司馬立強(qiáng)，袁　龍，吳思儀，閆建平，曾志凌

川東北地區(qū)須三段鈣屑砂巖儲(chǔ)層特征及控制因素

司馬立強(qiáng)*，袁龍，吳思儀，閆建平，曾志凌

西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，四川 成都 610500

近兩年川東北地區(qū)西北部多口井須家河組三段鈣屑砂巖測(cè)試段獲工業(yè)氣流，表明了研究區(qū)儲(chǔ)層的含氣性及局部具備油氣富集高產(chǎn)的地質(zhì)條件。通過(guò)儲(chǔ)層巖性類(lèi)型、儲(chǔ)集空間、物性、電性等特征進(jìn)行綜合分析，得出結(jié)論為：主要儲(chǔ)層巖性類(lèi)型為鈣屑砂巖，常伴有微裂縫；儲(chǔ)集空間類(lèi)型多樣，主要為殘余原生粒間孔、次生溶蝕孔和裂縫；儲(chǔ)層表現(xiàn)為低孔、低滲特征；儲(chǔ)層電阻率高，主要原因是碳酸鹽巖含量高；儲(chǔ)層測(cè)井響應(yīng)為“三低、一高、一降低”，即伽馬低值、聲波低值，中子低值，電阻率高值，在高阻的背景下深淺電阻率有所降低。研究區(qū)優(yōu)質(zhì)鈣屑砂巖儲(chǔ)層受儲(chǔ)集層發(fā)育的有利沉積微相、溶蝕作用、構(gòu)造裂縫以及一定的儲(chǔ)層厚度等綜合因素控制。辮狀河道、水下分流河道沉積為儲(chǔ)層最有利的沉積相帶；在成巖過(guò)程發(fā)生的溶蝕作用和多期次的斷裂影響下形成的構(gòu)造裂縫都極大地改善了儲(chǔ)層的滲透性；一定厚度的儲(chǔ)層改善了裂縫的連通系統(tǒng)。

川東北地區(qū)；鈣屑砂巖；微裂縫；次生溶孔；辮狀河道

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司馬立強(qiáng)，袁 龍，吳思儀，等.川東北地區(qū)須三段鈣屑砂巖儲(chǔ)層特征及控制因素［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版，2015，37（2）：178-188. Sima Liqiang，Yuan Long，Wu Siyi，et al.Reservoir Characteristics and Main Control Factors of Xu3 Member Calcarenaceous Sandstone in Northeast Sichuan Area［J］.Journal of Southwest Petroleum University：Science&Technology Edition，2015，37（2）：178-188.

引言

與常規(guī)碎屑巖儲(chǔ)層相比，川東北地區(qū)致密鈣屑砂巖儲(chǔ)層具有低伽馬、高電阻等特點(diǎn)。另外，該地區(qū)的巖性致密、碳酸鹽巖含量高、油氣分布規(guī)律復(fù)雜等給儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)研究帶來(lái)困難［1-7］。根據(jù)前人研究資料分析，研究區(qū)須三段儲(chǔ)層主要巖性為鈣屑砂巖、鈣屑砂礫巖、巖屑砂巖等，縱向上發(fā)育多套含氣層，但由于儲(chǔ)層厚度較薄，且整體較致密，再加上前期研究程度較低，目前對(duì)須三段儲(chǔ)層特征方法及綜合評(píng)價(jià)尚處于探索階段，制約了儲(chǔ)層的綜合評(píng)價(jià)研究及勘探部署。然而，很多學(xué)者對(duì)四川地區(qū)須家河組須二段、須四段及須六段砂巖層段的儲(chǔ)層特征及主控因素［8］、油氣地質(zhì)特征［9］、砂體成因及對(duì)油氣運(yùn)移影響分析［10］、砂巖沉積相再認(rèn)識(shí)［11］等進(jìn)行了較深入的研究，但對(duì)川東北地區(qū)須家河組三段鈣屑砂巖儲(chǔ)層特征及儲(chǔ)層發(fā)育的控制因素研究還不夠全面，特別是影響有利儲(chǔ)層的控制因素一直存在爭(zhēng)議，這在一定程度上阻礙了研究區(qū)油氣田的深入開(kāi)發(fā)和利用。因此，本文通過(guò)對(duì)川東北地區(qū)須家河組三段儲(chǔ)層的巖性類(lèi)型、物性、及電性特征進(jìn)行分析，再結(jié)合沉積相、成像測(cè)井及薄片等資料，分析研究有利儲(chǔ)層發(fā)育沉積相及裂縫特征的控制因素，為綜合評(píng)價(jià)研究有利儲(chǔ)層提供一定的依據(jù)。

