准噶尔盆地吉木萨尔凹陷东斜坡二叠系梧桐沟组储层特征及影响因素

孙 靖，王 斌，薛晶晶

（中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院）

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷东斜坡二叠系梧桐沟组储层特征及影响因素

孙 靖，王 斌，薛晶晶

（中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院）

依据储层地质学的基本理论和研究方法，综合运用钻井、测井以及分析化验资料，对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷东斜坡二叠系梧桐沟组进行了储层特征研究和影响因素分析。研究表明，储层孔隙度相对较高，而渗透率相对较低；孔喉类型主要为中孔-细喉型，且连通性相对较差；储层物性的影响因素为沉积相和成岩作用，其中压实作用是最主要的减孔因素，胶结作用是造成储层渗透率低的主要原因；相对优质储层发育的有利区带为辫状河三角洲平原的辫状河道砂体和辫状河三角洲前缘的水下分流河道砂体。

储层特征；影响因素；梧桐沟组；东斜坡；吉木萨尔凹陷

1 概况

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部的东南缘，北界为吉木萨尔断裂，南界为三台断裂，西界为老庄湾断裂和西地断裂，向东逐渐过渡为奇台凸起，是一个西深东浅、西断东超的箕状凹陷，研究区位于吉木萨尔凹陷的东斜坡（图1）。该凹陷自下而上发育了自上石炭统—第四系的多套沉积岩系，地层厚度由西向东逐渐变薄。其中，二叠系梧桐沟组在研究区普遍分布，岩性以灰色砂岩、粉砂岩及含砾砂岩为主（表1）。目前，该凹陷共有3口井获得工业油流，梧桐沟组仅有吉17井区提交预测石油地质储量3 230万t。因此，区内梧桐沟组勘探潜力巨大。

图1 吉木萨尔凹陷东斜坡位置图Fig.1 Location map of the eastern slope of Jimusar Sag

表1 吉木萨尔凹陷二叠系地层表Table 1 Stratigraphic scale of Permian in Jimusar Sag

2 储层特征

2.1 储层物性特征

据研究区近10口井的物性数据分析结果，梧桐沟组储层孔隙度介于3.82%～24.94%，平均为15.07%；渗透率介于0.003～473.78 mD，平均为1.22 mD。总体上孔隙度相对较高，渗透率相对较低。同时，不同岩石类型中物性总体上较好的是砾状砂岩和细砾岩，其次是中砂岩和砂砾岩。在储层物性变化方面，孔隙度和渗透率基本上随着深度的增大而减小，无明显次生孔隙发育带。

2.2 储层孔隙结构特征

梧桐沟组储层孔隙形态多样，形状不规则，主要为中孔；孔喉分选较差，以细喉道为主，孔喉连通性较差。储层孔隙结构总体特征为中孔-细喉，且连通性相对较差（表2、图版Ⅰ、图2）。

表2 研究区梧桐沟组储层结构参数统计分析表Table 2 Statistical analysis of reservoir structural parameters of Wutonggou Formation in the study area

图2 研究区梧桐沟组储层毛管压力曲线Fig.2 Reservoir capillary pressure curves of Wutonggou Formation in the study area

3 储层物性影响因素

关于碎屑岩储层物性的控制因素，前人进行了大量的研究[1-23］，概括起来主要是三大因素，即沉积作用、成岩作用和构造作用。研究表明，本区梧桐沟组储层物性受沉积相和成岩作用的共同影响。沉积相主要控制着储层砂体的分布及砂体的原始孔隙性，同时对后期的成岩作用有一定的影响；成岩作用主要对储层孔、渗性有较大影响[1］。

3.1 沉积相的影响

沉积相控制着砂体的大小、分布及砂体的杂基含量、分选性、磨圆度以及粒度等，而这些参数又直接影响着储层物性。不同沉积微相砂体的大小和分布存在很大差异，其沉积物的杂基含量、分选性以及粒度不同，因此其储集物性也不同[1，24-25］。 该区梧桐沟组发育的沉积相类型主要为辫状河三角洲，其平原的辫状河道微相和前缘的水下分流河道微相砂体的杂基含量相对较低，分选性和磨圆度相对较好，粒度较粗，因此物性相对较好，是相对有利储层的发育区带（表3）。

