李曉鋒 （中國石油天然氣勘探開發(fā)公司，北京100034）

彭仕宓 （中國石油大學(xué) （北京）資源與信息學(xué)院，北京102249）

大宛齊油田康村組儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征及分類評(píng)價(jià)

李曉鋒 （中國石油天然氣勘探開發(fā)公司，北京100034）

彭仕宓 （中國石油大學(xué) （北京）資源與信息學(xué)院，北京102249）

綜合應(yīng)用鑄體薄片、掃描電鏡、壓汞測試等分析化驗(yàn)資料，對(duì)大宛齊油田康村組儲(chǔ)層的微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征進(jìn)行了研究。研究表明，康村組儲(chǔ)層主要的成巖作用是壓實(shí)作用和膠結(jié)作用，其次是陸源碳酸鹽顆粒的溶蝕和交代作用；儲(chǔ)集空間類型主要為剩余粒間孔隙、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔；喉道組合類型為中孔中喉和中孔小喉型為主。在此基礎(chǔ)上，應(yīng)用主因子分析、聚類分析將康村組儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)劃分為4個(gè)基本類型，為油田開發(fā)調(diào)整提供了可靠的地質(zhì)基礎(chǔ)。

大宛齊油田；康村組；儲(chǔ)集空間；孔隙結(jié)構(gòu)；聚類分析

大宛齊油田位于新疆拜城縣境內(nèi)西南方向30km處，地勢北高南低，地面海拔1430～1560m，坐標(biāo)：北緯41°42′～41°47′、東經(jīng)81°27′～81°32′。從構(gòu)造位置上看，大宛齊油田位于塔里木盆地塔北隆起庫車坳陷拜城凹陷，北部為吐孜瑪扎構(gòu)造，南部為秋立塔克背斜構(gòu)造帶的亞克里克構(gòu)造，構(gòu)造東、西、南3面分別向拜城凹陷傾沒，是一被下第三系下鹽丘上拱形成的短軸背斜，該構(gòu)造長軸呈東西向，南翼緩，北翼陡，被一系列放射狀的斷層復(fù)雜化。

大宛齊地區(qū)鉆遇的地層自上而下依次為第四系、上第三系康村組、吉迪克組和下第三系蘇維依組，庫車組缺失。上第三系康村組與上覆第四系為角度不整合接觸，與下伏吉迪克組為整合接觸。大宛齊油田的主要產(chǎn)層為第四系和上第三系康村組儲(chǔ)層。

大碗齊油田康村組主要為一套低彎度河入湖形成的三角洲陸源碎屑沉積［1］，其泥巖普遍呈棕紅色、褐紅色，并可見干旱氣候條件下所形成的干裂等沉積構(gòu)造，泥巖中所含化石稀少，且孢粉組合主要為耐干旱的植物?？荡褰M砂巖成熟度低，巖屑的含量達(dá)70%以上，巖屑的主要成分為沉積巖屑，約占30%～50%，且以陸源碳酸巖屑為主。砂巖粒度較粗，普遍含礫石，分選差，多為礫狀砂巖、含礫不等礫砂巖，上述特征表明大宛齊地區(qū)康村組為近源沉積產(chǎn)物。

1 成巖作用

根據(jù)鑄體薄片、陰極發(fā)光及掃描電鏡的分析結(jié)果，結(jié)合研究區(qū)的沉積演化史研究表明：康村組儲(chǔ)層中，最主要的成巖作用是壓實(shí)作用和膠結(jié)作用，其次是陸源碳酸鹽顆粒的溶蝕和交代作用。

壓實(shí)作用在成巖作用的早期特征比較明顯，康村組儲(chǔ)層正處于弱壓實(shí)階段，隨著埋藏深度的增大，壓實(shí)強(qiáng)度增大，孔隙度減小。由于壓實(shí)作用使原生孔隙度由35%左右下降到18%～21%。研究區(qū)的膠結(jié)作用主要是碳酸鹽膠結(jié)［2］，主要表現(xiàn)為：①自生方解石的膠結(jié)作用。方解石膠結(jié)物普遍分布，一次性充填于粒間孔隙中，在陰極發(fā)光下呈桔黃色光 （圖1（a）），偶見鐵方解石，含量變化較大。②砂巖中陸源碳酸鹽顆粒的壓溶再沉淀，其次是粘土礦物的膠結(jié)作用。通過掃描電鏡及X衍射分析表明，自生粘土礦物主要有蒙皂石、伊利石和少量的高嶺石。粘土礦物主要以孔隙充填、襯墊和交代的方式存在（圖1 （b））。