1　區(qū)域地質(zhì)概況

川東北研究區(qū)塊（圖1）行政上主要隸屬四川省巴中市、廣元市，區(qū)塊面積約1 571 km2，北側(cè)為米倉(cāng)—大巴斷褶帶，西側(cè)緊靠龍門(mén)山斷褶帶，南部為川中平緩帶，東部為川東高陡斷褶帶。區(qū)域構(gòu)造位置處于川北拗陷內(nèi)，內(nèi)陸相層系主要經(jīng)歷3期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，即印支期、燕山期、喜馬拉雅期，其中印支中晚期為低速沉降期；燕山期為快速沉降期；喜馬拉雅期為隆起剝蝕期。研究區(qū)陸相地層發(fā)育齊全，主要表現(xiàn)為河湖相沉積，沉積厚度較大。

圖1　研究區(qū)位置圖Fig.1　Location of study area

2　儲(chǔ)層特征

2.1巖性特征及儲(chǔ)集空間特征

鈣屑砂巖與巖屑砂巖最大的差異是前者的巖屑成分以碳酸鹽巖為主且?guī)r屑含量一般大于50%，由于其巖性致密特點(diǎn)常被誤劃為非儲(chǔ)集巖類(lèi)［12-13］。根據(jù)16口關(guān)鍵井的巖芯、薄片、錄井資料分析，研究區(qū)須家河組三段儲(chǔ)層巖性主要以鈣屑砂巖為主，其次為鈣屑砂礫巖、巖屑砂巖。

鈣屑砂巖的礦物組分為石英含量5.0%～60.5%；巖屑含量25.0%～85.0%，成分以碳酸鹽巖為主；長(zhǎng)石含量一般為2.0%～10.0%；雜基包含黏土礦物（主要為高嶺石、伊利石等）和鐵質(zhì)等；膠結(jié)物以碳酸鹽巖為主，硅質(zhì)、黏土礦物膠結(jié)次之。另外，白云石、方解石為主要的碳酸鹽膠結(jié)物，含少量硅質(zhì)膠結(jié)物，方解石膠結(jié)物含量5.0%～15.0%，白云石膠結(jié)物含量1.0%～10.0%，硅質(zhì)膠結(jié)物含量0.2%～1.0%，明顯特征表現(xiàn)為碳酸鹽巖屑含量較多（圖2a）。

圖2　研究區(qū)須家河組（T3x3）巖石和儲(chǔ)集空間類(lèi)型Fig.2　Rock and pore space type of Xu3 Member in study area

鈣屑砂礫巖的砂礫成分以鈣屑為主，其含量25.0%～50.0%，石英、長(zhǎng)石次之，含有少量的暗色礦物，偶見(jiàn)燧石礫、泥巖礫，最大礫徑為10 mm，通常為1～3 mm，主要為粗砂，含少量細(xì)砂，棱角狀—次棱角狀，泥質(zhì)膠結(jié)為主，灰質(zhì)膠結(jié)次之，較致密（圖2b）。

巖屑砂巖的主要組成部分為石英，石英含量大于50.0%，此外，還有少量燧石和長(zhǎng)石，燧石含量小于2.0%，長(zhǎng)石含量小于10.0%，巖屑主要成分為砂巖，含少量碳酸鹽巖，黏土含量在5.0%～10.0%（圖2c）。

孔隙是儲(chǔ)集巖的非常重要組成部分之一，按形態(tài)、大小及成因?qū)?chǔ)集空間分為3類(lèi)，即孔、洞、縫。不同的儲(chǔ)集空間類(lèi)型在油氣儲(chǔ)集流動(dòng)上所起不同的作用，從而構(gòu)成了不同類(lèi)型與開(kāi)發(fā)條件各異的儲(chǔ)層。根據(jù)巖芯描述和巖芯薄片分析資料，須三段儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間類(lèi)型主要為粒內(nèi)孔、粒間溶孔、雜基孔、微裂縫等，少見(jiàn)晶內(nèi)孔，孔徑一般在0.01～0.03 mm，面孔率小于1.5%。結(jié)合區(qū)域資料，鈣屑砂巖的裂縫相對(duì)發(fā)育，以裂縫—孔隙型和孔隙—裂縫型為主（圖2）。

