洛伊地區三疊系上統致密砂巖儲層孔隙特征及物性影響因素

岳紹飛，黃傳炎，嚴德天，劉杰，李瀟鵬，張靜

?

洛伊地區三疊系上統致密砂巖儲層孔隙特征及物性影響因素

岳紹飛1，黃傳炎2, 3，嚴德天2, 3，劉杰4，李瀟鵬2, 3，張靜2, 3

(1. 中海石油(中國)有限公司 湛江分公司，廣東 湛江，524057；2. 中國地質大學(武漢) 資源學院，湖北 武漢，430074；3. 中國地質大學(武漢) 構造與油氣資源教育部重點實驗室，湖北 武漢，430074；4. 中國科學院 廣州能源研究所，廣東 廣州，510640)

通過巖心觀察、薄片鑒定和掃描電鏡分析手段，對洛伊地區三疊系上統儲層孔隙特征及物性影響因素進行分析。研究結果表明：研究區巖石類型主要為巖屑砂巖、長石巖屑砂巖及巖屑長石砂巖，砂巖成分成熟度與結構成熟度普遍較低。儲層主要發育溶蝕孔、殘余粒間孔及微裂縫3種孔隙類型，孔隙吼道分布較不均勻，半徑普遍較小，孔喉結構為微孔細吼型。三疊系上統儲層孔滲較低，非均質性較強，大多數樣品的滲透率低于0.1×10?3μm2，屬低孔特低滲儲層。儲層特征主要受沉積及成巖作用的控制，三角洲前緣水下分流河道砂體為該區主要的儲集砂體。成巖作用過程中膠結作用及壓實作用是研究區儲層原生孔隙度損失的主要原因，壓實作用減孔量達到25.94%，溶蝕作用及交代作用對儲層孔滲有較好的建設作用，構造作用所形成的微裂縫為流體運移提供良好的通道，提高了儲層的滲流能力。

洛伊地區；三疊系上統；致密砂巖；成巖作用；沉積作用

致密砂巖儲層，主要針對常規砂巖儲層而言，最早是Spencer[1]根據低孔低滲砂巖的埋藏較深而稱之為“深層致密砂巖”，目前世界范圍內對于致密砂巖沒有統一的標準和界限，目前主要將滲透率小于0.1×10?3μm2。孔隙度小于10%的砂巖稱為致密砂 巖[2?5]。全球已發現或推測發育致密砂巖氣或致密砂巖油的盆地約有110個，預測致密砂巖氣資源量為(310~510)×1012m3，致密砂巖油資源量約為52.8×108t，致密砂巖油氣已成為全球非常規能源發展的重 點[6]。中國的致密砂巖儲層資源非常豐富，目前已在鄂爾多斯盆地、松遼盆地、渤海灣盆地、準格爾盆地、吐哈盆地等地區發現致密砂巖油氣藏，預測儲量規模近7.5×108t。洛伊地區致密砂巖儲層的勘探研究有幾十年的歷史[7?10]，從完鉆的幾口探井及地震資料上顯示三疊系上統有過油氣的形成和運移。河南油田2011年在伊川盆地部署的探井屯1井獲日產天然氣 6 600~7 200 m3[11?12]，目標層位即為三疊系上統，由此可見三疊系上統有巨大的勘探潛力。在此，本文作者從洛伊地區三疊系上統儲層巖石學特征、孔隙特征、物性特征分析入手，結合沉積作用、成巖作用及構造作用3個方面綜合分析該地區致密砂巖儲層的成因，為后續開展儲層評價及有利相帶的預測提供依據。

1 地質背景

洛伊地區位于河南省中西部，主要發育洛陽盆地和伊川盆地，面積約5 100 km2。構造上地處豫西隆起帶，是印支期末在華北地臺基礎上形成的中新生代斷陷盆地，總體呈北東向展布。西南部的伏牛山隆起和東南部的嵩山隆起為該盆地的邊界[10, 13]，盆地的發育主要受控于這兩大隆起。豫西地區的多期構造活動，對三疊系上統的油氣運聚產生極大影響。三疊系上統儲集體主要發育三角洲前緣相水下分流河道、河口壩及遠砂壩，儲層物性較差，是典型的低孔特低滲儲層，儲集性能受沉積和成巖作用的控制(圖1)。

