，廣東 湛江 524057 )

摘 要：文昌A凹陷10區(qū)珠海組以低滲儲層為主，部分為中滲特征，儲層低滲透、非均質(zhì)性強(qiáng)是制約研究區(qū)增儲上產(chǎn)的關(guān)鍵問題。利用鑄體薄片、掃描電鏡觀察、常規(guī)壓汞、恒速壓汞和核磁共振等方法，分析儲層滲流能力的微觀孔喉結(jié)構(gòu)及影響因素，精細(xì)表征其儲層孔喉結(jié)構(gòu)，定量評價(jià)孔喉結(jié)構(gòu)的差異性。結(jié)果表明：文昌10區(qū)為原、次生共存的孔隙組合特征，孔隙半徑主要分布在90.0～160.0 μm之間，喉道半徑分布在1.0～6.0 μm之間，孔喉結(jié)構(gòu)表現(xiàn)為中—大孔、細(xì)—較細(xì)喉特征，不同粒級儲層物性主要取決于喉道半徑；儲層類型以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主，部分為Ⅰ2類。儲集巖粒度與壓實(shí)作用是研究區(qū)孔喉結(jié)構(gòu)主要影響因素，次為膠結(jié)作用和自生黏土。該結(jié)果為研究區(qū)天然氣勘探開發(fā)提供儲層綜合評價(jià)的地質(zhì)依據(jù)。

孔喉結(jié)構(gòu)特征； 影響因素； 低滲儲層； 珠海組； 文昌10區(qū)； 文昌A凹陷

0 引言

低滲儲層是個相對概念[1]，主要根據(jù)基質(zhì)滲透率對低滲透儲層界限進(jìn)行分類評價(jià)。低滲儲層受沉積、復(fù)雜成巖作用的影響[2]，普遍具有低孔、低滲、孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜等征[3-4]。伴隨實(shí)際勘探生產(chǎn)需要，微觀孔喉結(jié)構(gòu)研究迅速發(fā)展，實(shí)驗(yàn)技術(shù)從早期只能針對某個二維斷面進(jìn)行觀察[5]，定性—半定量研究孔喉結(jié)構(gòu)的鑄體薄片及掃描電鏡、常規(guī)壓汞實(shí)驗(yàn)，到后期發(fā)展的核磁共振[6-7]、CT掃描[8]和恒速壓汞[9-10]等方法，不僅可以直觀再現(xiàn)巖石三維孔隙結(jié)構(gòu)，還能將孔隙與喉道分開，定量表征孔隙、喉道發(fā)育及分布情況。實(shí)驗(yàn)技術(shù)的發(fā)展為研究低滲儲層成因機(jī)理、定量表征決定儲層滲流能力的微觀孔喉結(jié)構(gòu)[11-13]提供條件。

文昌A凹陷10區(qū)處于珠三坳陷文昌A凹陷南大斷裂下降盤，是珠江口盆地西部天然氣勘探的重點(diǎn)區(qū)域之一[14]，已鉆井揭示，主要目的層段珠海組儲層物性以低孔、低滲為主，局部發(fā)育中孔、中滲，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，孔喉結(jié)構(gòu)特征差異較大。人們主要針對儲層物性橫縱向展布、區(qū)域成巖及孔隙演化進(jìn)行研究[15-16]，但是針對決定儲層滲流能力的微觀孔喉結(jié)構(gòu)研究較少。筆者利用巖心薄片觀察、掃描電鏡、圖像分析、常規(guī)壓汞和恒速壓汞、核磁共振等分析測試方法，精細(xì)表征文昌10區(qū)珠海組低滲儲層孔喉結(jié)構(gòu)，并研究孔喉結(jié)構(gòu)影響因素，分析“甜點(diǎn)”儲層形成條件及主控因素，為研究區(qū)天然氣勘探開發(fā)提供儲層綜合評價(jià)的地質(zhì)依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