2.1.1物性特征

圖3　儲(chǔ)層取芯段的巖芯孔隙度和滲透率分布特征圖Fig.3　Distribution characteristics of the core porosity and the core permeability

研究工區(qū)內(nèi)須三段物性分析資料92個(gè)。其中巖芯基質(zhì)孔隙度最小值為0.99%，最大值為7.16%，孔隙度主要分布在1.00%～2.50%，平均值為1.72%（圖3a）；基質(zhì)滲透率最小值為0.001 2 mD，最大值為533.587 0 mD，滲透率大于200.000 0 mD的樣品僅有兩個(gè)，而孔隙度大部分都不超過(guò)3.00%，按照經(jīng)驗(yàn)，滲透率大于200.000 0 mD可能為裂縫影響，將干擾樣品排除后，滲透率主要分布在0.001 0～0.500 0 mD，平均值為0.188 0 mD（圖3b）。依據(jù)國(guó)內(nèi)外致密及非常規(guī)儲(chǔ)層的區(qū)分標(biāo)準(zhǔn)［14-17］（滲透率≤1.000 0 mD、孔隙度≤10%），川東北地區(qū)須家河組須三段為特低孔、滲致密儲(chǔ)層，但發(fā)育的裂縫能較大地提高儲(chǔ)集巖的儲(chǔ)滲能力。

2.2電性特征

對(duì)于鈣屑砂巖而言，由于巖性致密，往往顯示為高阻，而當(dāng)?shù)貙又邪l(fā)育有效裂縫時(shí)，則顯示為高阻背景下的低阻，且與三孔隙度曲線(xiàn)有較好的相關(guān)性，自然伽馬曲線(xiàn)值為低值，由圖4可以看出，MLB10井4 144.00～4 150.00 m段，自然伽馬為明顯低值（30～65 API）；低聲波時(shí)差45～65 μs/f（t1 ft= 0.304 8 m），低中子值1～10 P.U，在4 145～4 146 m聲波、中子孔隙度曲線(xiàn)呈現(xiàn)高尖峰特征；而其測(cè)井電阻率遠(yuǎn)大于上方砂巖層段（300～75 000 Ω·m），反映砂體含有較多的碳酸鹽巖屑，并且致密，在4 145.00～4 146.00 m電阻率曲線(xiàn)在高阻背景下有所降低；另外，在成像測(cè)井圖上顯示為亮色，均勻分布，不見(jiàn)顆粒，易產(chǎn)生裂縫。綜合解釋結(jié)論為氣層，和試氣結(jié)論相符。

3　影響優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層形成的因素

3.1沉積相因素

借助研究區(qū)成像測(cè)井資料所表征的巖石結(jié)構(gòu)、沉積構(gòu)造和沉積韻律等特征信息，結(jié)合常規(guī)測(cè)井、錄井資料、巖芯資料及分析測(cè)試等實(shí)鉆資料綜合分析了川東北須家河組三段的地層沉積特征，在此基礎(chǔ)上，結(jié)合區(qū)域地質(zhì)背景等資料最終確定沉積相及沉積亞相［18-19］。綜合分析認(rèn)為，辮狀河三角洲沉積體系為研究區(qū)主要發(fā)育沉積相，其亞相為三角洲前緣、三角洲平原和前三角洲3類(lèi)，三角洲前緣和三角洲平原還可以細(xì)分為水下分流河道、辮狀河道、水下分流河道間、席狀砂和河口壩這5種微相。

圖4　MLB10井鈣屑砂巖氣層特征Fig.4　Calcarenaceous sandstone gas characteristics of Well MLB10

沉積物的生成條件、環(huán)境及特征綜合構(gòu)成了沉積相，而油氣的聚集與其所受到的沉積環(huán)境密切相關(guān)。一般來(lái)說(shuō)，辮狀河道水流量不穩(wěn)，形成的巖性顆粒較粗，一般為礫巖、含礫砂巖及砂巖。因?yàn)槠湓诶嘶嬷?，造成持續(xù)的高能環(huán)境，在洪水間歇期，辮狀河道和河道間的沉積受到湖浪和沿岸湖流的改造，儲(chǔ)集層物性較好，高、中產(chǎn)井各有分布（如MLB8、MLB9、MLB10、MLB11、MLB12井和MLB224井）。