圖1 洛伊地區地質背景圖

2 儲層巖石學特征

通過對研究區267塊薄片觀察及統計發現，洛伊地區三疊系上統巖石粒度較細，以中細粒砂巖及粗粉砂巖為主。巖石成分以巖屑砂巖、長石巖屑砂巖及巖屑長石砂巖為主，含少量長石砂巖。其中石英質量分數在12%~77%之間；長石類及巖屑類質量分數變化較大，長石質量分數為1%~58%，以酸性斜長石及鉀長石為主，巖屑質量分數為7%~78% ，以變質巖巖屑及火成巖巖屑為主，含少量云母(圖2)。碎屑顆粒多為次圓次棱狀，分選性中等，磨圓度較差，顆粒之間以線接觸為主，并見凹凸接觸(圖3(d)和圖3(e))，顆粒支撐結構，膠結類型多以壓嵌式膠結和孔隙壓嵌式膠結為主。分析得三疊系上統砂巖成分成熟度與結構成熟度均較低。

Ⅰ—純石英砂巖；Ⅱ—長石石英砂巖；Ⅲ—巖屑石英砂巖；Ⅳ—長石砂巖；Ⅴ—巖屑長石砂巖；Ⅵ—長石巖屑砂巖；Ⅶ—巖屑砂巖

圖2 洛伊地區三疊系上統砂巖分類三角圖

Fig. 2 Triangle diagram of sandstone types of Upper Triassic, Luoyi District

(a) 剩余粒間孔，T1井，放大倍數為10，1 394.67 m；(b) 溶蝕孔，T2井，430 m；(c) 微裂隙，放大倍數為5，1 295.45 m；(d) 線接觸和凹凸接觸，放大倍數為10，T1井，1 034.24 m；(e) 云母片壓實變形，T2井，放大倍數為10，1 318.66 m；(f) 縫合線接觸，T1井，1 012.92 m；(g) 細砂巖，微孔隙發育較差，填隙物較多，T3井，放大倍數為50，624.80 m；(h) 自生石英加大膠結物，T3井，放大倍數為2 000，1 301.19 m；(i) 泥灰質膠結，T3井，放大倍數為3 000，1 081.78 m

圖3 洛伊地區三疊系上統儲層孔隙特征

Fig. 3 Pore characteristics of reservoir of Upper Triassic, Luoyi District

3 儲層孔隙及物性特征

3.1 孔隙類型

結合三疊系上統薄片觀察統計及掃描電鏡資料分析得，砂巖的面孔率在0.01%~8.46%之間變化，均值為1.75%，主要的孔隙類型為粒間及粒內溶蝕孔，并含有少量的剩余粒間孔，發育大量的微裂縫。

1) 溶蝕孔隙。研究區砂巖儲層中的長石溶蝕作用比較常見，溶蝕粒間孔主要表現為溶蝕擴大，被溶物質多為巖屑顆粒、長石以及碳酸鹽膠結物等。另外還存在少量粒內溶孔。部分碎屑顆粒被碳酸鹽交代，發生溶蝕作用(圖3(b))。

2) 剩余粒間孔隙。砂巖儲層沉積過程中接受強烈的壓實壓溶作用及化學膠結作用改造充填，最終變得致密化，同時伴隨成巖過程中生成的菱鐵礦、方解石、綠泥石以及石英次生加大充填，使原始粒間孔大量減少，形成剩余粒間孔隙[14](圖3(a))。

3) 微裂縫。由于洛伊地區受多期構造作用及成巖機械壓實作用影響，研究區儲層內微裂縫較發育。微裂縫為構造裂縫的一種，是致密砂巖儲層重要的儲集體，為大規模的流體運移提供了通道，并為次生溶蝕孔隙的產生創造了潛在條件[15](圖3(c))。

3.2 孔隙結構

孔隙結構是指巖石孔隙和喉道的幾何形狀、尺 寸、分布特征、相互連通關系等，主要受控于儲層的沉積環境和成巖演化史。孔隙結構主要影響儲層的儲滲能力、流體分布、油氣產層的產能及采收率，孔隙的喉道尺寸與連通狀況直接影響儲層的有效性和滲透性[14, 16]。

通過對研究區三疊系上統儲集層鑄體薄片的孔喉觀察分析得，碎屑顆粒吼道發育總體較差，孔隙的平均配位數較低，僅為0.08。不同吼道間的連通性較弱，孔喉條件較差，孔喉比平均值為5.23，隨著深度的加大，吼道減少且寬度變小。碎屑顆粒間主要發育微孔隙，占到總孔隙的71.47%。最終分析得研究區的主要孔隙結構類型為微孔細喉型。