文昌A凹陷是珠江口盆地西部珠三坳陷的二級構(gòu)造單元，北接陽江凸起，南依神狐隆起，西與文昌B、C凹陷相鄰(見圖1)。構(gòu)造演化可分為兩大階段，即早第三紀(jì)張裂階段和晚第三紀(jì)裂后熱沉降階段，具有典型的“箕狀斷陷”特征[17]，自下而上發(fā)育古近系神狐組、文昌組、恩平組、珠海組，新近系珠江組、韓江組、粵海組及第四系地層，其中珠海組、珠江組是研究區(qū)主要目的層段。文昌10區(qū)主力層系珠海組處于潮汐作用的海陸過渡環(huán)境，受南斷裂帶的影響，發(fā)育近源多期扇三角洲沉積儲層。

圖1 文昌A凹陷構(gòu)造位置Fig.1 Structure location of Wenchang A sag

圖2 文昌10區(qū)珠海組三段砂巖類型三角圖

Fig.2 Triangular diagram of sandstone type in the 3rd members of Zhuhai formation, Wenchang 10 area

2 儲層巖石學(xué)與物性特征

文昌10區(qū)受珠三南斷裂帶充足物源供給，發(fā)育潮坪、粗粒扇三角洲沉積[17]。根據(jù)已鉆井、錄井資料與巖心薄片、壁心薄片、粒度分析結(jié)果，珠海組三段儲集巖具有厚度大、粒度粗特點(diǎn)。W2井區(qū)粗、中、細(xì)砂巖分布，巖石類型以巖屑砂巖為主，局部發(fā)育巖屑石英砂巖；W3井區(qū)以細(xì)砂巖為主，局部發(fā)育粗砂巖，巖石類型為長石巖屑砂巖和長石巖屑石英砂巖；W8井區(qū)主要為粗砂巖，巖石類型介于兩者之間(見圖2)。碎屑顆粒分選性為差—中等，呈次棱—次圓狀，主要以顆粒支撐為主，雜基含量少。膠結(jié)物以鐵白云石為主，部分為鐵方解石和白云石，含少量石英加大，表現(xiàn)為壓嵌式、孔隙式和充填交代式等三種膠結(jié)類型，以粉、細(xì)晶為主，個別發(fā)育泥晶、中—粗晶特征。研究區(qū)珠海組三段壓實(shí)作用較強(qiáng)，為近強(qiáng)—強(qiáng)壓實(shí)[15]，碎屑顆粒以線接觸為主，局部見凹凸?fàn)罱佑|。

圖3 文昌10區(qū)珠海組三段孔滲相關(guān)關(guān)系Fig.3 Correlation diagram of porosity and permeability in the 3rd members of Zhuhai formation, Wenchang 10 area

根據(jù)5口井170個樣品常規(guī)物性分析資料，研究區(qū)珠海組三段儲層孔隙度為2.1%～20.0%，平均為11.0%，為中、低孔特征。滲透率為(0.04～324.00)×10-3μm2，平均為11.50×10-3μm2，以低滲為主，局部發(fā)育中滲特征。中、粗砂巖以中、低滲儲層為主，孔滲相關(guān)關(guān)系較高，說明其孔喉非均質(zhì)性相對較弱；細(xì)砂巖以低孔、特低滲儲層為主，孔滲相關(guān)關(guān)系較低，說明其孔喉非均質(zhì)性較強(qiáng)(見圖3)。

3 儲層孔喉結(jié)構(gòu)特征

3.1 儲層孔隙類型

鑄體薄片與掃描電鏡觀察表明，文昌10區(qū)珠海組三段孔隙類型以次生孔隙為主，原生孔隙次之，次生孔隙類型占總孔隙的60%以上；局部剩余粒間孔占總孔隙類型50%以上，形成以剩余粒間孔為主，長石和巖屑粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔次之的孔隙組合。

3.1.1 粒間孔

粒間孔為研究區(qū)重要的孔隙類型。珠海組三段處于中成巖A2-B期，壓實(shí)作用較強(qiáng)，碎屑顆粒以線接觸為主(見圖4(a-c))，原生粒間孔隙體積減小。同時，碳酸鹽膠結(jié)物充填于粒間孔隙，使其連通性變差。W8井珠海組三段發(fā)育扇三角洲前緣水下分流河道儲集體，砂巖粒度粗，單層厚度大，且受早期烴類充注保護(hù)，粒間孔發(fā)育(見圖4(a)、(e))，連通性較好，發(fā)育中滲儲層；W3井珠海組三段主要為河口壩與水下分流河道互層沉積，儲集巖粒度較細(xì)，抗壓實(shí)能力相對較弱，以溶蝕孔隙為主，粒間孔次之(見圖4(b-c))。