根據(jù)收集到的沉積微相圖和產(chǎn)能資料分析（表1），MLB9、MLB10、MLB11、MLB12井須三段沉積微相均為辮狀河道，且酸壓測(cè)試產(chǎn)氣量分別為（10.02，22.56，10.44，77.17）×104m3/d，總產(chǎn)氣量為120.19×104m3/d；MLB8、MLB224井須三段沉積微相均為水下分流河道，且酸壓測(cè)試產(chǎn)氣量分別為（1.06，7.88）×104m3/d，總產(chǎn)氣量為8.94×104m3/d。研究表明辮狀河道沉積為研究區(qū)最有效的沉積相帶，水下分流河道次之。

表1　研究區(qū)儲(chǔ)層沉積微相與產(chǎn)能關(guān)系表Tab.1　Relational between reservoir sedimentary facies and capacity in the study area

3.2成巖作用

3.2.1壓實(shí)作用

壓實(shí)作用在川東北地區(qū)須家河組發(fā)育較為普遍，其強(qiáng)度受埋藏深度、所處構(gòu)造帶、巖性成分等因素的影響?？傮w表現(xiàn)為：研究區(qū)內(nèi)侏羅系須家河組須三段埋藏深度大約為3 000～5 000 m，所處川東北米倉(cāng)—大巴斷褶帶，機(jī)械壓實(shí)強(qiáng)度高，沉積物所具脆性巖屑和雜基含量較高和顆粒分選較差等特點(diǎn)。在較為強(qiáng)烈的壓實(shí)作用下，這些特點(diǎn)促使沉積物快速致密，導(dǎo)致該層段原生孔隙幾乎被完全破壞［20-24］。研究區(qū)儲(chǔ)集層砂巖呈現(xiàn)為顆粒支持，且接觸為線(xiàn)—凹凸，發(fā)現(xiàn)常有塑性顆粒變形等現(xiàn)象。壓實(shí)作用是研究區(qū)須家河組三段原生孔隙減少的主要原因之一（圖5a）。

3.2.2膠結(jié)作用

研究區(qū)主要膠結(jié)物為碳酸鹽膠結(jié)，其次為硅質(zhì)膠結(jié)和黏土礦物膠結(jié)（圖5c）。據(jù)巖石薄片資料分析，該地區(qū)碳酸鹽膠結(jié)物分布較為普遍，以白云石、方解石為主，硅質(zhì)含量較少；其中方解石膠結(jié)物含量15.0%左右，白云石膠結(jié)物含量10.0%左右，硅質(zhì)膠結(jié)物含量1%左右；另外，膠結(jié)物含量高的儲(chǔ)集層物性（圖5b）明顯略低于膠結(jié)物含量少的（圖5d）?？傊?，發(fā)育的膠結(jié)作用將直接導(dǎo)致原生孔隙進(jìn)一步地減小，從而促使研究區(qū)儲(chǔ)層砂巖高度致密化，且具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性。

3.2.3溶蝕作用

儲(chǔ)層發(fā)育受眾多因素影響，其中溶蝕作用起著不可或缺的重要作用（圖5f）。強(qiáng)烈的溶蝕作用將會(huì)直接影響著次生孔隙的發(fā)育。研究表明須家河組三段夾多層薄煤層，在埋藏過(guò)程中極易產(chǎn)生腐植酸，最終使得呈酸性成巖環(huán)境的形成。在成熟階段早期，當(dāng)這些薄煤層中的有機(jī)質(zhì)裂解產(chǎn)生有機(jī)酸時(shí)，而這些有機(jī)酸液開(kāi)始進(jìn)入砂巖儲(chǔ)層中使得研究區(qū)儲(chǔ)層受到不同程度的溶蝕，而石英、巖屑及碳酸鹽膠結(jié)物等組分溶蝕作用強(qiáng)烈，主要以碳酸鹽巖屑溶蝕為主，它會(huì)生成大量的次生溶孔，溶孔發(fā)育主要以粒間溶孔、長(zhǎng)石粒內(nèi)溶孔和雜基微孔為主（圖2d，圖2e，圖2f）。

在研究區(qū)，碳酸鹽巖屑含量高的MLB12井在須三段測(cè)試獲得高產(chǎn)氣，測(cè)井綜合計(jì)算出的孔隙度為4.2%；另外，在MLB2井4 379.00 m處（圖5f）的取芯樣品中含碳酸鹽巖巖屑等組分發(fā)生溶蝕作用相對(duì)MLB11井3 083 m處（圖5e）比較明顯，改善其儲(chǔ)層物性特征?？傊L(zhǎng)期處于埋深狀態(tài)須家河組三段的溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)集層段的發(fā)育起到良好的改善作用，碳酸鹽巖屑和碳酸鹽膠結(jié)物為后期次生孔隙形成又提供良好的物質(zhì)條件。

