李應(yīng)芳，夏勝梅，龍玉梅，何浩然（.中國(guó)石化江漢油田分公司勘探開發(fā)研究院，湖北 武漢4303；.中國(guó)石化江漢石油工程有限公司測(cè)錄井公司，湖北 潛江4333）

江漢盆地是一個(gè)中～新生代含油氣、含鹽陸相沉積盆地，新溝嘴組下段Ⅰ油組為巖性＋構(gòu)造砂巖油藏，Ⅱ油組為泥質(zhì)白云巖油藏。新溝油田位于江漢盆地南部，據(jù)新下段Ⅱ油組系統(tǒng)取心巖心觀察，為一套灰色、深灰色地層，地層巖性以泥巖夾泥質(zhì)白云巖為主，偶見薄砂層和泥膏巖，以水平層理和季節(jié)性水平紋理為主，薄砂層中以波狀交錯(cuò)層理為主，反應(yīng)水動(dòng)力較弱、水體安靜，為鹽湖背景下的淺湖泥坪、泥膏坪、灰云坪、灘砂沉積。

2012年3月，新XX井老井試油獲得日產(chǎn)3噸工業(yè)油流，目前新溝泥質(zhì)白云巖油藏已有多口井獲得工業(yè)油流，證實(shí)了泥質(zhì)白云巖油藏具有良好的勘探開發(fā)前景，但泥質(zhì)白云巖油藏在國(guó)內(nèi)外為新的研究領(lǐng)域，對(duì)其儲(chǔ)集層特征缺乏系統(tǒng)研究，本文僅以江漢盆地新溝地區(qū)新下段Ⅱ油組為例，研究泥質(zhì)白云巖油藏的儲(chǔ)集層特征，為泥質(zhì)白云巖油藏的勘探開發(fā)提供依據(jù)。

1 巖石礦物學(xué)特征

新溝地區(qū)多口取心井薄片鑒定結(jié)果表明，巖石類型主要有泥晶云巖、泥晶泥質(zhì)云巖、泥晶砂屑云巖、泥（云）質(zhì)粉砂巖、硬石膏巖及泥巖。從X射線衍射全巖統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明（見表1），儲(chǔ)層巖石礦物組成主要為白云石、粘土和長(zhǎng)英質(zhì)。其中白云石含量一般為25.47% ～54.23%，粘土礦物含量為15.66% ～24.09%，長(zhǎng)石及石英含量一般為12.25% ～28.7%，硬石膏含量為3.87% ～12.23%，方沸石含量一般為4.39% ～11.40%，方解石含量一般為0.73% ～5.36%，還有少量的黃鐵礦、石鹽和鈣芒硝。從取心井粘土礦物X衍射分析結(jié)果表明（見表2），粘土礦物種類主要為伊／蒙混層、伊利石，其次為綠泥石。

表1 新溝油田新下Ⅱ油組礦物成分統(tǒng)計(jì)表

（接上表）

表2 新溝油田新下段Ⅱ油組粘土礦物數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)表

2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

巖心壓汞分析表明，新溝油田新下段Ⅱ油組泥質(zhì)白云巖儲(chǔ)層屬于特小孔道儲(chǔ)集巖（見表3）。其中新下段Ⅱ1層段泥質(zhì)白云巖儲(chǔ)層排驅(qū)壓力為2.495MPa～28.694 MPa，平均值為11.211MPa；中值孔喉半徑為0.015μm～0.134μm，平均為0.080μm。新下段Ⅱ2層段泥質(zhì)白云巖儲(chǔ)層排驅(qū)壓力為10.646MPa～18.877MPa，平均值為13.623MPa；中值孔喉半徑為0.029μm～0.086μm，平均為0.046μm。新下段Ⅱ3層段泥質(zhì)白云巖儲(chǔ)層排驅(qū)壓力為3.013MPa～11.558MPa，平均值為7.211MPa；中值孔喉半徑為0.071μm～0.091μm，平均為0.079μm。粉砂巖對(duì)滲透率起主要貢獻(xiàn)的孔喉半徑范圍為0.63μm～1.6μm，泥質(zhì)白云巖對(duì)滲透率起主要貢獻(xiàn)的孔喉半徑范圍為0.1μm～0.4μm，泥巖對(duì)滲透率起主要貢獻(xiàn)的孔喉半徑范圍為0.01μm～0.04μm。

表3 新溝地區(qū)孔隙結(jié)構(gòu)特征統(tǒng)計(jì)表

3 儲(chǔ)集空間類型

通過鑄體薄片、掃描電子顯微鏡分析得出泥質(zhì)白云巖儲(chǔ)集空間以白云石晶間孔為主，粉砂巖儲(chǔ)集空間以粒間孔為主，其次為微裂縫（見圖1）。掃描電鏡觀察到泥質(zhì)云巖中白云石晶粒多為2μm～4μm，發(fā)育大量晶間孔，孔徑主要為0.1μm～2μm，見少量層間縫和微裂隙，縫寬0.2μm～10μm。粉砂巖中孔隙分布不均勻，無膠結(jié)處粒間孔隙較發(fā)育，孔徑主要為5μm～25μm。