圖1 康村組儲(chǔ)層成巖研究相片

2 孔隙和喉道的類型

2.1 孔隙類型及特征

根據(jù)研究區(qū)8口井30塊普通薄片鑒定、鑄體薄片圖像分析及掃描電鏡觀察，大宛齊油田康村組主要的儲(chǔ)集空間類型［3］是原生孔隙，其次為次生孔隙。按照孔隙的產(chǎn)狀和幾何形態(tài)，可分為剩余粒間孔隙、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、鑄?？?、微孔隙以及裂縫等 （圖2）。其中原生粒間孔隙主要為剩余粒間孔，占總孔隙面積的70%～90%；次生孔隙中占主要地位的是粒間溶孔，占總孔隙的1%～15%，最高可達(dá)22%。裂縫孔隙度一般＜1%。

圖2 孔隙類型及孔隙分布直方圖

1）粒間孔隙 大宛齊油田康村組儲(chǔ)層埋藏較淺，壓實(shí)作用較弱，根據(jù)常規(guī)薄片和鑄體薄片分析，儲(chǔ)集砂巖分選中等～好，常見方解石孔隙式膠結(jié)，膠結(jié)程度疏松～中等，填隙物整體含量不高，因此剩余粒間孔是主要的孔隙類型，平均約占總孔隙的80%。粒間孔隙的分布較為均勻，孔徑范圍在5～200μm之間，平均44μm （圖3 （a））。

2）粒間溶孔 主要表現(xiàn)為雜基及膠結(jié)物的不均勻填集，或見未受溶蝕影響的雜基和膠結(jié)物的殘余，或礦物顆粒溶蝕呈港灣狀。分析表明，粒間溶孔為研究區(qū)主要的次生孔隙。常見的是次生方解石膠結(jié)物及一些顆粒的溶蝕現(xiàn)象。大量方解石和顆粒的溶蝕一方面使顆粒呈不規(guī)則狀孤立于孔隙之中，另一方面使粒間孔連通，或成為 “伸長狀”孔隙，而使孔喉發(fā)育且連通性較好 （圖3（b））。

3）粒內(nèi)溶孔 由于康村組埋深不大，長石、巖屑等僅發(fā)生輕微溶蝕，粒內(nèi)溶孔所占比例較小，面孔率一般小于1%。長石發(fā)生淋濾形成的次生孔隙，或被溶蝕成 “蜂窩”狀粒內(nèi)溶孔，有時(shí)也可見長石表面被溶蝕成片狀伊利石 （圖3（c））。

4）裂縫 康村組發(fā)育的裂縫主要為構(gòu)造裂縫和收縮縫，在總孔隙中所占比例較小。裂縫寬度0.02～0.25mm不等，長度一般不超過20mm，多呈斷續(xù)狀延伸，有時(shí)也可見微裂縫交織呈網(wǎng)狀。干裂收縮縫常見于泥質(zhì)雜基內(nèi)，礫巖及粗砂邊緣處也偶見微裂縫。個(gè)別粒內(nèi) （礫內(nèi)）也發(fā)育微裂縫，有時(shí)可見石英具 “V”字形裂開或割顆粒破裂縫 （圖3（d））。

圖3 康村組儲(chǔ)層孔隙類型圖片

2.2 喉道類型及其特征

儲(chǔ)層砂巖的喉道大小和形狀是控制儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能的重要因素，其特征主要取決于顆粒的大小、形狀、接觸關(guān)系和膠結(jié)類型等［4］。大宛齊油田康村組儲(chǔ)層砂巖以縮頸型、孔縮型喉道為主，片狀、彎片狀喉道為次，此外還有少量微喉道。喉道寬度在2.8～64.79μm之間，最大值14.92～64.79μm，平均配位數(shù)2.82，粒度較粗的儲(chǔ)層大多屬于中孔細(xì)喉或中孔中喉型。

1）孔縮型喉道 喉道為孔隙的縮小部分，該喉道類型往往發(fā)育于以粒間孔隙為主的砂巖儲(chǔ)集巖中，其孔隙和喉道較難區(qū)分。巖石結(jié)構(gòu)多為顆粒支撐，壓實(shí)強(qiáng)度較低，膠結(jié)物較少。此類孔隙結(jié)構(gòu)屬于大孔粗喉型。

