普光氣田下侏羅統自流井組地層特征研究

郭艷艷，張春生 (長江大學地球科學學院，湖北 武漢 430100)

普光氣田下侏羅統自流井組地層特征研究

郭艷艷，張春生 (長江大學地球科學學院，湖北 武漢 430100)

以四川普光氣田下侏羅統自流井組為研究對象，在巖心分析、鑄體薄片分析等基礎上對其巖性、儲集空間和物性等特征進行研究。結果表明，該研究區巖性主要為含泥細粒巖屑砂巖，儲集空間以次生孔隙為主，可見少量微縫，物性差；孔喉微細，分選大，滲流能力差；孔隙度很小，滲透率很低，為非儲層。下侏羅統自流井組潛在烴源巖有機質豐度極低，屬非烴源巖類型。

自流井組；儲層特征；孔隙結構；烴源巖豐度

普光氣田位于四川盆地東北部，構造位置在川東構造北側與大巴山推覆構造前緣相交處，為大型背斜構造，北鄰大巴山前緣推覆構造帶，面積1116km2，油氣資源儲備非常豐富，為勘探開發重點區域[1-5]。由于普光氣田下侏羅統自流井組下伏地層與該氣田主體須家河組相接，因而研究其地層特征可以為須家河組地層的勘探開發提供參考。

1 巖性特征

根據巖心和鏡下薄片分析可知，該研究區取心巖性為含泥極細-細粒長石巖屑砂巖、中-細粒長石巖屑砂巖。巖性致密，主要為塊狀構造，裂縫少見。砂巖礦物成分以石英為主、長石次之，普遍分布少量云母。碎屑成分以石英、長石和巖屑為主，巖屑以酸性噴出巖為主，次為中性噴出巖和變質巖, 變質巖巖屑多為片巖、板巖和動力變質巖。填隙物主要為泥質、方解石、次生白云石和加大石英，泥質含量高，方解石含量次之，石英次生加大較弱，并且泥質重結晶現象明顯。次圓-次棱角，磨圓中等或較差。顆粒之間呈點、線或點～線接觸。分選好-中等。主要為雜基膠結，膠結類型以孔隙式膠結為主,可見少量基底式膠結。

該研究區取心段粘土礦物種類有伊利石、綠泥石、伊蒙混層、綠蒙混層、高嶺石及部分云母，以伊利石為主，含量達3%～30%，平均含量11%，其次為云母和綠泥石，含少量綠蒙混層、伊蒙混層和高嶺石。

2 儲集空間特征

根據巖石薄片觀察、掃描電鏡分析，可將該研究區儲集空間類型分為4類，即原生孔隙、殘留孔隙、次生孔隙和晶間孔[6]。

2.1次生孔隙

次生孔隙是由溶蝕作用或其他作用改造原來的顆粒及膠結物形成的孔隙，是巖石中的主要孔隙類型，具體內容如下：①粒間溶蝕孔隙。是粒間填隙物、云母被溶蝕或顆粒邊緣被溶蝕形成的次生孔隙(見圖1)。②粒內溶孔。是石英、長石及巖屑顆粒內部溶蝕形成的次生孔隙(見圖2)。③膠結物溶孔。是膠結物方解石晶體及石鹽晶體被溶蝕形成的晶體內溶蝕孔隙(見圖3)。④片狀云母貼粒孔縫及云母層間微縫，與片狀云母伴生的貼粒孔縫，云母受壓彎曲變形形成張開性層間微縫，為該研究區下侏羅統自流井組主要的儲集空間(見圖4)。

2.2原生孔隙

該研究區下侏羅統自流井組原生孔隙大部分被膠結物填充，僅存在于少量巖石樣品中。

2.3殘留孔隙

原生孔隙或次生孔隙被填隙物充填后所形成的孔隙，僅存在于少量巖石中。

圖1 灰色泥質粉砂巖(片狀云母溶蝕后產生的次生溶蝕孔)普光3011-5井，2828.29m 圖2 灰色泥質粉砂巖(長石破碎形成次生孔縫) 普光3011-5井，2835.00m