圖4 文昌10區(qū)珠海組三段儲層典型孔隙類型Fig.4 Tipical photomicrograph of pore type in the 3rd member of Zhuhai formation, Wenchang 10 area

3.1.2 粒內(nèi)溶孔

粒內(nèi)溶孔主要為長石與巖屑等不穩(wěn)定礦物溶蝕而形成粒內(nèi)孔隙。研究區(qū)巖石類型主要為巖屑砂巖、長石巖屑砂巖，不穩(wěn)定礦物組分發(fā)育，為后期溶蝕作用提供物質(zhì)基礎(chǔ)。長石粒內(nèi)溶孔是研究區(qū)重要孔隙類型(見圖4(b-c))，表現(xiàn)為沿解理縫溶解(見圖4(d))，有時殘留碎屑顆粒邊緣，形成鑄?？?。W2、W3井區(qū)粒內(nèi)溶孔較W8井區(qū)的發(fā)育，但需要與一定粒間孔保存進(jìn)行組合，才能發(fā)育較好的滲透性儲層。

3.1.3 粒間溶孔

研究區(qū)粒間溶孔是在剩余粒間孔基礎(chǔ)上溶蝕周邊碎屑顆粒而形成的，常見碎屑顆粒邊緣不規(guī)則，呈港灣狀(見圖4(b-c)、(e))。粒間溶孔的發(fā)育使儲層連通性變好，可形成“甜點(diǎn)”儲層。

3.1.4 填隙物晶間孔或溶孔

研究區(qū)局部見填隙物晶間孔，主要表現(xiàn)為碳酸鹽膠結(jié)物溶孔。如W3井的鐵方解石溶孔，它對儲集性能貢獻(xiàn)不大；次為自生礦物的晶間孔，其孔徑很小，對面孔率或孔隙度有一定積極貢獻(xiàn)，對滲透率影響不大。

3.2 孔喉結(jié)構(gòu)特征

常規(guī)壓汞是巖石孔喉結(jié)構(gòu)特征研究的常用方法[18]，得出的孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)可以定量表征孔喉大小、分選性與孔喉連通性等特征。恒速壓汞可以測試儲層孔喉結(jié)構(gòu)，并且對孔喉結(jié)構(gòu)特征描述更精細(xì)，能將孔隙與喉道分開，定量分析其變化特征，進(jìn)而通過喉道分布特征更好地表征儲層滲透性特征，它對低滲儲層孔喉分布定量評價(jià)具有明顯優(yōu)勢[19]。

常規(guī)壓汞與核磁共振綜合分析顯示，研究區(qū)珠海組三段埋深約為3.7×103m，粗砂巖孔喉結(jié)構(gòu)具有孔喉半徑大—中、中—低排驅(qū)壓力特征(見表1)，排驅(qū)壓力平均為0.18 MPa，最大孔喉半徑在2.5～12.3 μm之間，主要流動孔喉半徑在0.7～2.8 μm之間，分選因數(shù)為0.6～2.9，變異因數(shù)為0.9～1.1，反映孔喉半徑分選性中等—差。粗砂巖核磁共振孔喉半徑變化較大(見圖5(a))，呈單峰式分布，主要分布在0.200 0～20.000 0 μm之間，為細(xì)—較細(xì)喉，呈低—中滲特征。細(xì)—中砂巖排驅(qū)壓力明顯較極粗—粗砂巖的差，具有排驅(qū)壓力高、孔喉半徑小的結(jié)構(gòu)特征，排驅(qū)壓力為1.05～1.70 MPa，最大孔喉半徑在0.400 0～0.700 0 μm之間。細(xì)砂巖核磁共振孔喉半徑呈雙峰式分布，且峰值段明顯偏小，主要分布在0.007 5～0.090 0 μm、0.200 0～2.000 0 μm之間，主要為細(xì)—微喉(見圖5(b))，連通性較差，以特低滲為特征。鈣質(zhì)粗—中砂巖局部鈣質(zhì)膠結(jié)、儲集性能較差，具有中等排驅(qū)壓力、中等孔喉半徑的孔喉結(jié)構(gòu)特征，排驅(qū)壓力平均為0.36 MPa，最大孔喉半徑與主要流動孔喉半徑平均分別為2.600 0、0.700 0 μm，為細(xì)、微喉，以特低滲為特征。中—粗砂巖粒度粗、抗壓實(shí)性強(qiáng)、粒間孔保存較好，結(jié)合后期的次生溶蝕孔隙，儲層物性較好。