2）縮頸型喉道 喉道為顆粒間可變斷面的收縮部分，當(dāng)砂巖顆粒被壓實(shí)而排列比較緊密時(shí)，雖然保留的孔隙是比較大的，但顆粒間的喉道卻大大變窄。此類儲(chǔ)集巖屬大孔細(xì)喉型，孔喉直徑比比較大。常見于顆粒點(diǎn)接觸的儲(chǔ)集巖中 （圖4（a））。

3）片狀或彎片狀喉道 喉道呈片狀或彎片狀，為顆粒之間的長條狀通道。當(dāng)沿顆粒發(fā)生溶蝕作用時(shí)，可形成相對(duì)較寬的片狀或?qū)捚瑺詈淼馈Ｑ芯繀^(qū)可見具此類喉道的儲(chǔ)集巖發(fā)育，孔喉直徑比為中等～較大 （圖4 （b））。

圖4 康村組儲(chǔ)層主要喉道類型

3 孔隙結(jié)構(gòu)特征

孔隙結(jié)構(gòu)是巖石所具有的孔隙和吼道的幾何形狀、大小、分布及其相互連通關(guān)系［5］?？紫斗从沉藥r石的儲(chǔ)集能力，而喉道的形狀、大小則控制了孔隙的儲(chǔ)集和滲透能力。鑄體薄片和壓汞分析是儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)研究的重要手段。

通過對(duì)大宛齊油田康村組8口井壓汞測試樣品的分析，獲得了康村組儲(chǔ)層微觀孔喉特征參數(shù)。統(tǒng)計(jì)分析表明：大宛齊油田康村組儲(chǔ)層孔隙度的分布范圍為3.14%～32.45%，大多屬中孔 （所占比例為51.7%）儲(chǔ)層，其次為低孔 （約占15.5%）儲(chǔ)層、高孔 （約占17.2%）儲(chǔ)層；滲透率的變化范圍較大，在 （0.054～1651.2）×10－3μm2之間，高、中、低滲儲(chǔ)層均有分布，但以中滲儲(chǔ)層為主；排驅(qū)壓力多分布在0.008～3.6MPa之間，中值壓力多在0.037～6.155MPa之間；最大進(jìn)汞飽和度在22.5%～98.18%之間，一般為80.06%～98.18%；平均孔喉半徑0.0345～17.63μm，一般為2.02～8.47μm，孔喉配位數(shù)為2.0～3.6，樣品的面孔率為3.48%～8.60%。

4 儲(chǔ)層的分類評(píng)價(jià)

4.1 儲(chǔ)層分類結(jié)果及其特征

根據(jù)儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)特征，利用R型因子分析對(duì)表征儲(chǔ)層物性、孔隙結(jié)構(gòu)的參數(shù)進(jìn)行優(yōu)選，確定孔隙度、滲透率、主要喉道流動(dòng)半徑、排驅(qū)壓力等4個(gè)參數(shù)作為儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)的指標(biāo)［6］，其中孔隙度和滲透率代表著儲(chǔ)層的儲(chǔ)集滲流能力，而主要喉道流動(dòng)半徑和排驅(qū)壓力則代表著儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征。利用Q型聚類分析［7］對(duì)研究區(qū)66個(gè)樣品進(jìn)行聚類分析，將康村組儲(chǔ)層觀孔隙結(jié)構(gòu)分劃分為4類（表1）。

表1 康村組儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)表

4.2 儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)

根據(jù)以上劃分標(biāo)準(zhǔn)，結(jié)合沉積微相、滲透率、孔隙度的平面以及微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征，繪制了各主力小層的儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)圖（圖5）。研究表明，儲(chǔ)層的類型受沉積相的控制，不同的沉積相砂體的發(fā)育規(guī)模不一樣，顆粒的粒度、分選及組分也有很明顯的差異，沉積相分布控制著儲(chǔ)層物性的分布特征，盡管后期成巖作用對(duì)沉積物原始孔隙有一定的改造作用，沉積相類型仍然決定了儲(chǔ)層的類型及發(fā)育狀況。研究區(qū)Ⅰ類儲(chǔ)層主要分布在分流河道和河口壩微相，泥質(zhì)含量少，孔喉連通性好；Ⅱ類儲(chǔ)層主要分布在河口壩微相，泥質(zhì)含量中等，儲(chǔ)集物性、孔隙結(jié)構(gòu)次之；Ⅲ類儲(chǔ)層主要分布在遠(yuǎn)砂壩微相，孔隙結(jié)構(gòu)較差，儲(chǔ)集層物性差。