綜上所述，川東北地區(qū)須家河組三段儲(chǔ)層具有以下成巖作用類(lèi)型：壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用。其中壓實(shí)作用和膠結(jié)作用是促使儲(chǔ)集層段致密化的主要因素，溶蝕作用是形成優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的關(guān)鍵因素［25］。

圖5　研究區(qū)須家河組三段主要成巖作用Fig.5　The main diagenesis of Xu3 Member in study area

3.3裂縫因素

川東北地區(qū)鈣屑砂巖油氣藏為準(zhǔn)層狀“連續(xù)型”氣藏，裂縫的發(fā)育程度對(duì)于改善儲(chǔ)集性能相對(duì)顯著［26］。結(jié)合區(qū)域資料，研究區(qū)須家河組三段鈣屑砂巖儲(chǔ)層井段發(fā)育有低角度裂縫和微裂縫，高角度裂縫較少。裂縫的發(fā)育對(duì)于改善儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性和滲流性起到較為重要的作用。

裂縫的發(fā)育程度與許多地質(zhì)因素密切相關(guān)，如構(gòu)造應(yīng)力、構(gòu)造位置、巖性等，其中構(gòu)造應(yīng)力是最主要的因素。根據(jù)成像測(cè)井資料分析觀察，須家河組三段鈣屑砂巖儲(chǔ)層構(gòu)造裂縫較為發(fā)育，主要發(fā)育有以構(gòu)造作用為主形成的低角度縫，其裂縫面有明顯的溶蝕侵入特征，促使儲(chǔ)層的形成和積極改造，對(duì)油氣的儲(chǔ)滲具有重要的實(shí)際意義（圖6a）；微裂縫的張開(kāi)度小，其空間多被泥質(zhì)填，連續(xù)性及連通性較差，這類(lèi)裂縫在鈣屑砂巖儲(chǔ)層中較為發(fā)育（圖6b）；高角度縫的裂縫面具有明顯的溶蝕侵入特征、不規(guī)則的裂縫軌跡，但這類(lèi)裂縫在鈣屑砂巖儲(chǔ)層中發(fā)育較少（圖6c）。

圖6　研究區(qū)須家河組三段裂縫特征成像圖Fig.6　Fracture characteristic imaging figure of Xu3 Member in study area

研究區(qū)須家河組三段裂縫特征見(jiàn)圖7，可以看出：孔隙發(fā)育的儲(chǔ)層若有裂縫配合，產(chǎn)能明顯提高。MLB225H井、MLB221井、MLB224井的河道砂體較發(fā)育，巖性以鈣屑砂巖為主，砂體厚度20～30 m，橫向連續(xù)性較好儲(chǔ)層主要以氣層、差氣層為主；MLB221井為鈣屑砂巖，距斷層320 m，裂縫發(fā)育，測(cè)試產(chǎn)量較高；MLB224井為含礫鈣屑砂巖，附近無(wú)斷層，裂縫不發(fā)育，測(cè)試產(chǎn)量較低；MLB225H井為含礫鈣屑砂巖，須三段砂組鉆遇斷層，裂縫較發(fā)育，但層薄，穩(wěn)定產(chǎn)量較低（4.2×104m3/d）。

3.4儲(chǔ)層厚度因素

研究表明，川東北地區(qū)須家河組鈣屑砂巖發(fā)育裂縫的儲(chǔ)層厚度與其儲(chǔ)層產(chǎn)量具有一定的相關(guān)性（圖8）。當(dāng)發(fā)育裂縫的儲(chǔ)層厚度在3～20 m時(shí)，儲(chǔ)層產(chǎn)量隨著厚度的增加而增大。結(jié)合該地區(qū)地質(zhì)分析研究表明，川東北地區(qū)須家河組鈣屑砂巖的厚度大小直接影響裂縫系統(tǒng)的連通性。一般來(lái)說(shuō)，優(yōu)質(zhì)鈣屑砂巖必須要具有一定的厚度，巖層厚度較大，裂縫相互溝通概率高，裂縫波及范圍廣。

圖7　研究區(qū)須家河組三段裂縫特征成像圖Fig.7　Fracture characteristic imaging figure of Xu3 Member in study area

圖8　研究區(qū)鈣屑砂巖儲(chǔ)層厚度與產(chǎn)量關(guān)系圖Fig.8　Calcarenaceous sandstone reservoir thickness and yield diagram in study area