圖5 文昌10區(qū)珠海組三段儲層不同巖性核磁共振孔喉半徑分布Fig.5 Pore-throat radius distribution of NMR in the different lithologic reservoir of 3rd member of Zhuhai formation, Wenchang 10 area

井號深度/m滲透率/×10-3μm2排驅(qū)壓力/MPa最大孔喉半徑/μm主要流動孔喉半徑/μm分選因數(shù)變異因數(shù)巖性樣品個數(shù)W3W23752.30～3753.603.10～43.017.700.06～0.290.182.5～12.36.00.7～2.81.50.6～2.91.50.9～1.11.0極粗—粗63754.600.601.050.70.20.20.9細(xì)—中13756.80～3769.700.30～0.500.401.20～1.701.480.4～0.60.50.1～0.10.10.1～0.10.10.7～1.40.9細(xì)33683.60～3688.001.30～3.002.100.12～0.230.193.2～6.14.20.8～1.71.20.8～1.81.20.9～1.11.0極粗—粗33685.80～3688.700.50～0.900.700.20～0.510.361.4～3.72.60.5～0.90.70.4～1.10.70.9～1.21.0鈣質(zhì)粗—中3

粗、中與粉砂巖恒速壓汞分析結(jié)果(見圖6)顯示，三種粒級砂巖以大孔為特征，孔隙半徑分布范圍接近，無顯著差別，主要集中在90.0～160.0 μm之間，呈多峰近正態(tài)分布。喉道半徑分布形態(tài)差異較大，表現(xiàn)為粒度越粗，喉道半徑越大，分布范圍越廣，進(jìn)而孔喉半徑比變小，滲透率增大。極粗—粗砂巖儲層喉道半徑相對較粗，分布較廣，主峰集中在3.0～5.0 μm之間，部分大于5.0 μm，呈較細(xì)—細(xì)喉特征，滲透性較好；中砂巖喉道半徑較細(xì)，主要分布在2.0～4.0 μm之間，呈細(xì)喉特征，儲層滲透率下降；粉、細(xì)砂巖喉道半徑最細(xì)，分布較窄，以1.0～2.0 μm的喉道為主，儲層滲透性差。因此，研究區(qū)珠海組三段儲層不同粒級物性主要取決于喉道半徑。

圖6 文昌10區(qū)珠海組三段儲層不同巖性恒速壓汞孔喉參數(shù)分布Fig.6 Pore-throat radius distribution of constant rate mercury penetration in the different lithologic reservoir of 3rd member of Zhuhai formation, Wenchang 10 area

3.3 儲層孔喉結(jié)構(gòu)評價(jià)

通過已鉆井鑄體薄片觀察與常規(guī)壓汞、恒速壓汞、核磁共振等分析，將文昌10區(qū)珠海組儲層分為4類(見圖7)。其中，Ⅰ、Ⅱ類為有利儲層，Ⅲ類為中等儲層，Ⅳ類為致密儲層。

3.3.1 Ⅰ類儲層

在珠海組三段主要分布于極粗—粗砂巖。該類儲層物性較好，排驅(qū)壓力低，小于0.08 MPa，壓汞曲線平臺段較長，孔喉連通性好，主要以較細(xì)—細(xì)喉為特征，滲透率高，以高—中滲為特征，為粒間孔與長石粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔共存的孔隙組合特征。根據(jù)滲透率進(jìn)一步分為Ⅰ1和Ⅰ2兩個亞類：Ⅰ1類滲透率≥100.00×10-3μm2；Ⅰ2類滲透率在(25.00～100.00)×10-3μm2之間。