3.3 物性特征

從已有探井的物性資料分析得，三疊系上統孔滲普遍較低，孔隙度在0.4%~12.0%之間變化，滲透率為(0.017~19.100)×10?3μm2，滲透率的變化范圍較大，顯示較強的非均質性，大多數樣品的滲透率低于0.1×10?3μm2，屬低孔特低滲儲層。

三疊系上統譚莊組和椿樹腰組的孔隙度分布形態較不一致(圖4)，其中譚莊組孔隙度主要分布在2%~12%的范圍內，占90%以上，峰值集中在2%~4%；而椿樹腰組孔隙度主要集中在小于4%的范圍內，且50%以上的孔隙度低于2%；譚莊組及椿樹腰組的滲透率頻率分布直方圖形態大體一致，隨著滲透率的增大，分布頻率銳減。譚莊組的滲透率主要集中在0~0.20× 10?3μm2，而椿樹腰組的滲透率主要集中在0~0.12× 10?3μm2。

(a) 譚莊組孔隙度；(b) 譚莊組滲透率；(c) 椿樹腰組孔隙度；(d) 椿樹腰組滲透率

圖4 洛伊地區三疊系上統孔滲頻率分布直方圖

Fig.4 Frequency distribution histograms of porosity and permeability of Upper Triassic, Luoyi District

砂巖物性整體表現為滲透率隨著孔隙度的增大而升高的趨勢，通過對三疊系上統譚莊組及椿樹腰組繪制孔滲交匯圖(圖5)得出：三疊系上統的孔滲相關性較好，相關系數分別為0.6和0.5。

(a) 譚莊組孔隙度；(b) 椿樹腰組孔隙度

圖5 洛伊地區三疊系上統孔滲交匯圖

Fig. 5 Intersection chart between porosity and permeability of Upper Triassic, Luoyi District

4 致密砂巖儲層控制因素

致密砂巖的成因首先受控于其形成時期的沉積作用，然后在后期構造演化中受到成巖作用的較大影響，與此同時，構造作用對儲層的保存質量也有很大的影響。

4.1 沉積作用

不同沉積微相類型在沉積作用上的不同以及沉積水動力特征上的不同，所形成的砂體在巖相組成、分選、粒度、厚度、內部非均質性以及延伸方向上各具特色，造成不同沉積微相所形成的砂體之間物性差別很大[17?18]。

洛伊地區三疊系上統沉積砂巖類型普遍較細，最粗粒度達到細砂巖，含極少量的含礫細砂巖，說明研究區三疊系上統沉積時期距離物源較遠，砂體經過長距離的搬運后沉積。經分析研究得該時期沉積相類型主要為三角洲前緣及濱淺湖、半深湖相沉積。三角洲前緣相主要發育水下分流河道、分流間灣、遠砂壩及河口壩等微相類型。

通過對三疊系上統不同沉積微相間孔隙發育情況統計得，較好的儲層相帶主要發育于水下分流河道，砂巖孔隙度集中在4%~12%，其次為河口壩、遠砂壩，分流間灣相的物性較差(圖6)。

(a) 屯1井孔隙度；(b) 屯2井孔隙度

圖6 洛伊地區三疊系上統物性與沉積微相交匯圖

Fig. 6 Intersection chart between petrophysical and sedimentary microfacies of Upper Triassic, Luoyi District

4.2 成巖作用

成巖作用對三疊系上統儲層砂巖孔隙結構的影響主要體現在壓實作用、膠結作用、溶蝕作用及交代作用上，其中壓實和膠結作用是影響三疊系上統儲層孔隙發育的主要因素，溶蝕及交代作用對改善儲層孔隙起到一定的作用。

4.2.1 壓實作用

壓實作用是造成三疊系上統儲層物性較差的主要影響因素。通過薄片觀察發現，儲層顆粒間以線接觸為主，其次為凹凸接觸。儲層碎屑顆粒間塑性顆粒含量較高，對壓實強度的增強起到一定的作用(圖3(d)，3(e)和3(f))。同時，三疊系上統壓實作用強度與其埋深關系明顯，導致巖石孔滲隨著埋深的增加而急劇變差(圖7)。