圖1 不同巖類儲(chǔ)集空間類型相對(duì)含量圖

4 儲(chǔ)層物性特征

新溝地區(qū)取心井物性分析結(jié)果表明，新溝地區(qū)屬中－低孔超低滲儲(chǔ)層。儲(chǔ)層的孔隙度分布在2.6%～27.3%之間，平均值為13.7%，集中分布在10%～20% 之間。其中分布在10% 以下的占22%，分布在10%～15% 占36%，分布在15%～20% 的占30%，分布20%～25% 的占10%，分布在25%以上的占2%（見圖2），滲透率分布在0.009×10－3μm2～168×10－3μm2之間，平均值為0.21×10－3μm2（見圖3），集中分布0.01×10－3μm2～0.5×10－3μm2。其中，分布在0.01×10－3μm2以下的占0.22%，分布在0.01×10－3μm2～0.05×10－3μm2的占27.69%，分布在0.05×10－3μm2～0.5×10－3μm2的占51.43%，分布在 0.5×10－3μm2～ 5×10－3μm2的占11.43%，分布在5×10－3μm2以上的占9.23%。

圖2 不同孔隙度占樣品百分?jǐn)?shù)直方圖

圖3 不同滲透率占樣品百分?jǐn)?shù)直方圖

5 儲(chǔ)層分布特征

5.1 巖性測(cè)井解釋模型

新溝新下段Ⅱ油組巖性主要為泥巖、云質(zhì)泥巖、膏質(zhì)泥巖、泥質(zhì)白云巖、泥質(zhì)白云巖及極少量的泥質(zhì)粉砂巖條帶，儲(chǔ)層巖性以泥質(zhì)白云巖為主。

泥巖在測(cè)井曲線上表現(xiàn)為高伽馬，較高的聲波時(shí)差，較低的電阻率，膏質(zhì)泥巖在測(cè)井曲線上表現(xiàn)為較低的伽馬值，密度值高，聲波時(shí)差值低，電阻率表現(xiàn)為高值，泥質(zhì)白云巖在測(cè)井曲線上表現(xiàn)為較低的伽馬值，密度次低值，較低的聲波時(shí)差值，較高的電阻率值。密度2.4g／cm3～2.6g／cm3，集中在2.5g／cm3附近；自然伽馬在70API～120API，集中在95API附近；聲波時(shí)差230us／m～285us／m，以275us／m附近儲(chǔ)層最好（見圖4，5）。

圖4 新下段Ⅱ油組巖性識(shí)別圖版（自然伽馬－密度交會(huì)圖）

圖5 新下段Ⅱ油組巖性識(shí)別圖版（聲波－密度交會(huì)圖）

5.2 儲(chǔ)層分布特征

新下段Ⅱ油組地層厚度一般70m～100m，為一套泥巖夾泥質(zhì)白云巖地層，以短期湖泛面為界，可進(jìn)一步分為三個(gè)層段，每個(gè)層段由泥質(zhì)白云巖和泥巖組成。其中，Ⅱ1、Ⅱ2、Ⅱ3層段的儲(chǔ)層厚度分別為2m～10m、2m～14m、2m～14m，新下段 Ⅱ3、Ⅱ2層段儲(chǔ)層較發(fā)育，儲(chǔ)層由北至南逐漸變?。ㄒ妶D6，7，8）。

圖6 Ⅱ1層段儲(chǔ)層分布圖

圖7 Ⅱ2段儲(chǔ)層分布圖

圖8 Ⅱ3段儲(chǔ)層分布圖

6 結(jié)論

1）新溝地區(qū)新下段Ⅱ油組巖石礦物成分復(fù)雜多樣，巖石礦物組成主要為白云石、粘土和長(zhǎng)英質(zhì)。粘土礦物種類主要為伊／蒙混層、伊利石，其次為綠泥石。

2）新溝地區(qū)新下段Ⅱ油組儲(chǔ)層屬于特小孔道儲(chǔ)集巖，粉砂巖對(duì)滲透率起主要貢獻(xiàn)的孔喉半徑范圍為0.63 μm～1.6μm，泥質(zhì)白云巖對(duì)滲透率起主要貢獻(xiàn)的孔喉半徑范圍為0.1μm～0.4μm，泥巖對(duì)滲透率起主要貢獻(xiàn)的孔喉半徑范圍為0.01μm～0.04μm；泥質(zhì)白云巖儲(chǔ)集空間以白云石晶間孔為主，粉砂巖儲(chǔ)集空間以粒間孔為主，其次為微裂縫。

3）新溝地區(qū)的新下段 Ⅱ 油組儲(chǔ)層主要是以泥質(zhì)白云巖、泥質(zhì)粉砂巖為主，其孔隙度分布在2.6% ～27.3% 之間，平均值為13.7%，集中分布在10% ～20% 之間；滲透率分布在0.009×10－3μm2～ 168×10－3μm2之間，平均值為 0.21×10－3μm2，屬于中－低孔超低滲儲(chǔ)層。

［1］鄒才能，楊智，陶士振，等.納米油氣與源儲(chǔ)共生型油氣聚集［J］.石油勘探與開發(fā)，2012（1）:13－26.

［2］吳仕強(qiáng)，錢一雄，李慧莉，等.塔里木盆地卡塔克隆起中下奧陶統(tǒng)鷹山組白云巖儲(chǔ)集層特征及主控因素［J］.古地理學(xué)報(bào)，2012（2）:209－219.

［3］田景春，曾允孚，鄭和榮，等.陸相含油盆地泥巖中白云巖夾層的儲(chǔ)集性研究［J］.成都理工學(xué)院學(xué)報(bào)，2000（1）:88－92.