3.3.2 Ⅱ類儲層

在珠海組三段主要發(fā)育于中—粗砂巖。該類儲層排驅(qū)壓力中等，在0.10～1.00 MPa之間，壓汞曲線具有一定斜率，平臺段為中等，孔喉連通性較好，主要以細(xì)喉為特征。儲層物性以中、低滲為特征，儲集空間以長石粒內(nèi)溶孔為主，發(fā)育粒間孔與粒間溶孔。根據(jù)滲透率進(jìn)一步分為Ⅱ1和Ⅱ2兩個亞類： Ⅱ1類滲透率在(10.00～25.00)×10-3μm2之間；Ⅱ2類滲透率介于(2.50～10.00)×10-3μm2。

3.3.3 Ⅲ類儲層

在珠海組三段主要發(fā)育于細(xì)、中砂巖。該類儲層排驅(qū)壓力中等，在0.10～1.00 MPa之間，孔喉分選性較差，以微喉為特征，壓汞曲線平臺段較短，斜率明顯較大，孔喉連通性中等。儲層物性以低滲為特征，以粒內(nèi)溶孔為主，發(fā)育粒間孔與粒間溶孔。

3.3.4 Ⅳ類儲層

在珠海組三段主要發(fā)育于粉、細(xì)砂巖或鈣質(zhì)砂巖。該類儲層排驅(qū)壓力高，大于1.00 MPa，喉道細(xì)，孔喉分選性差，壓汞曲線平臺段短，孔喉連通性差。儲層物性以特低滲為特征，儲集空間類型以粒內(nèi)溶孔為主，需通過儲層改造才能成為有效儲層。

綜合儲層物性與孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)，文昌10區(qū)珠海組三段以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主，儲層物性表現(xiàn)為低孔、低滲特征，部分為Ⅰ2類中孔、中滲儲層，局部見Ⅳ類特低滲儲層。

圖7 文昌10珠海組三段儲層不同儲集類型壓汞曲線與孔喉分布Fig.7 Comparison of mercury injection curves and pore throat radius distribution in different reservoir types of 3rd member of Zhuhai formation, Wenchang 10 area

4 儲層孔喉結(jié)構(gòu)影響因素

儲層孔喉結(jié)構(gòu)受沉積作用與后期成巖作用的控制。沉積作用主要對儲集巖的空間分布和原始孔喉結(jié)構(gòu)特征產(chǎn)生影響，也是影響后期成巖作用對孔喉結(jié)構(gòu)改造差異的物質(zhì)基礎(chǔ)；后期成巖作用對儲層孔喉結(jié)構(gòu)具有重要影響。對埋藏深度大、成巖作用強(qiáng)的碎屑巖儲層，多側(cè)重于成巖作用對孔喉結(jié)構(gòu)的分析，通過壓實(shí)、膠結(jié)和溶解作用等后期改造儲層孔喉結(jié)構(gòu)[11-12]，砂巖孔喉結(jié)構(gòu)是沉積作用和成巖作用共同作用后的面貌[20]。綜合區(qū)域地質(zhì)背景、沉積微相、巖相特征與成巖作用，研究區(qū)珠海組三段儲層孔喉結(jié)構(gòu)主要取決于沉積相帶造成的儲集砂巖粒度、壓實(shí)作用與溶解作用，其次為膠結(jié)作用與自生黏土礦物的影響。

4.1 沉積作用

不同沉積作用形成不同沉積相/微相儲集層，其沉積構(gòu)造、巖相組合及巖石類型、粒度、分選性與原始物質(zhì)組分不同。文昌A凹陷珠三南斷裂帶珠海組發(fā)育近源點(diǎn)物源影響的扇三角洲前緣沉積儲層，研究區(qū)珠海組三段發(fā)育水下分流河道、河口壩沉積儲層。其中，水下分流河道儲集體粒度粗，以極粗—粗砂巖為主，由于形成水動力條件強(qiáng)、泥質(zhì)雜基含量少，發(fā)育較好的原始儲集空間；同時，由于具有近物源沉積特點(diǎn)，不穩(wěn)定組分含量較高，為后期溶蝕作用提供物質(zhì)基礎(chǔ)，顯著改善儲層儲集性能。因此，研究區(qū)Ⅰ類儲層主要在極粗—粗砂巖中發(fā)育，Ⅱ類儲層在粗、中砂巖中發(fā)育。河口壩沉積區(qū)主要發(fā)育極細(xì)—細(xì)砂巖，分選較好，儲集空間主要以溶蝕孔隙為主，粒間孔次之，儲層連通性較差，主要為低滲、特低滲儲層。