(a) 屯1井深度與孔隙度交匯圖；(b) 屯2井深度與孔隙度交匯圖；(c) 屯3井深度與孔隙度交匯圖；(d) 屯1井深度與滲透率交匯圖；(e) 屯2井深度與滲透率交匯圖；(f) 屯3井深度與滲透率交匯圖

圖7 洛伊地區三疊系孔滲與深度交匯圖

Fig. 7 Intersection chart between petrophysical and depth of Upper Triassic, Luoyi District

依據Scherer[19]建立的潮濕地表環境下原始孔隙度與分選系數的關系：

=20.91+22.9(1)

研究層段的分選系數可依據薄片統計資料統計為1.23，計算得研究層段的原始孔隙度平均為39.53%。砂巖儲層主要經歷了機械壓實和壓溶孔隙縮小期、膠結作用孔隙縮小期、溶解作用次生孔隙發育期及晚期膠結孔隙縮小期，從原始沉積時的39.53%降低到2.91%。根據Lundegard提出的砂巖壓實作用引起的孔隙度損失量計算公式[20]：

COP=P?((100?P)×mc)/(100?mc) (2)

式中：P為砂巖原始孔隙度；COP為壓實減孔量；mc為負膠結物孔隙度(膠結物總量+現今孔隙度)，可計算出儲層壓實減孔量。經計算得該區的原生粒間孔隙度損失平均值為25.94%，該區儲層砂巖為強壓實。

4.2.2 膠結作用

三疊系上統儲層膠結作用較強，膠結物主要是碳酸鹽巖、鐵泥質、黏土礦物和硅質膠結等，且以方解石為主，白云石及鐵白云石含量較少，膠結作用是造成研究區儲層低孔低滲的重要原因之一。其中三疊系上統儲集層砂巖以接觸式膠結為主，顆粒支撐，其次是孔隙式膠結，少量基底式膠結。通過對屯3井三疊系上統55塊掃描電鏡的分析發現，巖性主要為泥質粉砂巖及細砂巖，孔隙發育較差，主要為少量微孔隙，膠結類型主要為泥灰質膠結及自生石英加大膠結(圖3(i)和圖3(h))。從屯3井的掃描電鏡及對屯1、屯2井的鑄體薄片觀察均可發現：三疊系上統碳酸鹽膠結作用較為嚴重，造成了儲層原生孔隙減少(圖8)。

(a) 孔隙度；(b) 滲透率

圖8 碳酸鹽含量與滲透率交匯圖

Fig. 8 Intersection chart between permeability and carbonate content

4.2.3 溶蝕及交代作用

溶蝕作用對儲層的孔隙結構有很大的改善，是研究區次生孔隙產生的主要原因。通過對鑄體薄片和掃描電鏡的觀察發現：三疊系常見的溶蝕現象包括長石的粒內溶蝕、黏土礦物的溶蝕、碳酸鹽膠結物的溶蝕等，其中長石的溶蝕及膠結物的溶蝕是形成次生孔隙的主要來源(圖3(b))。

交代作用是指一種礦物代替另一種礦物同時還保持被置換部分的大小和形態的現象[21]，可以發生在成巖作用的各個階段乃至表生期，是一種能量和物質的守恒。交代作用本身并不能改變儲層的物性，但在交代作用過程中交代的碳酸鹽(如方解石)在成巖過程中更易被溶解，從而使孔隙變大，儲層物性變好，因此，對儲層物性具有建設性作用。對該區三疊系上統儲層薄片觀察發現，砂巖儲層中碎屑顆粒被方解石、白云石交代后，形成溶蝕孔，對儲層物性改善起到一定的作用(圖9)。

(a) 方解石；(b) 白云石

圖9 碎屑顆粒被方解石和白云石交代

Fig. 9 Metasomatism among calcite, dolomite and clastic sediments

4.3 構造作用

洛伊地區三疊系上統自沉積以來經歷 3期構造變形(印支、燕山和喜山)，斷裂較為發育，按其走向大致可分為北西向、近東西向和北東向3組斷裂，其中以早第三紀形成的北東、北東東向正斷層(燕山晚期—喜馬拉雅期)為主，并有少量北西向展布的逆斷層(印支—燕山期)[22]。