圖3 淺灰色粉砂巖(方解石晶體表面被溶蝕)普光3011-5井，2832.10m 圖4 灰色細砂巖(云母及張開性微縫)光107-1H井，3373.14m

2.4晶間孔

晶間孔主要為片狀伊利石、綠泥石及高嶺石片狀晶體間微孔隙，其次為個別次生石英、長石晶體間孔隙。

3 孔隙結構特征

對研究區中12個樣品的孔喉參數進行條件分析，可知排驅壓力最低0.2MPa，最高8.0MPa，平均3.3MPa；最大汞飽和度16.02%～98%，平均63.34%。因此，該研究區儲層具有明顯的非均質性特征。平均吼道半徑0.02～0.549μm，平均0.11μm；中值半徑和最大孔喉半徑不可測，說明孔喉較細，為低孔微喉。砂巖喉道系數2.32～14.99，平均9.25；喉道分選系數1.08～5.84，平均3.68；相對分選系數0.07～2.12，平均0.69；歪度0.07～2.56，平均1.34。由于孔喉分選系數大，且相對分選系數變化較大，說明儲層孔喉分選程度差。退出效率37.08%～73.98%，平均56.9%，表明研究區儲層儲集能力較弱，滲流能力差。

4 物性特征

自流井組孔隙度分布呈正態分布，最大峰值為90.28%，峰值孔隙度0%～1%；次峰值為9.72%，孔隙度1%～2%；孔隙度中值0.2%，平均孔隙度0.4%，孔隙度變化較小，孔隙度最大值為1.4%，孔隙度最小值為0.3%。滲透率分布形態呈現偏峰特征，峰值突出，最大峰值為98.61%，滲透率在(0.01～0.1)×10-3μm2；次峰值為1.39%，滲透率在(0.1～1)×10-3μm2[7]。滲透率平均值為0.0312×10-3μm2，滲透率中值為0.0274×10-3μm2，滲透率最大值為0.192×10-3μm2，滲透率最小值為0.0222×10-3μm2。由于儲層滲透率很低、孔隙度很小，僅見零星裂縫不足以形成良好儲層，因而該段自流井組為非儲層。

5 潛在烴源巖豐度

細菌活動受抑制的停滯和封閉還原環境的盆地中,有機物得到大量的保存，而干燥、高能、富氧的環境加劇有機質的生物和化學降解作用,有機物難以保存[8]。沉積巖中分散的有機質是油氣生成的物質基礎，其中總有機碳含量(TOC)、氯仿瀝青含量(“A”)、總烴含量(HC)和生烴潛量ω(S1+S2)等參數是用于評價有機質豐度的指標。

表1 泥質烴源巖有機質豐度評價標準

該研究區主要潛在烴源巖巖性為深灰色泥巖和灰色粉砂質泥巖。暗色泥巖的總有機碳含量為0.12%～0.48%，平均值0.20%；氯仿瀝青含量分布范圍在0.0022～0.0058之間，平均值0.0034%；生油潛量分布范圍在為0.01～0.11之間，平均值0.04%；總烴含量平均值為43.69mg/L。根據泥質烴源巖豐度評價標準(見表1)，可知下侏羅統自流井組潛在烴源巖有機質豐度極低，屬非烴源巖類型。

6 結 論

1)自流井組巖性以含泥極細-細粒巖屑砂巖為主，次為中-細粒長石巖屑砂巖，巖性致密，為孔隙式膠結，主要膠結物為泥質。

2)自流井組儲集空間以次生孔隙為主，可見少量微縫，物性差；孔喉微細，分選大，滲流能力差；孔隙度很小，滲透率很低，為非儲層。

3)自流井組主要潛在烴源巖巖性為深灰色泥巖、灰色粉砂質泥巖，其有機質豐度極低，根據泥質烴源巖級別評價可知其為非烴源巖類。

[1]程陳,劉成川,羅順社.川東北MLB地區須家河組須四段儲層特征研究[J].長江大學學報(自然科學版),2011,8(8):N24-27.

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[3]林輝.川東北達縣-宣涅地區雙廟場構造嘉段儲層特征[J].巖性油氣藏,2009,21(2):59-63.

[4]高紅燦,鄭榮才，柯光明.川東北前陸盆地須家河組層序-巖相古地理特征[J].沉積與特提斯地質,2005,25(3):38-45.

[5]吳勝和，熊琦華．油氣儲層地質學[M].北京：石油工業出版社，1998.

[6]王威,盤昌林,岳全玲.川東北元壩地區自流井組珍珠沖段致密儲層特征與主控因素[J].石油地質與工程,2011,25(5):10-12.

[7]楊磊,張健飛,江喻.川東北地區須家河組砂巖儲層特征[J].石油地質與工程,2010,24(5):9-12.

[8]郭彤樓,李宇平,魏志紅.四川盆地元壩地區自流井組頁巖氣成藏條件[J].天然氣地球科學,2011,22(1):1-6.

2012-10-12

郭艷艷(1987-)，女，碩士生，現主要從事石油地質方面的研究工作。

TE121.3

A

1673-1409(2013)02-0031-03

[編輯] 李啟棟