4.2 成巖作用

研究區(qū)珠海組埋深基本大于3.0×103m，成巖作用較強(qiáng)，以中成巖階段A2期為主，局部可達(dá)到中成巖階段B期，碎屑顆粒以線接觸為主，強(qiáng)壓實(shí)作用減少儲層原始孔隙度，是珠海組三段儲層物性差的主要原因。此外，中成巖階段形成的(鐵)方解石和(鐵)白云石等碳酸鹽膠結(jié)物,與伊利石或綠泥石等自生黏土礦物占據(jù)孔隙空間[21]，在一定程度上降低儲層物性。水下分流河道沉積厚層粗粒的儲集層，且局部發(fā)育早期烴類充注的保護(hù)，如W8、W3井頂部，增強(qiáng)巖石抗壓實(shí)性，極大地保存原始粒間孔隙。同時，中成巖期大量有機(jī)酸及順南斷裂帶向上運(yùn)移的深部熱流體，對長石、碳酸鹽膠結(jié)物等不穩(wěn)定礦物產(chǎn)生溶蝕，形成次生孔隙，顯著增加研究區(qū)儲層儲集空間、改善儲層物性[3]。

5 結(jié)論

(1)文昌10區(qū)珠海組三段儲層物性特征以低孔、低滲為主，局部發(fā)育中孔、中滲?？紫额愋桶l(fā)育以次生孔隙為主、原生孔隙次之的組合型，以及局部厚層粗粒、發(fā)育早期烴類充注砂巖保護(hù)儲層孔隙，形成以粒間孔為主、次生粒內(nèi)溶孔和粒間溶孔次之的孔隙組合。

(2)研究區(qū)孔喉半徑普遍不大，且儲層不同巖性排驅(qū)壓力、喉道半徑顯著不同，差異孔喉結(jié)構(gòu)特征是儲層物性不同表征的重要影響因素。研究區(qū)分為4類儲集類型，以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主，部分為Ⅰ2類儲層。

(3)儲集砂巖粒度大小、成巖作用類型及強(qiáng)度是研究區(qū)孔喉結(jié)構(gòu)主要影響因素，較強(qiáng)壓實(shí)作用與碳酸鹽膠結(jié)物或自生黏土礦物發(fā)育是研究區(qū)儲層低孔、低滲的主要原因，為典型的次生型低滲儲層。局部厚層粗粒且發(fā)育早期烴類充注、強(qiáng)溶蝕作用區(qū)可形成相對高孔、高滲帶，為研究區(qū)“甜點(diǎn)”儲層分布區(qū)。

[1] 蔣凌志,顧家裕,郭彬程.中國含油氣盆地碎屑巖低滲透儲層的特征及形成機(jī)理[J].沉積學(xué)報(bào),2004,22(1):13-18.

Jiang Lingzhi, Gu Jiayu, Guo Bincheng. Characteristics and mechanism of low permeability clastic reservoir in chinese petroliferous basin [J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2004,22(1):13-18.

[2] 黃丁杰,于興河,譚程鵬.瑪西斜坡區(qū)百口泉組儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征及控制因素分析[J].東北石油大學(xué)學(xué)報(bào),2015,39(2):9-18.

Hang Dingjie, Yu Xinghe, Tan Chengpeng. Pore structure features and its controlling factor analysis of reservoirs in Baikouquan formation, Maxi slope area [J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2015,39(2):9-18.

[3] 王宏博,李湘博,廖建波.鄂爾多斯盆地華慶地區(qū)長油層組超低滲砂體成因分析[J].巖性油氣藏,2012,24(5):61-64.

Wang Hongbo, Li Xiangbo, Liao Jianbo. Origin of super-low permeability sand bodies of Chang6 oil reservoir set in Huaqing area, Ordos basin [J]. Lithologic Reservoir, 2012,24(5):64-64.