圖5 康村組一段第7小層儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)圖

5 結(jié) 論

1）康村組儲(chǔ)層主要的成巖作用是機(jī)械壓實(shí)和膠結(jié)作用，其次是溶蝕和交代作用。儲(chǔ)層長期處于早成巖期，壓實(shí)作用是導(dǎo)致孔隙度下降的主要因素，其次是膠結(jié)作用，堿性的地層水條件有利于碳酸鹽的沉淀。

2）康村組儲(chǔ)層孔隙類型以剩余粒間孔隙、粒間溶蝕孔隙為主，其次為粒內(nèi)溶孔，少量的裂縫存在?？紫督Y(jié)構(gòu)以中孔中喉和中孔細(xì)喉為主，少量的為小孔細(xì)喉組合。

3）通過聚類分析將康村組儲(chǔ)層微觀結(jié)構(gòu)劃分為4類儲(chǔ)層，其中Ⅰ類儲(chǔ)層物性、孔隙結(jié)構(gòu)最好，孔隙喉道組合類型以高孔中喉為主；Ⅱ類儲(chǔ)層和Ⅲ類儲(chǔ)層次之，孔隙喉道組合類型以中孔中喉和中孔細(xì)喉為主；Ⅳ類儲(chǔ)層最差。

［1］曠紅偉，高振中.塔里木盆地庫車坳陷新生界低彎度河三角洲沉積特征 ［J］.石油勘探與開發(fā)，2002，29（6）：25～28.

［2］曠紅偉.塔里木盆地大宛齊油田康村組成巖作用及其控制因素 ［J］.現(xiàn)代地質(zhì)，2003，17（2）：211～216.

［3］韓守華，斯春松.準(zhǔn)噶爾盆地夏40井區(qū)風(fēng)城組儲(chǔ)集空間特征 ［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2006，25（5）：14～16.

［4］王夕賓，劉玉忠.樂安油田草13斷塊沙四段儲(chǔ)集層微觀特征及其與驅(qū)油效率的關(guān)系 ［J］.中國石油大學(xué)學(xué)報(bào)，2005，29（3）：6～10.

［5］羅蟄潭.油氣儲(chǔ)集層的孔隙結(jié)構(gòu) ［M］.北京：科學(xué)教育出版社，1986.21～31.

［6］唐海發(fā).大牛地氣田盒2＋3段致密砂巖儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征及其分類評(píng)價(jià) ［J］.礦物巖石，2006，26（3）：107～113.

［7］呂紅華，任明達(dá).Q型主因子分析與聚類分析在柴達(dá)木盆地花土溝油田新近系砂巖儲(chǔ)層評(píng)價(jià)中的應(yīng)用 ［J］.北京大學(xué)學(xué)報(bào) （自然科學(xué)版），2006，42 （6）：740～745.

Characteristics of Micro－pore Structures of Reservoirs and Classification Evaluation of Kangcun Formation in Dawanqi Oilfield

LI Xiao－feng，PENG Shi－mi（First Author's Address：Research Institute of Petroleum Exploration and Development，CNPC，Beijing100034，China）

The data of casting sections，scanning electron microscope and mercury intrusion test were used to study the microscopic pore structures of Kangcun Formation in Dawanqi Oilfield.Study indicated that its reservoir diagenesis was compaction and cementation，while the next was corrosion and metasomatose of terrigenous carbonate perticles.reservoir space types were mainly composed of remaining intergranular pores，intergranular dissolved pores and intragranular dissolved pores.The pore throat assemblage types were mainly medium－pore and medium－throat and medium－pore and small throat.By means of factor analysis and cluster analysis，the microscopic pore structure can be classified into four types.All of these provide the reliable geologic foundation for the adjustment of oilfield development plan.

Dawanqi Oilfield；Kangcun Formation；reservoir space；pore structure；cluster analysis

TE122.2

A

1000－9752（2011）06－0026－05

2011－03－20

國家科技重大專項(xiàng) （2011ZX05009－003）。

李曉鋒 （1978－），男，2000年大學(xué)畢業(yè)，博士，工程師，現(xiàn)主要從事油藏描述與油藏工程方面的研究工作。

［編輯］ 宋換新