臥龍河氣田石炭系儲層特征

張新桂，舒 贏，李朋武，陳軼林

(1.成都理工大學，四川 成都 610059；2.中國石油川慶鉆探工程有限公司地質勘探開發研究院，四川 成都 611000；3.西南油氣田分公司工程技術研究院，四川 成都 611000)

臥龍河氣田石炭系儲層特征

張新桂1，舒 贏2，李朋武1，陳軼林3

(1.成都理工大學，四川成都610059；2.中國石油川慶鉆探工程有限公司地質勘探開發研究院，四川成都611000；3.西南油氣田分公司工程技術研究院，四川成都611000)

儲集空間類型和孔喉結構是影響儲層質量的重要原因，通過常規、鑄體薄片和壓汞分析以及物性測試手段對儲層孔隙、喉道的類型，以及儲層物性特征進行研究分析，這對深入認識本區的儲層特征及其控制因素有積極作用。研究表明，臥龍河氣田石炭系儲層主要以孔隙-裂縫型儲層，孔隙巖石結構復雜，以低孔隙為主，滲透率和含水飽和度變化較大。

臥龍河氣田；石炭系；儲層特征

1 區域地質概況

臥龍河氣田位于重慶市長壽縣與墊江縣境內[1]。區域構造上位于川東褶皺帶中部，是明月峽、黃泥堂、茍家場和黃草峽等高陡背斜之間的長壽～墊江向斜內的一個低陡背斜，構造軸部出露的最老地層為自流井群東岳廟組(J1d)[2]。背斜內石炭系黃龍組埋深介于3730m～5092m，所處海拔為-3215.16～-4654.68m。該區內地形相對平緩，以丘陵地貌為主，海拔高度為400～500m，相對高差30～100m(圖1)。

圖1 臥龍河氣田地理位置圖

臥龍河構造頂部出露地層為侏羅系自流井群，在翼部及南北傾末端為侏羅系重慶群，砂泥巖剖面鉆至上千米，封閉條件好。鉆探證實西翼的1號斷層從地腹斷至嘉陵江～雷口坡，未對構造圈閉起破壞作用。臥龍河氣田地表大部分出露侏羅系重慶群的紅色地層，最深井鉆達志留系頂部，自上而下鉆穿侏羅系、三疊系、二疊系和石炭系(表1)。從志留系到地表有五個侵蝕面：S2頂、C2hl頂、P1m頂、P2ch頂和T2l頂，各侵蝕面上下地層均呈假整合接觸。其中重慶群到自流井群為陸相沉積，香溪群到志留系為海陸過渡相到海相沉積[3]。

侏羅系：為陸相砂泥巖地層，厚約1700～2300m，構造高點和軸部薄，翼部厚。三疊系：為一套淺海相-陸相的海退序列沉積，鉆厚2250～2430m。上統香溪群鉆厚380～420m，為灰白色砂巖夾黑色頁巖及薄煤層；中統雷口坡組為咸化瀉湖相沉積；下統嘉陵江組厚約1150～1200m，為咸化海深灰色灰巖、云巖夾石膏地層。下統飛仙關組以淺海相灰巖為主，夾紫紅色泥巖，厚約420～450m。

二疊系：以開闊海臺地相沉積為主，鉆厚620～1020m。上統樂平統上部為深灰色硅質灰巖夾燧石團塊，下部為黑色頁巖夾灰巖及煤，厚約290～730m；下統陽新統主要為深灰-淺灰褐色灰巖及硅質灰巖夾煤，厚約320～550m。頂部為風化剝蝕面。

石炭系：區內僅殘存黃龍組上統，殘厚約為24～54m。屬半封閉海灣的海進沉積序列，中上部為角礫云巖、細粉晶云巖及顆粒云巖，下部為次生灰巖、灰質云巖[4]。

表1 臥龍河構造鉆遇地層簡表

2 儲集空間和孔喉結構特征

2.1 儲集空間特征

臥龍河氣田石炭系儲層因成巖作用的影響，儲層孔隙類型多，根據普通薄片及巖芯觀察分析可知，其儲集空間從成因上可分為孔隙、裂縫、洞穴和喉道四大類，但其儲集空間主要為孔隙-裂縫型。

通過對臥龍河氣田石炭系儲層的研究分析表明，孔隙為主要的孔隙類型，并且作為地下流體的主要儲集空間類型[4]。孔隙間以喉道相連，主要為片狀喉道，其次為管狀喉道。裂縫為地下流體主要的滲濾通道，也具有一定的儲集能力，其類型以微細張裂縫為主。孔隙在縱向上具有明顯的層段性，統稱上孔段和下孔段，其中C2hl2段的孔隙層稱為下孔層，它在橫向上分布較為穩定，連片發育；C2hl3段的孔隙層稱為上孔層，分布部穩定，以透鏡狀分布為主。

通過對臥龍河構造鉆井取芯及測試成果分析表明，研究區裂縫較發育，但這主要由構造和斷層所控制。裂縫類型主要有構造縫、溶蝕縫，少量的壓溶縫，由構造縫影響，容易形成立縫、斜縫和平縫，儲層裂縫較發育的特征在已獲氣井均得到證明。

2.2 孔喉結構特征

孔喉結構是指孔隙及吼道的形態、大小、發育程度及其組合關系。巖石中影響油氣聚集的有效性和滲透性主要是喉道的大小；孔喉的發育程度主要影響孔隙性；而孔隙結構分類的基礎則是由孔隙和吼道的組合關系所控制，因此，孔隙結構影響巖石儲集有效性、滲透性和孔隙性[5]。根據物性和壓汞分析可得出臥龍河氣田石炭系儲層孔喉結構特征參數如下(表2)：