[4] 孫海濤,鐘大康,張湘寧,等.鄂爾多斯盆地長北氣田山西組二段低孔低滲儲層特征及形成機(jī)理[J].沉積學(xué)報(bào),2011,29(4):724-733.

Sun Haitao, Zhong Dakang, Zhang Xiangning, et al. Characteristics and mechanism of Permian Shanxi tight reservoir of Changbei gas field, Ordos basin [J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2011,29(4):724-733.

[5] 趙曉東,劉曉,張博明,等.南堡3號構(gòu)造中深層中低滲儲層微觀孔喉特征[J].特種油氣藏,2015,22(5):28-32.

Zhao Xiaodong, Liu Xiao, Zhang Boming, et al. Characteristics of microscopic pore-throat structure of medium-low permeability reservoir in the mid-deep formation of Nanpu3 tectonic zone [J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2015,22(5):28-32.

[6] 趙彥超,陳淑慧,郭振華.核磁共振方法在致密砂巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)中的應(yīng)用——以鄂爾多斯大牛地氣田上古生界石盒子組3段為例[J].地質(zhì)科技情報(bào),2006,25(1):109-112.

Zhao Yanchao, Chen Shuhui, Guo Zhenhua. Application of nuclear magnetic resonance technology to pore structure in tight sandstone: A case from third member of Shihezi formation upper paleozoic in Daniudi gas field, Ordos basin [J]. Geological Science and Technology Information, 2006,25(1):109-112.

[7] 王學(xué)武,楊正明,李海波,等.核磁共振研究低滲透儲層孔隙結(jié)構(gòu)方法[J].西南石油大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版,2010,32(2):69-72.

Wang Xuewu, Yang Zhengming, Li Haibo, et al. Experimental study on pore structure of low permeability core with NMR spectra [J]. Journal of Southwest Petroleum University: Natural Science Edition, 2010,32(2):69-72.

[8] 白斌,朱如凱,吳松濤,等.利用多尺度CT成像表征致密砂巖微觀孔喉結(jié)構(gòu)[J].石油勘探與開發(fā),2013,40(3):329-333.

Bai Bin, Zhu Rukai, Wu Songtao, et al. Multi-scale method of nano(micro)-CT study on microscopic pore structure of tight sandstone of Yanchang formation, Ordos basin [J].Petroleum Exploration and Development, 2013,40(3):329-333.

[9] Grimsmo T G M, Hermanrud C, Wibeke H T, et al. Capilary resistance and rapping of hydrocarbons: A laboratory experiment [J]. Petroleum Geoscience, 2005,11(2):125-129.

[10] 高輝,解偉,楊建鵬,等.基于恒速壓汞技術(shù)的特低—超低滲砂巖儲層微觀孔喉特征[J].石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì),2011,33(2):206-214.

Gao Hui, Xie Wei, Yang Jianpeng, et al. Pore throat characteristics of extra-ultra low permeability sandstone reservoir based on constant-rate mercury penetration technique [J]. Petroleum Geology & Experiment, 2011,33(2):206-214.

[11] 綦惠麗,李玉春,張雁.低滲透儲層的微觀特征對其宏觀性質(zhì)的影響規(guī)律——以榆樹林油田扶楊油層為例[J].東北石油大學(xué)學(xué)報(bào),2012,36(4):30-35.

Qi Huili, Li Yuchun, Zhang Yan. Influence of micro-character on macroscopic properties in low permeability reservoir: A take Fuyang reservoir of Yushulin oilfield as example [J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2012,36(4):30-35.

[12] 高永利,王勇,孫衛(wèi).姬塬地區(qū)長4+5低滲儲層成巖作用與孔隙演化[J].特種油氣藏,2014,21(1):68-72.

Gao Yongli, Wang Yong, Sun Wei. Diagenesis and pore evolution process of Chang4+5 low permeability reservoir in Jiyuan area [J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2014,21(1):68-72.

[13] 吳浩,郭英海,張春林,等.致密油儲層微觀孔吼結(jié)構(gòu)特征及分類——以鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)三疊統(tǒng)延長組長7段為例[J].東北石油大學(xué)學(xué)報(bào),2013,37(6):12-17.