構造運動形成大量的斷層，同時在砂巖儲層中形成了一系列微裂縫。裂縫的存在為油氣提供了有效的儲集空間，且從一定程度上提高了致密砂巖儲層的滲流能力，成為流體運移的良好通道[14]。通過對洛伊地區取心井的觀察，巖心中存在大量的裂縫，且裂縫的含油性較好，含油級別為富含油。通過成像測井資料對三疊系上統儲層構造裂縫進行預測和評價(圖10)，認為構造裂縫能夠在一定程度上改善三疊系上統的儲集條件。

(a) 成像測井；(b) 裂縫含油；(c) 裂縫含油

圖10 洛伊地區三疊系上統裂縫儲層成像測井及含油巖心觀察

Fig.10 Image logging and core observation of fractured reservoir of Upper Triassic, Luoyi District

5 結論

1) 洛伊地區三疊系上統儲層主要以巖屑砂巖、長石巖屑砂巖及巖屑長石砂巖為主，長石及巖屑含量較高，砂巖成分成熟度及結構成熟度較低；儲集空間類型以溶蝕孔為主，剩余粒間孔次之，發育微裂縫。

2) 研究層段儲層孔隙吼道發育總體較差，且吼道直徑隨著埋深的增加而降低，孔隙結構類型為微孔細吼型。三疊系上統孔滲值較低，孔隙度分布在0.4%~ 12.0%之間，大多數樣品滲透率低于0.1×10?3μm2，屬低孔特低滲儲層，孔滲具有較好的相關性。

3) 研究區三疊系上統致密砂巖儲層主要受沉積作用、成巖作用及構造作用的影響，其中沉積及成巖作用是主控因素。較好的儲層發育于三角洲前緣相的水下分流河道微相，河口壩及遠砂壩儲層物性較差。在成巖作用過程中，壓實及膠結作用較大程度地破壞了儲層的原始孔隙，而溶蝕及交代作用在改善儲層物性上起一定的作用；構造作用形成的微裂縫為油氣的儲集提供了良好的空間。

[1] Spencer C W. Geologic aspects of tight gas reservoir in the Rocky Mountain Regio[J]. Journal of Petroleum Geology, 1985, 37(8): 1308?1314.

[2] 鄒才能, 陶士振, 候連華, 等. 非常規油氣地質[M]. 北京: 地質出版社, 2013: 94?95.
ZOU Caineng, TAO Shizhen, HOU Lianhua, et al. Unconventional oil and gas geology[M]. Beijing: Geological Publishing House, 2013: 94?95.

[3] 戴金星, 倪云燕, 吳小奇. 中國致密砂巖氣及在勘探開發上的重要意義[J]. 石油勘探與開發, 2012, 39(3): 257?264.
DAI Jinxing, NI Yunyan, WU Xiaoqi. Tight gas in China and its significance in exploration and exploitation[J]. Petroleum Exploration and Development, 2012, 39(3): 257?264.

[4] 鄒才能, 陶士振, 袁選俊, 等. “連續型”油氣藏及其在全球的重要性: 成藏、分布與評價[J]. 石油勘探與開發, 2009, 36(6): 669?682.
ZOU Caineng, TAO Shizhen, YUAN Xuanjun, et al. Global importance of “continuous” petroleum reservoirs: Accumulation, distribution and evaluation[J]. Petroleum Exploration and Development, 2009, 36(6): 669?682.

[5] Smith T M, Sayers G M, Sondergeld C H. Rock properties in low-porosity/low-permeability sandstones[J]. Geophysics, 2009, 28(1): 48?59.

[6] LIU Guangdi, SUN Mingliang, ZHAO Zhongying, et al. Characteristics and accumulation mechanism of tight sandstone gas reservoirs in the Upper Paleozoic, northern Ordos Basin, China[J]. Petroleum Science, 2013, 10(4): 442?449.

[7] 何明喜, 常輝, 韓玉戟, 等. 伊川盆地上三疊統油氣成藏條件及類型[J]. 河南石油, 1995, 9(3): 17?23.
HE Mingxi, CHANG Hui, HAN Yuji, et al. Conditions and types of oil and gas accumulation of Upper Triassic, Yichuan Basin[J]. Henan Oil, 1995, 9(3): 17?23.

[8] 鄭求根, 張育民, 趙德勇, 等. 豫西地區構造演化與上三疊統地層保存與分布[J]. 河南石油, 1998, 12(2): 6?10.
ZHENG Qiugen, ZHANG Yumin, ZHAO Deyong, et al. Tectonic evolution of the Yuxi District and the storage and distribution of the stratum of Upper Triassic[J]. Henan Oil, 1998, 12(2): 6?10.