4　結(jié)　論

（1）川東北地區(qū)須家河組三段致密砂巖儲(chǔ)層巖性類(lèi)型以鈣屑砂巖為主。儲(chǔ)層段大規(guī)模的鈣質(zhì)膠結(jié)導(dǎo)致結(jié)構(gòu)致密，使得物性條件差；儲(chǔ)集空間類(lèi)型多種多樣，主要為粒內(nèi)孔、粒間溶孔、微裂縫等。

（2）須家河組三段鈣屑砂巖儲(chǔ)層表現(xiàn)為低孔、低滲透特征，存在微裂縫，對(duì)儲(chǔ)層的滲透性改善起著重要作用；儲(chǔ)層井響應(yīng)模式為“三低、一高、一降低”，即GR、CNL、AC低值，電阻率值高，在高阻的背景下深淺電阻率有所降低等特征。

（3）川東北地區(qū)須家河組三段鈣屑砂巖形成優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的控制因素為：良好的沉積微相（辮狀河道相、水下分流河道）為前提條件；溶蝕等成巖作用為基礎(chǔ)條件；裂縫發(fā)育為關(guān)鍵因素；砂巖儲(chǔ)層的厚度為核心條件。

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司馬立強(qiáng)，1961年生，男，漢族，湖北公安人，教授，博士生導(dǎo)師，主要從事油氣田測(cè)井方法、測(cè)井解釋、測(cè)井地質(zhì)應(yīng)用研究。E-mail：smlq2000@126.com

袁 龍，1985年生，男，漢族，湖北公安人，博士研究生，主要從事測(cè)井資料處理、解釋及地質(zhì)應(yīng)用研究。E-mail：kolon85@163.com

吳思儀，1990年生，女，漢族，重慶開(kāi)縣人，碩士研究生，主要從事油氣田測(cè)井方法、解釋及地質(zhì)應(yīng)用研究。E-mail：251948812@qq.com

閆建平，1980年生，男，漢族，內(nèi)蒙古涼城人，副教授，博士，主要從事測(cè)井沉積學(xué)、巖石物理及非常規(guī)儲(chǔ)層測(cè)井評(píng)價(jià)技術(shù)研究。E-mail：yanjp_tj@163.com

曾志凌，1990年生，男，漢族，四川瀘州人，碩士研究生，主要從事測(cè)井解釋評(píng)價(jià)研究。E-mail：540098672@qq.com

編輯：張?jiān)圃?/p>

編輯部網(wǎng)址：http：//zk.swpuxb.com

Reservoir Characteristics and Main Control Factors of Xu3 Member Calcarenaceous Sandstone in Northeast Sichuan Area

Sima Liqiang*，Yuan Long，Wu Siyi，Yan Jianping，Zeng Zhiling
School of Geosciences and Technology，Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China

In the past two years，industrial gas flow was obtained in Xu3 Member calcarenaceous sandstones segment of Xujiahe Formation of Northeast Sichuan Area，which suggests that reservoir in Xujiahe Formation of study area shall be hydrocarbon and has the geological conditions ofhigh yield.We made analysis of the type of reservoir lithology，reservoir space，physical property，electric property and so on.The researches show that lithology type of reservoir includes calcarenaceous sandstone，often accompanied by microfracture.It has various pore space which mainly consists of residual original intergranular pore，secondary dissolution pores and cracks.The reservoir shows low porosity and low permeability.Reservoir resistivity is high，because of high carbonate content.The reservoir log response shows low GR，AC and CNL and high resistivity decreases under the background of high resistance.The calcarenaceous sandstone reservoir in the study area is controlled by the comprehensive factors such as favorable sedimentary microfacies，dissolution，structural fracture and reservoir thickness.The most advantageous reservoir sedimentary micro-facies is braided river，underwater distributary channel；dissolution during the diagenetic process and fracture under the influence of multiphase tectonic fissures greatly improves the permeability of reservoir；the certain thickness reservoir improves the connectivity of fracture system，and is advantageous to oil and gas migration and gather accumulation.

NortheastSichuanArea；calcarenaceoussandstone；XujiaheFormation；microfracture；secondarysolutionpores；braided river

10.11885/j.issn.1674-5086.2014.06.09.02

1674-5086（2015）02-0178-11

TE122

A

2014-06-09網(wǎng)絡(luò)出版時(shí)間：2015-03-23

司馬立強(qiáng)，E-mail：smlq2000@126.com

國(guó)家自然科學(xué)基金（41202110）；西南石油大學(xué)校級(jí)科技基金（2012XJZ004）。