3.2 成岩作用的影响

影响该区梧桐沟组储层物性的成岩作用主要有3类，即压实作用、胶结作用和溶蚀作用。其中压实作用和胶结作用使储层物性变差，溶蚀作用则改善储层物性。

压实作用使储层孔隙度降低，致储层物性变差。依据Sherer的研究[26］，可以计算出压实作用的减孔量。通过计算，储层压实减孔量介于4.37%～26.37%，平均达到了14.84%，对原生孔隙的破坏作用十分明显（表4）。

表3 研究区梧桐沟组储层微相特征表Table 3 The reservoir sedimentary microfacies characteristics of Wutonggou Formation in the study area

表4 研究区梧桐沟组成岩作用减孔量（增孔量）统计表Table 4 Relationship between diagenesis and porosity of Wutonggou Formation in the study area

胶结减孔量介于1.00%～18.00%，平均为7.08%，对原生孔隙有一定破坏（表4）。胶结作用对储层物性的影响最主要的是使储层的喉道变细、变小，使孔隙系统变得复杂，从而大大降低储层岩石的渗透率。胶结物中影响最大的是（铁）方解石的胶结作用，其次是各种自生黏土矿物的胶结作用。其中，伊利石常呈毛发状、丝缕状、丝片状、搭桥状和弯曲片状充填于孔喉中，伊/蒙混层常呈不规则状和（似）蜂巢状充填，高岭石一般呈蠕虫状、书页状和散片状充填，而绿泥石常呈绒球状充填，同时多种类型胶结物相互混合充填，更加剧了储层孔喉系统的复杂性（图版Ⅱ）。

溶蚀作用可产生次生孔隙，从而改善储层物性。该区梧桐沟组储层主要是长石颗粒的溶蚀，溶蚀增孔量为0.30%～4.00%，平均为2.00%（表4）。

4 结论

（1）研究区梧桐沟组储层孔隙度相对较高，渗透率相对较低，孔喉类型主要为中孔-细喉型，且连通性相对较差。

（2）储层物性的影响因素主要为沉积相和成岩作用。沉积相控制了砂体的规模和展布，进而控制了储层原始物性；成岩作用控制了原始物性的优劣，决定了现今储层的物性特征，其中压实作用是最主要的减孔因素，而胶结作用是使储层渗透率降低的主要原因。

（3）相对优质储层发育的有利区带为辫状河三角洲平原的辫状河道砂体和辫状河三角洲前缘的水下分流河道砂体。

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Reservoir characteristics and influencing factors of Permian Wutonggou Formation in eastern slope of Jimusar Sag,Junggar Basin

SUN Jing，WANG Bin，XUE Jing-jing
（Research Institute of Exploration and Development， Xinjiang Oilfield Company， PetroChina， Karamay 834000， China）

Based on the basic theoryand research methods ofreservoir geology,the drilling,loggingand testingdata are used to analyze the reservoir characteristics and influencing factors of Permian Wutonggou Formation in eastern slope of Jimusar Sag,Junggar Basin.The porosity is relatively high,and the permeability is relatively low.The middle pore-thin throat is the main pore throat type,and the connectedness is relatively poor.The major influencing factors of reservoir physical properties are sedimentary facies and diagenesis.Compaction is the main factor for reducing pores,and cementation is the main cause for the low permeability.The favorable zones for high-quality reservoir development are braided channel ofbraid river delta plain and subaqueous distributarychannel offront.

reservoir characteristics； influencingfactors； Wutonggou Formation； eastern slope； Jimusar Sag

TE122.2

A

1673-8926（2011）03-0044-05

2010-08-19；

2010-10-25

孙靖，1982年生，男，硕士，工程师，主要从事沉积储层研究工作。地址：（834000）新疆克拉玛依市新疆油田分公司勘探开发研究院勘探所。 电话：（0990）6245716。 E-mail：sun19820804@sina.com

图版Ⅰ

图版Ⅱ

于惠宇）