Wu Hao, Guo Yinghai, Zhang Chunlin, et al. Characteristics and classifications of micro-pore in tight oil reservoir: A case study of the Triastic Yanchang formation Chang7 in Longdong area, Ordos basin [J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2013,37(6):12-17.

[14] 甘軍,張迎朝,鄧志勇,等.文昌A凹陷古近系低滲凝析氣藏成藏特征與成藏模式[J].天然氣地球科學(xué).2012,23(6):1060-1069.

Gan Jun, Zhang Yingzhao, Deng Zhiyong, et al. Reservoir-forming characteristic and model of the palaeogene condensate gas reservoir with low permeability in Wenchang A sag [J]. Natural Gas Geoscience, 2012,23(6):1060-1069.

[15] 尤麗,李才,劉景環(huán),等.文昌A凹陷珠海組儲層區(qū)域成巖作用特征及定量評價(jià)[J].大慶石油學(xué)院學(xué)報(bào),2012,36(2):7-13.

You Li, Li Cai, Liu Jinghuan, et al. Regional diagenesis feature and quantitative evaluation from Zhuhai formation reservoir in Wenchang A sag [J]. Journal of Daqing Petroleum Institute, 2012,36(2):7-13.

[16] 尤麗,張迎朝,李才,等.基于沉積成巖—儲集相分析確定文昌9區(qū)低滲儲層“甜點(diǎn)”分布[J].吉林大學(xué)學(xué)報(bào):地球科學(xué)版,2014,44(5):1432-1440.

You Li, Zhang Yingzhao, Li Cai, et al. Based on analysis of Ssedimentary-diagenetic reservoir facies to determine "Sweet Spot" distribution in low permeability from Wenchang9 arca [J]. Journal of Jilin University: Earth Science Edition, 2014,44(5):1432-1440.

[17] 雷寶華,鄭求根,李俊良,等.珠三坳陷珠三南斷裂形成演化及其對沉積中心遷移的控制[J].石油學(xué)報(bào),2012,33(5):807-813.

Lei Baohua, Zheng Qiugen, Li Junliang, et al. Formation and evolution of Zhu-3 south fault and its control on depocenter shift in Zhu-3 depression, pearl river mouth basin [J]. Acta Petrole Sinica, 2012,33(5):807-813.

[18] Pittman E D. Relationship of porosity and permeability to Various parameters derived from mercury injection: Capillary pressure curves for sandstone [J]. AAPG Bulletin, 1992,76(2):191-198.

[19] 王明磊,劉玉婷,張福東,等.鄂爾多斯盆地致密油儲層微觀孔喉結(jié)構(gòu)定量分析[J].礦物學(xué)報(bào),2015,35(3):319-322.

Wang Minglei, Liu Yuting, Zhang Fudong, et al. Quantitative analysis of microscopic pore-throat structure of tight oil reservoir in Ordos basin [J]. Acta Mineralogica Sinica, 2015,35(3):319-322.

[20] 尤麗,張迎朝,李才,等.文昌10區(qū)珠海組低滲儲層“甜點(diǎn)”控制因素[J].東北石油大學(xué)學(xué)報(bào),2014,38(3):18-24.

You Li, Zhang Yingzhao, Li Cai, et al. Factors of controlling the distribution of the low permeability reservoir "Sweet Spots" from Zhuhai formation of Wenchang 10 area [J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2014,38(3):18-24.

[21] 尤麗,李才,張迎朝,等.珠江口盆地文昌A凹陷珠海組儲層碳酸鹽膠結(jié)物分布規(guī)律及成因機(jī)制[J].石油與天然氣地質(zhì),2012,33(6):883-889.

You Li, Li Cai, Zhang Yingzhao, et al. Distribution and genetic mechanism of carbonate cements in the Zhuhai formation reservoirs in Wenchang A sag, pear river mouth basin [J]. Oil & Gas Geology, 2012,33(6):883-889.

2016-04-25；編輯：劉麗麗

國家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05023-001-007)；中國海洋石油總公司科研項(xiàng)目(CNOOC-KJ125ZDXM07LTD02ZJ11)

徐守立(1986-)，男，碩士，助理工程師，主要從事沉積儲層方面的研究。

TE122.1

A

2095-4107(2016)05-0055-08

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2016.05.007