[9] 周新科, 許化政, 胡宗全, 等. 豫西地區晚三疊世原型盆地及含油氣性分析[J]. 石油實驗地質, 2005, 27(3): 211?217.
ZHOU Xinke, XU Huangzheng, HU Zhongquan, et al. Characteristics of prototype basin and hydrocarbon potential evaluation of the late Triassic in the west Henan Province[J]. Experimental Petroleum Geology, 2005, 27(3): 211?217.

[10] 李宏偉, 米利華. 河南伊川中生代盆地控油構造及石油勘探前景分析[J]. 河南理工大學學報(自然科學版), 2009, 28(4): 441?444.
LI Hongwei, MI Lihua. Oil controlling structures and exploration prospect analysis on the petroleum in the Yichuan Mesozoic basin, Henan province[J]. Journal of Henan Polytechnic University (Natural Science), 2009, 28(4): 441?444.

[11] 何斌, 杜建波, 李群德, 等. 伊川凹陷屯1井儲層評價及壓裂改造[J]. 石油地質與工程, 2012, 26(2): 93?95.
HE Bin, DU Jianbo, LI Qunde, et al. Reservoir evaluation and fracturing transformation of Tun 1 well in Yichuan sag[J]. Petroleum Geology and Engineering, 2012, 26(2): 93?95.

[12] 杜建波, 田景春, 胡俊卿, 等. 洛陽—伊川地區三疊系致密砂巖油氣藏地質特征[J]. 石油與天然氣地質, 2013, 34(2): 174?178.
DU Jianbo, TIAN Jingchun, HU Junqing, et al. The tight sandstone reservoir geological characteristics of Triassic of Luoyang—Yichuan District[J]. Oil & Gas Geology, 2013, 34(2): 174?178.

[13] 劉司紅, 劉西寧, 李平和. 洛陽—伊川盆地構造演化特征及含油氣遠景評價[J]. 地質與資源, 2003, 12(4): 229?232.
LIU Sihong, LIU Xining, LI Pinghe. Characteristics of tectonic evolution and assessment of oil and gas potentiality of the Luoyang—Yichuan Basin[J]. Geology and Resources, 2003, 12(4): 229?232.

[14] 崔立偉, 湯達禎, 夏浩東, 等. 吐哈盆地巴喀地區八道灣組致密砂巖儲層孔隙特征及影響因素[J]. 中南大學學報(自然科學版), 2012, 43(11): 4404?4411.
CUI Liwei, TANG Dazhen, XIA Haodong, et al. Characteristics of pore evolution and its controlling factors in the Badaowan Formation in Baka area, Turpan-Hami basin[J]. Journal of Central South University (Science and Technology), 2012, 43(11): 4404?4411.

[15] 于波, 羅小明, 喬向陽, 等. 鄂爾多斯盆地延長油氣區山西組山 2 段儲層物性影響因素[J]. 中南大學學報(自然科學版), 2012, 43(10): 3931?3937.
YU Bo, LUO Xiaoming, QIAO Xiangyang, et al. Influential factor and characteristics of Shan2 Member of Shanxi Formation in Yanchang OilGas Field, Ordos Basin[J]. Journal of Central South University (Science and Technology), 2012, 43(10): 3931?3937.

[16] 謝淵, 王劍, 劉家鐸, 等. 鄂爾多斯盆地東南部延長組湖盆致密砂巖儲層層序地層與油氣勘探[M]. 北京: 地質出版社, 2004: 83?85.
XIE Yuan, WANG Jian, LIU Jiaduo, et al. Sequence stratigraphy and oil-gas exploration of tight sandstone reservoir of Yanchang Formation of southeast of Ordos[M]. Beijing: Geological Publishing House, 2004: 83?85.

[17] 葛巖, 黃志龍, 宋立忠, 等. 松遼盆地南部長嶺斷陷登婁庫組致密砂巖有利儲層控制因素[J]. 中南大學學報(自然科學版), 2012, 43(7): 2692?2700.
GE Yan, HUANG Zhilong, SONG Wenzhong, et al. Controlling factors on high quality reservoir of tight sandstone of Denglouku Formation in Changling Fault Sag, southern part of Songliao Basin[J]. Journal of Central South University (Science and Technology), 2012, 43(7): 2692?2700.