通過各類儲層的排驅壓力的分布可以得出，Ⅰ類儲層排驅壓力的平均值最低，僅為0.134MPa，說明此類儲層孔喉寬度較大，連通性最好；Ⅱ、Ⅲ類儲層排驅壓力明顯比Ⅰ類儲層大；Ⅳ類儲層排驅壓力數值為最高，達到11.54MPa，說明儲層孔喉最窄，連通性差，由于儲層排驅壓力大，致使基本上無儲油氣能力。

從飽和度中值喉道寬度可以得出，Ⅰ類儲層中值喉道最寬，范圍在2.02～2.26μm之間，說明此類儲層質量優越，孔隙吼道連通性好，寬度大，是最優質的儲層；Ⅱ、Ⅲ類儲層次之；Ⅳ類儲層中值喉道最窄，范圍在0.01～0.05μm之間，該類儲層孔喉質量非常差，可認為此類儲層為非儲層段，由于孔喉窄，故所需排驅壓力大，基本無油氣顯示，定為Ⅳ類儲集巖。

從飽和度中值壓力(Pc50)可以得出，Ⅰ類儲層中值壓力最小值是1.43MPa，說明此類儲層質量優越，孔隙吼道連通性好，寬度大，是最優質的儲層；Ⅱ、Ⅲ類儲層數值較大些，分別為1.87Mpa和7.95Mpa；Ⅳ類儲層飽和度中值壓力最大為25.23MPa，說明該類儲層孔喉范圍窄，連通性也較差，相應地儲油氣能力也最差。

表2 各類儲層孔喉結構特征參數統計表

通過對巖樣的統計分析，不同級別的巖石具有各異的突破壓力，其變化范圍非常之大，并且四類儲層的中值喉道數據差異非常大，同一級別的儲層之間的變化也較大，這都說明巖石孔隙結構較為復雜。

3 儲層物性特征

圖2 臥龍河構造石炭系巖芯孔隙度分布頻率直方圖

3.1 孔隙度特征

根據石炭系地層取心資料統計，臥龍河氣田儲層以低孔隙度為主。巖心煤油法孔隙度最大值為15.74%，最小為0.27%，平均值為3.27%。由于孔隙層取樣密度大，每米4～6個巖樣，致密層取樣密度小，每米3～5個巖樣，因而實際平均孔隙度，要低于3.27%。整體來看，孔隙度小于2.5%的巖樣占總數的53.5%，2.5%～6%的巖樣占28%，6%～12%的巖樣占14.5%，大于12%的巖樣占0.4%(圖2)。

3.2 滲透率及含水飽和度特征

巖石滲透率大部分低于0.01×10-3μm2，最大值為127.2×10-3μm2。滲透率低于1.02×10-3μm2的巖樣占87.32%。通過對孔隙度對比分析得出，孔隙度小于2.5%的巖石，滲透率多數小于0.01×10-3μm2，而孔隙度大于2.5%的巖石，滲透率平均為0.292×10-3μm2。據巖樣的含水飽和度分析，石炭系巖石含水飽和度最高達100%，最低3.90%，平均46.52%。其中氣井平均含水飽和度29.18-48.53%，平均35.32%；水井含水飽和度69.16-87.23%，平均74.56%。

4 結論

臥龍河氣田石炭系儲層主要的儲集空間為孔隙-裂縫型。不同級別的巖石之間孔隙特征差異較大，并且同類儲層內部變化也較大，巖石孔隙結構異常復雜。儲層以低孔隙為主，巖芯基質滲透率值也較小，各井差異較大，儲層含水飽和度低～中等，分布范圍較大。

[1] 馮青平，宋朝輝，朱占美，等. 臥龍河氣田石炭系氣藏構造陡帶含氣性評價[J]. 天然氣工業. 2003(04): 16-19.

[2] 冉 宏.川東地區石炭系氣藏氣水分布特征及其成因探討[J]. 天然氣工業. 2001(01): 52-56.

[3] 周存儉. 川東沙罐坪氣田石炭系沉積微相與儲層特征研究[D]. 成都:成都理工大學, 2009.

[4] 曹竣鋒. 川東地區相東區塊石炭系儲層特征及有利區預測[D]. 成都:成都理工大學, 2011.

[5] 李 陽，鐘建華，李旭平，等. 吐哈盆地巴喀地區下侏羅統致密砂巖氣藏成藏特征[J]. 特種油氣藏. 2012(02): 29-32.

(本文文獻格式：張新桂，舒贏，李朋武，等.臥龍河氣田石炭系儲層特征[J].山東化工，2017，46(16)：142-144.)

Characteristics of Carboniferous Reservoir in Wolonghe Gas Field

Zhang Xingui1，Shu Ying2，Li Pengwu1，Chen Yinlin3

(1.Chengdu University of Technology, Chengdu 610059, China;2.Geology Exploratory Development Research Institute, CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Ltd., Chengdu, Sichuan 611000,China;3.Engineering Technology Research Institute, SINOPEC Southwest Branch, Chengdu Sichuan 611000，China)

Reservoir type and pore throat structure are the important factors that affect the quality of reservoir. The characteristics of reservoir pore, throat type and reservoir physical properties were studied by conventional, cast sheet and mercury intrusion analysis and physical property test, which had a positive effect on the reservoir characteristics and its controlling factors. The study shows that the Carboniferous reservoirs in the Wolonghe gas field are mainly composed of pore-fractured reservoirs, and the pore rocks are complex, with low porosity and permeability and water saturation.

wolonghe gas field; carboniferous; reservoir characteristics

TE32

：A

：1008-021X(2017)16-0142-03

2017-06-02

張新桂，碩士生，礦產普查與勘探專業，研究方向：油氣藏地質學與成藏動力學。