[18] 郝蜀民, 陳昭佑, 李良, 等. 鄂爾多斯大牛地氣田致密砂巖成藏理論與勘探實踐[M]. 北京: 石油工業出版社, 2011: 131?132.
HAO Shumin, CHEN Zhaoyou, LI Liang, et al. Accumulation theory and exploration practice of tight sandstone of Daniudi gas field, Ordos[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2011: 131?132.

[19] Scherer M. Parameters influencing porosity in sandstones a model for sandstone porosity predication[J]. AAPG Bulletin, 1987, 71(5): 485?491.

[20] 崔衛東, 蔣志斌, 曾德銘. 四川盆地中部上三疊統須家河組儲層控制因素研究[J]. 石油天然氣學報, 2008, 30(6): 214?217.
CUI Weidong, JIANG Zhibin, ZENG Deming. Controlling factors of reservoir of Xujiahe Formation of Upper Triassic of central Sichuan Basin[J]. Journal of Oil and Gas Technology, 2008, 30(6): 214?217.

[21] 路鳳香, 桑隆康. 巖石學[M]. 北京: 地質出版社, 2001: 190?193.
LU Fengxiang, SANG Longkang. Petrology[M]. Beijing: Geological Publishing House, 2001: 199?193.

[22] 何明喜, 王敏, 邱榮華, 等. 南華北多期復合疊合盆地與油氣[M]. 北京: 地質出版社, 2012: 131?132.
HE Mingxi, WANG Mi, QIU Ronghua, et al. Multi-period of composite superimposed basin and oil-gas of the southern north China[M]. Beijing: Geological Publishing House, 2012: 131?132.

Characteristics of pore evolution and its influencing factors of petrophysical properties of tight sandstone reservoir in Upper Triassic, Luoyi District

YUE Shaofei1, HUANG Chuanyan2, 3, YAN Detian2, 3, LIU Jie4, LI Xiaopeng2, 3, ZHANG Jing2, 3

(1. Zhanjiang Branch, China National Offshore Oil Corporation, Zhanjiang 524057, China;2. Faculty of Earth Resources, China University of Geosciences, Wuhan 430074, China;3. Key Laboratory of Tectonics and Petroleum Resources, Ministry of Education, China University of Geosciences, Wuhan 430074, China;4. Guangzhou Institute of Energy Conversion, Chinese Academy of Sciences, Guangzhou 510640, China)

On the basis of core observation, slices arbitration and SEM observation, the porosity characteristics and influential factors of Upper Triassic in Luoyi District were analyzed. The results show that the main rocks of the study area are lithic sandstone, feldspathic lithic sandstone and debris-feldspar with medium compositional maturity and lower structure maturity. The pore space of reservoir mainly includes dissolved pore, intergranular pore and micro-crack, the pore throat radius is relatively lesser, and the distribution of pore throat is asymmetrical. The pore configurations are tiny pore and thin throat. The porosity and permeability of the reservoir is lows, and the micro heterogeneity of pore configuration is high. The permeability of most samples is lower than 0.1×10?3μm2and the reservoir belongs to low porosity and ultra-low permeability oil reservoir. The characteristics of the reservoir are mainly controlled by sedimentation and diagenesis. The sand body of underwater distributary channel of the delta is the main reservoir sands. The main reasons for the damage of the primary porosity are agglutination and compaction during the diagenesis, and the compaction reduces 25.94% of the primary porosity. Dissolution and metasomatism improve the porosity and permeability of sandstone to some extent. The micro-cracks formed on tectonism provide good channels for the migration of fluid, which also improves the ability of seepage of the reservoir bed.

Luoyi District; Upper Triassic; tight sandstone; diagenesis; sedimentation

TE122.2

A

1672?7207(2015)01?0208?09

2014?03?18；

2014?05?17

國家“十二五”科技重大專項(2011ZX05009-002)；國家自然科學基金資助項目(40903032) (Project(2011ZX05009-002) supported by the National Science and Technology Major Project of China during the 12th Five-Year Plan Period; Project(40903032) supported by the National Natural Science Foundation of China)

黃傳炎，博士，講師，從事含油氣盆地、非常規油氣分析和實驗室管理和研究；E-mail: yuefei2012@yeah.net

10.11817/j.issn.1672?7207.2015.01.028

(編輯 楊幼平)